Zwischenbericht I/2012. Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember

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1 2012 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember

2 2 E.ON-Konzern in Zahlen E.ON-Konzern in Zahlen /- % Stromabsatz 1) 208,6 Mrd kwh 186,2 Mrd kwh +12 Gasabsatz 1) 389,1 Mrd kwh 373,2 Mrd kwh +4 Umsatz Mio Mio +28 EBITDA 2) Mio Mio +9 EBIT 2) Mio Mio +10 Konzernüberschuss Mio Mio -23 Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG Mio Mio -24 Nachhaltiger Konzernüberschuss Mio Mio +27 Investitionen Mio Mio Operativer Cashflow 3) 448 Mio 906 Mio -51 Wirtschaftliche Netto-Verschuldung ( bzw ) Mio Mio ) Mitarbeiter ( bzw ) Ergebnis je Aktie (Anteil der Gesellschafter der E.ON AG) 0,90 1,19-24 Zahl der in Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt) in Mio Stück ) Seit Anfang 2012 geänderte IT-basierte Erfassung für Handelsmengen; Vorjahreswerte angepasst. 2) bereinigt um außergewöhnliche Effekte (siehe Kurz-Glossar unten) 3) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 4) Veränderung in absoluten Werten Kurz-Glossar EBIT Unser 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. EBITDA Wichtigste interne Ergebniskennzahl und Indikator für die nachhaltige Ertragskraft unserer Geschäfte. Unser EBITDA (Earnings before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) entspricht unserem EBIT vor Abschreibungen. Nachhaltiger 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 S teuereffekte und das Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten beim nachhaltigen 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 2012 EBITDA um 9 Prozent und nachhaltiger Konzernüberschuss um 27 Prozent über den Vorjahreswerten Verträge mit MPX für ein Joint Venture unterzeichnet, aus dem ein führendes privates Energieunternehmen in Brasilien entstehen soll Für das Jahr 2012 unverändert EBITDA zwischen 9,6 und 10,2 Mrd und nachhaltiger Konzernüberschuss zwischen 2,3 und 2,7 Mrd erwartet Inhalt 4 Brief an die Aktionäre 5 E.ON-Aktie 6 Zwischenlagebericht Geschäft und Rahmenbedingungen Ertragslage Finanzlage Vermögenslage Mitarbeiter Risikolage Wesentliche Ereignisse nach dem Bilanzstichtag Prognosebericht 30 Bescheinigung nach prüferischer Durchsicht 31 Verkürzter Zwischenabschluss Gewinn- und Verlustrechnung Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen Bilanz Kapitalflussrechnung Entwicklung des Konzerneigenkapitals Anhang 45 Finanzkalender

4 4 in den ersten drei Monaten des Jahres 2012 hat sich unser Geschäft wie erwartet positiv entwickelt, wir haben die Talsohle des letzten, unter anderem durch die vorzeitige Abschaltung unserer Kernkraftwerke außergewöhnlich belasteten Geschäftsjahres klar hinter uns gelassen. Der Umsatz stieg auf 35,7 Mrd, das Konzern-EBITDA lag bei rund 3,8 Mrd, der nachhaltige Konzernüberschuss bei rund 1,7 Mrd. Negativ wirkten unter anderem Preis- und Volumeneffekte im Erzeugungsgeschäft, positiv hingegen Verbesserungen im Gashandelsgeschäft. Für das Gesamtjahr 2012 gehen wir aus heutiger Sicht daher weiter davon aus, dass unser EBITDA in einer Bandbreite von 9,6 bis 10,2 Mrd liegen wird. Für den nachhaltigen Konzernüberschuss erwarten wir im Jahr 2012 eine Bandbreite von 2,3 bis 2,7 Mrd. Die positive Entwicklung des ersten Quartals darf aber nicht darüber hinwegtäuschen, dass das energie- und gesamtwirtschaftliche Umfeld schwierig bleibt. Die Branche befindet sich in einer Phase grundlegender Transformation, und unser Geschäft wird weiterhin und auf absehbare Zeit geprägt von schwacher Energienachfrage, hohem Wettbewerbsdruck, vor allem im Gashandel, und teilweise erratischen Eingriffen der Politik in das Marktgeschehen. So liegt die Gasnachfrage in Europa auf dem Niveau von 2001, die Stromnachfrage in etwa auf dem Niveau von Dies senkt zum Beispiel Auslastung, Preise und Margen in unseren Erzeugungsaktivitäten. Wir werden daher unser konventionelles Kraftwerksportfolio weiter optimieren, Kosten senken und Flexibilität steigern, wenn nötig auch die Schließung von Standorten prüfen. Auch in unserem Gashandelsgeschäft haben wir aufgrund der stark gesunkenen Preise für Gasprodukte im Vergleich zu den langfristigen Importverträgen nach wie vor Anpassungsbedarf. Hier haben wir aber bereits gegengesteuert und nach der kürzlichen Einigung mit einem unserer wichtigsten Erdgaslieferanten, der norwegischen Statoil, jetzt insgesamt rund zwei Drittel unseres Bezugsportfolios erfolgreich nachverhandelt. Auch mit der russischen Gazprom streben wir eine vernünftige und faire Einigung an und sind insofern auf gutem Wege, im Gashandel mittelfristig wieder angemessene Erträge erzielen zu können. Neben diesen operativen Erfolgen geht E.ON konsequent den schon frühzeitig eingeschlagenen Weg des grundlegenden Konzernumbaus weiter. Auch im ersten Quartal 2012 konnten wir hierbei weitere Fortschritte machen. Im Zuge der stärkeren Fokussierung in Europa treiben wir die Abgabe von Geschäften voran. Wir befinden uns in der Endphase des Verkaufsprozesses von Open Grid Europe und auch die Veräußerung von E.ON Energy from Waste kommt planmäßig voran. Zugleich forcieren wir den Ausbau Erneuerbarer Energien, darunter unseren deutschen Hochsee-Windpark Amrumbank West, der ab 2015 Strom für rund Haushalte liefern wird. Wie geplant verstärken wir auch unser Engagement in außereuropäischen Wachstumsmärkten. Neben den erfolgreichen Geschäften mit Windparks in Nordamerika und Großkraftwerken in Russland erschließen wir nun Brasilien als nächsten Wachstumsmarkt. Im Rahmen des Joint Ventures mit dem brasilianischen Unternehmen MPX wird der Aufbau von MW Erzeugungskapazität geplant. Die weitere Internationalisierung des Unternehmens spiegelt sich auch in der Umwandlung der E.ON AG in eine Europäische Aktiengesellschaft (SE) wider. Die Umwandlung wurde vor wenigen Tagen auf der ordentlichen Hauptversammlung von einer großen Mehrheit der Aktionäre befürwortet. Auch die Weichen für nachhaltige Effizienzsteigerungen im Konzern sind gestellt. Mitte Januar konnte mit den Gewerkschaften ver.di und IGBCE ein Tarifvertrag zur Umsetzung von E.ON 2.0 abgeschlossen werden, in dem Instrumente und Rahmenbedingungen für den notwendigen Personalabbau bei E.ON verbindlich festgelegt werden. Die Einigung schafft die Voraussetzung dafür, E.ON 2.0 wie geplant umzusetzen und die beeinflussbaren Kosten, wie vorgesehen, bis zum Jahr 2015 auf jährlich 9,5 Mrd zu senken. Neben schnelleren Entscheidungsprozessen und stärkerer Kundenorientierung erlangt E.ON dadurch den Spielraum für Zukunftsinvestitionen und somit auch für nachhaltige Beschäftigung und legt die Basis dafür, auch in den nächsten Jahren zu den erfolgreichsten Unternehmen der internationalen Energiewirtschaft zu gehören. Mit herzlichen Grüßen Dr. Johannes Teyssen

5 E.ON-Aktie 5 Am Ende des ersten Quartals 2012 lag der Kurs der E.ON- Aktie um 8 Prozent über dem Kurs zum Jahresende 2011 und entwickelte sich damit in etwa wie der europäische Aktienindex EURO STOXX 50 (+7 Prozent) und besser als der Branchenindex STOXX Utilities (+3 Prozent im selben Zeitraum). Im ersten Quartal 2012 fiel das gehandelte Stückvolumen an E.ON-Aktien um 8 Prozent auf 647 Mio Stück. Aufgrund niedrigerer Durchschnittskurse sank der Börsenumsatz gegenüber dem vergleichbaren Vorjahreszeitraum um 31 Prozent auf 11,1 Mrd. Aktuelle Informationen zur E.ON-Aktie finden Sie auf unserer Website unter E.ON-Aktie Anzahl ausstehender Aktien in Mio Schlusskurs in apple 17,96 16,67 Marktkapitalisierung in Mrd apple 1) 34,2 31,8 1) auf Basis ausstehender Aktien Kurse und Umsätze Höchstkurs in apple 1) 18,64 25,11 Tiefstkurs in apple 1) 15,88 20,94 Umsatz E.ON-Aktien 2) in Mio Stück 646,7 701,6 in Mrd apple 11,1 16,2 1) Xetra 2) Quelle: Bloomberg, alle deutschen Börsen Performance der E.ON-Aktie in % E.ON EURO STOXX 1) STOXX Utilities 1) ) auf Basis Performance-Index

6 6 Zwischenlagebericht Geschäft und Rahmenbedingungen Konzernstruktur und Geschäftstätigkeit E.ON ist ein bedeutendes privates Energieunternehmen. Der Konzern wird von der Konzernleitung in Düsseldorf geführt und ist in globale und regionale Einheiten gegliedert. Seit Anfang 2012 weisen wir die Geschäfte der bisherigen globalen Einheiten Gas und Handel in unserem neuen Segment Optimierung & Handel aus und das vorher in der Einheit Gas geführte Explorations- und Produktionsgeschäft bildet seitdem ein eigenes Segment. Ferner werden seit Jahresbeginn einige Gasvertriebsgesellschaften in der Regionaleinheit Deutschland ausgewiesen, die vorher der ehemaligen globalen Einheit Gas zugeordnet waren. Die entsprechenden Vorjahreszahlen wurden angepasst. 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, die laufende Optimierung unseres Portfolios und das Stakeholder-Management. Alle Funktionen, die wertvolle Unterstützung für unser Kerngeschäft leisten und nicht ortsgebunden sind, sind funktional organisiert: 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, Optimierung & Handel sowie Exploration & Produktion verantwortlich. Darüber hinaus sind die Projektmanagementund Engineering-Kompetenzen des Konzerns in der Einheit Neubau & Technologie 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 länderübergreifend 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. Optimierung & Handel Unsere globale Einheit Optimierung & Handel ist das Bindeglied zwischen E.ON und den weltweiten Energiehandelsmärkten und kauft beziehungsweise verkauft Strom, Gas, Flüssiggas (LNG), Öl, Kohle, Frachtkontingente, Biomasse und Emissionszertifikate. Sie steuert und entwickelt zudem Assets auf verschiedenen Ebenen der Wertschöpfungskette des Gasmarktes, wie zum Beispiel Pipelines, Langfristlieferverträge oder Speicher.

7 7 Exploration & Produktion Das Explorations- und Produktionsgeschäft von E.ON ist ein Wachstumssegment mit guten Perspektiven für die Zukunft. E.ON E&P ist in vier Fokusregionen aktiv. Hierzu gehören die britische und norwegische Nordsee, Russland und Nordafrika. 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. Branchensituation Nach vorläufigen Angaben des BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.v. sank der Stromverbrauch in Deutschland aufgrund der milden Witterung im Januar sowie der schlechten Konjunktur im Ausland in den ersten beiden Monaten 2012 um 3,7 Prozent gegenüber den Vorjahresmonaten. Der Erdgasverbrauch stieg dagegen wegen des vergleichsweise kalten Februars sowie des Schalttags (29. Februar 2012) um 6,6 Prozent. In England, Schottland und Wales wurden im ersten Quartal 2012 rund 85 Mrd kwh (Vorjahr: 86 Mrd kwh) Strom verbraucht. Der Gas verbrauch nahm (ohne den Einsatz in Kraftwerken) von 220 Mrd kwh in den ersten drei Monaten 2011 auf 207 Mrd kwh im Berichtszeitraum ab. Die Rückgänge sind im Wesent lichen auf die leicht höheren Temperaturen im ersten Quartal 2012, anhaltende Energieeffizienzmaßnahmen und ein verändertes Kundenverhalten zurückzuführen. In den nordeuropäischen Ländern wurden mit 111 Mrd kwh rund 3 Mrd kwh weniger Strom verbraucht als im Vorjahreszeitraum. Grund waren die höheren Temperaturen. Der Netto-Stromexport in die um liegenden Länder betrug rund 3,3 Mrd kwh im Vergleich zu einem Nettoimport von rund 7 Mrd kwh im Vorjahr. In Ungarn lag der Stromverbrauch im Berichtszeitraum mit 8,8 Mrd kwh auf dem Vorjahresniveau. Der Gas verbrauch nahm witterungsbedingt um 4 Prozent auf Mio m 3 ab. Der Stromverbrauch in Italien nahm im Vergleich zum Vorjahr um 2 Prozent auf 83 Mrd kwh (Vorjahr: 84,7 Mrd kwh) ab. Der Gasverbrauch ging durch geringere Lieferungen an Gaskraftwerke um 2,2 Prozent auf 290,3 Mrd kwh (Vorjahr: 296,9 Mrd kwh) zurück. Auf dem spanischen Festland lag der Stromverbrauch im Berichtszeitraum mit 67 Mrd kwh um 1,5 Prozent unter dem Vorjahreswert (Temperatur unterschiede und die Zahl der Arbeitstage berücksichtigt um 2 Prozent). Mit 86 Mrd kwh nahm der Gasverbrauch im Endkundengeschäft um 6,3 Prozent zu. In Frankreich wurden mit 148,7 Mrd kwh 2,6 Prozent mehr Strom verbraucht (Temperaturunterschiede und die Zahl der Arbeitstage berücksichtigt 0,8 Prozent). Entsprechend stieg die gesamte Stromerzeugung um 0,6 Prozent auf 160,1 Mrd kwh. In Russland lag die Stromproduktion im Berichtszeitraum mit rund 291,9 Mrd kwh 3,8 Prozent über dem Niveau des ersten Quartals Energiepreisentwicklung Im ersten Quartal 2012 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 der verfügbaren Wasserkraft in Skandinavien. Dabei bestimmten zwei Ereignisse das Marktgeschehen in besonderem Ausmaß: die Kältewelle in Europa sowie die anhaltenden Unruhen im mittleren Osten. Ende März wurde die Preisentwicklung noch zusätzlich durch die Entdeckung eines Gaslecks auf der Elgin-Förderplattform in der britischen Nordsee beeinflusst. Positive Konjunkturdaten aus den USA und China wurden weiterhin von Bedenken hinsichtlich der Schuldenkrise in der Europäischen Union überschattet. Unter anderem wurden die Ratings für neun europäische Länder herabgestuft. Entwicklung der Preise für Strom in den E.ON-Kernmärkten UK Baseload Nordpool Baseload /MWh 1) Spanien EEX Baseload ) für Lieferungen im Folgejahr Insbesondere der Ölpreis bewegte sich im Frühjahr dieses Jahres aufgrund der winterlichen Witterung und der internationalen Spannungen mit dem Iran von anfangs 110 US-$ auf 125 US-$ pro Barrel im März. Der Aufwärtstrend wurde dabei

8 8 Zwischenlagebericht zusätzlich durch die geopolitischen Probleme in Syrien, Südsudan und dem Jemen und die daraus resultierenden Lieferstörungen gestützt. Die Preise auf dem europäischen Kohlemarkt (API#2) für Lieferungen im Folgejahr begannen das Jahr bei 117 US-$ pro Tonne mit einem rückläufigen Trend und fielen im Verlauf des Januars, bedingt durch die geringe Nachfrage aufgrund zunächst milder winterlicher Bedingungen, auf das Zwischenjahrestief von 111 US-$ pro Tonne. Bis zum Ende des Quartals bewegten sich die Preise nur um wenige Dollar nach oben und lagen Ende März bei rund 116 US-$ pro Tonne. Einer der Gründe für die anhaltend niedrigen Preise ist die derzeitige Überversorgung mit Kohle im Atlantikbecken durch erhöhte US-Exporte, da in den Vereinigten Staaten die heimische Kohle aktuell durch günstiges Schiefergas verdrängt wird. Durch das anhaltende Überangebot an Schiffskapazitäten und die daraus resultierenden geringen Frachtkosten ist auch eine wachsende Anzahl Transporte vom Atlantik in den Pazifik zu den dort noch höherpreisigen Märkten zu beobachten. Der europäische Forward-Markt für Gas zeigte im ersten Quartal einen deutlichen Aufwärtstrend. Lagen die Preise für Lieferungen im Folgejahr am englischen Handelspunkt zu Beginn des Jahres noch bei rund 26 pro MWh, so stiegen sie über 28 pro MWh im März. Dies war auf die hohen Ölpreise und die Kältewelle in Europa Mitte Februar zurückzuführen. Ein weiterer Grund war die Erwartung, dass wegen der weiteren Entwicklung in Japan wo ein Großteil der Kernkraftwerke noch immer nicht wieder kommerziell genutzt werden kann die Verfügbarkeit von LNG für den europäischen Markt deutlich eingeschränkt ist. Selbst die rückläufige Entwicklung der CO 2 -Preise und die geringe Stromproduktion aus Gas konnten diesen Trend nur leicht dämpfen. Besonderen Auftrieb erhielten die Preise noch durch den sofortigen Produktionsstopp nach der Entdeckung des Gaslecks auf der Elgin-Förderplattform in der britischen Nordsee. Die Preise für CO 2 -Zertifikate im europaweiten Handelssystem EU-ETS (EU Allowances EUA) stiegen im Vorfeld der Abstimmung zur Energieeffizienz-Direktive vor dem Komitee für Industrie, Forschung und Energie (ITRE) im Europaparlament von rund 7 je Tonne Anfang Januar auf nahezu 10 kurz vor der Abstimmung Ende Februar. Der Ausschuss stimmte über einen Entwurf des Textes ab, der unter anderem auch ein Konzept für die Rückhaltung von Zertifikaten aus der dritten ETS-Zuteilungsphase enthält, allerdings ohne genaue Zahlen zu nennen. Nach dem Termin fielen die Preise im Verlauf der nächsten Wochen wieder auf das Niveau zum Jahresbeginn, getrieben von Hinweisen, dass einige der EU-Mitgliedstaaten ihre Zustimmung zu dem Papier verweigern werden. Preisentwicklung für CO 2 -Zertifikate in Europa /t CO 2 -Zertifikate Phase Die Strompreise in Deutschland für Baseload-Lieferungen wurden im ersten Quartal stark von der guten Versorgungslage, insbesondere auch in den europäischen Nachbarländern, sowie den recht hohen Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien und dem niedrigen Preis für CO 2 -Zertifikate geprägt. Die Kältewelle in Europa, die kurzzeitig für extreme Preise auf dem Kurzfristmarkt sorgte, hatte langfristig nur sehr geringen Einfluss. So lag der deutsche Strompreis für Lieferungen im Folgejahr dann gegen Ende des Quartals auch leicht unter dem schon niedrigen Niveau zum Jahresbeginn von rund 52 pro MWh. Aufgrund der relativ hohen Gaspreise gab es daher kaum Anreize, in Stromerzeugung aus Gas zu investieren, anders als in Großbritannien, wo sich der Strompreis über weite Strecken deutlich stärker mit den Gaspreisen entwickelte. Der Preis für Lieferungen im Folgejahr lag dort gegen Ende des Quartals mit rund 64 pro MWh dann auch deutlich über den Preisen in Kontinentaleuropa. Der nordische Strommarkt verzeichnete im ersten Quartal erhebliche Zuflüsse in die Wasserreservoirs, die Ende März einen neuen Füllstandsrekord erreichten. Der Kurzfristmarkt war durch den sehr kalten Februar und die eingeschränkte Verfügbarkeit einiger Kernkraftwerke geprägt, langfristige Auswirkungen waren aber nicht zu beobachten. Der Preis für Lieferungen im Folgejahr schloss Ende des Quartals bei etwa 40 pro MWh und damit 1 unter dem Preis zu Beginn des Jahres. Aufgrund der hohen Abhängigkeit des italienischen Strommarktes von ölindexiertem Gas orientierten sich die Preise für Lieferungen im Folgejahr auch im ersten Quartal am Ölpreis und stiegen von anfangs 75 auf rund 77 pro MWh. Allerdings konnte nicht der gesamte Anstieg der Brennstoffkosten kompensiert werden, so dass die Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern im März stärker unter Druck geriet, zusätzlich beeinflusst durch eine geringere Nachfrage und erhöhte Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien. Die Preise auf dem spanischen Forward- Markt zeigten im ersten Quartal nur wenige Schwankungen mit einer leicht rückläufigen Tendenz Ende März aufgrund fallender Preise für CO 2 -Zertifikate und der nach der Kältewelle im Februar eher schwachen Entwicklung auf dem Kurzfristmarkt. Der Preis für Lieferungen im Fol-gejahr lag am Ende bei rund 52 pro MWh.

9 9 Auf dem russischen Strommarkt blieben die Preise in der europäischen Zone recht stabil. Auf dem Kurzfristmarkt lag der gewichtete Durchschnittspreis im ersten Quartal bei 871 Rubel (rund 21 ) und damit ähnlich hoch wie der Durchschnittspreis für das letzte Quartal Ein deutlicher verbrauchsgetriebener Preisanstieg durch die Kältewelle im Februar wurde vor allem durch die Entscheidung der russischen Regierung abgemildert, die geplante Erhöhung der Gastarife zu verschieben. Weitere preisdämpfende Effekte waren die zuverlässige Gasversorgung sowie der Zuwachs an Erzeugungskapazitäten. Der Preis in der sibirischen Preiszone stieg im Quartalsvergleich um 10 Prozent auf 652 Rubel (rund 16 ) an. Die Gründe hierfür waren hauptsächlich kommerzielle Änderungen im Marktumfeld. Andere Größen wie Nachfrage und Erzeugung, sowohl aus Wasserkraft als auch aus konventionellen Kraftwerken, blieben relativ unverändert. 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 2012 lag die in eigenen Kraftwerken erzeugte Strommenge mit 76 Mrd kwh um 4 Prozent über dem Vorjahresniveau von 73 Mrd kwh. Der Strom bezug stieg um 17 Prozent auf 139 Mrd kwh. Die Eigenerzeugung der globalen Einheit Erzeugung lag leicht über dem Vorjahresniveau. Dabei konnten die Rückgänge insbesondere durch die Stilllegung von Kernkraftwerken gemäß der Novelle des Atomgesetzes (AtG) in Deutschland und einen Stillstand des Kernkraftwerks Oskarshamn in Schweden mehr als ausgeglichen werden. Gründe hierfür sind vor allem die Inbetriebnahme eines neuen Gaskraftwerks und deutlich verbesserte Marktkonditionen für den Einsatz von Kohlekraftwerken in Großbritannien. Im Segment Erneuerbare Energien lag die in eigenen Kraftwerken erzeugte Strommenge mit 6,9 Mrd kwh über dem Vorjahresniveau von 5,6 Mrd kwh. Die Eigenerzeugung im Bereich Wasserkraft erhöhte sich um 0,4 Mrd kwh. Grund hierfür ist Strombeschaffung Erzeugung Erneuerbare Energien Optimierung & Handel 1) Deutschland Weitere EU-Länder Russland Konsolidierung E.ON-Konzern in Mrd kwh Eigenerzeugung 47,3 47,1 6,9 5,6 1,6 1,9 2,4 2,5 17,8 15,9 76,0 73,0 Bezug 7,2 11,1 1,7 1,3 165,6 139,3 46,4 46,4 42,8 43,4 1,2 1,0-125,9-123,3 139,0 119,2 Gemeinschaftskraftwerke 3,0 3,6 0,5 0,4 3,5 4,0 Optimierung & Handel/ Fremde 4,2 7,5 1,2 0,9 165,6 139,3 46,4 46,4 42,8 43,4 1,2 1,0-125,9-123,3 135,5 115,2 Summe 54,5 58,2 8,6 6,9 165,6 139,3 48,0 48,3 45,2 45,9 19,0 16,9-125,9-123,3 215,0 192,2 Betriebsverbrauch, Netzverlust etc. -0,6-0,4-0,2-0,1-1,6-1,6-3,4-3,3-0,6-0,6-6,4-6,0 Stromabsatz 53,9 57,8 8,4 6,8 165,6 139,3 46,4 46,7 41,8 42,6 18,4 16,3-125,9-123,3 208,6 186,2 1) Seit Anfang 2012 geänderte IT-basierte Erfassung für Handelsmengen; Vorjahreswerte angepasst.

10 10 Zwischenlagebericht Anteil der Primärenergieträger an der Eigenerzeugung Erneuerbare Erzeugung Energien Deutschland Weitere EU-Länder Russland E.ON-Konzern 2012 Mrd kwh % Mrd kwh % Mrd kwh % Mrd kwh % Mrd kwh % Mrd kwh % Kernenergie 15, ,6 21 Braunkohle 1,4 3 0,1 4 3,3 19 4,8 6 Steinkohle 20, ,4 27 Erdgas/Öl 9,9 21 0,4 25 1, , ,7 35 Wasserkraft 3,6 52 0,7 44 4,3 6 Windkraft 3,2 46 3,2 4 Sonstige 0,1 2 0,5 31 0,4 17 1,0 1 Summe 47, , , , , ,0 100 der Anstieg der Erzeugungsmengen in Schweden infolge des hohen Wasserstandes zu Jahresbeginn und eines anhaltend hohen Zuflusses im ersten Quartal Der Bereich Wind/ Solar/Sonstiges steigerte die Eigenerzeugung um 38 Prozent auf 3,3 Mrd kwh. 97 Prozent der Erzeugung stammten aus Windkraftanlagen, die verbleibenden Mengen aus Biomasse und kleinsten Wasserkraftwerken. Die verminderte Eigenerzeugung der Regionaleinheit Deutschland im ersten Quartal 2012 resultiert vor allem aus der Verpachtung der Kraftwerke Plattling und Grenzach-Wyhlen seit der zweiten Jahreshälfte Auf Erneuerbare Energien entfielen 50 Prozent der Eigenerzeugung. Im ersten Quartal 2012 erzeugten die weiteren EU-Länder nur geringfügig weniger Strom in eigenen Kraftwerken als im Vorjahreszeitraum. In der Region Russland haben wir im Berichtszeitraum mit eigenen Kraftwerken rund 94 Prozent des Gesamtbedarfs von 17,8 Mrd kwh gedeckt. 1,2 Mrd kwh wurden von Fremden bezogen. Gasbeschaffung Im ersten Quartal 2012 bezog die Einheit Optimierung & Handel rund 400 Mrd kwh Erdgas von in- und ausländischen Produzenten. Neben der Beschaffung an Handelspunkten wurde rund die Hälfte dieser Menge über Langfristverträge bezogen. Wichtigste Bezugsquellen waren Russland, Norwegen, Deutschland und die Niederlande. Im Rahmen der Optimierung und des Risikomanagements für den E.ON-Konzern handelte die globale Einheit Optimierung & 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 drei Monaten gehandelt wurden, jedoch erst in der Zukunft realisiert werden. Die Gasproduktion der globalen Einheit Exploration & Produktion aus den Nordseefeldern ging im Berichtszeitraum 2012 gegenüber dem Vorjahr auf 267 Mio m³ zurück. Die Produktion von Öl und Kondensaten sank ebenfalls und lag mit 0,8 Mio Barrel 43 Prozent unter dem Vorjahresniveau. Die wesentlichen Ursachen hierfür waren ein technisch bedingter vorübergehender Produktionsausfall in den Feldern Njord und Rita und der natürliche Produktionsrückgang in den älteren Feldern. Damit verringerte sich die Upstream-Produktion von Gas und Öl beziehungsweise Kondensaten insgesamt um 40 Prozent auf 2,5 Mio Barrel Öläquivalent. Zusätzlich zu den in der Nordsee produzierten Mengen steht uns aus dem at equity einbezogenen sibirischen Feld Yushno Russkoje mit 1,7 Mrd m³ etwas mehr Erdgas als im Vorjahreszeitraum zu. Upstream-Produktion /- % Öl/Kondensate (in Mio Barrel) 0,8 1,4-43 Gas (in Mio Standard-m 3 ) 266,6 441,4-40 Summe (in Mio Barrel Öläquivalent) 2,5 4,2-40

11 11 Stromabsatz Im Berichtszeitraum 2012 stieg der konsolidierte Stromabsatz im E.ON-Konzern durch die höheren Handelsmengen um 12 Prozent auf 208,6 Mrd kwh. Der Rückgang des Stromabsatzes im Segment Erzeugung resultiert im Wesentlichen aus der Stilllegung von Kraftwerken gemäß der AtG-Novelle in Deutschland und geringeren Lieferungen von unseren Kraftwerken in Schweden an unsere Einheit Optimierung & Handel. Im Segment Erneuerbare Energien lag der Stromabsatz 1,6 Mrd kwh über dem Vorjahresniveau. Der Stromabsatz im Bereich Wasserkraft nahm vor allem in Schweden wegen des Anstiegs der Eigenerzeugung und des Absatzes an die Einheit Optimierung & Handel zu. 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 0,9 Mrd kwh beziehungsweise 33 Prozent. Der Stromabsatz der Regionaleinheit Deutschland lag im ersten Quartal 2012 nahezu auf dem Vorjahresniveau. In den weiteren EU-Ländern ist der Stromabsatz um 0,8 Mrd kwh gesunken. Rückgängen von 2,5 Mrd kwh, vor allem aufgrund der leicht höheren Temperaturen in Großbritannien (einschließlich Mengen aus Kraft-Wärme-Kopplung für 2012 und 2011), Italien und Schweden, standen Zunahmen von 1,7 Mrd kwh, insbesondere in Tschechien und Rumänien, gegenüber. Der Stromabsatz der Regionaleinheit Russland am Großhandelsmarkt lag mit 18,4 Mrd kwh insbesondere durch die Inbetriebnahme neuer Erzeugungskapazitäten an den Standorten Surgutskaya und Yaivinskaya im zweiten Halbjahr 2011 um 13 Prozent über dem Vorjahreswert. Stromabsatz in Mrd kwh Erzeugung Erneuerbare Energien Optimierung & Handel 1) Deutschland Weitere EU-Länder Russland Konsolidierung E.ON-Konzern Privat- und kleinere Geschäftskunden 7,5 7,8 18,4 18,7 25,9 26,5 Industrie- und Geschäftskunden 1,0 1,5 8,8 7,9 18,2 19,5 28,0 28,9 Vertriebspartner 9,6 9,8 1,3 1,2 22,4 22,9 0,1 0,8 33,4 34,7 Kundengruppen 10,6 11,3 1,3 1,2 38,7 38,6 36,7 39,0 87,3 90,1 Großhandelsmarkt/ Optimierung & Handel 43,3 46,5 7,1 5,6 165,6 139,3 7,7 8,1 5,1 3,6 18,4 16,3-125,9-123,3 121,3 96,1 Summe 53,9 57,8 8,4 6,8 165,6 139,3 46,4 46,7 41,8 42,6 18,4 16,3-125,9-123,3 208,6 186,2 1) Seit Anfang 2012 geänderte IT-basierte Erfassung für Handelsmengen; Vorjahreswerte angepasst. Gasabsatz Der konsolidierte Gasabsatz stieg in den ersten drei Monaten um 15,9 Mrd kwh beziehungsweise 4 Prozent auf 389,1 Mrd kwh. Der Gesamtabsatz der globalen Einheit Optimierung & Handel blieb im Vergleich zum Vorjahr nahezu unverändert. Der Absatz an Industrie- und Geschäftskunden sowie Vertriebspartner lag auf dem Vorjahresniveau. Der Anteil der beiden Kundengruppen hat sich durch eine geänderte Kundenzuordnung verschoben. Der Absatz an die regionale Einheit Deutschland lag mit rund 134 Mrd kwh ebenfalls auf Vorjahresniveau. Im Ausland nahm der Absatz wegen geringerer Lieferungen an E.ON Földgáz Trade um rund 4 Mrd kwh ab. Die Gasabsätze der Regionaleinheit Deutschland sind vor allem witterungsbedingt gesunken. Der Gasabsatz in den weiteren EU-Ländern lag um 5,6 Mrd kwh über dem Vorjahreswert. Ursachen hierfür waren vor allem Absatzsteigerungen von 6,8 Mrd kwh, insbesondere in Rumänien und Tschechien im Großhandelsgeschäft sowie durch einen angepassten Gasliefervertrag in Frankreich. Dagegen nahm der Gasabsatz in Großbritannien, Italien und Schweden um insgesamt 1,2 Mrd kwh ab. Gründe waren die wärmere Witterung, Energieeffizienzmaßnahmen und Kundenreaktionen auf die hohen Preise in Großbritannien, geringere Absätze im italienischen Endkundengeschäft und geringere Lieferungen an Gaskraftwerke in Schweden.

12 12 Zwischenlagebericht Gasabsatz in Mrd kwh Optimierung & Handel 1) Deutschland Weitere EU-Länder Konsolidierung E.ON-Konzern Privat- und kleinere Geschäftskunden 10,3 11,1 44,0 41,9 54,3 53,0 Industrie- und Geschäftskunden 5,4 0,1 36,0 39,1 17,7 18,9-2,0-4,3 57,1 53,8 Vertriebspartner 25,1 29,9 113,4 116,8 0,4-26,4-35,2 112,1 111,9 Kundengruppen 30,5 30,0 159,7 167,0 61,7 61,2-28,4-39,5 223,5 218,7 Deutschland 134,1 134,5-134,1-134,5 Ausland 32,7 36,8-12,4-15,9 20,3 20,9 Großhandelsmarkt/ Optimierung & Handel 190,2 189,5 8,6 3,5-53,5-59,4 145,3 133,6 Summe 387,5 390,8 159,7 167,0 70,3 64,7-228,4-249,3 389,1 373,2 1) Seit Anfang 2012 geänderte IT-basierte Erfassung für Handelsmengen; Vorjahreswerte angepasst. Ertragslage Transferpreissystem Die Lieferbeziehungen zwischen unseren Erzeugungseinheiten und der Einheit Optimierung & Handel werden über ein marktbasiertes Transferpreissystem abgerechnet. Unsere internen Transferpreise werden in der Regel drei Jahre vor Lieferung aus den aktuellen Forward-Preisen im Markt abgeleitet. Die daraus resultierenden abgerechneten Transferpreise für das Erzeugungsvolumen im Jahr 2012 waren niedriger als die Preise für die Lieferperiode Umsatzentwicklung Im ersten Quartal 2012 lag der Umsatz mit 35,7 Mrd um 28 Prozent über dem Vorjahres niveau. Insbesondere in den Segmenten Optimierung & Handel und Deutschland stiegen die Umsätze, bei einem insgesamt höheren Anteil der Außenumsätze. Dagegen ging der Umsatz in der Erzeugung deutlich zurück. Umsatz in Mio /- % Erzeugung Erneuerbare Energien Optimierung & Handel Exploration & Produktion Deutschland Weitere EU-Länder Russland Konzernleitung/Konsolidierung Summe Erzeugung Im Vergleich zum Vorjahr war der Umsatz im ersten Quartal 2012 um 746 Mio beziehungsweise 17 Prozent geringer. Umsatz in Mio /- % Kernkraft Fossile Erzeugung Sonstiges Erzeugung Im Bereich Kernkraft lagen die Umsatzerlöse um 579 Mio oder 33 Prozent unter dem Vorjahresniveau. Der wesentliche Grund hierfür war die Stilllegung von Anlagen in Deutschland gemäß der AtG-Novelle. Zusätzlich führten geringere interne Transferpreise für Lieferungen an unsere Einheit Optimierung & Handel und die Stillstände der Kernkraftwerke Oskarshamn und Ringhals in Schweden zu einem Umsatzrückgang. In der fossilen Erzeugung gingen die Umsatzerlöse um 165 Mio oder 6 Prozent zurück. Dieser Rückgang resultierte vor allem aus niedrigeren internen Transferpreisen. In Großbritannien stiegen die Umsätze aufgrund der Inbetriebnahme eines neuen Gaskraftwerks sowie verbesserter Marktkonditionen für Kohlekraftwerke.

13 13 Erneuerbare Energien Der Umsatz in der globalen Einheit Erneuerbare Energien legte um 40 Mio zu. Umsatz in Mio /- % Wasserkraft Wind/Solar/Sonstiges Erneuerbare Energien Der Umsatz im Bereich Wasserkraft nahm um 5 Prozent auf 342 Mio ab. Dies ist im Wesentlichen auf den Absatzrückgang in Italien und die witterungsbedingt gesunkene Produktion in Spanien zurückzuführen. Dagegen nahm der Umsatz in Schweden und Deutschland infolge höherer Absatzmengen beziehungsweise der guten wasserwirtschaftlichen Situation im ersten Quartal 2012 zu. Wesentlicher Grund für den Anstieg um 57 Mio im Bereich Wind/Solar/Sonstiges war der erhebliche Zuwachs der Erzeugungskapazitäten, insbesondere in den USA und in Südeuropa. Optimierung & Handel Der Umsatz der globalen Einheit Optimierung & Handel stieg um 37 Prozent auf rund 27,5 Mrd (Vorjahr: 20,0 Mrd ). Umsatz in Mio /- % Eigenhandel Optimierung Gastransport/Beteiligungen/ Sonstiges Optimierung & Handel Der Bereich Optimierung umfasst das Gashandelsgeschäft, das Speichergeschäft und die Asset-Optimierung. Wie bereits im vierten Quartal 2011 legte der Umsatz durch gesteigerte Handelsaktivitäten vor allem im Strom- und Gasbereich zu. Im Gasbereich führte zum einen das Hedging im Zusammenhang mit langfristigen Lieferverträgen und die Optimierung von konzerneigenen Gaskraftwerken zu einem erheblichen Anstieg der Umsätze. Zum anderen hat eine Anpassung der Strategie zur Risikoabsicherung zu einer signifikanten Umsatzsteigerung geführt. Daneben wurde der Umsatz im Gasbereich vor allem durch höhere Verkaufspreise und leicht gestiegene Absatzmengen beeinflusst. Der Umsatz im Speichergeschäft lag vor allem wegen der gesunkenen Speicherbeschäftigung in Ungarn unter dem Vorjahresniveau. Im Strombereich stiegen die Umsätze insbesondere aufgrund der Übernahme zusätzlicher Erzeugungsmengen aus konzerneigenen Kraftwerken und durch eine Ausweitung der Handelsaktivitäten zur Wertoptimierung des Erzeugungsportfolios. Der Anstieg der Umsatzerlöse findet sich nahezu identisch auch im Anstieg der Materialaufwendungen wieder, da bei der Optimierung Mengen eingekauft und wieder verkauft werden. Die Umsatzerlöse des Eigenhandels werden saldiert mit den zugehörigen Materialaufwendungen in der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen. Im Bereich Gastransport/Beteiligungen führten niedrigere Erlöse aus Regel- und Ausgleichsenergie zu einem Umsatzrückgang im Gastransport, der teilweise durch Konsolidierungseffekte ausgeglichen wurde. Exploration & Produktion Der Umsatz unserer Einheit Exploration & Produktion nahm aufgrund der gesunkenen Produktionsvolumina aus den Nordseefeldern im Berichtszeitraum 2012 um 2 Prozent auf 447 Mio (Vorjahr: 455 Mio ) ab. Durch die positive Preisentwicklung, insbesondere für Mengen aus dem sibirischen Gasfeld Yushno Russkoje, wurde die Entwicklung in den Nordseefeldern teilweise kompensiert. Deutschland Im Vergleich zum Berichtszeitraum 2011 nahm der Umsatz der Regionaleinheit Deutschland um 1,0 Mrd zu. Umsatz in Mio /- % Verteilnetzgeschäft Unreguliertes Geschäft/ Sonstiges Deutschland Im Geschäftsfeld Verteilnetz lagen die Umsatzerlöse um 0,5 Mrd über dem Vorjahresniveau. Der Anstieg ist im Wesentlichen auf höhere Umsätze im Zusammenhang mit dem Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien und auf regulierungsbedingt höhere Netzentgelte im Stromgeschäft zurückzuführen. Im Bereich unreguliertes Geschäft/Sonstiges erhöhte sich der Umsatz um 0,5 Mrd. Dieser Anstieg resultiert vor allem aus höheren Umsätzen im vertrieblichen Gasgeschäft.

14 14 Zwischenlagebericht Weitere EU-Länder Der Umsatz in den weiteren EU-Ländern nahm um 278 Mio auf 7,4 Mrd zu. Umsatz in Mio /- % Großbritannien (in Mio ) Schweden (in Mio SEK) Tschechien (in Mio CZK) Ungarn (in Mio HUF) (2.342) 916 (8.110) 945 (23.710) 568 ( ) (2.339) (8.978) 829 (20.205) 626 ( ) +2 ( ) -10 (-10) +14 (+17) -9 (-1) Übrige regionale Einheiten Weitere EU-Länder Der Umsatz in der Region Großbritannien stieg um 67 Mio. Grund waren vor allem Währungsumrechnungseffekte. In lokaler Währung lag der Umsatz auf dem Vorjahresniveau. Umsatzzuwächse im Vertriebsgeschäft wurden teilweise durch die Veräußerung des regulierten Geschäfts (Central Networks) am Ende des ersten Quartals 2011 kompensiert. In der Region Schweden lag der Umsatz um 97 Mio unter dem Vorjahreswert. Die negative Entwicklung ist vor allem auf geringere Umsätze im Endkundengeschäft wegen einer geringeren Anzahl Industrie- und Geschäftskunden, niedrigere Spotpreise und die vergleichsweise wärmere Witterung zurückzuführen. In Tschechien stieg der Umsatz, vor allem aufgrund höherer Ausgleichszahlungen für die verpflichtende Abnahme von Mengen aus Erneuerbaren Energien im Verteilnetzgeschäft und höherer Stromabsatzvolumina sowie Verkaufspreise für Gas im Endkundengeschäft um insgesamt 116 Mio. Der Umsatz in der Region Ungarn nahm um 58 Mio ab. Gründe waren gesunkene Absätze und Verkaufspreise im Stromgeschäft. Bei den übrigen regionalen Einheiten stieg der Umsatz um 250 Mio. Ursachen hierfür waren insbesondere positive Mengeneffekte im Strom- und Gasgeschäft in Rumänien und Spanien. Darüber hinaus wirkten sich in Spanien höhere Preise im Gasgeschäft positiv aus. Russland Der Umsatz in der Region Russland stieg im ersten Quartal 2012 um 17 Prozent auf 486 Mio (Vorjahr: 415 Mio ). Gründe für das Umsatzwachstum waren die gestiegenen Erzeugungskapazitäten. In der Landeswährung Rubel stieg der Umsatz um 16 Prozent auf Mio Rubel ( Mio Rubel). Entwicklung weiterer wesentlicher Positionen der Gewinn- und Verlustrechnung Die anderen aktivierten Eigenleistungen lagen mit 31 Mio um 83 Prozent unter dem Wert des Vorjahres von 180 Mio. Der Rückgang ist im Wesentlichen darauf zurückzuführen, dass gegenüber dem ersten Quartal 2011 durch im Vorjahr abgeschlossene Neubauprojekte im Kraftwerksbereich deutlich weniger Engineering-Leistungen erbracht wurden. Die sonstigen betrieblichen Erträge sind um 55 Prozent auf Mio (Vorjahr: Mio ) gesunken. Gründe waren insbesondere niedrigere Erträge aus Währungskursdifferenzen von Mio (2.101 Mio ) sowie geringere Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten in Höhe von Mio (3.838 Mio ). Im ersten Quartal 2012 ergaben sich wesentliche Auswirkungen bei den derivativen Finanzinstrumenten aus den Commodity-Derivaten. Diese betrafen vor allem die Strom, Gas- und Ölpositionen sowie die Emissionsrechte. Die Erträge aus dem Verkauf von Wertpapieren, Sachanlagen und Beteiligungen betrugen 162 Mio (740 Mio ) und resultierten im ersten Quartal 2012 vor allem aus der Veräußerung von Sachanlagen und aus dem Verkauf von Wertpapieren. Im Vorjahr erzielten wir Erträge hauptsächlich durch die Abgabe weiterer Gazprom-Anteile. 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 vor allem der erheblich gestiegene Umsatz bei unserer Einheit Optimierung & Handel, da bei der Optimierung Mengen eingekauft und wieder verkauft werden. Der Personalaufwand verringerte sich um 106 Mio auf Mio (Vorjahr: Mio ), insbesondere durch die Veräußerung von Central Networks zum 1. April Zusätzlich wirkten sich hier unter anderem Restrukturierungsmaßnahmen aus. Die Abschreibungen lagen mit 942 Mio leicht unter dem Niveau des Vorjahres von 993 Mio. Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen verringerten sich um 40 Prozent beziehungsweise Mio auf Mio (Vorjahr: Mio ). Dies war im Wesentlichen auf geringere Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen von Mio (2.080 Mio ), niedrigere Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten von Mio (3.095 Mio ), die insbesondere Commodity-Derivate betreffen, zurückzuführen. Das Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen erhöhte sich auf 250 Mio (Vorjahr: 182 Mio ), im Wesentlichen bei Beteiligungen im Gasbereich.

15 15 Entwicklung des EBITDA Zur internen Steuerung und als Indikator für die nachhaltige Ertragskraft unserer Einheiten verwenden wir ein um außergewöhnliche Effekte bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA). Diese Ergebnisgröße ist unabhängig von Investitions- und Abschreibungszyklen und gleichzeitig eine Indikation des zahlungswirksamen Ergebnisbeitrags (siehe auch Erläuterungen in Textziffer 12 des Anhangs). Im Berichtszeitraum 2012 lag unser EBITDA um rund 0,3 Mrd über dem Vorjahreswert. Die wesentlichen Gründe waren deutliche Verbesserungen im Gashandelsgeschäft und der Betrieb der neuen Gaskraftwerksblöcke an den Standorten Surgutskaya und Yaivinskaya in Russland sowie gegenläufig Belastungen aus der Novelle des Atomgesetzes mit den Stilllegungen von Kernkraftwerken in Deutschland. EBITDA 1) in Mio /- % Erzeugung Erneuerbare Energien Optimierung & Handel Exploration & Produktion Deutschland Weitere EU-Länder Russland Konzernleitung/Konsolidierung Summe ) um außergewöhnliche Effekte bereinigt Erzeugung Das EBITDA der globalen Einheit Erzeugung lag um 329 Mio unter dem Vorjahreswert. unsere Einheit Optimierung & Handel negativ aus. Zusätzlich verminderte sich das Ergebnis in Schweden durch die Stillstände in den Kernkraftwerksanlagen Oskarshamn und Ringhals. In der fossilen Erzeugung ist das Ergebnis gegenüber dem Vorjahr dagegen gestiegen. Hierzu haben vor allem die Inbetriebnahme eines neuen Gaskraftwerks und verbesserte Marktkonditionen für Kohlekraftwerke in Großbritannien sowie verbesserte Margen in Frankreich und Spanien beigetragen. Erneuerbare Energien Das EBITDA im Segment Erneuerbare Energien lag um 17 Mio beziehungsweise 4 Prozent unter dem Vorjahreswert. Erneuerbare Energien EBITDA 1) EBIT 1) in Mio Wasserkraft Wind/Solar/Sonstiges Summe ) um außergewöhnliche Effekte bereinigt Im Vergleich zum Vorjahr sank das EBITDA im Bereich Wasserkraft um 8 Prozent auf 205 Mio. Gründe waren im Wesent lichen geringere Absatzmengen in Italien und die witterungsbedingt gesunkene Produktion in Spanien. Dagegen beeinflussten die gestiegenen Produktions- und Absatzmengen in Schweden und Deutschland das Ergebnis positiv. Die niedrigeren internen Transferpreise belasteten das Ergebnis. Im Bereich Wind/Solar/Sonstiges lag das EBITDA aufgrund von Einmaleffekten im ersten Quartal 2011 auf Vorjahresniveau. Erzeugung EBITDA 1) EBIT 1) in Mio Kernkraft Fossile Erzeugung Sonstiges Summe ) um außergewöhnliche Effekte bereinigt Im Segment Kernenergie wurde das EBITDA im ersten Quartal 2012 im Vergleich zum Vorjahresquartal durch entfallene Ergebnisse aus den gemäß der AtG-Novelle stillgelegten Kraftwerken in Deutschland belastet. Darüber hinaus wirkten sich vor allem in Deutschland und Schweden die niedrigeren marktbasierten Transferpreise im Rahmen der Lieferungen an

16 16 Zwischenlagebericht Optimierung & Handel Das EBITDA der globalen Einheit Optimierung & Handel lag bei 197 Mio und damit 566 Mio über dem Vorjahreswert von -369 Mio. Optimierung & Handel EBITDA 1) EBIT 1) in Mio Eigenhandel Optimierung Gastransport/ Beteili gungen/sonstiges Summe ) um außergewöhnliche Effekte bereinigt Das EBITDA im Eigenhandel lag leicht über dem Vorjahreswert, der von der Entwicklung des Marktes nach der Nuklearkatastrophe in Japan und der Bekanntgabe des Moratoriums im deutschen Kernkraftbereich negativ beeinflusst wurde. Im Bereich Optimierung lag das EBITDA vor allem durch das Gasgeschäft deutlich über dem Vorjahresniveau. Die Verhandlungen über Anpassungen der Einkaufspreise mit einigen Lieferanten waren zum Teil erfolgreich. Dies führte im Vergleich zum Vorjahr zu einem deutlich verbesserten Ergebnis. Trotzdem war das Ergebnis im Gasvertrieb durch die Entkoppelung der Gas- von den Ölpreisen insgesamt noch negativ. Die Preise einiger unserer Einkaufsverträge liegen nach wie vor über dem Niveau der im großhandelsorientierten Gasvertrieb erzielbaren Marktpreise. Hier orientieren sich die Preise an den Preisen der Handelsknotenpunkte für Erdgas. Das Gasspeichergeschäft verzeichnete vor allem wegen der geringeren Speicherbeschäftigung in Ungarn einen Ergebnisrückgang. Bei der Optimierung von Erzeugung und Produktion im E.ON-Konzern ist das Ergebnis immer noch durch hohe geleistete Transferpreise an die Erzeugungseinheiten und geringere erzielte Preise belastet. Das EBITDA verbesserte sich hier allerdings deutlich gegenüber dem Vorjahr. Im Bereich Gastransport/Beteiligungen/Sonstiges lag das Ergebnis wegen positiver Konsolidierungseffekte über dem Vorjahresniveau. Exploration & Produktion Das EBITDA der Einheit Exploration & Produktion lag mit 228 Mio (Vorjahr: 258 Mio ) 12 Prozent unter dem Vorjahreswert. Dies war hauptsächlich auf die gesunkenen Produktionsvolumina in den Nordseefeldern zurückzuführen, die teilweise durch höhere Mengen aus dem sibirischen Gasfeld Yushno Russkoje kompensiert wurden. Das EBIT betrug im ersten Quartal Mio (186 Mio ). Deutschland Das EBITDA der Regionaleinheit Deutschland lag um 27 Mio unter dem Vorjahreswert. Deutschland EBITDA 1) EBIT 1) in Mio Verteilnetzgeschäft Unreguliertes Geschäft/ Sonstiges Summe ) um außergewöhnliche Effekte bereinigt Im Geschäftsfeld Verteilnetz stieg das Ergebnis um 68 Mio. Regulierungsbedingt höheren Netzentgelten im Stromgeschäft und Verbesserungen aus eingeleiteten Einsparmaßnahmen standen niedrigere Netzentgelte im Gasgeschäft gegenüber. Das EBITDA im Bereich unreguliertes Geschäft/Sonstiges nahm um 95 Mio gegenüber dem Vorjahreswert von 241 Mio ab. Ursachen hierfür waren insbesondere die positiven Entwicklungen in den Bereichen Vertrieb und Entsorgung im ersten Quartal 2011, die sich im Berichtszeitraum 2012 so nicht wiederholten. Weitere EU-Länder Das EBITDA in den weiteren EU-Ländern lag mit 911 Mio ins gesamt 3 Prozent beziehungsweise 30 Mio unter dem Vorjahreswert. Weitere EU-Länder in Mio Großbritannien (in Mio ) Schweden (in Mio SEK) Tschechien (in Mio CZK) Ungarn (in Mio HUF) EBITDA 1) EBIT 1) (184) 232 (2.050) 203 (5.102) 53 (15.660) 195 (167) 232 (2.057) 241 (5.858) 93 (25.305) 193 (162) 171 (1.515) 175 (4.340) 28 (8.354) 145 (124) 172 (1.525) 214 (5.227) 63 (17.168) Übrige regionale Einheiten Summe ) um außergewöhnliche Effekte bereinigt

17 17 In der Region Großbritannien nahm das EBITDA um 26 Mio zu. Ursache waren vor allem verbesserte Margen im Vertrieb. Die Veräußerung des regulierten Geschäfts (Central Networks) im April 2011 wirkte sich negativ aus. Das EBITDA in der Region Schweden lag auf Vorjahresniveau. Das Verteilnetzgeschäft profitierte zwar von neuen Anschlüssen für Windkraftanlagen, aber im Industrie- und Geschäftskundenbereich wurden Kunden verloren und der Wechsel von flexiblen zu Festpreisprodukten führte zu geringeren Margen. In Tschechien ging das EBITDA um 38 Mio zurück. Dies ist vor allem auf höhere Bezugskosten für die verpflichtende Abnahme von Mengen aus Erneuerbaren Energien im Verteilnetzgeschäft zurückzuführen. Insbesondere wurde im Vergleich zum Vorjahr erheblich mehr Strom in Fotovoltaikanlagen erzeugt. Das EBITDA der Region Ungarn entfällt im Wesentlichen mit 44 Mio auf das Verteilnetzgeschäft und mit 4 Mio auf das Vertriebsgeschäft. Der Rückgang ist im Wesentlichen auf niedrigere Margen und Währungsumrechnungseffekte zurückzuführen. Bei den übrigen regionalen Einheiten nahm das EBITDA um 22 Mio beziehungsweise 12 Prozent zu. Dies war im Wesentlichen auf die Veräußerung einer Beteiligung an einem Energiedienstleister in den Niederlanden und verbesserte Margen im Gasgeschäft in Rumänien und im Verteilnetzgeschäft in Spanien zurückzuführen. Dagegen führten der Wegfall von positiven Einmaleffekten aus regulatorischen Endabrechnungen im Jahr 2011 und geringere Margen im Gasgeschäft in Frankreich sowie der Verkauf des Verteilnetzgeschäfts in Italien zu einer Ergebnisbelastung. Russland In der Region Russland nahm das EBITDA im Berichtszeitraum im Wesentlichen durch die im zweiten Halbjahr 2011 fertiggestellten neuen Anlagen an den Standorten Surgutskaya und Yaivinskaya um 47 Mio beziehungsweise 31 Prozent auf 200 Mio (Vorjahr: 153 Mio ) zu. Das EBIT lag bei 145 Mio (124 Mio ). In der Landeswährung Rubel stieg das EBITDA um 29 Prozent auf Mio Rubel (6.139 Mio Rubel). Das EBIT lag bei Mio Rubel (4.960 Mio Rubel). Konzernüberschuss Der Konzernüberschuss der Gesellschafter der E.ON AG und das entsprechende Ergebnis je Aktie lagen mit Mio beziehungsweise 0,90 um 24 Prozent unter den Vorjahreswerten von Mio und 1,19. Konzernüberschuss in Mio EBITDA 1) Planmäßige Abschreibung Impairments (-)/Wertaufholungen (+) 2) EBIT 1) 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 ) bereinigt um außergewöhnliche Effekte 2) 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 lag auf dem Vorjahresniveau. Wirtschaftliches Zinsergebnis in Mio Zinsergebnis laut Gewinn- und Verlustrechnung Neutraler Zinsaufwand (+)/Zinsertrag (-) Summe