E.ON SE

Quarterly Report • May 11, 2006

Zwischenbericht I/2006

2006	• Adjusted EBIT um 6 Prozent gestiegen
JAN	• Endesa – grünes Licht aus Brüssel für Erwerb der spanischen Gesellschaft
FEB
MRZ	• Für das Gesamtjahr 2006 weiterhin leichte Steigerung beim Adjusted EBIT erwartet
APR
MAI
JUN
JUL
AUG
SEP
OKT
NOV
DEZ

2 E.ON-Konzern in Zahlen

E.ON-Konzern in Zahlen
1. Quartal in Mio 	2006	20051)	+/– %
Stromabsatz in Mrd kWh2)	110,3	109,0	+1
Gasabsatz in Mrd kWh2)	367,4	311,8	+18
Umsatz	21.532	15.769	+37
Adjusted EBITDA3)	3.252	3.061	+6
Adjusted EBIT4)	2.534	2.390	+6
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	2.369	2.302	+3
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten	1.630	1.394	+17
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten	88	65	+35
Konzernüberschuss	1.718	1.459	+18
Investitionen	1.298	578	+125
Operativer Cashflow5)	1.942	1.661	+17
Free Cashflow6)	1.320	1.251	+6
Netto-Finanzposition7) (31. 3. bzw. 31. 12.)	1.707	3.863	–56
Mitarbeiter (31. 3. bzw. 31. 12.)	79.783	79.570	–
Ergebnis je Aktie (in )	2,61	2,22	+18

1) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten

2) nicht konsolidierte Werte

3) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 8

4) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 8, Erläuterungen siehe S. 32–33 5) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten

6) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum operativen Cashflow siehe S. 10

7) Non-GAAP financial measure; Überleitung siehe S. 11

Non-GAAP financial measures: Dieser Zwischenbericht enthält bestimmte Kennzahlen (so genannte Non-GAAP financial measures). Das E.ON-Management ist der Ansicht, dass die von E.ON verwendeten Non-GAAP financial measures, wenn sie in Verbindung mit – aber nicht anstelle – anderer gemäß US-GAAP ermittelter Kennzahlen betrachtet werden, das Verständnis der Liquiditäts- und Ergebnisentwicklung des Unternehmens erhöhen. Eine Vielzahl dieser Non-GAAP financial measures werden allgemein von Analysten, Ratingagenturen und Investoren verwendet, um ein Unternehmen zu bewerten und die unterjährige und zukünftige Unternehmensentwicklung und den Wert von E.ON mit anderen Wettbewerbern zu vergleichen. Neben Überleitungen sind zusätzliche Informationen zu jeder dieser Non-GAAP financial measures im Bericht enthalten.

Der Zwischenabschluss der E.ON AG wird nach den United States Generally Accepted Accounting Principles (US-GAAP) aufgestellt. Dieser Zwischenbericht enthält die Kennzahlen Adjusted EBIT, Adjusted EBITDA, Netto-Finanzposition, Netto-Zinsaufwand und Free Cashflow, die nicht auf Basis eines US-GAAP-Rechnungslegungsstandards ermittelt wurden. Diese Kennzahlen werden als nicht nach US-GAAP ermittelte Maß- und Verhältniszahlen (Non-GAAP financial measures) gemäß dem amerikanischen Federal Securities Law bezeichnet. Entsprechend den geltenden Anforderungen der neuen SEC-Regelungen hat E.ON die Non-GAAP financial measures auf die nächsten durch US-GAAP Rechnungslegungsstandards regulierten Größen übergeleitet. Die Fußnoten bei den entsprechenden Non-GAAP financial measures verweisen auf die Seiten des Berichts, auf denen eine entsprechende Überleitung zu finden ist. Die Non-GAAP financial measures dieses Berichts sollten nicht isoliert als Kennzahl für die Ertragslage oder Liquidität von E.ON betrachtet werden. Sie sollten deshalb nicht als Ersatz, sondern stets als Zusatz zu Konzernüberschuss, Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten und anderen gemäß US-GAAP ermittelten Ertrags- oder Cashflowgrößen gesehen werden. Die Non-GAAP financial measures, die von E.ON verwendet werden, können sich von denen anderer Unternehmen unterscheiden und sind somit nicht notwendigerweise mit gleich lautenden Kennzahlen anderer Unternehmen vergleichbar.

Inhalt

• 4 Brief an die Aktionäre
• 5 E.ON-Aktie
• 6 Lagebericht
  • Energiepreisentwicklung
  • Absatz-, Umsatz- und Ergebnisentwicklung
  • Investitionen
  • Finanzlage
  • Mitarbeiter
  • Risikolage
  • Ausblick
• 14 Market Units
• 14 Central Europe
• 16 Pan-European Gas
• 17 UK
• 19 Nordic
• 20 US-Midwest
• 22 Zwischenabschluss (ungeprüft)
• 32 Weitere Segmentinformationen
• 35 Finanzkalender

auch im ersten Quartal 2006 hat sich E.ON wieder erfreulich entwickelt. Der Konzernumsatz stieg im Vergleich zu den ersten drei Monaten 2005 um 37 Prozent auf 21,5 Mrd (Vorjahr: 15,8 Mrd ). Das Adjusted EBIT des Konzerns verbesserte sich um 6 Prozent auf 2,5 Mrd (2,4 Mrd ). Hierzu haben insbesondere die Market Unit Central Europe und Pan-European Gas beigetragen, während die Market Unit UK durch erheblich gestiegene Erdgas-Bezugskosten einen deutlichen Ergebnisrückgang hinnehmen musste. Für das Gesamtjahr gehen wir weiterhin davon aus, beim Adjusted EBIT leicht gegenüber dem hohen Niveau von 2005 zulegen zu können.

Beim Konzernüberschuss nach Steuern und nach Anteilen Konzernfremder konnten wir das hohe Vorjahresniveau übertreffen. Er lag mit 1,7 Mrd um 18 Prozent über dem Vorjahreswert von 1,5 Mrd . Den außerordentlich hohen Konzernüberschuss des Gesamtjahres 2005 werden wir in diesem Jahr erwartungsgemäß nicht wieder erreichen. In ihm waren hohe Buchgewinne aus den erfolgreichen Veräußerungen von Viterra und Ruhrgas Industries enthalten. Im laufenden Jahr werden Buchgewinne im Wesentlichen aus der Abgabe unserer Degussa-Anteile an RAG resultieren. Diese Transaktion soll wie geplant zur Jahresmitte vollzogen werden. Damit werden wir die Fokussierung auf das Strom- und Gasgeschäft abschließen.

Im Kerngeschäft setzen wir auf wertsteigerndes Wachstum. Unsere Marktposition in den dynamischen Energiemärkten Mittel- und Osteuropas haben wir mit dem Ende März vollzogenen Erwerb des Gashandels- und -speichergeschäfts der ungarischen MOL mit einem Transaktionsvolumen von 1 Mrd weiter gefestigt. Neue Märkte in Südeuropa und Südamerika wollen wir uns mit der Übernahme des spanischen Energieversorgers Endesa erschließen. Im Februar 2006 haben wir hierzu ein Barangebot in Höhe von 29,1 Mrd für 100 Prozent der Endesa-Aktien unterbreitet. Seitdem arbeiten wir konsequent daran, diese Transaktion zu einem erfolgreichen Abschluss zu führen. Die spanische Regierung unterstützt das Gegenangebot des spanischen Versorgers Gas Natural und hat wenige Tage nach unserer Ankündigung ein Eildekret erlassen, mit dem ein zusätzliches Genehmigungsverfahren bei der spanischen Energiebehörde CNE eingeführt wurde. Es bestehen erhebliche Zweifel an der Vereinbarkeit mit EU-Recht. Daher hat die Europäische Kommission ein Vertragsverletzungsverfahren gegen Spanien eingeleitet. Da von dieser Maßnahme jedoch keine unmittelbaren Rechtswirkungen auf E.ON ausgehen, verfolgen wir unseren, bei der CNE eingereichten Antrag weiter. Diesen Antrag haben wir mit einer umfangreichen Dokumentation eingereicht und sind fest davon überzeugt, alle sachgerechten Anforderungen dieser Behörde für den Erwerb von Endesa zu erfüllen. Darüber hinaus hat die EU-Kommission am 25. April die wettbewerbsrechtliche Freigabe für den Erwerb von Endesa ohne jegliche Auflagen erteilt. Nicht zuletzt vor diesem Hintergrund erwarten wir, auch von der CNE grünes Licht zu bekommen. Von dieser Transaktion werden E.ON und Endesa, die Mitarbeiter und auch die Strom- und Gaskunden beider Unternehmen gleichermaßen profitieren. Durch den Zusammenschluss entsteht ein Unternehmen mit einer starken Präsenz in allen wichtigen europäischen Ländern.

Trotz der großen Anstrengungen, die diese Transaktion von uns fordert, verlieren wir andere strategische Ziele nicht aus dem Auge. So verhandeln wir weiterhin mit Gazprom über eine Beteiligung am westsibirischen Erdgasfeld Yushno Russkoje, um damit unsere Position in der Erdgasförderung nachhaltig auszubauen. Unsere Investitionsprojekte in der Stromerzeugung und bei den Strom- und Gasnetzen treiben wir weiterhin konsequent voran. Zusammengefasst: Wir arbeiten mit Nachdruck daran, unsere Wachstumsziele zu erreichen und den Wert Ihres Unternehmens weiter zu erhöhen.

Mit freundlichen Grüßen

Dr. Wulf H. Bernotat

Der Kurs der E.ON-Aktie ist in den ersten drei Monaten 2006 weiter gestiegen (+4 Prozent). Im Vergleich zum europäischen Aktienmarkt (EURO STOXX 50 +8 Prozent) und dem europäischen Branchenindex STOXX Utilities (+12 Prozent) entwickelte sich die E.ON-Aktie schwächer.

Das Volumen der gehandelten E.ON-Aktien stieg gegenüber dem Vorjahreszeitraum um fast 65 Prozent auf 21,2 Mrd . Die E.ON-Aktie war damit das sechsthäufigst gehandelte Papier im DAX. Nach Marktkapitalisierung war E.ON zum 31. März 2006 der zweitgrößte Wert im DAX.

Die E.ON-Aktie ist an der New York Stock Exchange (NYSE) in Form von so genannten American Depositary Receipts (ADRs) notiert. Das Umtauschverhältnis zwischen E.ON-ADRs und E.ON-Aktien beträgt seit dem 29. März 2005 drei zu eins. Der Wert von drei ADRs entspricht also wirtschaftlich dem einer E.ON-Aktie.

Aktuelle Informationen zur E.ON-Aktie finden Sie auf unserer Website unter www.eon.com.

E.ON-Aktie
	31. 3. 2006	31. 12. 2005
Anzahl Stückaktien in Mio1)	659	659
Schlusskurs in 	90,81	87,39
Marktkapitalisierung in Mrd 2)	62,8	60,5
1) ohne eigene Aktien

2) bezogen auf das gesamte Grundkapital (692.000.000 Stückaktien)

Kurse und Umsätze
1. Quartal	2006	2005
Höchstkurs in 1)	96,10	71,70
Tiefstkurs in 1)	87,07	64,50
Umsatz E.ON-Aktien2)
– in Mio Stück	231,6	191,1
– in Mrd 	21,2	12,9
1) XETRA 2) Quelle: Bloomberg, alle deutschen Börsen

6 Lagebericht

Energiepreisentwicklung

Im ersten Quartal 2006 standen die Strom- und Gasmärkte in Europa unter dem Einfluss von hohen und volatilen internationalen Preisen für Öl, Kohle und CO2-Zertifikate sowie Bedenken hinsichtlich der Sicherheit der Gasversorgung in Großbritannien und den USA.

Das weltweit knappe Angebot und instabile politische Rahmenbedingungen in wesentlichen Erdölförderländern wie Nigeria, dem Iran und dem Irak führten zu volatilen Rohölmärkten mit hohen Risikoprämien. Hohe US-Lagerbestände sorgten zu Beginn des Jahres für eine vorübergehende Entspannung. Allerdings stieg der Preis für Brent-Rohöl Mitte März wieder auf über 66 \$ pro Barrel und liegt damit erneut auf dem hohen Niveau vom Herbst 2005.

Auch die Kohlepreise legten seit November 2005 zu. Die jüngste Aufwärtsbewegung ist auf eingeschränkte Exporte Südafrikas, eine größere Nachfrage in Europa und ein zunehmendes Kaufinteresse an derivativen Finanzinstrumenten zur Sicherung der Kohlepreise zurückzuführen.

Die Importpreise für Erdgas sind in Deutschland vertraglich an die Heizölpreise gekoppelt, an die sie mit einer zeitlichen Verzögerung angepasst werden. Im Februar 2006 lag der amtlich veröffentlichte Erdgasimportpreis um rund 40 Prozent über dem Durchschnittspreis des ersten Quartals 2005. Die Gaspreise in Großbritannien blieben wegen der angespannten Versorgungslage hoch und volatil. Mitte März 2006 gab der Betreiber des britischen Gastransportsystems, National Grid Transco, aufgrund der ungewöhnlich kalten Witterung in Verbindung mit Versorgungsproblemen erstmals eine offizielle Warnung vor Versorgungsengpässen heraus. Daraufhin stiegen die Gaspreise in Großbritannien erheblich. In den USA sorgten hohe Speicherfüllstände zunächst für einen leichten Rückgang der Gaspreise. Hohe Ölpreise und die Furcht vor Versorgungsengpässen infolge der kommenden Hurrikan-Saison führten jedoch zu einer Stabilisierung der Gaspreise auf weiter hohem Niveau.

Die Preise für CO2-Zertifikate nahmen im Januar 2006 auf über 28 pro Tonne zu. In Großbritannien führten die Wirtschaftlichkeit von Kohlekraftwerken im Vergleich zu Gaskraftwerken sowie der kalte und trockene Winter in Europa zu der Erwartung im Markt, dass die Nachfrage nach Zertifikaten zunimmt und infolgedessen die Preise steigen. Ende April haben sich die Preise für CO2-Zertifikate allerdings mehr als halbiert. Marktbeobachter rechneten nach der Veröffentlichung erster Emissionsdaten nun mit einem größeren Angebot an freien CO2-Zertifikaten im Markt.

In Deutschland legten die Großhandelspreise für Strom im ersten Quartal 2006 zu. Gründe waren höhere Preise für Brennstoffe und CO2-Zertifikate sowie eine im Vergleich zum Vorjahr geringere Erzeugung aus Wasserkraft in Zentraleuropa. Die Strompreise in Großbritannien blieben volatil und wurden im Wesentlichen durch die dortige Gaspreisentwicklung geprägt. In Nordeuropa trieben die geringere Verfügbarkeit der Wasserkraftwerke sowie die hohen Preise für CO2- Zertifikate die Strompreise in die Höhe. Ende April fielen die Strompreise an den europäischen Strombörsen aufgrund der stark gesunkenen Preise für CO2-Zertifikate binnen weniger Tage um bis zu 12 pro MWh. In den USA waren die Strompreise im ersten Quartal 2006 rückläufig, verblieben jedoch aufgrund der weiter hohen Gaspreise über dem Niveau des Vorjahres.

Strom- und Gasabsatz über Vorjahresniveau

Im ersten Quartal 2006 lagen die Stromlieferungen im Konzern durch Erstkonsolidierungen von Stromregionalversorgern in Bulgarien, Rumänien und in den Niederlanden um 1 Prozent über dem Vorjahresniveau. Den Gasabsatz konnten wir im Wesentlichen durch den im Vergleich zum Vorjahr strengen Winter, das weiter wachsende Auslandsgeschäft der Market Unit Pan-European Gas und Erstkonsolidierungen in Ungarn, in den Niederlanden und in Deutschland bei Central Europe um 18 Prozent steigern.

8 Lagebericht

Umsatz deutlich erhöht

Zu dem deutlichen Umsatzplus von 37 Prozent haben alle Market Units beigetragen. Dies hatte vor allem folgende Gründe: Die weltweit steigenden Rohstoff- und Energiepreise, die zu höheren durchschnittlichen Preisen für Strom und Gas führten, Erstkonsolidierungen von Regionalversorgern, insbesondere in Bulgarien, Ungarn und Rumänien, sowie der witterungsbedingte Absatzzuwachs vor allem im Gasgeschäft.

Konzernumsatz
1. Quartal in Mio 	2006	20051)	+/– %
Central Europe	8.283	6.669	+24
Pan-European Gas	8.768	5.347	+64
UK	3.768	2.724	+38
Nordic	1.005	955	+5
US-Midwest	570	501	+14
Corporate Center	–862	–427	–
Konzernumsatz	21.532	15.769	+37

1) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten

Adjusted EBIT um 6 Prozent gesteigert

Die Verbesserung des Adjusted EBIT bei den Market Units Central Europe, Pan-European Gas und Nordic war ebenfalls auf die Entwicklung der Preise für Strom und Gas, Erstkonsolidierungen in Zentraleuropa Ost und Großbritannien sowie die insgesamt gestiegenen Strom- und Gasabsätze zurückzuführen. Dagegen führten die infolge des Vorsorgungsengpasses mit Erdgas in Großbritannien erheblich gestiegenen Bezugskosten zu einer Ergebnisbelastung bei der Market Unit UK. Gründe für den Ergebnisrückgang bei US-Midwest waren im Wesentlichen die Kosten aus der Teilnahme an dem am 1. April 2005 eingeführten Markt des regionalen Netzbetreibers Midwest Independent Transmission System Operator (MISO).

Adjusted EBIT
1. Quartal in Mio 	2006	20051)	+/– %
Central Europe	1.413	1.281	+10
Pan-European Gas	733	467	+57
UK	38	268	–86
Nordic	300	287	+5
US-Midwest	92	100	–8
Corporate Center	–95	–41	–
Kerngeschäft Energie	2.481	2.362	+5
Weitere Aktivitäten2)	53	28	+89
Adjusted EBIT3)	2.534	2.390	+6

1) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten

2) enthält die at equity bewertete Degussa

3) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe nebenstehende Tabelle

Konzernüberschuss deutlich über hohem Vorjahresniveau

Beim Konzernüberschuss (nach Steuern und nach Anteilen Konzernfremder) konnten wir das hohe Vorjahresniveau übertreffen. Das Ergebnis je Aktie lag mit 2,61 um 18 Prozent über dem Vorjahreswert.

Das wirtschaftliche Zinsergebnis betrug –328 Mio nach –297 Mio im entsprechenden Vorjahreszeitraum. Der höhere Zinsaufwand resultiert aus Entsorgungsrückstellungen der Market Unit Central Europe.

Im ersten Quartal 2006 lagen die Netto-Buchgewinne deutlich über dem Vorjahresniveau. Im Berichtszeitraum fielen sie bei der Veräußerung von Wertpapieren (143 Mio ) und im Zusammenhang mit der Abgabe der Degussa-Anteile an die RAG (376 Mio , siehe auch Erläuterungen auf Seite 27) an. Im Vorjahr resultierten die Buchgewinne aus dem Verkauf von Wertpapieren.

Aufwendungen für Restrukturierung fielen im ersten Quartal 2006 nicht an.

Konzernüberschuss
1. Quartal in Mio 	2006	20051)	+/– %
Adjusted EBITDA2)	3.252	3.061	+6
Adjusted EBIT-wirksame Abschreibungen3)	–718	–671	–
Adjusted EBIT2)	2.534	2.390	+6
Wirtschaftliches Zinsergebnis4)	–328	–297	–
Netto-Buchgewinne	519	94	–
Aufwendungen für Restrukturierung/ Kostenmanagement	–	–10	–
Sonstiges nicht operatives Ergebnis	–356	125	–
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	2.369	2.302	+3
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	–527	–738	–
Anteile Konzernfremder	–212	–170	–
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten	1.630	1.394	+17
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten	88	65	+35
Konzernüberschuss	1.718	1.459	+18

1) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten

2) Non-GAAP financial measure

3) Erläuterung siehe Fußnote 2) unter der Tabelle auf S. 32 4) Überleitung siehe S. 33

Das sonstige nicht operative Ergebnis wurde vor allem durch die stichtagsbezogene Marktbewertung von Derivaten (–186 Mio ) geprägt. Darüber hinaus wurden Wertberichtigungen auf immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen (70 Mio ) in den Market Units Pan-European Gas und UK vorgenommen. Im Vorjahreswert waren vor allem positive Effekte aus der Marktbewertung von Derivaten enthalten, die teilweise durch Kosten im Zusammenhang mit dem schweren Sturm in Schweden zu Beginn des Jahres 2005 kompensiert wurden.

Im ersten Quartal 2006 wird für die fortgeführten Aktivitäten ein Steueraufwand in Höhe von 527 Mio ausgewiesen. Der Rückgang des Steueraufwands beruht im Wesentlichen auf einem höheren Anteil steuerfreier Erträge.

Der den konzernfremden Gesellschaftern zustehende Anteil am Konzernüberschuss nahm wegen höherer Ergebnisbeiträge der betreffenden Gesellschaften und Veränderungen im Konsolidierungskreis zu.

Das Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten enthält die Ergebnisse der im Jahr 2006 abzugebenden Gesellschaften Western Kentucky Energy (WKE) und E.ON Finland, die gemäß US-GAAP in der Gewinn- und Verlustrechnung gesondert ausgewiesen werden (siehe Erläuterungen auf den Seiten 26–27). Für das erste Quartal 2005 werden hier zusätzlich noch die Ergebnisse der im Jahr 2005 veräußerten Gesellschaften Viterra und Ruhrgas Industries ausgewiesen.

Konzerninvestitionen
1. Quartal in Mio 	2006	20051)	+/– %
Central Europe	425	295	+44
Pan-European Gas	511	57	+796
UK	130	81	+60
Nordic	158	112	+41
US-Midwest	66	29	+128
Corporate Center	8	4	+100
Konzerninvestitionen	1.298	578	+125

1) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten

Investitionen deutlich über Vorjahreswert

Im E.ON-Konzern lagen die Investitionen im Berichtszeitraum mit 1,3 Mrd um 125 Prozent über dem Vorjahresniveau. In Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände wurden 622 Mio (Vorjahr: 410 Mio ) investiert. Die Investitionen in Finanzanlagen betrugen 676 Mio gegenüber 168 Mio im Vorjahr.

Die Market Unit Central Europe investierte im ersten Quartal mit 425 Mio um 44 Prozent mehr als im gleichen Zeitraum des Vorjahres. Auf Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände entfielen 283 Mio (Vorjahr: 211 Mio ), wobei der Großteil in die Bereiche Stromerzeugung und Stromverteilung floss. Die Finanzinvestitionen stiegen im Wesentlichen infolge von durchgeführten Kapitalerhöhungen bei Tochtergesellschaften und dem Erwerb einer Beteiligung an einem kleineren Regionalversorger in Ostdeutschland deutlich auf 142 Mio (Vorjahr: 84 Mio ).

Die Investitionen in der Market Unit Pan-European Gas betrugen 511 Mio . Hiervon entfielen 57 Mio (Vorjahr: 25 Mio ) auf Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände.

10 Lagebericht

Die Investitionen in Finanzanlagen in Höhe von 454 Mio (Vorjahr: 32 Mio ) betrafen im Wesentlichen den Erwerb der ungarischen MOL-Gassparte, der Ende März 2006 abgeschlossen wurde. Der Kaufpreis betrug rund 450 Mio .

E.ON UK investierte 130 Mio , die im Wesentlichen in Sachanlagen flossen. Gründe für den Anstieg sind zusätzliche Investitionen im regulierten Geschäft, die im Rahmen des 5-Jahres-Regulierungsprogrammes angesetzt wurden, und höhere Ausgaben im Erzeugungsbereich.

E.ON Nordic investierte 93 Mio (Vorjahr: 63 Mio ) in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen. Sie flossen in die Instandhaltung der Kraftwerke sowie den Ausbau und die Erweiterung des Verteilungsnetzes. Durch den schweren Sturm im Januar 2005 sind die Investitionen in das Stromverteilungsnetz erheblich gestiegen. Die Investitionen in Finanzanlagen betrugen 65 Mio gegenüber 49 Mio im Vorjahr.

U.S. Midwest hat mit 66 Mio 128 Prozent mehr investiert als im Vorjahr. Dies ist vor allem auf höhere Ausgaben in Anlagen zur Reduzierung von SO2-Emissionen, in den Kraftwerkspark und Verteilungsnetze sowie Wechselkurseffekte zurückzuführen.

Finanzlage

E.ON stellt die Finanzlage des Konzerns unter anderem mit den Kennzahlen operativer Cashflow, Free Cashflow und Netto-Finanzposition dar. Als Free Cashflow bezeichnen wir den operativen Cashflow nach Abzug der Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen. Dieser Überschuss steht insbesondere für Wachstumsinvestitionen, Dividenden, Tilgungen und Geldanlagen zur Verfügung. Die Netto-Finanzposition ist der Saldo aus der Brutto-Finanzverschuldung und dem vorhandenen Finanzvermögen. Diese Kennzahlen erhöhen das Verständnis der Finanzlage und insbesondere der Liquiditätsentwicklung des E.ON-Konzerns.

Der operative Cashflow des E.ON-Konzerns lag im ersten Quartal 2006 deutlich über dem Vorjahresniveau.

Der leichte Rückgang des operativen Cashflows bei der Market Unit Central Europe ist im Wesentlichen auf eine höhere Mittelbindung im Working Capital sowie eine Aufstockung des Rückdeckungsanspruches bei der Versorgungskasse Energie (VKE) zurückzuführen. Positiv wirkten sich insbesondere der deutliche Anstieg der Rohmarge, die erstmalige Konsolidierung neuer Gesellschaften und geringere Zahlungen zur Wiederaufbereitung von Kernbrennstoffen als im ersten Quartal des Vorjahres aus.

Operativer Cashflow
1. Quartal in Mio 	2006	20051)	+/–
Central Europe	399	438	–39
Pan-European Gas	1.559	1.213	+346
UK	–277	10	–287
Nordic	286	29	+257
US-Midwest	164	128	+36
Corporate Center	–189	–157	–32
Operativer Cashflow2)	1.942	1.661	+281
Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögens
gegenstände	622	410	+212
Free Cashflow3)	1.320	1.251	+69

1) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten 2) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten 3) Non-GAAP financial measure

Die Market Unit Pan-European Gas verzeichnete im ersten Quartal 2006 eine deutliche Verbesserung des operativen Cashflows. Dies ist im Wesentlichen auf die positive Geschäftsentwicklung im Up-/Midstream-Geschäft zurückzuführen.

Im Vergleich zum Vorjahr ist der operative Cashflow der Market Unit UK deutlich gesunken. Wesentlicher Grund dafür ist ein Anstieg der Gasbezugskosten, der nur teilweise durch Preiserhöhungen kompensiert werden konnte.

Der operative Cashflow der Market Unit Nordic stieg deutlich, weil der Cashflow im Vorjahr durch mehrere negative Sondereffekte geprägt war. Dazu gehörten die hohen Auszahlungen aufgrund des schweren Sturms im Januar und eine höhere Steuerbelastung als in diesem Jahr. Darüber hinaus wirkte sich im ersten Quartal 2006 eine bessere Strommarge positiv aus.

Bei der Market Unit US-Midwest ist ein Anstieg des operativen Cashflows im Vergleich zum Vorjahr zu verzeichnen. Ursachen sind geringere Gaseinkäufe im Vergleich zum Vorjahr und ein höherer Abbau von Forderungen, die auf die gestiegenen Gaspreise im vierten Quartal 2005 zurückzuführen sind. Darüber hinaus wirkte sich das Wechselkursverhältnis zwischen US-Dollar und Euro positiv aus. Teilweise kompensiert wurde der Anstieg durch Einzahlungen in Pensionsfonds.

Wesentlicher Grund für den Rückgang des operativen Cashflow im Corporate Center war der Wegfall von Erträgen, die im Vorjahr aus der Auflösung von Währungsswaps erzielt wurden. Gegenläufig wirkten positive Steuereffekte.

Jeweils im ersten Quartal eines Kalenderjahres werden – trotz saisonüblich hoher Absätze – wegen der Abrechnungszyklen bei Central Europe, UK und US-Midwest grundsätzlich geringere Cashflow-Überschüsse erzielt. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Forderungen zunehmen und

Überleitung Netto-Finanzposition Finanzmittel für bezogene Lieferungen und Leistungen abfließen. Dagegen erfolgt insbesondere im zweiten und dritten Quartal eines Jahres ein entsprechender abrechnungsbedingter Abbau des Working Capitals. Dieser führt zu signifikanten Cashflow-Überschüssen, obwohl die Absätze in diesen Quartalen – mit Ausnahme bei der Market Unit US-Midwest – üblicherweise zurückgehen. Das vierte Quartal ist wiederum durch den Aufbau des Working Capitals beeinflusst. Bei Pan-European Gas wird dagegen der operative Cashflow weitestgehend im ersten Quartal erwirtschaftet, während im zweiten und dritten Quartal ein Finanzmittelabfluss durch die Gaseinspeicherung und im vierten Quartal ein Mittelabfluss durch Erdgassteuervorauszahlungen erfolgt. Ein besonders hoher Teil der Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen wird bei den Market Units im vierten Quartal eines Jahres fällig.

Der Free Cashflow liegt trotz der höheren Investitionen in Sachanlagen und immaterielle Vermögensgegenstände 6 Prozent über dem Vorjahreswert.

Netto-Finanzposition
in Mio 	31.3. 2006	31.12. 2005	31.3. 2005
Einlagen bei Kreditinstituten	5.141	5.859	6.490
Wertpapiere/Fonds des Umlaufvermögens	9.542	9.260	8.089
Summe liquide Mittel	14.683	15.119	14.579
Wertpapiere/Fonds des Anlagevermögens	1.284	1.160	934
Finanzvermögen	15.967	16.279	15.513
Finanzverbindlichkeiten gegen über Kreditinstituten	–1.648	–1.572	–3.768
Anleihen (inkl. MTN)	–9.081	–9.538	–9.221
Commercial Paper	–2.091	–	–4.799
Sonstige Finanzverbindlich keiten	–1.440	–1.306	–1.515
Summe Finanzschulden	–14.260	–12.416	–19.303
Netto-Finanzposition1)	1.707	3.863	–3.790

1) Non-GAAP financial measure, Überleitung siehe folgende Tabelle

Die Netto-Finanzposition (Non-GAAP financial measure) setzt sich aus mehreren Größen zusammen, die in der nebenstehenden Tabelle jeweils auf eine gemäß US-GAAP ermittelte Größe übergeleitet werden.

Im Vergleich zum Stand per 31. Dezember 2005 (3.863 Mio ) ist die Netto-Finanzposition um 2.156 Mio auf 1.707 Mio zurückgegangen. Im Wesentlichen ist dies neben den Investitionen in Sachanlagen auf die Dotierung in Höhe von 2,6 Mrd im Rahmen des Contractual Trust Arrangements (CTA) und die Akquisition der ungarischen MOL-Gassparte zurückzuführen. Positiv wirkte sich insbesondere der hohe Cashflow aus laufender Geschäftstätigkeit auf die Netto-Finanzposition aus.

in Mio 	31. 3. 2006	31. 12. 2005	31. 3. 2005
Liquide Mittel laut Bilanz	14.683	15.119	14.579
Finanzanlagen laut Bilanz	24.774	21.686	17.599
– davon Ausleihungen	–980	–1.100	–1.447
– davon Beteiligungen	–21.802	–18.759	–14.674
– davon Anteile an ver bundenen Unternehmen	–708	–667	–544
= Summe Finanzvermögen	15.967	16.279	15.513
Finanzverbindlichkeiten laut Bilanz	–16.337	–14.362	–21.331
– davon gegenüber ver bundenen Unternehmen aus Finanzgeschäft	142	134	127
– davon gegenüber Beteiligungsunternehmen aus Finanzgeschäft	1.935	1.812	1.901
= Summe Finanzschulden	–14.260	–12.416	–19.303
Netto-Finanzposition	1.707	3.863	–3.790

Der Netto-Zinsaufwand resultiert im Wesentlichen aus den Zinsergebnissen der Komponenten, die auch Bestandteil der Netto-Finanzposition sind. Der Netto-Zinsaufwand blieb gegenüber dem Vorjahr nahezu unverändert. Die positive Entwicklung der Netto-Finanzposition wurde vor allem durch einen höheren Zinsaufwand für die variabel verzinslichen Verbindlichkeiten und einen höheren steuerlich bedingten Zinsaufwand kompensiert.

Finanzkennzahlen
1. Quartal in Mio 	2006	2005
Netto-Zinsaufwand1)	–86	–82
Adjusted EBITDA2)	3.252	3.061
Adjusted EBITDA/Netto-Zinsaufwand	37,8x	37,3x
1) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Zinsergebnis laut Gewinn- und Verlustrechnung siehe S. 33 2) Non-GAAP financial measure; Überleitung zum Konzernüberschuss siehe S. 8

Am 21. Februar 2006 hat Standard & Poor's sein Langfrist-Rating für E.ON-Anleihen von AA– und auch sein Kurzfrist-Rating von A-1+ auf "Creditwatch" mit negativen Implikationen gesetzt. Dieser Schritt folgte der Ankündigung von E.ON, dass ein Angebot zur Übernahme von 100 Prozent der Aktien der Endesa S.A. eingereicht wurde. Am 22. Februar 2006 hat Moody's bekannt gegeben, dass es das Langfrist-Rating für E.ON-Anleihen von Aa3 ebenfalls bezüglich einer möglichen Herabstufung überprüft ("Review for a possible downgrade"). Nach Abschluss der Transaktion strebt E.ON ein Langfrist-Rating von "single A flat" (A/A2) an. Die von E.ON emittierten Commercial Paper haben ein Kurzfrist-Rating von A-1+ (Standard & Poor's) und P-1 (Moody's).

Am 21. Februar 2006 hat E.ON ein Angebot in Höhe von 29,1 Mrd zum Erwerb von 100 Prozent der Aktien von Endesa abgegeben. In diesem Zusammenhang hat E.ON eine Kreditlinie über 32 Mrd abgeschlossen.

12 Lagebericht

Mitarbeiter

Am 31. März 2006 waren im E.ON-Konzern weltweit 79.783 Mitarbeiter beschäftigt. Hinzu kommen 2.039 Auszubildende sowie 229 Vorstände und Geschäftsführer. Damit ist die Belegschaft seit dem 31. Dezember 2005 nahezu konstant geblieben.

Der Anteil der im Ausland tätigen Mitarbeiter ist seit dem Vorjahresende ebenfalls nahezu unverändert geblieben. Zum Ende des ersten Quartals waren insgesamt 45.268 Mitarbeiter (56,7 Prozent) im Ausland beschäftigt.

Mitarbeiter1)
	31. 3.	31. 12.
	2006	2005	+/– %
Central Europe	44.471	44.476	–
Pan-European Gas	12.975	13.366	–3
UK	13.381	12.891	+4
Nordic	5.525	5.424	+2
US-Midwest	2.998	3.002	–
Corporate Center	433	411	+5
Gesamt	79.783	79.570	–
Nicht fortgeführte
Aktivitäten2)	830	840	–1
Degussa3)	33.878	33.882	–

1) ohne Auszubildende, Geschäftsführer und Organmitglieder

2) enthält E.ON Finland und WKE

3) Zum 31. 3. 2006 waren bei der Degussa 1.540 Auszubildende beschäftigt.

Die Zahl der Beschäftigten bei Pan-European Gas hat sich im Vergleich zum 31. Dezember 2005 um rund 3 Prozent auf insgesamt 12.975 Mitarbeiter verringert. Dieser Rückgang ist im Wesentlichen durch Anpassungsmaßnahmen zur Steigerung der Effizienz bei E.ON Gaz Romania begründet.

Bei der Market Unit UK waren zum Ende des ersten Quartals 2006 insgesamt 13.381 Mitarbeiter beschäftigt. Der Anstieg der Mitarbeiterzahl um rund 4 Prozent seit dem Jahresende 2005 ist hauptsächlich auf den weiteren Aufbau im Bereich Kundenservice sowie den steigenden Einsatz technischen Personals im Bereich Netzinfrastruktur und im Ablesegeschäft zurückzuführen.

Der Aufwand für Löhne und Gehälter einschließlich der sozialen Abgaben betrug im Berichtszeitraum rund 1,2 Mrd (Vorjahr: 1,1 Mrd ).

Risikolage

Im Zuge unserer geschäftlichen Aktivitäten sind wir einer Reihe von Risiken ausgesetzt, die untrennbar mit unserem unternehmerischen Handeln verbunden sind.

Bei der Erzeugung und Verteilung von Energie werden technologisch komplexe Produktionsanlagen eingesetzt. Betriebsstörungen oder längere Produktionsausfälle von Anlagen oder Komponenten könnten unsere Ertragslage beeinträchtigen. Wir begegnen diesen Risiken durch kontinuierliche Qualifizierung unserer Mitarbeiter sowie regelmäßige Wartung und Verbesserungen unserer Anlagen.

Aus dem operativen Geschäft ergeben sich Zins-, Währungs-, Commoditypreis- und Kreditausfallrisiken, denen wir mit geeigneten Instrumenten begegnen.

Das internationale Marktumfeld, in dem sich unsere Market Units bewegen, ist durch allgemeine konjunkturelle Risiken und zunehmende Wettbewerbsintensität gekennzeichnet. Die auf den liberalisierten Märkten vorhandenen Preis- und Absatzrisiken unseres Strom- und Gasgeschäfts minimieren wir durch ein umfassendes Vertriebscontrolling und den Einsatz derivativer Finanzinstrumente.

Weitere externe Risiken ergeben sich aus dem politischen, rechtlichen und regulatorischen Umfeld des E.ON-Konzerns, dessen Änderung zu Planungsunsicherheiten führen kann. Wir verfolgen das Ziel, durch intensiven und konstruktiven Dialog mit Behörden und Politik sachlich, kompetent und aktiv die Rahmenbedingungen mitzugestalten. Derzeit sind besonders folgende Themen relevant:

• Im Rahmen der durch das novellierte Energiewirtschaftsgesetz in Deutschland eingeführten Regulierung der Strom- und Gasnetze steht die erstmalige ex-ante Genehmigung der Netzentgelte bevor. Dies stellt ein Ergebnisrisiko dar, da sich abzeichnet, dass die Bundesnetzagentur die gesetzlichen Vorschriften einseitig zu Ungunsten der Netzbetreiber auslegt.

• Das Bundeskartellamt hat E.ON Ruhrgas per Verfügung die Praktizierung bestehender langfristiger Gaslieferverträge untersagt. Gegen die Verfügung hat E.ON Ruhrgas Beschwerde beim OLG Düsseldorf eingelegt und einen Eilantrag gestellt, um die sofortige Vollziehung der Verfügung aufzuheben. Am 26. April fand in dem Eilverfahren eine mündliche Verhandlung statt. Nach einer vorläufigen Einschätzung des Gerichts neigt es dazu, den Eilantrag von E.ON Ruhrgas abzulehnen. Eine Entscheidung des Gerichts ist für Anfang Juni 2006 angekündigt. Letzte Instanz in dem Eilverfahren ist der Bundesgerichtshof. Zur Zeit kann keine Aussage getroffen werden, welche Auswirkungen sich aus der Verfügung auf E.ON Ruhrgas ergeben. Hier geht es um Wettbewerbsprozesse, deren Ausgang naturgemäß nicht vorhersehbar ist. Hieraus können sich auch Ertragsrisiken ergeben.

Die operative und strategische Steuerung unseres Konzerns ist maßgeblich abhängig von einer hochkomplexen Informationstechnologie. Die Optimierung und Aufrechterhaltung der IT-Systeme wird durch den Einsatz qualifizierter interner und externer Experten sowie durch diverse technologische Sicherungsmaßnahmen gewährleistet.

Im Berichtszeitraum hat sich die Risikolage des E.ON-Konzerns gegenüber dem Jahresende 2005 nicht wesentlich verändert.

Ausblick

Für das Jahr 2006 rechnen wir weiterhin damit, beim Adjusted EBIT das hohe Niveau des Vorjahres leicht zu übertreffen. Den außerordentlich hohen Konzernüberschuss des Vorjahres, der insbesondere aus den Buchgewinnen der erfolgreichen Veräußerungen von Viterra und Ruhrgas Industries resultierte, werden wir jedoch nicht wieder erreichen.

Zu den Market Units im Einzelnen:

In der Market Unit Central Europe rechnen wir für das Jahr 2006 damit, ein Ergebnis leicht über Vorjahresniveau zu erzielen. Wir erwarten, die Belastungen aus regulatorischen Eingriffen im Netzgeschäft durch weitere operative Verbesserungen in anderen Bereichen kompensieren zu können.

In der Market Unit Pan-European Gas erwarten wir für das laufende Jahr ein Adjusted EBIT, das über dem Vorjahreswert liegen wird. Dabei profitiert das Up-/Midstream-Geschäft von Ergebnissen der im Vorjahr erworbenen E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited (vormals Caledonia Oil and Gas Limited) und dem temperaturbedingten Absatzzuwachs im ersten Quartal. Zudem war das Vorjahr durch die Ölpreisentwicklung stark belastet. Die Ergebnissteigerung des ersten Quartals wird sich jedoch im weiteren Jahresverlauf deutlich abschwächen. Die Entwicklung im Downstream-Bereich wird durch den Erwerb der Speicher- und Handelsaktivitäten der ungarischen MOL belastet werden.

Bei der Market Unit UK gehen wir trotz der Ergebnisentwicklung im ersten Quartal weiterhin davon aus, dass für das Jahr 2006 das Adjusted EBIT deutlich über dem Vorjahreswert liegen wird. Die Effekte aus den ganzjährig wirkenden Tariferhöhungen, operative Verbesserungen im Erzeugungsbereich sowie Kostensenkungs- und Ergebnisverbesserungsprogramme werden nur teilweise durch steigende Brennstoff- und Bezugskosten aufgehoben.

In der Market Unit Nordic rechnen wir mit einem Rückgang des Adjusted EBIT gegenüber dem Vorjahr. Dies ist auf höhere Steuern auf die installierten Kernenergie- und Wasserkraftkapazitäten und die wegfallenden Ergebnisbeiträge nach der Veräußerung der Wasserkraftwerke zurückzuführen. Diese Effekte werden teilweise durch höhere durchschnittlich erzielte Strompreise kompensiert.

Bei der Market Unit US-Midwest erwarten wir für das Jahr 2006 ein Adjusted EBIT auf dem Niveau des Vorjahres.

14 Market Units

Central Europe

Marktentwicklung

Im Verlauf des ersten Quartals setzte sich der Trend steigender Notierungen an den europäischen Großhandelsmärkten fort. Bedingt durch die hohen und volatilen Preise für Brennstoffe und CO2-Zertifikate wurden am deutschen Stromhandelsmarkt zum Quartalsende Baseload-Lieferungen für das Jahr 2007 zu über 57 /MWh gehandelt. Dies entspricht einer Steigerung um mehr als 10 Prozent seit Jahresbeginn.

In ähnlicher Größenordnung verteuerten sich im Quartal die Preise für Neuverträge von Industriekunden in Deutschland, während zum Jahresanfang die Strompreise für Haushaltskunden um durchschnittlich rund 4,3 Prozent stiegen. Hier gab es aber regional sehr unterschiedliche Vorgaben der jeweils zuständigen Genehmigungsbehörden.

Strom- und Gasabsatz

Der Stromabsatz der Market Unit Central Europe erhöhte sich um 3,4 Mrd kWh. Zwei Drittel hiervon sind auf die Erstkonsolidierungen von Stromregionalversorgern in Bulgarien, Rumänien und in den Niederlanden zurückzuführen. Der restliche Anstieg basiert auf höheren Handelsmengen, die teilweise durch wettbewerbsbedingte Faktoren kompensiert wurden.

Der Gasabsatz der Regionalversorger überstieg im Berichtszeitraum den Vorjahreswert um rund 15 Mrd kWh. Knapp drei Viertel des Anstiegs resultieren aus der Erweiterung des Konsolidierungskreises. Im ersten Quartal des Vorjahres gehörten die ungarischen Gasversorgungsgesellschaften, die niederländische NRE und die mit der E.ON Thüringer Energie fusionierte Gasversorgung Thüringen (GVT) noch nicht zum Konsolidierungskreis. Die übrige Absatzsteigerung ist im Wesentlichen auf den strengen Winter zurückzuführen.

Strombeschaffung

Mit eigenen Kraftwerken hat die Market Unit Central Europe etwa 47 Prozent des Strombedarfs gedeckt (Vorjahr: 48 Prozent), wobei die Vorteile eines flexiblen Erzeugungsmixes genutzt wurden. Von Fremden bezog Central Europe rund 2,7 Mrd kWh mehr als im Vorjahr. Der Anstieg des Fremdbezugs ist im Wesentlichen auf die Erstkonsolidierungen in Bulgarien und Rumänien zurückzuführen.

Central Europe
1. Quartal in Mio 	2006	2005	+/– %
Umsatz	8.283	6.669	+24
– davon Energiesteuern	285	285	–
Adjusted EBITDA	1.722	1.572	+10
Adjusted EBIT	1.413	1.281	+10

Strombeschaffung1)
1. Quartal in Mrd kWh	2006	2005	+/– %
Eigenerzeugung	36,7	34,7	+6
Bezug	40,8	38,1	+7
– von Gemeinschafts kraftwerken	3,3	3,3	–
– von Fremden	37,5	34,8	+8
Strombeschaffung	77,5	72,8	+6
Betriebsverbrauch, Netzverluste, Pumpstrom	–4,3	–3,0	–
Stromabsatz	73,2	69,8	+5
1) ohne Handelsaktivitäten

Umsatz und Adjusted EBIT

Die Umsatzsteigerung der Market Unit Central Europe um 1.614 Mio gegenüber dem Vorjahr hatte vor allem folgende Gründe: Die weltweit steigenden Rohstoff- und Energiepreise, die zu sukzessiven Anhebungen unserer Strom- und Gaspreise geführt haben, die bereits genannten Erstkonsolidierungen, vor allem in Zentraleuropa Ost, sowie witterungsbedingte Mehrabsätze, insbesondere im Gasgeschäft.

Das Adjusted EBIT lag um 132 Mio über dem Vorjahreswert, wobei sich die einzelnen Geschäftsfelder wie folgt entwickelten:

Im Geschäftsfeld Zentraleuropa West Strom wurde das hohe Vorjahresergebnis knapp übertroffen. Der Weitergabe der höheren Stromhandelspreise an die Endkunden stehen deutlich höhere Kosten für konventionelle Brennstoffe, höhere Strombezugskosten und die notwendige Beschaffung zusätzlicher CO2-Zertifikate entgegen. Zudem belasten den Vorperioden zuzuordnende Effekte das Ergebnis.

Das Adjusted EBIT des Geschäftsfeldes Zentraleuropa West Gas stieg gegenüber dem Vorjahr um 51 Mio an. Dieser Anstieg resultiert im Wesentlichen aus der im Vorjahresquartal nicht konsolidierten GVT und aus Mehrabsätzen durch die kalte Witterung.

Im Geschäftsfeld Zentraleuropa Ost lag das Adjusted EBIT um 15 Mio über dem ersten Quartal des Vorjahres. Hier spiegeln sich vor allem die im Laufe des Jahres 2005 getätigten Akquisitionen in Bulgarien, Ungarn und Rumänien wider. Gegenläufig wirkt sich der im Vorjahr enthaltene Ertrag aus der Veräußerung von Minderheitsanteilen in Tschechien aus.

Der Ergebnisbeitrag des Geschäftsfeldes Sonstiges/Konsolidierung stieg um 48 Mio , was hauptsächlich auf höhere Erträge aus Finanzanlagen zurückzuführen ist.

Eckdaten nach Geschäftsfeldern
		Zentraleuropa West			Zentraleuropa		Sonstiges/
1. Quartal	Strom		Gas		Ost		Konsolidierung		Central Europe
in Mio 	2006	2005	2006	2005	2006	2005	2006	2005	2006	2005
Umsatz1)	5.057	4.516	1.844	1.247	987	578	110	43	7.998	6.384
Adjusted EBITDA	1.204	1.193	313	255	145	118	60	6	1.722	1.572
Adjusted EBIT	1.027	1.009	256	205	95	80	35	–13	1.413	1.281
1) ohne Energiesteuern/Handelsumsätze netto

16 Market Units

Pan-European Gas

Pan-European Gas
1. Quartal in Mio 	2006	2005	+/– %
Umsatz	8.768	5.347	+64
–davon Energiesteuern	1.245	1.029	+21
Adjusted EBITDA	856	554	+55
Adjusted EBIT	733	467	+57

Marktentwicklung

Der Erdgasverbrauch in Deutschland ist im ersten Quartal 2006 im Vergleich zum Vorjahresquartal um rund 13 Prozent angestiegen. Maßgeblich für den Zuwachs war die merklich kühlere Witterung, insbesondere in den Monaten Januar und März.

Gasabsatz

Der Gasabsatz von Pan-European Gas im Midstream-Bereich lag im ersten Quartal 2006 mit 266 Mrd kWh rund 18 Prozent über dem Vorjahr. Der Anstieg war eine Folge der im Vergleich zum Vorjahr kälteren Temperaturen in Deutschland sowie des weiter wachsenden Auslandsgeschäfts. Mit durchschnittlich knapp 1 °C lagen die Temperaturen im Absatzgebiet von E.ON Ruhrgas in Deutschland 2 °C unterhalb der Vorjahreswerte.

Gasabsatz1)
1. Quartal in Mrd kWh	2006	2005	+/– %
Januar	95,4	79,7	+20
Februar	86,5	77,3	+12
März	84,4	68,6	+23
Gasabsatz	266,3	225,6	+18
1) Absatz E.ON Ruhrgas AG

Der Auslandsabsatz der E.ON Ruhrgas AG erhöhte sich im ersten Quartal um rund 34 Prozent auf 52 Mrd kWh. Damit machte das Geschäft außerhalb Deutschlands rund ein Fünftel des Gesamtvolumens aus. Die Absatzsteigerung ist unter anderem auf Lieferungen an E.ON Nordic, die im Oktober des vergangenen Jahres aufgenommen worden waren, und den Ausbau der Lieferungen an E.ON Vendita in Italien zurückzuführen. Außerdem wurde in Frankreich und den Niederlanden die Belieferung von neuen Industriekunden aufgenommen.

In Deutschland lag der Gasabsatz von Januar bis März 2006 mit 214 Mrd kWh rund 15 Prozent über dem Vorjahr. Bedingt durch das überproportionale Wachstum im Ausland hat sich der Anteil der inländischen Kundengruppen am Gesamtabsatz reduziert: Ferngasunternehmen waren zwar wie in den Vorjahren die Hauptabnehmer; ihr Anteil am Gesamtabsatz reduzierte sich aber von 49 Prozent im Vorjahresquartal auf

47 Prozent in der aktuellen Periode. Die Belieferung von Ortsgasunternehmen entwickelte sich mit einem Anteil von rund 25 Prozent ebenso weitgehend stabil wie der Absatz an Industriekunden, der erneut etwa 8 Prozent am Gesamtvolumen ausmachte.

Umsatz und Adjusted EBIT

Die Market Unit Pan-European Gas erzielte im ersten Quartal 2006 einen Umsatz von 8,8 Mrd . Gegenüber dem gleichen Zeitraum des Vorjahres ist dies ein Anstieg um 64 Prozent.

Das Umsatzwachstum ist auf mehrere Faktoren zurückzuführen: Im Midstream-Geschäft legte der Umsatz aufgrund des gestiegenen Absatzes und infolge der Ölpreisentwicklung höherer durchschnittlicher Verkaufspreise zu. Im Upstream-Bereich sind die Erlöse von E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited im ersten Quartal enthalten, nachdem die Gesellschaft 2005 übernommen worden war und erst ab November zum Umsatz beigetragen hatte. Außerdem hat sich der höhere Anteil am Njord-Feld positiv ausgewirkt, der im September 2005 von 15 Prozent auf 30 Prozent aufgestockt worden war. Im Geschäftsfeld Downstream-Beteiligungen flossen die Erlöse von Distrigaz Nord 2006 erstmals von Jahresbeginn an ein. Im Vorjahr war das Unternehmen nach der Mehrheitsübernahme nur im zweiten Halbjahr konsolidiert worden. Distrigaz Nord firmierte zum 1. April 2006 in E.ON Gaz Romania um.

Das Adjusted EBIT von Pan-European Gas erreichte im ersten Quartal 733 Mio und lag damit um 57 Prozent über dem Vorjahreswert. Zur Ergebnissteigerung haben alle Geschäftsfelder beigetragen.

Das Upstream-Geschäft verbesserte sich durch die erstmalige Einbeziehung von E.ON Ruhrgas UK North Sea Limited, die Aufstockung der Anteile am Njord-Feld sowie das hohe Preisniveau für Öl und Gas. Das Midstream-Geschäft profitierte durch den temperaturbedingten Mehrabsatz sowie durch die Geschäftsausweitung im Ausland. Auch das erste Quartal 2006 war durch den Anstieg der Preise für leichtes Heizöl belastet, da die Bezugspreise schneller den Preisen für leichtes Heizöl folgten als die Verkaufspreise. Dieser Effekt war

allerdings weniger stark ausgeprägt als im ersten Quartal des Vorjahres.

Bei den Downstream-Beteiligungen haben ebenfalls Veränderungen im Konsolidierungskreis, insbesondere die erstmalige Einbeziehung von E.ON Gaz Romania, das Ergebnis erhöht. Daneben haben sich Preis- und Mengeneffekte im Gasgeschäft der Beteiligungen positiv ausgewirkt.

Eckdaten nach Geschäftsfeldern1)
1. Quartal	Up-/Midstream		Downstream Beteiligungen		Sonstiges/ Konsolidierung		Pan-European Gas
in Mio 	2006	2005	2006	2005	2006	2005	2006	2005
Umsatz1)	6.604	3.844	1.118	612	–199	–138	7.523	4.318
Adjusted EBITDA	609	344	242	212	5	–2	856	554
Adjusted EBIT	511	274	217	193	5	–	733	467
1) ohne Energiesteuern

UK

UK
1. Quartal in Mio 	2006	2005	+/– %
Umsatz	3.768	2.724	+38
Adjusted EBITDA	182	419	–57
Adjusted EBIT	38	268	–86

Marktentwicklung

Der Strom- und Gasverbrauch lag im ersten Quartal 2006 mit 99 Mrd kWh bzw. 326 Mrd kWh auf dem Niveau des Vorjahreszeitraums.

Die Gaspreise blieben auch Anfang 2006 volatil. Am 13. März 2006 wurde aufgrund der ungewöhnlich kalten Witterung, geringerer Speicherkapazitäten infolge eines Brandes beim Rough-Speicher, der rund 70 Prozent der Speicherkapazität in Großbritannien abdeckt, und geringerer Zuflüsse vom Gas-Inter-Connector erstmalig eine offizielle Warnung vor Versorgungsengpässen herausgegeben. Diese Faktoren trieben den Gaspreis innerhalb von wenigen Tagen auf bis zu 255 Pence pro Therm.

Die Gaspreise für Lieferungen im kommenden Jahr stiegen von 36 Pence pro Therm im ersten Quartal 2005 auf 61 Pence pro Therm im ersten Quartal 2006. Dies entspricht einer Steigerung um rund 70 Prozent.

Die britischen Strompreise wurden weiterhin von steigenden Gaspreisen und auch zunehmend von den Preisen für CO2- Zertifikate beeinflusst. Die Preise für Lieferungen im kommenden Jahr nahmen von 31 £/MWh im ersten Quartal 2005 um rund 70 Prozent auf 53 £/MWh im ersten Quartal 2006 zu.

Strom- und Gasabsatz

Absatz1)
1. Quartal in Mrd kWh	2006	2005	+/– %
Haushalts- und kleinere Geschäftskunden	11,5	11,0	+5
Industrie- und Gewerbekunden	4,8	5,9	–19
Stromabsatz	16,3	16,9	–4
Haushalts- und kleinere Geschäftskunden	29,3	27,5	+7
Industrie- und Gewerbekunden	10,4	10,8	–4
Gasabsatz	39,7	38,3	+4
1) ohne Großhandels- und Handelsaktivitäten

Die Absätze im Strom- und Gasgeschäft gingen vor allem im Segment der industriellen und gewerblichen Kunden, in dem E.ON UK eine margenorientierte Vertriebspolitik verfolgt, zurück. Im Segment der Haushalts- und kleineren Geschäftskunden legte der Strom- und Gasabsatz trotz einer geringfügig rückläufigen Kundenzahl zu. Der Anstieg ist im Wesentlichen auf die niedrigen Temperaturen zurückzuführen.

18 Market Units

Strombeschaffung

Strombeschaffung				1. Quartal 2006
1. Quartal in Mrd kWh	2006	2005	+/– %	in %
Eigenerzeugung1)	12,2	9,6	+27
Bezug	4,8	7,9	–39
– von Gemeinschafts kraftwerken	0,2	0,3	–33
– von Fremden	4,6	7,6	–39
Strombeschaffung	17,0	17,5	–3
Betriebsverbrauch, Netzverluste, Pumpstrom	–0,7	–0,6	–
Stromabsatz	16,3	16,9	–4

1) ohne Kraft-Wärme-Kopplung und erneuerbare Energien

Der Anstieg der Erzeugung in eigenen Kraftwerken hat vor allem folgende Gründe: Es wurden größere Strommengen in Kohlekraftwerken erzeugt, da die hohen Gaspreise in Großbritannien die Stromerzeugung in britischen Kohlekraftwerken im Vergleich zu Gaskraftwerken attraktiver gemacht hatten. Das Kraftwerk Enfield wurde erworben und die Blöcke 1 und 2 des Kraftwerks Killingholme im August bzw. April 2005 wieder in Betrieb genommen.

Der Bezug von Fremden reduzierte sich wegen der höheren Eigenerzeugung und der geringeren Absätze an industrielle und gewerbliche Kunden.

Die zurechenbare Kraftwerksleistung von E.ON UK lag am 31. März 2006 bei 10.547 MW. Damit ist sie gegenüber dem ersten Quartal 2005 um 2.582 MW gestiegen. Im Jahr 2005 hatte E.ON UK das Kraftwerk Killingholme (900 MW) und zwei ölbefeuerte Blöcke des Kraftwerks Grain (1.300 MW) wieder in Betrieb genommen. Darüber hinaus wurde das Kraftwerk Enfield (392 MW) erworben.

Im ersten Quartal 2006 hat E.ON UK durch die zusätzliche Verbrennung von Biomasse in den Kraftwerken Kingsnorth, Ironbridge und Ratcliffe insgesamt 97 GWh Strom erzeugt. In Lockerbie, im Südwesten Schottlands, hat E.ON UK mit dem Bau eines holzbefeuerten Kraftwerks mit einer Leistung von 44 MW begonnen.

Umsatz und Adjusted EBIT

E.ON UK konnte im Berichtszeitraum 2006 den Umsatz im Vergleich zum Vorjahr insbesondere durch die höheren Preise im Endkundengeschäft und die gestiegenen Großhandelspreise für Strom und Gas erhöhen. Das Adjusted EBIT von E.ON UK lag bei 38 Mio . Hiervon entfielen 124 Mio auf das regulierte Geschäft und –65 Mio auf das unregulierte Geschäft.

Im unregulierten Geschäft ging das Adjusted EBIT um 213 Mio zurück. Erheblich gestiegene Gasbezugskosten während des Winters, die durch Versorgungsengpässe und die Kältewelle verursacht wurden, haben die Margen im ersten Quartal 2006 deutlich reduziert. Die seit dem 10. März 2006 wirksamen Preisanhebungen im Haushaltskundengeschäft um 18,4 Prozent für Strom und 24,4 Prozent für Gas werden zusammen mit Kostensenkungs- und Ergebnisverbesserungsprogrammen die Margen wieder verbessern.

Eckdaten nach Geschäftsfeldern
1. Quartal	Reguliertes Geschäft		Unreguliertes Geschäft1)		Sonstiges/ Konsolidierung		UK
in Mio 	2006	2005	2006	2005	2006	2005	2006	2005
Umsatz	212	219	3.606	2.560	–50	–55	3.768	2.724
Adjusted EBITDA	161	161	41	260	–20	–2	182	419
Adjusted EBIT	124	124	–65	148	–21	–4	38	268

1) Der neue Bereich Energy Services, der zum größten Teil zum regulierten Geschäft zählte, wird seit dem ersten Quartal 2006 im unregulierten Geschäft ausgewiesen. Darüber hinaus wurden dem unregulierten Geschäft Dienstleistungen wie Gebäude- und IT-Service etc. zugerechnet, die aus regulatorischen Gründen dem regulierten Geschäft schon im Vorjahr belastet wurden. Die Vorjahreswerte wurden entsprechend angepasst.

Nordic

Nordic
1. Quartal in Mio 	2006	2005	+/– %
Umsatz	1.005	955	+5
– davon Energiesteuern	120	123	–2
Adjusted EBITDA	384	379	+1
Adjusted EBIT	300	287	+5

Marktentwicklung

Die Wasserstände in Schweden und Norwegen sanken während des gesamten ersten Quartals 2006 beständig. Am 1. April lagen sie rund 25 Mrd kWh unter denen eines normalen Jahres bzw. 30 Mrd kWh unter denen des ersten Quartals 2005. Während die Wasserstände der Reservoirs nur leicht unter dem normalen Niveau lagen, blieben die Schneehöhen und die Bodenfeuchtigkeit deutlich hinter den Normalwerten zurück. Trotz dieser Einflüsse nahm die Stromerzeugung aus Wasserkraft in Norwegen und Schweden zu. Dies lag an dem kalten Winter und den hohen Strompreisen in Kontinentaleuropa. Zusammen wurden in Norwegen und Schweden zwischen dem 1. April 2005 und dem 31. März 2006 209 Mrd kWh Strom aus Wasserkraft erzeugt.

Der Stromaustausch zwischen den nordeuropäischen Ländern und den angrenzenden Märkten war im Berichtszeitraum ausgeglichen.

Der jährliche Stromverbrauch in Finnland lag Ende März 2006 1 Mrd kWh über dem Niveau des ersten Quartals 2005. Der gewerbliche Stromverbrauch in Norwegen ging dagegen leicht zurück. Bereinigt um Temperatureffekte blieb der Stromverbrauch in Schweden und Norwegen im Vergleich zum Vorjahr unverändert.

Veräußerung von E.ON Finland

E.ON Nordic und der finnische Energiekonzern Fortum Power and Heat Oy (Fortum) haben am 2. Februar 2006 einen Vertrag unterzeichnet, wonach Fortum alle Anteile, die E.ON Nordic an E.ON Finland hält, erwerben wird. Die Transaktion steht unter dem Vorbehalt der Zustimmung der finnischen Kartellbehörde. Diese wird ihre endgültige Entscheidung spätestens am 5. Juni 2006 bekannt geben. Durch die Vereinbarung mit Fortum erfüllt E.ON Nordic die Verpflichtungen aus einer im Jahr 2002 mit Fortum vereinbarten Kaufoption für alle Anteile, die E.ON Nordic an E.ON Finland hält. E.ON Finland wurde Mitte Januar 2006 als nicht fortgeführte Aktivität klassifiziert. Die Vorjahreswerte wurden entsprechend um die Bestandteile der abzugebenden Aktivitäten bereinigt.

Stromabsatz

E.ON Nordic setzte 0,6 Mrd kWh weniger Strom ab als im Vorjahr, und zwar wegen geringerer Absätze an der nordeuropäischen Strombörse Nordpool. Dies ist im Wesentlichen auf den Verkauf der Wasserkraftwerke an Statkraft im Oktober 2005 zurückzuführen. Dadurch wurden die eigenen Erzeugungskapazitäten von E.ON Nordic reduziert. Der Absatz an Privat- und Geschäftskunden lag auf Vorjahresniveau.

Strombeschaffung

Strombeschaffung
1. Quartal in Mrd kWh	2006	2005	+/– %
Eigenerzeugung	9,2	9,6	–4
Bezug	3,8	3,8	–
– von Gemeinschafts kraftwerken	2,9	2,8	+4
– von Fremden	0,9	1,0	–10
Strombeschaffung	13,0	13,4	–3
Betriebsverbrauch, Netzverluste, Pumpstrom	–0,8	–0,6	–
Stromabsatz	12,2	12,8	–5

E.ON Nordic erzeugte 75 Prozent des Stromabsatzes in eigenen Kraftwerken. Im Vergleich zum Vorjahreszeitraum sank die Erzeugungsmenge aus eigenen Kraftwerken um 0,4 Mrd kWh. Die Erzeugung aus Wasserkraft ging wegen der im Oktober 2005 an Statkraft veräußerten Wasserkraftwerke zurück. Der Rückgang konnte teilweise dadurch kompensiert werden, dass wegen des kalten Winters größere Mengen in Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen erzeugt wurden. Die Erzeugung aus Kernenergie blieb im Vergleich nahezu unverändert.

20 Market Units

Gas- und Wärmeabsatz

Gas- und Wärmeabsatz
1. Quartal in Mrd kWh	2006	2005	+/– %
Gasabsatz	2,2	2,5	–12
Wärmeabsatz	3,4	3,1	+10

Der Wärmeabsatz nahm wegen der niedrigen Temperaturen und der Akquisition von Wärme-Aktivitäten in Dänemark zu. Dagegen ging der Gasabsatz trotz des kalten Winters zurück. Hierfür waren insbesondere geringere Verkäufe an Weiterverteiler verantwortlich.

Umsatz und Adjusted EBIT

Im Vergleich zum Vorjahr konnte die Market Unit Nordic den Umsatz um 5 Prozent steigern, und zwar vor allem wegen der höheren durchschnittlichen Verkaufspreise.

Das Adjusted EBIT nahm um 13 Mio auf 300 Mio zu. Zu verdanken ist dies im Wesentlichen den höheren Spotpreisen für Strom und dem erfolgreichen Hedging, das Nordic ermöglicht, sich effektiv höhere Verkaufspreise für das Erzeugungsportfolio zu sichern. Im Vergleich zum Vorjahr wurde das Adjusted EBIT im ersten Quartal 2006 durch höhere Steuern auf die installierten Kernenergie- und Wasserkraftkapazitäten sowie die wegfallenden Ergebnisbeiträge der an Statkraft veräußerten Wasserkraftwerke belastet. Darüber hinaus wirkte sich der schwache Kurs der schwedischen Krone negativ aus.

Eckdaten nach Geschäftsfeldern
1. Quartal	Schweden		Finnland2)		Nordic
in Mio 	2006	2005	2006	2005	2006	2005
Umsatz1)	885	832	–	–	885	832
Adjusted EBITDA	384	379	–	–	384	379
Adjusted EBIT	300	287	–	–	300	287

1) ohne Energiesteuern

2) Seit Mitte Januar 2006 wird E.ON Finland unter den nicht fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen.

US-Midwest

US-Midwest
1. Quartal in Mio 	2006	2005	+/– %
Umsatz	570	501	+14
Adjusted EBITDA	148	146	+1
Adjusted EBIT	92	100	–8

Marktentwicklung

Die Großhandelspreise im Mittleren Westen lagen im ersten Quartal 2006 trotz der vergleichsweise milden Januarwitterung auf einem ähnlichen Niveau wie im vergleichbaren Vorjahreszeitraum. Grund hierfür waren vor allem die Produktionsausfälle in Folge der Wirbelstürme im Golf von Mexiko. Der durchschnittliche Spotpreis für Gas lag bei 7,67 \$/MMBtu (Vorjahr: 6,44 \$/MMBtu). Die Spotpreise für Strom (Spitzenlast) erreichten im ersten Quartal 2006 durchschnittlich 49 \$ pro MWh (Vorjahr: 50 \$/MWh).

E.ON U.S. erhielt die Genehmigung der FERC, sich aus der Teilnahme an dem regionalen Netzbetreiber Midwest Independent Transmission System Operator (MISO) zurückzuziehen. Die endgültige Entscheidung der Kentucky Public Service Commission zu dem Mitte des Jahres geplanten Rückzug steht noch aus.

Strom- und Gasabsatz

Absatz
1. Quartal in Mrd kWh	2006	2005	+/– %
Reguliertes Geschäft
– Privat-, Geschäfts- und Gewerbekunden	8,0	8,0	–
– Off-system-Geschäft1)	0,6	1,5	–60
Stromabsatz	8,6	9,5	–9
Privat-, Geschäfts- und Gewerbekunden	5,1	6,1	–16
Off-system-Geschäft1)	–	0,6	–
Gasabsatz	5,1	6,7	–24

1) Verkauf überschüssiger Mengen an Kunden außerhalb des eigenen Versorgungsgebietes

Im ersten Quartal 2006 lag der Stromabsatz im regulierten Geschäft ungefähr auf dem Niveau des vergleichbaren Zeitraums 2005. Durch die größere Nachfrage im Endkundengeschäft im Februar und März konnten die geringeren Absätze aufgrund der hohen Januartemperaturen ausgeglichen werden. Im Off-system-Geschäft ging der Stromabsatz im Vergleich zum Vorjahr zurück. Grund hierfür waren vor allem die Ausfälle von Anlagen. Außerdem musste E.ON U.S. bisher von Electric Energy Inc (EEI) eingekaufte Mengen aus Eigenerzeugung decken. EEI ist ein 1.000-MW-Kraftwerk, an dem E.ON U.S. einen Anteil von 20 Prozent hält. Bislang konnte E.ON U.S. ihren Anteil an der Erzeugung zu Produktionskosten für ihre Endkunden erwerben. Seit Januar 2006 verkauft EEI den Strom zu Marktpreisen. E.ON U.S. kann deshalb diese Erzeugungsmengen nicht mehr für ihre Endkunden verwenden und benutzt stattdessen Strom aus der Eigenerzeugung.

Der Gasabsatz an Privat-, Geschäfts- und Gewerbekunden sank durch das milde Winterwetter sowie einen aufgrund der hohen Preise geringeren Verbrauch. Der Gasabsatz im Offsystem-Geschäft ging wegen der hohen Marktpreise und dementsprechend geringerer Überschussmengen zurück.

Strombeschaffung

Strombeschaffung
1. Quartal in Mrd kWh	2006	2005	+/– %
Eigenerzeugung
– Eigene Kraftwerke	8,5	9,0	–6
Bezug	1,0	1,2	–17
Strombeschaffung	9,5	10,2	–7
Betriebsverbrauch, Netzverluste	–0,9	–0,7	–
Stromabsatz	8,6	9,5	–9

98 Prozent der Eigenerzeugung der Market Unit US-Midwest wurden durch Kohlekraftwerke gedeckt, 2 Prozent entfielen auf Gas, Öl, Wasserkraft und sonstige Energieträger.

Umsatz und Adjusted EBIT

In den ersten drei Monaten 2006 stieg der Umsatz von US-Midwest um 14 Prozent. Das hat vor allem zwei Gründe: Zum einen wirkte sich der Wechselkurs zwischen US-Dollar und Euro positiv aus, und zum anderen konnten die höheren Gaspreise an die Endkunden weitergegeben werden.

Das Adjusted EBIT von US-Midwest ging um 8 Prozent zurück. Hauptsächlich waren hierfür im regulierten Geschäft die Kosten aus der Teilnahme an dem am 1. April 2005 eingeführten Markt des regionalen Netzbetreibers MISO und der geringere Ergebnisbeitrag des Off-system-Geschäfts verantwortlich, der durch mehr Anlagenausfälle als im Vorjahr zustande kam. Die Verlagerung der Mengen zwischen dem Bezug von EEI und Eigenerzeugung wirkte sich nicht auf das Ergebnis aus. Die vormals niedrigen Bezugskosten werden jetzt durch höhere Equity-Ergebnisse ersetzt.

Eckdaten nach Geschäftsfeldern
1. Quartal	Reguliertes Geschäft		Unreguliertes Geschäft/Sonstiges		US-Midwest
in Mio 	2006	2005	2006	2005	2006	2005
Umsatz	553	483	17	18	570	501
Adjusted EBITDA	141	144	7	2	148	146
Adjusted EBIT	92	99	–	1	92	100

22 Zwischenabschluss (ungeprüft)

Gewinn- und Verlustrechnung des E.ON-Konzerns
1. Quartal
in Mio 	2006	2005
Umsatzerlöse	21.532	15.769
Energiesteuern	–1.650	–1.431
Umsatzerlöse nach Abzug Strom-/Erdgassteuer	19.882	14.338
Herstellungs- und Anschaffungskosten der umgesetzten Lieferungen und Leistungen	–16.564	–11.070
Bruttoergebnis vom Umsatz	3.318	3.268
Vertriebskosten	–1.170	–1.017
Allgemeine Verwaltungskosten	–429	–324
Sonstige betriebliche Erträge	2.064	2.023
Sonstige betriebliche Aufwendungen	–1.451	–1.634
Finanzergebnis	37	–14
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	2.369	2.302
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	–527	–738
Anteile Konzernfremder	–212	–170
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten	1.630	1.394
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten	88	65
Konzernüberschuss	1.718	1.459
Ergebnis je Aktie in ¤
– aus fortgeführten Aktivitäten	2,48	2,12
– aus nicht fortgeführten Aktivitäten	0,13	0,10
– aus Konzernüberschuss	2,61	2,22

Bilanz des E.ON-Konzerns
in Mio 	31. 3. 2006	31. 12. 2005
Aktiva
Goodwill	15.312	15.363
Immaterielle Vermögensgegenstände	3.890	4.125
Sachanlagen	41.353	41.323
Finanzanlagen	24.774	21.686
Anlagevermögen	85.329	82.497
Vorräte	2.021	2.457
Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögensgegenstände	2.262	2.019
Betriebliche Forderungen und sonstige betriebliche Vermögensgegenstände	25.115	21.354
Liquide Mittel (davon Zahlungsmittel < 3 Monate 2006: 4.889/2005: 4.413)	14.683	15.119
Umlaufvermögen	44.081	40.949
Aktive latente Steuern	2.329	2.079
Rechnungsabgrenzungsposten	412	356
Vermögen der abzugebenden Aktivitäten	1.503	681
Summe Aktiva	133.654	126.562

Bilanz des E.ON-Konzerns
in Mio 	31. 3. 2006	31. 12. 2005
Passiva
Eigenkapital	47.781	44.484
Anteile Konzernfremder	4.792	4.734
Pensionsrückstellungen	6.309	8.720
Übrige Rückstellungen	26.986	25.142
Rückstellungen	33.295	33.862
Finanzverbindlichkeiten	16.337	14.362
Betriebliche Verbindlichkeiten	20.675	19.052
Verbindlichkeiten	37.012	33.414
Schulden der abzugebenden Aktivitäten	1.152	831
Passive latente Steuern	8.457	8.420
Rechnungsabgrenzungsposten	1.165	817
Summe Passiva	133.654	126.562

24 Zwischenabschluss (ungeprüft)

Kapitalflussrechnung des E.ON-Konzerns
1. Quartal
in Mio 	2006	2005
Konzernüberschuss	1.718	1.459
Anteile Konzernfremder	212	170
Überleitung zum Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten	–88	–65
Ab-/Zuschreibungen und außerplanmäßige Wertminderungen auf das Anlagevermögen	788	671
Veränderung der Rückstellungen	1.267	239
Veränderung der latenten Steuern	–221	82
Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen und Erträge	–378	–490
Ergebnis aus dem Abgang von Gegenständen des Anlagevermögens	–414	–32
Veränderung von Posten des Umlaufvermögens und der sonstigen betrieblichen Verbindlichkeiten	–942	–373
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (operativer Cashflow)	1.942	1.661
Einzahlungen aus dem Abgang von
Finanzanlagen	76	142
immateriellen Vermögensgegenständen und Sachanlagen	50	41
Auszahlungen für Investitionen in
Finanzanlagen	–676	–168
immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen	–622	–410
Veränderung der Finanzmittelanlagen des Umlaufvermögens	–2.259	–85
Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	–3.431	–480
Ein-/Auszahlungen aus Kapitalveränderungen einschließlich Konzernfremder	–	–
Ein-/Auszahlungen für den Verkauf/Erwerb eigener Aktien	–	–
Gezahlte Dividenden
an Aktionäre der E.ON AG	–	–
an Konzernfremde	–29	–27
Veränderung der Finanzverbindlichkeiten	2.002	871
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	1.973	844
Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel (< 3 Monate) fortgeführter Aktivitäten	484	2.025
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten	42	63
Cashflow aus der Investitiontätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten	–29	144
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten	1	–40
Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel (< 3 Monate) nicht fortgeführter Aktivitäten	14	167
Wechselkursbedingte Wertänderung der Zahlungsmittel (< 3 Monate)	30	68
Zahlungsmittel (< 3 Monate) zum Jahresanfang	4.413	4.176
Als Vermögen abzugebender Aktivitäten ausgewiesene Zahlungsmittel (< 3 Monate) zum Quartalsende	–52	–
Zahlungsmittel (< 3 Monate) laut Bilanz	4.889	6.436
Finanzmittel des Umlaufvermögens (> 3 Monate) fortgeführter Aktivitäten zum Quartalsende	9.794	8.143
Liquide Mittel laut Bilanz	14.683	14.579

Entwicklung des Konzerneigenkapitals
					Kumuliertes
					Other Comprehensive Income
				Differenz	Weiter	Mindest
				aus der	veräußer	pensions
	Gezeich			Währungs	bare	rück	Cash
	netes	Kapital	Gewinn	umrech	Wert	stellun	flow	Eigene
in Mio 	Kapital	rücklage	rücklagen	nung	papiere	gen	Hedges	Anteile	Summe
1. Januar 2005	1.799	11.746	20.003	–896	2.178	–1.090	76	–256	33.560
Zurückgekaufte/
verkaufte eigene Anteile
Gezahlte Dividenden
Konzernüberschuss			1.459						1.459
Other Comprehensive Income				214	200	14	45		473
Summe Comprehensive Income									1.932
31. März 2005	1.799	11.746	21.462	–682	2.378	–1.076	121	–256	35.492
1. Januar 2006	1.799	11.749	25.861	–276	6.876	–1.402	133	–256	44.484
Zurückgekaufte/ verkaufte eigene Anteile
Gezahlte Dividenden
Konzernüberschuss			1.718						1.718
Other Comprehensive Income				–154	1.715	195	–177		1.579
Summe Comprehensive Income									3.297
31. März 2006	1.799	11.749	27.579	–430	8.591	–1.207	–44	–256	47.781

26 Erläuternde Angaben

Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Die für den Zwischenabschluss zum 31. März 2006 angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden entsprechen mit Ausnahme der nachfolgend erläuterten den im Konzernabschluss zum 31. Dezember 2005 beschriebenen Methoden.

Aktienorientierte Vergütung

Mit Wirkung zum 1. Januar 2006 wendet E.ON die Bilanzierungs- und Bewertungsvorschriften des Statement of Financial Accounting Standards (SFAS) 123 (revised 2004) "Share-Based Payment" (SFAS 123R) an. SFAS 123R verlangt die aufwandswirksame Erfassung des im E.ON-Konzern aufgelegten virtuellen Aktienoptionsprogramms ("Stock Appreciation Rights, SAR") auf Basis des beizulegenden Zeitwertes (Fair Value). Zuvor wurden die SAR gemäß SFAS 123 in Verbindung mit FASB Interpretation (FIN) 28 "Accounting for Stock Appreciation Rights and Other Variable Stock Option or Award Plans" zum inneren Wert am Bilanzstichtag bilanziert, wobei die korrespondierenden Aufwendungen ebenfalls erfolgswirksam erfasst wurden. E.ON ermittelt den Fair Value nach SFAS 123R mittels Monte-Carlo-Simulationstechnik. Der kumulative Effekt aus der Erstanwendung des Standards, die nach der modifizierten prospektiven Übergangsmethode erfolgte, hatte keine wesentlichen Auswirkungen auf das Konzernergebnis, sodass auf eine separate Darstellung verzichtet wird.

Variable Interest Entities

Bei den zum 31. März 2006 im E.ON-Konzern konsolidierten Variable Interest Entities handelt es sich um zwei Immobilien-Leasinggesellschaften, zwei gemeinschaftlich geführte Stromerzeugungsgesellschaften und ein Unternehmen zur Verwaltung von Beteiligungen.

Die in den E.ON-Konzern einbezogenen Zweckgesellschaften weisen zum 31. März 2006 Aktiva und Passiva in Höhe von jeweils 924 Mio sowie ein Ergebnis von 15 Mio vor Konsolidierung auf. 149 Mio Anlagevermögen und sonstige Vermögensgegenstände dienen als Sicherheit für Verpflichtungen aus Finanzierungsleasing und Bankkrediten.

Grundsätzlich bestehen Rückgriffsbeschränkungen für Gläubiger der konsolidierten Zweckgesellschaften gegenüber dem Vermögen des Meistbegünstigten. Bei zwei Variable Interest Entities gelten keine Rückgriffsbeschränkungen. Hier haftet der Meistbegünstigte in einer Höhe von 83 Mio .

Darüber hinaus bestehen seit dem 1. Juli 2000 vertragliche Beziehungen zu einer weiteren Leasinggesellschaft im Energiesektor, die als Variable Interest Entity einzustufen ist, ohne dass eine Meistbegünstigung vorliegt. Die Gesellschaft befindet sich nach Beschluss der Gesellschafter derzeit in Liquidation. Zum Ende des Geschäftsjahres 2005 weist die

Gesellschaft kein wesentliches Vermögen und keine Verbindlichkeiten mehr aus. Weder aus der Beziehung zu dieser Gesellschaft noch aus der Liquidation wird mit einer Realisierung von Verlusten gerechnet.

Die wirtschaftliche Entwicklung einer weiteren Zweckgesellschaft, die seit dem Jahr 2001 besteht und für die eine Befristung bis zum vierten Quartal 2005 vorgesehen war, kann auch weiterhin aufgrund mangelnder Informationen nicht nach den Kriterien des FIN 46R beurteilt werden. Die wesentlichen Transaktionen zwischen dieser Gesellschaft und dem E.ON-Konzern sind im vierten Quartal 2005 abgewickelt worden. Allerdings steht die Liquidation der Gesellschaft noch aus. Die Gesellschaft war mit der Abwicklung von Vermögensgegenständen aus bereits veräußerten Aktivitäten befasst. Die ursprünglichen Aktiva und Passiva betrugen 127 Mio . Aus der Beziehung zu dieser Gesellschaft ist nicht mit wesentlichen Ergebniseffekten zu rechnen.

Unternehmenserwerbe, nicht fortgeführte Aktivitäten und Veräußerungen

Unternehmenserwerbe im Jahr 2006

E.ON Ruhrgas hat mit Wirkung zum 31. März 2006 durch den Erwerb der Beteiligungen an MOL Földgázellátó Rt., Budapest, und MOL Földgáztároló Rt., Budapest, das Gashandelsund -speichergeschäft des ungarischen Öl- und Gasunternehmens MOL vollständig übernommen. Der Kaufpreis betrug rund 450 Mio . Vereinbart wurde zudem, dass abhängig von der Entwicklung der regulatorischen Rahmenbedingungen bis Ende 2009 Ausgleichszahlungen geleistet werden, wenn das zur nachträglichen Anpassung des Kaufpreises notwendig wird. Die Gesellschaften wurden zum 31. März 2006 erstkonsolidiert.

Nicht fortgeführte Aktivitäten

Im ersten Quartal 2006 werden unter den nicht fortgeführten Aktivitäten gemäß SFAS 144 die Gesellschaft E.ON Finland, Espoo, Finnland, der Market Unit Nordic und die Aktivitäten von Western Kentucky Energy Corp. (WKE), Henderson, Kentucky, USA, der Market Unit US-Midwest ausgewiesen.

E.ON Nordic und der finnische Energiekonzern Fortum Power and Heat Oy (Fortum) haben am 2. Februar 2006 einen Vertrag unterzeichnet, wonach Fortum alle Anteile, die E.ON Nordic an E.ON Finland hält, erwerben wird. Die Transaktion steht unter dem Vorbehalt der Zustimmung der finnischen Kartellbehörde. E.ON Finland wurde Mitte Januar 2006 als nicht fortgeführte Aktivität klassifiziert.

E.ON U.S. betreibt durch WKE im Rahmen eines langfristigen Leasingvertrags die Kraftwerke eines genossenschaftlichen Stromerzeugers in West-Kentucky, USA, und eine kohlegefeuerte Anlage der Stadt Henderson, Kentucky, USA. Im November 2005 unterzeichneten die betroffenen Parteien eine Absichtserklärung zur Beendigung des Leasingvertrags und der Betriebsvereinbarungen sowie andere damit zusammenhängende Sachverhalte. Der Vollzug der geplanten Transaktion unterliegt der Überprüfung und Zustimmung verschiedener Aufsichtsbehörden und anderer betroffener Parteien. WKE wurde Ende Dezember 2005 als nicht fortgeführte Aktivität klassifiziert.

Weitere Veräußerungen

Im Zuge der weiteren Umsetzung der Eckpunktevereinbarung mit der RAG zur Veräußerung der von E.ON gehaltenen Degussa-Anteile (42,9 Prozent) ist am 21. März 2006 die Einbringung der Anteile in die RAG Projektgesellschaft mbH, Essen, erfolgt. Zeitgleich wurde der E.ON-Anteil an der RAG Projektgesellschaft per Terminverkauf zum 3. Juli 2006 an die RAG veräußert. Der Kaufpreis beträgt rund 2,8 Mrd . Aus der Einbringung zum Zeitwert wurde zunächst ein Ertrag in

Höhe von rund 618 Mio erzielt, der anschließend um den Zwischengewinn in Höhe der prozentualen Beteiligung der E.ON an der RAG mit 39,2 Prozent korrigiert werden musste. Aus der Einbringung wurde somit ein Ertrag von 376 Mio realisiert.

Die Ergebnisse der nicht fortgeführten Aktivitäten sind gemäß US-GAAP in der Gewinn- und Verlustrechnung gesondert als "Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten" auszuweisen. Die Gewinn- und Verlustrechnung, die Kapitalflussrechnung sowie die entsprechenden erläuternden Angaben zum 31. März 2006 sind ebenso wie die berichteten Vorperioden um sämtliche Bestandteile der abzugebenden Aktivitäten bereinigt. Die Vermögensgegenstände und Schulden sind in der Konzernbilanz zum 31. März 2006 in den Posten "Vermögen/Schulden der abzugebenden Aktivitäten" zusammengefasst. Die Bilanzdaten der Vorperioden werden nicht angepasst, da SFAS 144 eine Anpassung nicht vorsieht.

Die nachfolgende Tabelle zeigt wesentliche Posten der Gewinn- und Verlustrechnung aus den vorgenannten Aktivitäten.

Gewinn- und Verlustrechnung der nicht fortgeführten Aktivitäten (Kurzfassung)
1. Quartal	E.ON Finland		WKE		Viterra		Ruhrgas Industries		Summe
in Mio 	2006	2005	2006	2005	2006	2005	2006	2005	2006	2005
Umsatzerlöse	85	82	59	50	–	219	–	299	144	650
Sonstige Erträge/Aufwendungen, netto	–71	–62	80	–49	–	–164	–	–285	9	–560
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	14	20	139	1	–	55	–	14	153	90
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	–6	–5	–53	–5	–	–5	–	–4	–59	–19
Anteile Konzernfremder	–6	–6	–	–	–	–	–	–	–6	–6
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten	2	9	86	–4	–	50	–	10	88	65

Die nachfolgende Tabelle enthält die wesentlichen Bilanzposten der beiden nicht fortgeführten Aktivitäten E.ON Finland und WKE.

Wesentliche Bilanzposten der nicht fortgeführten Aktivitäten (Kurzfassung)
		31. März 2006
in Mio 	E.ON Finland	WKE	Summe
Anlagevermögen	583	213	796
Umlaufvermögen und übrige Aktiva	251	456	707
Summe Vermögensgegenstände	834	669	1.503
Schulden (inklusive Anteile Konzernfremder)	473	679	1.152
Netto-Reinvermögen	361	–10	351

Unternehmenserwerbe und nicht fortgeführte Aktivitäten im Jahr 2005 werden ausführlich in unserem Geschäftsbericht 2005 beschrieben.

Forschung und Entwicklung

Der Forschungs- und Entwicklungsaufwand im E.ON-Konzern betrug in den ersten drei Monaten 2006 insgesamt 4 Mio (Vorjahr: 4 Mio ).

28 Erläuternde Angaben

Ergebnis je Aktie

Das Ergebnis je Aktie errechnet sich wie folgt:

Ergebnis je Aktie
1. Quartal	2006	2005
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten in Mio 	1.630	1.394
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten in Mio 	88	65
Konzernüberschuss in Mio 	1.718	1.459
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt) in 1.000 Stück	659.154	658.240
Ergebnis je Aktie (in ¤)
– aus fortgeführten Aktivitäten	2,48	2,12
– aus nicht fortgeführten Aktivitäten	0,13	0,10
– aus Konzernüberschuss	2,61	2,22

Finanzergebnis

In der folgenden Tabelle ist das Finanzergebnis für das erste Quartal 2006 im Vergleich zum Berichtszeitraum 2005 dargestellt.

Finanzergebnis
1. Quartal
in Mio 	2006	2005	+/– %
Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen	239	198	+21
Sonstiges Beteiligungsergebnis	18	24	–25
Beteiligungsergebnis	257	222	+16
Erträge aus anderen Wertpapieren	2	4	–50
Erträge aus Ausleihungen des Finanzanlagevermögens	3	6	–50
Sonstige Zinsen und ähnliche Erträge	320	180	+78
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	–538	–398	–
– davon Aufzinsung im Rahmen von SFAS 143	–130	–125	–
– davon aus Finanzverbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen und Beteiligungsunternehmen	–	–7	–
Zinsergebnis	–213	–208	–
Abschreibungen auf Wertpapiere, Beteiligungen und Ausleihungen	–7	–28	–
Finanzergebnis	37	–14	–

Goodwill und immaterielle Vermögensgegenstände

Die nachfolgende Tabelle zeigt die Veränderungen des Goodwills im ersten Quartal 2006 nach Segmenten:

Goodwill1)
		Pan				Cor	Weitere
1. Quartal 2006	Central	European			US	porate	Aktivi
in Mio 	Europe	Gas	UK	Nordic	Midwest	Center	täten	Summe
Netto-Buchwert zum 31. Dezember 2005	2.419	4.069	4.955	368	3.552	–	–	15.363
Zugänge/Abgänge	–	206	–1	–	–	–	–	205
Goodwill Impairment	–	–	–	–	–	–	–	–
Sonstige Veränderungen2)	–	–3	–78	–853)	–90	–	–	–256
Netto-Buchwert zum 31. März 2006	2.419	4.272	4.876	283	3.462	–	–	15.312
1) ohne Goodwill von at equity einbezogenen Unternehmen

2) einschließlich Umbuchungen und Wechselkursdifferenzen

3) davon 83 Mio Umgliederung in nicht fortgeführte Aktivitäten

Immaterielle Vermögensgegenstände

Die nachfolgende Tabelle zeigt die immateriellen Vermögensgegenstände einschließlich geleisteter Anzahlungen zum 31. Dezember 2005 und zum 31. März 2006:

Immaterielle Vermögensgegenstände
	31. 3.	31. 12.
in Mio 	2006	2005
Immaterielle Vermögensgegenstände mit bestimmbarer Nutzungsdauer
Anschaffungskosten	4.901	4.978
Kumulierte Abschreibungen	2.007	1.957
Netto-Buchwert	2.894	3.021
Immaterielle Vermögensgegenstände
mit unbestimmbarer Nutzungsdauer	996	1.104
Summe	3.890	4.125

In den ersten drei Monaten 2006 betrugen die planmäßigen Abschreibungen auf die immateriellen Vermögensgegenstände 90 Mio (Vorjahr: 90 Mio ) und die außerplanmäßigen Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände 40 Mio (Vorjahr: 0 Mio ). Abschreibungen auf Goodwill wurden im ersten Quartal 2006 (Vorjahr: 0 Mio ) nicht vorgenommen.

Auf Grundlage der Buchwerte der immateriellen Vermögensgegenstände mit bestimmbarer Nutzungsdauer verteilt sich der geschätzte Abschreibungsaufwand bis zum Ende des Berichtsjahres sowie in den nächsten fünf Geschäftsjahren wie folgt: 2006 (verbleibende 9 Monate): 248 Mio ; 2007: 283 Mio ; 2008: 243 Mio ; 2009: 196 Mio , 2010: 156 Mio und 2011: 149 Mio . Durch zukünftige Akquisitionen und Veräußerungen können die tatsächlichen Werte hiervon abweichen.

Bestand eigener Aktien

Der Bestand eigener Aktien zum 31. März 2006 hat sich gegenüber dem zum 31. Dezember 2005 nicht verändert. Im Bestand der E.ON AG befanden sich 4.374.254 eigene Aktien. Weitere 28.472.194 E.ON-Aktien wurden von Tochterunternehmen gehalten. E.ON hält damit 4,7 Prozent des Grundkapitals als eigene Aktien.

Gezahlte Dividenden

Die Hauptversammlung beschloss am 4. Mai 2006, eine um 0,40 erhöhte Dividende von 2,75 und eine Sonderdividende von 4,25 je dividendenberechtigte Stückaktie auszuschütten. Dies entspricht einer Dividendensumme von 4.614 Mio .

30 Erläuternde Angaben

Pensionsrückstellungen

Der Gesamtaufwand leistungsorientierter Versorgungszusagen für Pensionen und pensionsähnliche Verpflichtungen setzt sich wie folgt zusammen:

Gesamtaufwand der Versorgungszusagen
1. Quartal in Mio 	2006	2005
Aufwand für die im Berichtszeitraum hinzuerworbenen Versorgungsansprüche (Employer service cost)	65	49
Kalkulatorischer Zinsaufwand (Interest cost)	189	190
Erwarteter Vermögensertrag (Expected return on plan assets)	115	108
Mehrkosten aus Planänderungen (Prior service cost)	4	8
Amortisation versicherungsmathe matischer Gewinne (–)/Verluste (Net amortization of gains [–]/losses)	28	34
Summe	171	173

Dotierung in das Fondsvermögen

Im Geschäftsjahr 2005 wurden durch die Gründung des E.ON Pensions Trust e.V. und des Pensionsabwicklungstrusts e.V. die Rahmenbedingungen für die Verbesserung der externen Finanzierung von Pensionsverpflichtungen inländischer Konzerngesellschaften im Wege eines Contractual Trust Arrangements (CTA) geschaffen. Im ersten Quartal erfolgte die erstmalige Dotierung in Höhe von 2,6 Mrd durch Übertragung von Termingeldanlagen mit einer Laufzeit von mehr als drei Monaten.

Verpflichtungen aus Stilllegung oder Rückbau von Sachanlagen

Zum 31. März 2006 betreffen die Verpflichtungen von E.ON aus Stilllegung oder Rückbau von Sachanlagen die Stilllegung von Kernkraftwerken in Deutschland (8.416 Mio ) und Schweden (403 Mio ), die Rekultivierung von konventionellen Kraftwerksstandorten, einschließlich Demontage

von Stromübertragungs- bzw. -verteilungsausrüstung (376 Mio ), die Rekultivierung von Gasspeicherstandorten (116 Mio ) und Tagebaustandorten (61 Mio ) sowie den Rückbau von Öl- und Gas-Infrastruktureinrichtungen (331 Mio ). Der Wert der Verpflichtungen aus der Stilllegung von Kernkraftwerken basiert auf externen Gutachten.

Die Aufzinsung im Rahmen der Fortführung der Rückstellung in Höhe von 130 Mio für die ersten drei Monate 2006 (Vorjahr: 125 Mio ) ist im Finanzergebnis enthalten.

Haftungsverhältnisse aus Garantien

Finanzgarantien

Finanzielle Garantien beinhalten sowohl direkte Verpflichtungen als auch indirekte Verpflichtungen (indirekte Garantien für Verpflichtungen Dritter). Hierbei handelt es sich um bedingte Zahlungsverpflichtungen des Garantiegebers in Abhängigkeit vom Eintritt eines bestimmten Ereignisses bzw. von Änderungen eines Basiswerts in Beziehung zu einem Vermögensgegenstand, einer Verbindlichkeit oder einem Eigenkapitaltitel des Garantieempfängers.

Die finanziellen Garantien von E.ON beinhalten die Deckungsvorsorgen aus dem Betrieb von Kernkraftwerken, die in unserem Geschäftsbericht 2005 ausführlich beschrieben sind. Die Verpflichtungen umfassen daneben direkte Finanzgarantien gegenüber Dritten für nahe stehende Unternehmen sowie Konzernfremde. Bei befristeten direkten finanziellen Garantien reichen die Laufzeiten bis 2022. Die undiskontierten zukünftigen Zahlungen könnten maximal 418 Mio (Jahresende 2005: 427 Mio ) betragen. Für nahe stehende Unternehmen ist hierin ein Betrag von 298 Mio (Jahresende 2005: 304 Mio ) enthalten.

Die indirekten Garantien beinhalten insbesondere zusätzliche Verpflichtungen aus Cross-Border-Leasing-Transaktionen sowie Verpflichtungen zur finanziellen Unterstützung vorwiegend von nahe stehenden Unternehmen. Die befristeten indirekten Garantien haben Laufzeiten bis 2023. Die undiskontierten zukünftigen Zahlungen könnten maximal 426 Mio (Jahresende 2005: 431 Mio ) betragen. Für nahe stehende Unternehmen ist hierin ein Betrag von 130 Mio (Jahresende 2005: 67 Mio ) enthalten. Die Gesellschaft hat zum 31. März 2006 Rückstellungen in Höhe von 24 Mio (Jahresende 2005: 25 Mio ) bezüglich der Finanzgarantien gebildet.

E.ON haftet darüber hinaus gesamtschuldnerisch aus Beteiligungen an Gesellschaften bürgerlichen Rechts, Personenhandelsgesellschaften und Arbeitsgemeinschaften.

Daneben bestehen satzungsrechtliche Verpflichtungen verschiedener Konzerngesellschaften aufgrund ihrer Mitgliedschaft in der VKE. Mit einer Inanspruchnahme für diese Verpflichtungen wird nicht gerechnet.

Freistellungsvereinbarungen

Vereinbarungen über den Verkauf von Beteiligungen, die von Konzerngesellschaften abgeschlossen wurden, beinhalten Freistellungsvereinbarungen und andere Garantien mit Laufzeiten bis 2041 entsprechend den gesetzlichen Regelungen der jeweiligen Länder, soweit vertraglich keine kürzeren Laufzeiten vereinbart wurden. Die undiskontierten zukünftigen Zahlungen könnten in den Fällen, die unmittelbar aus den Verträgen ableitbar sind, maximal 6.633 Mio betragen (Jahresende 2005: 6.623 Mio ). Sie beinhalten im Wesentlichen die im Rahmen solcher Transaktionen üblichen Zusagen und Gewährleistungen, Haftungsrisiken für Umweltschäden sowie mögliche steuerliche Gewährleistungen. In manchen Fällen ist der Käufer verpflichtet, die Kosten teilweise zu übernehmen oder bestimmte Kosten abzudecken, bevor die Gesellschaft selbst verpflichtet ist, Zahlungen zu leisten.

Teilweise werden Verpflichtungen zuerst von Versicherungsverträgen oder Rückstellungen der verkauften Gesellschaften abgedeckt. E.ON hat in der Bilanz zum 31. März 2006 Rückstellungen in Höhe von 294 Mio (Jahresende 2005: 296 Mio ) für Freistellungen und andere Garantien aus Verkaufsvereinbarungen gebildet. Garantien, die von Gesellschaften gegeben wurden, die nach der Garantievergabe von E.ON AG (VEBA AG oder VIAG AG vor deren Fusion) verkauft wurden, sind in Form von Freistellungserklärungen Bestandteil der jeweiligen Verkaufsverträge.

Andere Garantien

Andere Garantien mit Laufzeiten bis 2020 beinhalten im Wesentlichen Marktwertgarantien und Gewährleistungsgarantien, die zu undiskontierten zukünftigen Zahlungen in Höhe von maximal 126 Mio (Jahresende 2005: 130 Mio ) führen könnten. Produktgarantien existieren aufgrund der Veräußerungen von Viterra und Ruhrgas Industries nicht mehr. Entsprechendes gilt für die zugehörigen Rückstellungen.

32 Weitere Segmentinformationen

Entsprechend der internen Organisations- und Berichtsstruktur wird im Rahmen der Segmentberichterstattung zwischen den Bereichen Energie und Weitere Aktivitäten unterschieden. Das Kerngeschäft Energie umfasst die Market Units Central Europe, Pan-European Gas, UK, Nordic und US-Midwest sowie das Corporate Center.

Central Europe fokussiert sich auf das integrierte Stromgeschäft sowie das Downstream-Gasgeschäft in Zentraleuropa.

Pan-European Gas ist für das europäische Upstream- und Midstream-Gasgeschäft verantwortlich. Daneben hält die Market Unit überwiegend Minderheitsbeteiligungen an Gesellschaften im Downstream-Gasgeschäft.

UK umfasst das integrierte Energiegeschäft in Großbritannien.

Nordic konzentriert sich auf das integrierte Energiegeschäft in Nordeuropa.

US-Midwest ist hauptsächlich im regulierten Energiemarkt in Kentucky, USA, tätig.

Anpassungen um nicht fortgeführte Aktivitäten (1. Quartal 2005)

in Mio 	Im 1. Quartal 2005 veröffentlicht	Anpassungen	Angepasste Werte für das 1. Quartal 2005	1. Quartal 2006
Central Europe	1.281	–	1.281	1.413
Pan-European Gas	486	–19	467	733
UK	268	–	268	38
Nordic	301	–14	287	300
US-Midwest	101	–1	100	92
Corporate Center	–41	–	–41	–95
Kerngeschäft Energie	2.396	–34	2.362	2.481
Weitere Aktivitäten	119	–91	28	53
Adjusted EBIT	2.515	–125	2.390	2.534
Wirtschaftliches Zinsergebnis	–333	+36	–297	–328
Neutrales Ergebnis	210	–1	209	163
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit	2.392	–90	2.302	2.369
Konzernüberschuss	1.459	–	1.459	1.718

Informationen nach Segmenten
1. Quartal	Central Europe			Pan-European Gas		UK		Nordic
in Mio 	2006	2005	2006	2005	2006	2005	2006	2005
Außenumsatz	8.154	6.609	8.098	5.007	3.727	2.713	982	937
Innenumsatz	129	60	670	340	41	11	23	18
Gesamtumsatz	8.283	6.669	8.768	5.347	3.768	2.724	1.005	955
Adjusted EBITDA	1.722	1.572	856	554	182	419	384	379
Adjusted EBIT-wirksame
Abschreibungen2)	–309	–291	–123	–87	–144	–151	–84	–92
Adjusted EBIT	1.413	1.281	733	467	38	268	300	287
– darin Equity-Ergebnis	57	36	117	117	6	3	8	3
Operativer Cashflow	399	438	1.559	1.213	–277	10	286	29
Investitionen	425	295	511	57	130	81	158	112
Immaterielle Vermögensgegenstände
und Sachanlagen	283	211	57	25	127	81	93	63
Finanzanlagen	142	84	454	32	3	–	65	49

1) Die weiteren Aktivitäten beinhalten die Degussa-Beteiligung. Degussa wird mit einem Anteil von 42,9 Prozent at equity in den E.ON-Konzernabschluss einbezogen. 2) Im Jahr 2006 weichen die Adjusted EBIT-wirksamen Abschreibungen von der entsprechenden Größe in der Kapitalflussrechnung gemäß US-GAAP ab. Ausschlaggebend waren

insbesondere Wertberichtigungen auf immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen im Wesentlichen in den Market Units Pan-European Gas und UK.

Das Corporate Center beinhaltet die direkt von E.ON AG geführten Beteiligungen, die E.ON AG selbst und auf Konzernebene durchzuführende Konsolidierungen.

E.ON ist nach US-amerikanischer Rechnungslegung verpflichtet, veräußerte bzw. zum Verkauf bestimmte Segmente oder wesentliche Unternehmensteile unter den nicht fortgeführten Aktivitäten auszuweisen.

In den ersten drei Monaten 2006 betrifft das die zum Verkauf bestimmten Gesellschaften WKE und E.ON Finland sowie im ersten Quartal 2005 die im Jahr 2005 veräußerten Gesellschaften Viterra und Ruhrgas Industries. Die entsprechenden Werte zum 31. März 2006 sind ebenso wie die berichteten Vorperioden um sämtliche Bestandteile der abgegebenen Aktivitäten bereinigt (siehe Tabelle auf Seite 32 und Erläuterungen auf den Seiten 26–27).

Zur internen Steuerung und als Indikator für die nachhaltige Ertragskraft eines Geschäfts dient bei E.ON das Adjusted EBIT, ein um außergewöhnliche Effekte bereinigtes Ergebnis vor Zinsen und Steuern. Zu den Bereinigungen zählen Buchgewinne und -verluste aus Desinvestitionen, Restrukturierungsaufwendungen und sonstige nicht operative Aufwendungen und Erträge mit einmaligem bzw. seltenem Charakter. Außerdem wird das Zinsergebnis nach wirtschaftlichen Kriterien abgegrenzt. So werden insbesondere der Zinsanteil aus der Zuführung zu den Pensionsrückstellungen aus dem Personalaufwand in das Zinsergebnis umgegliedert. Analog werden Zinsanteile an der Dotierung anderer langfristiger

Zinsergebnis
1. Quartal in Mio 	2006	2005
Netto–Zinsaufwand	–86	–82
(–) Netto-Zinsaufwand aus Finanz verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen und Beteiligungsunternehmen	–	–7
(–) Aufzinsung im Rahmen von SFAS 143	–130	–125
(+) Erträge aus Ausleihungen des Finanzanlagevermögens	3	6
Zinsergebnis laut Gewinn- und Verlustrechnung	–213	–208
Neutrales Zinsergebnis1)	–1	–
Zinsanteil langfristiger Rückstellungen	–114	–89
Wirtschaftliches Zinsergebnis	–328	–297
1) Neutrale Zinsaufwendungen werden addiert, neutrale Zinserträge abgezogen.

Rückstellungen behandelt, sofern sie nach US-GAAP in anderen Positionen der Gewinn- und Verlustrechnung auszuweisen sind.

Eine detaillierte Überleitung vom Adjusted EBIT zum Konzernüberschuss wird auf Seite 8 erläutert.

Durch die vorgenommenen Anpassungen können die in der Segmentberichterstattung ausgewiesenen Erfolgspositionen von den gemäß US-GAAP definierten Kennzahlen abweichen.

US-Midwest			Corporate Center		Kerngeschäft Energie		Weitere Aktivitäten1)		E.ON-Konzern
2006	2005	2006	2005	2006	2005	2006	2005	2006	2005
570	501	1	2	21.532	15.769	–	–	21.532	15.769
–	–	–863	–429	–	–	–	–	–	–
570	501	–862	–427	21.532	15.769	–	–	21.532	15.769
148	146	–93	–37	3.199	3.033	53	28	3.252	3.061
–56	–46	–2	–4	–718	–671	–	–	–718	–671
92	100	–95	–41	2.481	2.362	53	28	2.534	2.390
3	4	–5	7	186	170	53	28	239	198
164	128	–189	–157	1.942	1.661	–	–	1.942	1.661
66	29	8	4	1.298	578	–	–	1.298	578
66	29	–4	1	622	410	–	–	622	410
–	–	12	3	676	168	–	–	676	168

Zwischenbericht I/2006

Wir senden Ihnen gerne weitere Informationen:

E.ON AG Unternehmenskommunikation E.ON-Platz 1 40479 Düsseldorf

T 02 11-45 79-4 53 F 02 11-45 79-5 66 info@eon.com www.eon.com

Dieser Zwischenbericht enthält bestimmte zukunftsbezogene Aussagen, die Risiken und Ungewissheiten unterliegen. Für Informationen über wirtschaftliche, währungsbezogene, regulatorische, technische, wettbewerbsbezogene und einige andere wichtige Faktoren, die dazu führen könnten, dass die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von denjenigen abweichen, von denen in den zukunftsbezogenen Aussagen ausgegangen wird, verweisen wir auf die von der E.ON bei der Securities and Exchange Commission in Washington D.C. eingereichten regelmäßig aktualisierten Unterlagen, insbesondere auf die Aussagen in den Abschnitten "Item 3 – Key Information – Risk Factors", "Item 5 – Operating and Financial Review and Prospects" und "Item 11 – Quantitative and Qualitative Disclosures about Market Risk" des Annual Report on Form 20-F für das Geschäftsjahr 2005 der E.ON.

Finanzkalender

15. August 2006	Zwischenbericht Januar – Juni 2006
8. November 2006	Zwischenbericht Januar – September 2006
7. März 2007	Veröffentlichung des Geschäftsberichts 2006
3. Mai 2007	Hauptversammlung 2007
4. Mai 2007	Dividendenzahlung
9. Mai 2007	Zwischenbericht Januar – März 2007
15. August 2007	Zwischenbericht Januar – Juni 2007
13. November 2007	Zwischenbericht Januar – September 2007