Annual Report • Mar 19, 2018
Annual Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
| in Mio € | 2017 | 2016 | +/- % |
|---|---|---|---|
| Umsatz | 37.965 | 38.173 | -1 |
| Bereinigtes EBITDA2) | 4.955 | 4.939 | – |
| – reguliertes Geschäft | 2.742 | 2.541 | +8 |
| – quasi-reguliertes und langfristig kontrahiertes Geschäft | 828 | 842 | -2 |
| – marktbestimmtes Geschäft | 1.385 | 1.556 | -11 |
| Bereinigtes EBIT2) | 3.074 | 3.112 | -1 |
| – reguliertes Geschäft | 1.677 | 1.482 | +13 |
| – quasi-reguliertes und langfristig kontrahiertes Geschäft | 486 | 488 | – |
| – marktbestimmtes Geschäft | 911 | 1.142 | -20 |
| Konzernüberschuss/-fehlbetrag | 4.180 | -16.007 | – |
| Konzernüberschuss/-fehlbetrag der Gesellschafter der E.ON SE | 3.925 | -8.450 | – |
| Bereinigter Konzernüberschuss2) | 1.427 | 904 | +58 |
| Investitionen | 3.308 | 3.169 | +4 |
| Operativer Cashflow3) | -2.952 | 2.961 | – |
| Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern4) | -2.235 | 3.974 | – |
| Wirtschaftliche Netto-Verschuldung (31. 12.) | 19.248 | 26.320 | -27 |
| Debt Factor5) | 3,9 | 5,3 | -1,46) |
| Eigenkapital | 6.708 | 1.287 | +421 |
| Bilanzsumme | 55.950 | 63.699 | -12 |
| ROCE (in %) | 10,6 | 10,4 | +0,27) |
| Kapitalkosten vor Steuern (in %) | 6,4 | 5,8 | +0,67) |
| Kapitalkosten nach Steuern (in %) | 4,7 | 4,0 | +0,77) |
| Value Added | 1.211 | 1.370 | -12 |
| Mitarbeiter (31. 12.) | 42.699 | 43.138 | -1 |
| – Anteil Frauen (in %) | 32 | 32 | – |
| – Anteil Frauen in Führungspositionen (in %) | 19,6 | 19,6 | – |
| – Durchschnittliche Fluktuationsrate (in %) | 4,6 | 5,3 | -0,77) |
| – Durchschnittsalter der Mitarbeiter | 42 | 42 | – |
| – TRIF8) | 2,3 | 2,5 | -8 |
| Ergebnis je Aktie9), 10) (in €) | 1,84 | -4,33 | – |
| Eigenkapital je Aktie9), 11) (in €) | 1,85 | -0,54 | – |
| Dividende je Aktie12) (in €) | 0,30 | 0,21 | +43 |
| Dividendensumme | 650 | 410 | +59 |
| Marktkapitalisierung11) (in Mrd €) | 19,6 | 13,1 | +50 |
1) Uniper-Gruppe zum 31. Dezember 2016 entkonsolidiert/2016 in der Gewinn- und Verlustrechnung als nicht fortgeführte Aktivität ausgewiesen
2) bereinigt um nicht operative Effekte (siehe Glossar)
3) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
4) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten vor Zinsen und Steuern
5) Verhältnis zwischen wirtschaftlicher Netto-Verschuldung und bereinigtem EBITDA
6) Veränderung in absoluten Werten
7) Veränderung in Prozentpunkten
8) bezogen auf die E.ON-Mitarbeiter (Definition siehe Kapitel Mitarbeiter)
9) Anteil der Gesellschafter der E.ON SE
10) auf Basis ausstehender Aktien (gewichteter Durchschnitt)
11) auf Basis ausstehender Aktien zum 31. Dezember
12) für das jeweilige Geschäftsjahr; Vorschlag für 2017
Dr. Johannes Teyssen, Vorstandsvorsitzender
2017 war ein erfolgreiches Geschäftsjahr für E.ON. Das Ergebnis lag am oberen Ende unserer Erwartungen, die Verschuldung ist deutlich und stärker als erwartet zurückgegangen und die Bilanz wesentlich gestärkt. Damit konnten wir die Lasten der Vergangenheit schneller als erwartet hinter uns lassen.
Aus einer Position der Stärke gehen wir nun den größten Wachstumsschritt für E.ON seit mehr als 10 Jahren an: Wir haben mit RWE vereinbart, im Zuge eines umfangreichen Tauschs von Geschäften innogy zu erwerben. Wir erhalten den RWE-Anteil von 76,8 Prozent an innogy und unterbreiten den übrigen innogy-Aktionären ein freiwilliges Übernahmeangebot. RWE erhält im Gegenzug nahezu sämtliche Aktivitäten im Bereich Erneuerbare Energien von uns und innogy sowie eine 16,67-prozentige Beteiligung an E.ON im Wege einer 20-prozentigen Kapitalerhöhung gegen Sacheinlage aus bestehendem genehmigtem Kapital.
In Zukunft wird sich die dann neue E.ON als einziges europäisches Unternehmen auf intelligente Netze und innovative Kundenlösungen konzentrieren. So wollen wir eine der kreativsten Transaktionen der deutschen Industriegeschichte umsetzen, das Wachstumspotenzial in der neuen Energiewelt noch besser erschließen und E.ON so auch für Sie, unsere Aktionäre, noch attraktiver machen.
Wir haben unsere finanziellen und bilanziellen Ziele für 2017 vollständig erreicht. Unser stabiler Umsatz von 38 Mrd €, das bereinigte EBIT von 3,1 Mrd € und der kräftig gestiegene bereinigte Konzernüberschuss von 1,4 Mrd € lagen am oberen Ende unserer Ergebnisprognose. Unsere Bilanz konnten wir deutlich stärken. Schritt für Schritt, aber wesentlich schneller als geplant, haben wir unsere wirtschaftliche Netto-Verschuldung um gut ein Viertel auf jetzt nur noch 19,2 Mrd € zurück geführt. Ende 2016 waren es noch rund 26,3 Mrd €. Zugleich haben wir unsere Zahlung an den staatlichen Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung Anfang Juli 2017 termingerecht geleistet. Wir haben also nicht nur deutlich geringere Schulden, sondern sind seit dem vergangenen Jahr auch frei von sämtlichen finanziellen Zukunftsrisiken im Zusammenhang mit der Zwischenund Endlagerung von Kernenergieabfällen. Auch unser Programm "Phoenix" ist auf der Zielgeraden. Damit stellen wir uns wesentlich kundennäher auf, reduzieren unnötige Bürokratie und erreichen ab dem Jahr 2018 außerdem eine jährliche Ergebniswirkung von 400 Mio €.
E.ON arbeitet jetzt wesentlich näher an den Kunden, ihren Bedürfnissen und Wünschen. Sie sind der Maßstab für alles, was wir geschäftlich unternehmen. Erste Erfolge sind bereits erkennbar: Nach einigen Verlusten, vor allem in Großbritannien und Deutschland, in den ersten beiden Quartalen steigen die Kundenzahlen in allen Regionen seit Mitte 2017 wieder an. Dazu haben auch unsere neu positionierte Marke sowie eine Reihe innovativer Produkte und Lösungen für alle Kundensegmente beigetragen.
Unser Solar- und Batteriegeschäft ist im Vergleich zum Vorjahr um mehr als 200 Prozent gewachsen. E.ON ist das am schnellsten wachsende Solarunternehmen in Deutschland. 2017 haben wir die E.ON SolarCloud am Markt eingeführt. Unsere Kunden können damit ihre selbst erzeugte Solarenergie virtuell speichern und sie dann nutzen, wenn sie gebraucht wird. Dafür ist nicht einmal mehr ein Batteriespeicher notwendig. Künftig können unsere Kunden ihre Energie auch direkt an Nachbarn oder Freunde verkaufen – oder Sonnenenergie verschenken.
Dynamisch entwickelt sich auch unser junges Geschäftsfeld Elektromobilität. Dieser schnell wachsende Markt ist auch für E.ON lukrativ. Hier können wir mit unserer Kernkompetenz punkten: Eine zuverlässige und intelligente Netzinfrastruktur als Basis, digitale und innovative Produkte, gepaart mit erstklassigem Service. Die zukünftige E.ON wird eine noch bessere Ausgangsbasis haben, um in diesem Geschäft im europäischen Maßstab zu wachsen.
Auch die digitale Erneuerung von E.ON kommt mit kräftigen Schritten voran. Wir setzen auf neu gestaltete Kundenprozesse und die konsequente Einführung digitaler Produkte und Services. Digitalisierung ist aber auch ein wichtiger Treiber bei der Weiterentwicklung unserer Verteilnetze zu Smart Grids. In Zukunft ist unsere Kompetenz hier noch mehr gefragt, denn nur intelligente Verteilnetze ermöglichen die wirksame Verzahnung von Strom, Wärme und Mobilität. Und: Die künftige Ladeinfrastruktur für Elektromobilität wird im Verteilnetz angeschlossen. Die neue E.ON wird sich ganz auf diesen immer stärker zusammenwachsenden Markt konzentrieren und damit einen wesentlichen Beitrag für das Gelingen der deutschen und der europäischen Energiewende leisten.
Die sehr guten Geschäftszahlen, die solide Bilanz und die positiven Entwicklungen in unseren Kerngeschäftsfeldern waren und sind nicht selbstverständlich. Sie sind das Ergebnis harter Arbeit unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter in einem nach wie vor herausfordernden Umfeld. Von den Chancen der neuen Energiewelt werden nicht nur unsere Kunden und Mitarbeiter, sondern besonders auch Sie, unsere Aktionäre profitieren. Für 2018 rechnen wir mit einem stabilen, guten Ergebnis. Das bereinigte EBIT wird voraussichtlich bei 2,8 bis 3,0 Mrd €, der bereinigte Konzernüberschuss bei 1,3 bis 1,5 Mrd € liegen. Für die Geschäftsjahre 2017 und 2018 werden wir der Hauptversammlung jeweils eine feste Dividende vorschlagen. Sie soll für 2017 30 Cent, für 2018 43 Cent betragen; das entspricht einer Steigerung um 40 Prozent. Mein klares Signal an Sie, unsere Aktionäre ist: Auch während der Umsetzung der Transaktion bieten wir Verlässlichkeit.
Wir haben uns eine solide Ausgangsposition erarbeitet, um die Chancen der grünen, dezentralen und digitalen Energiewelt noch besser zu nutzen. Während der Transaktionsphase wollen wir unser Kerngeschäft weiter stärken und mit dem Erwerb von innogy Mitte des Jahres 2019 einen großen Wachstumsschritt machen. Unser Anspruch ist und bleibt, unseren Kunden und Ihnen, unseren Aktionärinnen und Aktionären, die großen Chancen der neuen Energiewelt optimal zu erschließen.
Mit herzlichen Grüßen
Dr. Johannes Teyssen
Dr. Karl-Ludwig Kley, Vorsitzender des Aufsichtsrats
2017 war ein erfolgreiches Jahr für E.ON. Schneller als geplant verminderten wir unsere Verschuldung und stärkten das Eigenkapital. Gleichzeitig entwickelte sich das operative Geschäft erfreulich. E.ON kann daher als erneuertes Unternehmen in die Zukunft starten, mehr investieren und nachhaltig wachsen. Die Anleger haben diese Erfolge honoriert. Der Aktienkurs stieg im Jahresverlauf – inklusive wiederangelegter Dividende – um 39 Prozent. All dies war mit großer Anstrengung verbunden. Der Aufsichtsrat dankt dem Vorstand und allen Mitarbeitern für ihren enormen Einsatz im Jahr 2017.
Der Aufsichtsrat hat im Geschäftsjahr 2017 seine Aufgaben und Pflichten nach Gesetz, Satzung und Geschäftsordnung umfassend und sorgfältig wahrgenommen. Er hat sich eingehend mit der Lage des Unternehmens beschäftigt. Besonderen Raum nahmen dabei die Konsequenzen der sich ständig verändernden energiepolitischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen ein.
Wir haben den Vorstand bei der Führung des Unternehmens intensiv beraten und seine Tätigkeit kontinuierlich überwacht. Dabei haben wir uns von der Recht-, Zweckund Ordnungsmäßigkeit der Unternehmensführung überzeugt. In alle Geschäftsvorgänge von besonderer Bedeutung für das Unternehmen waren wir unmittelbar eingebunden und haben diese auf Basis der Berichte des Vorstands ausführlich erörtert. In vier ordentlichen und zwei außerordentlichen Sitzungen des Aufsichtsrats der E.ON SE haben wir uns im Geschäftsjahr 2017 mit allen für das Unternehmen relevanten Fragen befasst. Insbesondere haben wir die Enthaftung für die Entsorgung radioaktiver Abfälle und deren Finanzierung, den Verkauf der verbleibenden Uniper-Anteile, die Weiterentwicklung der Konzernstrategie sowie die Umsetzung des Reorganisationsprogramms Phoenix erörtert. Drei Aufsichtsratsmitglieder waren im Jahr 2017 an Sitzungsteilnahmen gehindert, im Übrigen nahmen sämtliche Mitglieder an allen Sitzungen des Aufsichtsrats teil. Die individualisierte Aufstellung der Sitzungsteilnahme finden Sie auf Seite 78 des Geschäftsberichts.
Der Vorstand hat uns regelmäßig und zeitnah sowohl schriftlich als auch mündlich umfassend über wesentliche Geschäftsvorgänge informiert. Der Aufsichtsrat hatte ausreichend Gelegenheit, sich im Plenum und in den Ausschüssen aktiv mit den Berichten, Anträgen und Beschlussvorschlägen des Vorstands auseinanderzusetzen. Soweit dies nach Gesetz, Satzung oder Geschäftsordnung erforderlich war, haben wir nach eingehender Prüfung und Beratung der Beschlussvorschläge des Vorstands unser Votum abgegeben.
Darüber hinaus fand während des gesamten Geschäftsjahres ein regelmäßiger Informationsaustausch zwischen dem Aufsichtsratsvorsitzenden und dem Vorstandsvorsitzenden statt. Über besonders relevante Themen war der Aufsichtsratsvorsitzende jederzeit informiert. Zu den Mitgliedern des Aufsichtsrats hat er auch außerhalb der Sitzungen Kontakt gehalten. Der Aufsichtsrat war stets über die aktuelle operative Entwicklung der Konzerngesellschaften, die wesentlichen Geschäftsvorgänge, die Entwicklung der Finanzkennzahlen und anstehende Entscheidungen informiert.
In unseren Sitzungen haben wir uns mit der möglichen Veräußerung der verbleibenden 46,65 Prozent der Uniper-Anteile an das finnische Energieunternehmen Fortum befasst und schließlich den Abschluss der Transaktionsvereinbarung mit Fortum genehmigt. Wir sind davon überzeugt, dass dies die für E.ON wirtschaftlich attraktivste Option darstellt und gleichzeitig eine glaubwürdige und gute strategische Perspektive für Uniper und ihre Mitarbeiter bietet.
Die Weiterentwicklung der Konzernstrategie hat die Arbeit des Aufsichtsrats auch im Jahr 2017 maßgeblich geprägt. In der Sitzung im September haben wir Szenarien der künftigen Energiewelt und Geschäftsstrategien diskutiert, die sich an Märkten und Technologien orientieren und sich schwerpunktmäßig auf die Wachstumschancen aus der fortschreitenden Elektrifizierung aller Branchen konzentrieren. E.ON wird weiterhin in den drei Kerngeschäftsfeldern – Energienetze, Kundenlösungen und Erneuerbare Energien – aktiv bleiben, sich aber darin weiter fokussieren. Grundlage für die Wettbewerbsfähigkeit und Differenzierung sind die Relevanz von E.ON in den jeweiligen Geschäftsfeldern sowie eine führende Stellung durch bessere Fähigkeiten, Produkte und Mittelallokation. Die Strategie beinhaltet ein klares Leistungsversprechen an die Kunden, stellt diese in den Mittelpunkt, gibt Mitarbeitern die Chance, die neue Energiewelt aktiv zu gestalten, und bietet Investoren Wachstumsperspektiven sowie attraktive Dividenden.
Ein weiteres zentrales Thema unserer Beratungen waren die politischen Entwicklungen in den Ländern, in denen E.ON aktiv ist. Neben der gesamt- und wirtschaftspolitischen Lage in den einzelnen Staaten standen dabei vor allem die europäische und deutsche Energiepolitik und die jeweiligen Auswirkungen auf die verschiedenen Geschäftsfelder von E.ON im Fokus.
Weiterhin haben wir uns im Hinblick auf das aktuelle operative Geschäft ausführlich mit den nationalen und internationalen Energiemärkten, den für E.ON wichtigen Währungen, den Auswirkungen des Niedrigzinsumfeldes auf E.ON sowie der wirtschaftlichen Lage des Konzerns und seiner Gesellschaften im Allgemeinen beschäftigt. Wir haben die Vermögens-, Finanzund Ertragslage, die zukünftige Dividendenpolitik, mögliche Kapitalmaßnahmen, die Beschäftigungsentwicklung sowie die Ergebnischancen und -risiken der E.ON SE und des Konzerns behandelt. Ferner haben wir mit dem Vorstand eingehend die Mittelfristplanung des Konzerns für die Jahre 2018 bis 2020 erörtert. Dem Aufsichtsrat wurden zudem regelmäßig die Entwicklungen im Bereich Gesundheit, (Arbeits-)Sicherheit und Umweltschutz – hier insbesondere der Verlauf der wesentlichen Unfallkennzahlen – sowie die aktuelle Entwicklung der Kundenzahlen und der Kundenzufriedenheit, die Entwicklung der Auszubildendenzahlen und Maßnahmen zur Förderung der Diversität dargestellt.
Umfassend haben wir auch die aktuellen Entwicklungen der Kerngeschäfte von E.ON erörtert. Wir haben über Windparkprojekte in Deutschland und den USA diskutiert und entsprechende Beschlüsse gefasst. Der Aufsichtsrat wurde fortlaufend über die Kerngeschäftsfelder – wie zum Beispiel über die aktuelle Entwicklung der Preise in den jeweiligen Ländern, neue Kundenlösungen, Digitalisierung und das Geschäft in der Türkei – sowie das Restrukturierungsprogramm Phoenix unterrichtet. Weiterhin berichtete der Vorstand über den Fortschritt der von E.ON betriebenen Gerichtsverfahren im Zusammenhang mit dem Kernenergieausstieg sowie über die Vorschläge der Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs. Anfang Juni hat das Bundesverfassungsgericht die Erhebung der Kernbrennstoffsteuer für verfassungswidrig erklärt. Die zu viel gezahlten Steuern sind den Gesellschaften bereits erstattet worden. Darüber hinaus trat am 16. Juni 2017 das Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung in Kraft. Den daraus resultierenden Zahlbetrag in den vom Bund eingerichteten Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung hat E.ON am 3. Juli 2017 vollständig geleistet. Gemäß Bestätigungen des Fonds sind damit E.ON und ihre Tochtergesellschaften für die vom Bund übernommenen nuklearen Entsorgungsaufgaben enthaftet.
Der Vorstand hat uns schließlich über den Umfang des Einsatzes derivativer Finanzinstrumente – und wie sich deren Regulierung auf das Geschäft auswirkt – unterrichtet. Darüber hinaus haben wir die aktuelle und zukünftige Ratingsituation der Gesellschaft regelmäßig mit dem Vorstand diskutiert.
Die erhaltenen Tätigkeitsberichte der Ausschüsse des Aufsichtsrats wurden eingehend diskutiert.
Der Aufsichtsrat hat auch im Geschäftsjahr 2017 die Umsetzung der Vorschriften des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK) bei E.ON intensiv behandelt.
In der turnusgemäß zum Jahresende abgegebenen Entsprechenserklärung haben wir – gemeinsam mit dem Vorstand – erklärt, dass den vom Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz im amtlichen Teil des Bundesanzeigers bekannt gemachten Empfehlungen der "Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex" (Fassung vom 7. Februar 2017) uneingeschränkt entsprochen wird und dass den vom Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz im amtlichen Teil des Bundesanzeigers bekannt gemachten Empfehlungen der "Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex" (Fassung vom 5. Mai 2015) seit Abgabe der letzten Erklärung am 16. Dezember 2016 uneingeschränkt entsprochen wurde.
Die aktuelle Fassung der Entsprechenserklärung finden Sie im Corporate-Governance-Bericht auf Seite 75, die jeweils aktuelle Entsprechenserklärung sowie frühere Fassungen sind im Internet unter www.eon.com veröffentlicht.
Dem Aufsichtsrat lagen keine Anzeichen für Interessenkonflikte von Vorstands- und Aufsichtsratsmitgliedern vor.
Im abgelaufenen Geschäftsjahr wurden zwei Aus- und Fortbildungsveranstaltungen zu ausgewählten operativen Themen des E.ON-Geschäfts für die Mitglieder des Aufsichtsrats durchgeführt.
Die Ziele für die Zusammensetzung des Aufsichtsrats inklusive eines Kompetenzprofils und eines Diversitätskonzepts gemäß Ziffer 5.4.1 des Deutschen Corporate Governance Kodex und § 289f Abs. 2 Nr. 6 HGB sowie der Stand ihrer Umsetzung sind im Corporate-Governance-Bericht auf den Seiten 78 bis 80 abgedruckt.
Turnusgemäß haben wir in diesem Jahr eine zweistufige Effizienzprüfung zur Arbeit des Aufsichtsrats, bestehend aus standardisierten Fragebögen und Einzelgesprächen zwischen dem Aufsichtsratsvorsitzenden und den Aufsichtsratsmitgliedern, durchgeführt. Mit den daraus abgeleiteten Maßnahmen wollen wir unsere Arbeit in der Zukunft weiter verbessern.
Eine Übersicht über die Teilnahme der Aufsichtsratsmitglieder an den Sitzungen des Aufsichtsrats und seiner Ausschüsse finden Sie auf Seite 78.
Der Aufsichtsrat hat die im Folgenden näher beschriebenen Ausschüsse gebildet, um seine Aufgaben sorgfältig und effizient wahrnehmen zu können. Angaben zur Zusammensetzung der Ausschüsse und zu ihren Aufgaben befinden sich im Corporate-Governance-Bericht auf den Seiten 80 und 81. Im gesetzlich zulässigen Rahmen hat der Aufsichtsrat eine Reihe von Beschlusszuständigkeiten an die Ausschüsse übertragen. Über Gegenstand und Ergebnis der Sitzungen berichtete der jeweilige Ausschussvorsitzende regelmäßig in der folgenden Sitzung des Aufsichtsrats an das Aufsichtsratsplenum.
Der Präsidialausschuss des Aufsichtsrats hat im Geschäftsjahr 2017 insgesamt zehn Mal getagt. Ein Ausschussmitglied war an einer Sitzungsteilnahme gehindert, im Übrigen nahmen jeweils sämtliche Mitglieder an den Sitzungen und Verfahren des Ausschusses teil. Insbesondere wurden in diesem Gremium die Sitzungen des Aufsichtsrats vorbereitet. Weiterhin hat der Präsidialausschuss wesentliche Personalangelegenheiten, insbesondere im Zusammenhang mit den Vergütungsangelegenheiten des Vorstands, das Kompetenzprofil des Aufsichtsrats und die Diversitätskonzepte für Vorstand und Aufsichtsrat diskutiert und die hierzu erforderlichen Beschlüsse des Aufsichtsrats intensiv vorbereitet. Zudem hat der Präsidialausschuss die vom Aufsichtsrat beschlossene Erreichung der Vorstandsziele für das Jahr 2016 sowie die Vorgabe von Zielen für das Jahr 2017 vorbereitet und sich fortlaufend
über den Stand der Zielerreichung unterrichten lassen. Schließlich hat der Ausschuss auf Vorschlag des Vorstands Änderungen in Bezug auf dessen Geschäfts verteilung und die Durchführung der erfolgten Kapitalerhöhung beschlossen sowie die Ergebnisse der Effizienzprüfung diskutiert. Ferner wurde die Mittelfristplanung für den Zeitraum 2018 bis 2020 diskutiert.
Der Investitions- und Innovationsausschuss (bis März 2017 Finanz- und Investitionsausschuss) kam in acht Sitzungen zusammen. Dabei war ein Mitglied zwei Mal an einer Sitzungsteilnahme gehindert. Im Übrigen waren jeweils alle Mitglieder anwesend. Der Ausschuss befasste sich unter anderem mit den vom Vorstand geplanten Finanzierungsmaßnahmen, der Verlängerung der syndizierten Kreditlinie, den vorgesehenen Prüfungen verschiedener Investitionsprojekte ("Post Completion Audits") sowie mit der geplanten Veräußerung der verbleibenden Uniper-Anteile. Der Ausschuss bereitete in den Sitzungen insbesondere die entsprechenden Beschlüsse des Aufsichtsrats vor oder entschied selbst, soweit er hierzu befugt war. Darüber hinaus waren Innovationsthemen aus den Geschäftsfeldern Energienetze und Kundenlösungen Gegenstand der Beratungen.
Der Prüfungs- und Risikoausschuss hielt im Geschäftsjahr 2017 fünf Sitzungen ab. Dabei war ein Ausschussmitglied an einer Sitzungsteilnahme gehindert. Im Übrigen nahmen die jeweiligen Mitglieder an allen Sitzungen vollzählig teil. Der Ausschuss befasste sich im Rahmen einer eingehenden Prüfung – unter Berücksichtigung der Prüfberichte des Abschlussprüfers und im Gespräch mit diesem – insbesondere mit dem handelsrechtlichen Jahresabschluss und dem Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2016 nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) sowie den Zwischenabschlüssen der E.ON SE im Jahr 2017. Der Ausschuss erörterte den Vorschlag zur Wahl des Abschlussprüfers für das Geschäftsjahr 2017 sowie die entsprechenden Zwischenabschlüsse und erteilte die Aufträge für dessen Prüfungsleistungen, legte die Prüfungsschwerpunkte fest, beschloss die Vergütung des Abschlussprüfers und überprüfte dessen Qualifikation und Unabhängigkeit nach den Anforderungen des
Deutschen Corporate Governance Kodex. Der Ausschuss hat sich davon überzeugt, dass beim Abschlussprüfer keine Interessenkonflikte vorliegen. Gegenstand umfassender Erörterung waren insbesondere Fragen der Rechnungslegung, des internen Kontrollsystems und des Risikomanagements. Darüber hinaus hat der Ausschuss den mit dem Konzernlagebericht zusammengefassten Lagebericht und den Vorschlag für die Gewinnverwendung eingehend diskutiert, die entsprechenden Empfehlungen an den Aufsichtsrat vorbereitet und dem Aufsichtsrat berichtet. Der Ausschuss hat sich außerdem intensiv mit den Marktgegebenheiten, den langfristigen Veränderungen der Märkte und den sich daraus ergebenden Konsequenzen für die Werthaltigkeit von E.ONs Aktivitäten befasst. Die Prüfung der Risikolage und Risikotragfähigkeit des Unternehmens sowie die Qualitätssicherung des Risikomanagementsystems bildeten weitere Schwerpunkte. Dazu diente neben der Zusammenarbeit mit den Abschlussprüfern unter anderem die Berichterstattung aus dem Risikokomitee der Gesellschaft. Auf Basis der quartalsweise erstatteten Risikoberichte hat der Ausschuss festgestellt, dass jeweils keine Risiken erkennbar waren, die den Fortbestand des Konzerns oder einzelner Segmente gefährden könnten. Darüber hinaus befasste sich der Ausschuss ausführlich mit der Arbeit der internen Revision einschließlich der Prüfungen im Jahr 2017 sowie der Prüfungsplanung und der Festlegung der Prüfungsschwerpunkte für 2018. Ferner erörterte der Ausschuss den jeweiligen "Health, Safety & Environment"-Bericht sowie die Compliance-Berichte und das E.ON-Compliance-System sowie andere prüfungsrelevante Themen. Der Vorstand berichtete zudem über schwebende Verfahren sowie rechtliche und regulatorische Risiken für das Geschäft des E.ON-Konzerns. Hierzu zählten unter anderem der Stand der Verfahren zur Kernbrennstoffsteuer, zum Verfassungsbeschwerdeverfahren gegen den Kernenergieausstieg und zur Klage gegen das Kernenergiemoratorium sowie zu den Vorschlägen der Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs. Regelmäßig wurden im Ausschuss der aktuelle Stand und die Entwicklung des E.ON-Ratings erörtert. Weitere Themen waren die geplante Veräußerung der verbleibenden Uniper-Anteile, das Reorganisationsprogramm Phoenix, die Sonderprüfung durch die Deutsche Prüfstelle für Rechnungslegung, die Entwicklung der E.ON Start-ups & Co-Investments, die Steuerentwicklung im Konzern, meldepflichtige Ereignisse im E.ON-Konzern, Finanzierungs- und Versicherungsfragen sowie der erstmals zu veröffentlichende zusammengefasste gesonderte nichtfinanzielle Bericht.
Der Nominierungsausschuss tagte im Jahr 2017 ein Mal. Dabei waren alle Mitglieder des Ausschusses anwesend. Gegenstand der Sitzung war die Vorbereitung der Wahlen zum Aufsichtsrat im Jahr 2018.
Der Jahresabschluss der E.ON SE zum 31. Dezember 2017, der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasste Lagebericht sowie der nach IFRS aufgestellte Konzernabschluss wurden durch den von der Hauptversammlung gewählten und vom Aufsichtsrat beauftragten Abschlussprüfer, PricewaterhouseCoopers GmbH, Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Düsseldorf, geprüft und mit einem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. Der vorliegende IFRS-Konzernabschluss befreit von der Pflicht, einen Konzernabschluss nach deutschem Recht aufzustellen.
Ferner prüfte der Abschlussprüfer das Risikofrüherkennungssystem der E.ON SE. Diese Prüfung ergab, dass der Vorstand Maßnahmen zur Erfüllung der Anforderungen der Risikoüberwachung in geeigneter Form getroffen hat und das Risikofrüherkennungssystem seine Aufgabe erfüllt.
Den handelsrechtlichen Jahresabschluss, den Konzernabschluss und den zusammengefassten Lagebericht der E.ON SE sowie den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns haben wir – in Gegenwart des Abschlussprüfers und in Kenntnis sowie unter Berücksichtigung des Berichts des Abschlussprüfers und der Ergebnisse der Vorprüfung durch den Prüfungs- und Risikoausschuss – geprüft und in der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 12. März 2018 ausführlich besprochen. Der Abschlussprüfer stand für ergänzende Fragen und Auskünfte zur Verfügung. Wir haben festgestellt, dass auch nach dem abschließenden Ergebnis unserer Prüfungen keine Einwände bestehen. Daher haben wir den Bericht des Abschlussprüfers zustimmend zur Kenntnis genommen.
Den vom Vorstand aufgestellten Jahresabschluss der E.ON SE sowie den Konzern abschluss haben wir gebilligt. Der Jahresabschluss ist damit festgestellt. Dem zusammengefassten Lagebericht, insbesondere den Aussagen zur weiteren Unternehmensentwicklung, stimmen wir zu.
Den Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands, der eine Dividende von 0,30 € pro dividendenberechtigter Aktie vorsieht, haben wir auch im Hinblick auf die Liquidität der Gesellschaft sowie ihre Finanz- und Investitionsplanung geprüft. Nach Prüfung und Abwägung aller Argumente schließen wir uns dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an.
Darüber hinaus haben wir den erstmals zu veröffentlichenden zusammengefassten gesonderten nichtfinanziellen Bericht geprüft und gebilligt.
Herr Michael Sen schied mit Ablauf des 31. März 2017 aus dem Vorstand der E.ON SE aus. Der Aufsichtsrat dankt Herrn Sen für seine erfolgreiche Arbeit im E.ON-Konzern, insbesondere für seinen Beitrag zur gelungenen Abspaltung der Uniper-Gruppe und die Neuaufstellung der Finanzorganisation bei E.ON. Wir wünschen ihm für die Zukunft alles Gute.
Der Aufsichtsrat hatte bereits im Dezember 2016 Herrn Marc Spieker mit Wirkung zum 1. Januar 2017 zum Mitglied des Vorstands der Gesellschaft bestellt. Herr Spieker übernahm ab dem 1. April 2017 die Position des Chief Financial Officer von Michael Sen.
Darüber hinaus hat der Aufsichtsrat der E.ON SE Anfang Januar 2018 den Vertrag von Johannes Teyssen als Vorstandsvorsitzenden bis zum 31. Dezember 2021 verlängert.
Die Ressortzuständigkeiten des Vorstands der E.ON SE zum 31. Dezember 2017 entnehmen Sie dem Geschäftsbericht auf Seite 224.
Der Aufsichtsrat der E.ON SE hat eine Weiterentwicklung und Neubesetzung seiner Ausschüsse beschlossen. Der Finanz- und Investitionsausschuss wurde in Investitions- und Innovationsausschuss umbenannt und ab dem 1. April 2017 bis zur Beendigung der Hauptversammlung 2018 von vier auf sechs Mitglieder vergrößert. Der Ausschuss entscheidet weiterhin im bisherigen Rahmen über Investitionen und Finanzierungsmaßnahmen oder bereitet die Entscheidung des Aufsichtsrats vor. Darüber hinaus beschäftigt er sich mit den Themen Marktentwicklung, Kunden, Innovationen und Digitalisierung. Die Mittelfristplanung hingegen wird fortan im Präsidialausschuss besprochen. Diese Weiterentwicklung des Ausschusses erfolgte als Konsequenz aus der Erschließung neuer Geschäftsfelder aufgrund der strategischen Neuausrichtung des E.ON-Konzerns.
Im Zuge der Weiterentwicklung der Ausschüsse wurden mit Wirkung zum 1. April 2017 auf Anteilseignerseite Frau Carolina Dybeck Happe und Herr Ewald Woste sowie auf Arbeitnehmerseite Herr Albert Zettl neu in den Investitions- und Innovationsausschuss sowie Herr Andreas Schmitz neu in den Prüfungs- und Risikoausschuss gewählt. Darüber hinaus wurde Frau Karen de Segundo mit Wirkung zum 1. April 2017 zur Vorsitzenden des Investitions- und Innovationsausschusses gewählt. Herr Karl-Ludwig Kley hat seine Mitgliedschaften im Prüfungs- und Risikoausschuss sowie im Investitions- und Innovationsausschuss mit Wirkung zum 31. März 2017 niedergelegt.
Zum 31. Dezember 2017 schied Herr Thies Hansen aus dem Aufsichtsrat der E.ON SE und somit auch aus dem Prüfungs- und Risikoausschuss aus. An seiner Stelle wurde Frau Elisabeth Wallbaum zum 1. Januar 2018 neu in den Ausschuss gewählt. Der Aufsichtsrat dankt Herr Hansen für seinen engagierten Einsatz im Aufsichtsrat.
Essen, den 12. März 2018 Der Aufsichtsrat
Mit freundlichen Grüßen
Dr. Karl-Ludwig Kley Vorsitzender
Am Ende des Jahres 2017 lag der Kurs der E.ON-Aktie (inklusive wiederangelegter Dividende) um 39 Prozent über dem Kurs zum Jahresende 2016 und entwickelte sich damit deutlich besser
als der Branchenindex STOXX Utilities (+10 Prozent) und als der europäische Aktienindex EURO STOXX 50 (+9 Prozent).
1) auf Basis Performance-Index
| in € je Aktie | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Ergebnis1) (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE) |
1,84 | -4,33 |
| Ergebnis aus bereinigtem Konzernüberschuss1), 2) |
0,67 | 0,46 |
| Dividende3) | 0,30 | 0,21 |
| Dividendensumme3) (in Mio €) | 650 | 410 |
| Höchstkurs4) | 10,69 | 8,49 |
| Tiefstkurs4) | 6,64 | 6,04 |
| Jahresendkurs4) | 9,06 | 6,70 |
| Anzahl ausstehender Aktien (in Mio) | 2.167 | 1.952 |
| Marktkapitalisierung5) (in Mrd €) | 19,6 | 13,1 |
| Umsatz E.ON-Aktien6) (in Mrd €) | 26,3 | 24,5 |
1) auf Basis ausstehender Aktien (gewichteter Durchschnitt)
2) bereinigt um nicht operative Effekte
3) für das jeweilige Geschäftsjahr; Vorschlag für 2017
4) Xetra
5) auf Basis ausstehender Aktien zum 31. Dezember
6) an allen deutschen Börsen inklusive Xetra
Der Anstieg der Anzahl ausstehender Aktien im Vergleich zum Jahresende 2016 ist im Wesentlichen auf die im März 2017 durchgeführte Kapitalerhöhung unter teilweiser Ausnutzung des genehmigten Kapitals zurückzuführen. Hierdurch erhöhte sich
die Anzahl ausstehender Aktien um rund 200 Mio Stück. Aus der Kapitalerhöhung ist der E.ON SE ein Bruttoemissionserlös in Höhe von rund 1,35 Mrd € zugeflossen.
Darüber hinaus hatten Aktionäre 2017 die Möglichkeit, ihren Dividendenanspruch entweder in bar zu erhalten oder teilweise gegen E.ON-Aktien zu tauschen. Aufgrund einer Annahmequote von rund 33 Prozent wurden knapp 15 Mio eigene Aktien ausgegeben, sodass sich die Anzahl ausstehender Aktien zum 31. Dezember 2017 auf 2.167 Mio erhöhte.
1) Ausschüttungsquote bezogen auf den bereinigten Konzernüberschuss
Für das Geschäftsjahr 2017 wird der Hauptversammlung die Ausschüttung einer Bardividende in Höhe von 0,30 € je Aktie vorgeschlagen (Vorjahr: 0,21 €). Die Ausschüttungsquote, gemessen am bereinigten Konzernüberschuss, liegt damit bei 46 Prozent. Bezogen auf den Jahresendkurs 2017 beträgt die Dividendenrendite 3,3 Prozent.
Im Rahmen von E.ONs Aktionärsstrukturanalyse entfallen auf Basis der gesamten identifizierten Aktionäre (ohne eigene Aktien) rund 78 Prozent auf institutionelle Investoren und rund 22 Prozent auf private Anleger. Rund 35 Prozent befinden sich im Inlandsbesitz und rund 65 Prozent im Auslandsbesitz.
1) Prozentwerte auf Basis der gesamten identifizierten Aktionäre (ohne eigene Aktien) Quellen: Aktienregister und Ipreo (Stand 31. Dezember 2017)
1) Prozentwerte auf Basis der gesamten identifizierten Aktionäre (ohne eigene Aktien) Quellen: Aktienregister und Ipreo (Stand 31. Dezember 2017)
Unsere Investor-Relations-Arbeit basiert weiterhin auf den vier Prinzipien Offenheit, Kontinuität, Glaubwürdigkeit und Gleichbehandlung aller unserer Investoren. Wir sehen es als unseren Auftrag, unsere Investoren auf regelmäßig stattfindenden Konferenzen und Roadshows, im Internet und im persönlichen Gespräch schnell, präzise und zielgerichtet zu informieren – denn eine regelmäßige Kommunikation und Beziehungspflege sind unerlässlich für eine gute Investor-Relations-Arbeit.
Um eine größtmögliche Transparenz über die Entwicklungen unserer Geschäftsbereiche zu schaffen, haben wir regelmäßig im Rahmen der Quartalsberichterstattung Rechenschaft abgelegt.
Im Jahr 2017 stand die finanzielle Neuausrichtung des E.ON-Konzerns im Rahmen des im März definierten Entschuldungsplans im Fokus. Wie gewohnt, haben wir unsere Aktionäre kontinuierlich über erreichte Maßnahmen und Fortschritte des Schuldenabbaus informiert.
Mehr dazu? www.eon.com/investoren Treten Sie mit uns in den Dialog: [email protected]
Die E.ON-Strategie richtet das Unternehmen konsequent auf die neue Energiewelt mit selbstständigen und aktiven Kunden, erneuerbarer und dezentraler Energieerzeugung, Energieeffizienz, zunehmender Elektrifizierung des Energieverbrauchs und digitalen Lösungen aus. E.ON ergreift damit die Initiative und nutzt zum Vorteil von Kunden, Mitarbeitern, Geschäftspartnern, Aktionären und Gesellschaft die großen Chancen, die sich aus der Transformation der Energiewelt ergeben. Die Strategie von E.ON basiert auf drei fundamentalen Marktentwicklungen und Wachstumsbereichen: dem globalen Trend zur Nutzung nachhaltiger Energieformen (insbesondere Wind- und Solarenergie), dem Einsatz der Energienetze für eine dezentrale Energiewelt und den sich verändernden Kundenbedürfnissen in einer stärker auf Energieeffizienz ausgerichteten Energiewelt. Sie ist darauf ausgerichtet, durch hervorragende unternehmerische Leistungen in allen Bereichen einen Mehrwert zu schaffen und den Kunden in den Mittelpunkt zu stellen. Dies erfolgt unter anderem mithilfe von kontinuierlichen Innovationen, einer klaren Nachhaltigkeitsorientierung, einer Weiterentwicklung der digitalen Basis im gesamten Konzern und einer starken Marke.
E.ON konzentriert sich mit rund 43.000 Mitarbeitern auf Energienetze, Kundenlösungen und Erneuerbare Energien. Mit der klaren Fokussierung auf drei starke Säulen will E.ON bevorzugter Partner für Energie- und Kundenlösungen werden:
• Erneuerbare Energien: Windenergie, Fotovoltaik und andere CO2-neutrale Technologien stellen einen unverzichtbaren Bestandteil einer klimafreundlichen Stromerzeugung dar. E.ON will in diesem Bereich einen bedeutenden Beitrag leisten. Dementsprechend wird E.ON weiter in ein sich international entwickelndes Geschäft mit Erneuerbaren Energien in attraktiven Zielregionen investieren. Mit Kompetenzen in der Entwicklung und Umsetzung von Projekten sowie im effizienten Betrieb der Anlagen verfügt E.ON hier schon heute über einen Wettbewerbsvorteil.
Jede funktionale Säule basiert auf einer unabhängigen und tragfähigen Geschäftslogik, aber zusätzlich bietet die Verbindung der drei Geschäftsbereiche im Unternehmen deutliche Vorteile. So kann E.ON ein übergreifendes Verständnis der Transformation der Energiesysteme und der Wechselwirkungen zwischen den einzelnen Teilmärkten in regionalen und lokalen Energieversorgungssystemen entwickeln und nutzen. Wir erwarten beispielsweise, dass Kundenlösungen und Energienetze in der Zukunft in einer zunehmend dezentralen und digitalen Energiewelt enger zusammenwachsen werden. Intelligente Zähler legen schon heute die Grundlage für neue kommerzielle Angebote im Vertrieb, beispielsweise zeitbasierte Stromtarife und Energieeffizienzlösungen.
Neben den drei Kerngeschäftsfeldern umfasst das E.ON-Portfolio die Aktivitäten im Bereich der deutschen Kernenergie. Diese stellt allerdings kein strategisches Geschäftsfeld von E.ON dar, sondern wird von der gesonderten operativen Einheit Preussen-Elektra mit Sitz in Hannover gesteuert. Durch die Überweisung des Zahlbetrags inklusive des Risikoaufschlages von zusammengenommen rund 10,3 Mrd € an den Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung am 3. Juli 2017 ging die Verantwortung für die Zwischen- und Endlagerung von radioaktiven Abfällen auf den Bund über. Im Zuge des deutschen Kernenergieausstiegs wird E.ON künftig weiterhin den sicheren und kosteneffizienten Nachbetrieb sowie die Stilllegung und den Rückbau der Anlagen sicherstellen.
Durch die konsequente Ausrichtung auf drei Kerngeschäftsfelder kann E.ON die wichtigsten bestehenden Stärken und Vorteile bewahren und weiterentwickeln. Beispiele hierfür sind die Erfolgsbilanz bei Entwicklung und Bau eines internationalen Anlagenportfolios von Erneuerbaren Energien mit einer Leistung von 5,1 GW (ergänzt durch eine attraktive Entwicklungspipeline und ein mittlerweile etabliertes Servicegeschäft für Windenergieanlagen) wie auch hervorragende Leistungen beim Management von Energienetzen mit einer Gesamtlänge von über 800.000 Kilometern. Das Kundenlösungsgeschäft war 2017 von mehreren Neuerungen im Bereich der Speicherung, der Elektromobilität und der Wärmeversorgung geprägt. So war es Besitzern von Fotovoltaikanlagen im Jahr 2017 beispielsweise erstmals möglich,
Energie direkt in die E.ON SolarCloud einzuspeisen, zu speichern und von jedem Ort darauf zuzugreifen ohne die bisher übliche Batterie zu besitzen. Weiterhin wurde in Dänemark, wo E.ON mit 1.300 Ladepunkten führend ist, die Millionenmarke bei Aufladungen von Elektrofahrzeugen übertroffen. Auch über Dänemark hinaus treibt E.ON den Ausbau der Ladeinfrastruktur voran; so beispielsweise durch ein Netz von 180 ultraschnellen Ladestationen in sieben europäischen Ländern in Zusammenarbeit mit dem Unternehmen CLEVER.
Im August 2017 haben E.ON und sein Joint-Venture-Partner Sabanci entschieden, das im türkischen Markt aktive Unternehmen Enerjisa in zwei separate Einheiten aufzuspalten – Enerjisa Enerji (verantwortlich für Verteilnetze und Vertrieb) und Enerjisa Üretim (verantwortlich für Stromerzeugung und -handel). Der Grund für die Aufspaltung war die Erkenntnis, dass die beiden Geschäftsbereiche im Bezug auf Kundenfokus, Ausmaß an Regulierung, Wachstumschancen und finanzielle Herausforderungen sehr verschieden sind. Die Aufspaltung hat es zwei eigenständigen Managementteams ermöglicht, den Fokus spezifisch auf die Herausforderungen der jeweiligen Geschäfte zu legen. Am 5. Februar 2018 verkündeten E.ON und Sabanci, dass 20 Prozent ihrer Aktien von Enerjisa Enerji an internationale und türkische Investoren verkauft wurden. Der Handel der Aktie wurde am 8. Februar 2018 auf der Borsa İstanbul unter dem Symbol "ENJSA" aufgenommen.
Seit Anfang 2016 ist Uniper ein eigenständiges Unternehmen. Im Einklang mit der Absicht, sich mittelfristig vollständig aus dem Aktionärskreis von Uniper zurückzuziehen, wurde am 26. September 2017 eine Vereinbarung mit Fortum zum Verkauf der Uniper-Anteile unterschrieben. Gemäß der Vereinbarung hat Fortum den Anteilseignern von Uniper ein freiwilliges öffentliches Übernahmeangebot unterbreitet, das eine Barzahlung von 22 € je Aktie einschließt. Anfang Januar 2018 hat E.ON entschieden, das freiwillige Übernahmeangebot von Fortum anzunehmen und seine Beteiligung von 46,65 Prozent an Uniper zu veräußern. Der Vollzug der Transaktion steht noch unter dem Vorbehalt behördlicher Genehmigungen.
Das Jahr 2017 war das erste Jahr nach der Abspaltung von Uniper, in welchem E.ON wesentliche Konzerninitiativen weitergeführt und neue ins Leben gerufen hat, um die Wettbewerbsfähigkeit und Kundennähe von E.ON zu stärken. Damit nimmt E.ON eine wichtige Weichenstellung für den nachhaltigen Unternehmenserfolg in den kommenden Jahren vor. Alle Initiativen sind auf zeitnahe Ergebnisse und schnelle Umsetzung ausgelegt.
Die Erläuterungen zu E.ONs Finanzstrategie befinden sich im Kapitel "Finanzlage" des zusammengefassten Lageberichts.
Die Erläuterungen zu den wesentlichen Bausteinen von E.ONs Personalstrategie befinden sich im Kapitel "Mitarbeiter" des zusammengefassten Lageberichts.
E.ON ist ein privates Energieunternehmen mit rund 43.000 Mitarbeitern, das von der Konzernleitung in Essen geführt wird. Der Konzern ist in drei ope rative Geschäftsfelder – Energienetze, Kundenlösungen und Erneuerbare Energien – gegliedert. Daneben werden die nicht strategischen Aktivitäten als Nicht-Kerngeschäft ausgewiesen.
Hauptaufgabe der Konzernleitung ist die Führung des E.ON-Konzerns. Dazu zählen die strategische Weiterentwicklung des Konzerns sowie die Steuerung und Finanzierung des bestehenden Geschäftsportfolios. Aufgaben, die in diesem Zusammenhang unter anderem wahrgenommen werden, sind die länder- und marktübergreifende Optimierung des Gesamtgeschäfts unter finanziellen, strategischen und Risikogesichtspunkten sowie das Stakeholdermanagement.
Im Rahmen der Neuausrichtung unserer Geschäfte und mit Beschlussfassung der Hauptversammlung über die Abspaltung von Uniper wurden die Uniper-Aktivitäten im Jahr 2016 als "nicht fortgeführte Aktivität" im E.ON-Konzernabschluss ausgewiesen und nach Wirksamwerden der Entherrschungsvereinbarung Uniper zum 31. Dezember 2016 entkonsolidiert. Die bei E.ON verbliebenen Anteile an Uniper wurden als assoziiertes Unternehmen nach der Equity-Methode in den Konzernabschluss einbezogen. Der Uniper-Ergebnisbeitrag wurde im nicht operativen Ergebnis ausgewiesen. Im September 2017 haben E.ON und das finnische Energieunternehmen Fortum eine Vereinbarung getroffen, wonach E.ON Anfang 2018 Fortum den 46,65-prozentigen Anteil an Uniper im Rahmen eines Übernahmeangebots andienen konnte (siehe auch Erläuterungen in Textziffer 4 des Anhangs). Seit Ende September 2017 werden die Anteile an Uniper als zur Veräußerung gehaltener Vermögenswert ausgewiesen. Im Januar 2018 hat E.ON entschieden, den 46,65-prozentigen Anteil an Uniper im Rahmen des Übernahmeangebots anzudienen, und die diesbezügliche Option ausgeübt. Der Vollzug der Transaktion steht noch unter dem Vorbehalt behördlicher Genehmigungen.
Im Geschäftsfeld Energienetze werden die Verteilnetze für Strom und Gas und die damit verbundenen Aktivitäten zusammengefasst. Wir betreiben Strom- und Gasnetze in den regionalen Märkten Deutschland, Schweden und Zentraleuropa Ost/Türkei. Zentraleuropa Ost/Türkei umfasst die Geschäftstätigkeiten in
Tschechien, Ungarn, Rumänien, der Slowakei und der Türkei. Zu den Hauptaufgaben in diesem Geschäftsfeld gehören der sichere Betrieb der Strom- und Gasnetze, die Durchführung aller erforderlichen Instandhaltungs- und Wartungsmaßnahmen sowie die Erweiterung der Strom- und Gasnetze, oft im Zusammenhang mit der Realisierung von Kundenanschlüssen.
Das Geschäftsfeld Kundenlösungen bildet die Plattform zur aktiven Gestaltung der europäischen Energiewende gemeinsam mit unseren Kunden. Es umfasst die Versorgung der Kunden in Europa (ohne die Türkei) mit Strom, Gas und Wärme sowie ihre Versorgung mit Produkten und Dienstleistungen, wie zum Beispiel zur Steigerung der Energieeffizienz und Energieautarkie. Unsere Aktivitäten sind auf die individuellen Bedürfnisse der Kunden in den Bereichen Privatkunden, kleine und mittelständische sowie große Geschäftskunden und Kunden der öffentlichen Hand ausgerichtet. Dabei ist der E.ON-Konzern insbesondere in den Märkten Deutschland, Großbritannien, Schweden, Italien, Tschechien, Ungarn und Rumänien vertreten. Ferner ist hier E.ON Connecting Energies mit der Bereitstellung dezentraler Komplettlösungen für unsere Kunden zugeordnet. Zur Beschaffung der erforderlichen Strom- und Gasmengen für die Belieferung unserer Kunden haben wir eine dezentrale Einkaufsorganisation in allen Regionen aufgebaut.
Im Geschäftsfeld Erneuerbare Energien fassen wir die Aktivitäten Onshore-Wind/Solar und Offshore-Wind/Sonstiges zusammen. Dem Bereich Onshore-Wind/Solar sind alle auf dem Festland gebauten Wind- und Solarparks zugeordnet; Offshore-Wind/ Sonstiges beinhaltet alle Windparks auf See. E.ON nimmt die Planung, den Bau und den Betrieb sowie die Steuerung der jeweiligen Stromerzeugungsanlagen wahr. Die Vermarktung der gewonnenen Energie erfolgt teils im Rahmen von Anreizsystemen für Erneuerbare Energien, teils über langfristige Stromlieferverträge an Großabnehmer und teils im Rahmen von direkter Vermarktung in den jeweiligen Märkten.
Im Nicht-Kerngeschäft weisen wir die nicht strategischen Aktivitäten des E.ON-Konzerns aus. Dies betrifft den Betrieb der deutschen Kernkraftwerke, die von unserer operativen Einheit PreussenElektra gesteuert werden.
Im Mittelpunkt unserer Unternehmenspolitik steht die nachhaltige Steigerung des Unternehmenswertes. Zur wertorientierten Steuerung des Konzerns sowie der einzelnen Geschäftsfelder setzen wir ein konzernweit einheitliches Planungs- und Controllingsystem ein, das die effi ziente Verwendung unserer Finanzmittel gewährleistet. Aber auch bei der Nachhaltigkeit handeln wir effizienz- und leistungsorientiert. Dabei verankern wir unsere hohen Nachhaltigkeitsansprüche mithilfe konzernweit verbindlicher Richtlinien, die Mindeststandards definieren, immer tiefer im Konzern, in allen Geschäften, allen Organisationseinheiten und allen Prozessen.
Unsere wesentlichen Kennzahlen zur Steuerung des operativen Geschäfts sind das bereinigte EBIT und die ausgabewirksamen Investitionen. Weitere Kennzahlen zur Steuerung des E.ON-Konzerns sind neben dem bereinigten Konzernüberschuss beziehungsweise dem darauf basierenden Ergebnis je Aktie (Earnings per Share) auch die Cash Conversion Rate und der ROCE.
Zur internen Steuerung und als wichtigster Indikator für die nachhaltige Ertragskraft eines Geschäfts wird ein um nicht operative Effekte bereinigtes Ergebnis vor Zinsen und Steuern ("bereinigtes EBIT") verwendet. Der E.ON-Vorstand ist überzeugt, dass das bereinigte EBIT die geeignete Kennzahl für die Bestimmung des Erfolgs eines Geschäfts ist, weil diese Kennzahl den operativen Ertrag einzelner Geschäfte unabhängig von nicht operativen Einflüssen sowie Zinsen und Steuern darstellt. Zu den Bereinigungen zählen Netto-Buchgewinne, Aufwendungen für bestimmte Restrukturierungen, Wertberichtigungen sowie das sonstige nicht operative Ergebnis, in dem unter anderem die stichtagsbezogene Marktbewertung von Derivaten aus gewiesen wird (siehe auch Erläuterungen auf den Seiten 37 bis 38 des zusammengefassten Lageberichts und in Textziffer 33 des Anhangs).
Die ausgabewirksamen Investitionen entsprechen den Auszahlungen für Investitionen, die wir in der Kapitalflussrechnung des E.ON-Konzerns zeigen.
Die Cash Conversion Rate berechnet sich aus dem Verhältnis von operativem Cashflow vor Zinsen und Steuern und dem bereinigten EBITDA. Diese Kennzahl weist darauf hin, ob aus dem operativen Ergebnis ausreichend Liquidität generiert wird. Der ROCE (Return on Capitel Employed) ist eine Kapitalrendite vor Steuern und misst den nachhaltig aus dem operativen Geschäft erzielten Erfolg auf das eingesetzte Kapital. Er wird als Quotient aus unserem bereinigten EBIT und dem durchschnittlich gebundenen Kapital (Capital Employed) berechnet.
Mit dem bereinigten Konzernüberschuss weisen wir eine Ergebnisgröße nach Zinsen, Steuern vom Einkommen und vom Ertrag sowie Anteilen ohne beherrschenden Einfluss aus, die ebenfalls um nicht operative Effekte bereinigt ist. Darüber hinaus werden bei der Überleitung zum bereinigten Konzernüberschuss das neutrale Zinsergebnis, die Steuern auf das betriebliche Ergebnis und die entsprechenden Anteile ohne beherrschenden Einfluss am betrieblichen Ergebnis berücksichtigt.
Die Kapitalstruktur bei E.ON wird mittels des Verschuldungsfaktors (Debt Factor) gesteuert (siehe auch Kapitel Finanzstrategie auf Seite 33). Der Debt Factor ermittelt sich aus dem Verhältnis der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung zu unserem bereinigten EBITDA und stellt damit eine dynamische Verschuldungsmessgröße dar. Hierbei schließt die wirtschaftliche Netto-Verschuldung neben den Netto-Finanzschulden auch die Pensions- und Entsorgungsverpflichtungen ein.
Neben unseren wichtigsten finanziellen Steuerungskennzahlen geben wir im zusammengefassten Lagebericht weitere finanzielle und nichtfinanzielle Kennzahlen an, um die Entwicklung im operativen Geschäft und im Rahmen unserer Verantwortung für alle unsere Stakeholder – von den Mitarbeitern über die Kunden, Aktionäre und Anleihegläubiger bis hin zu den Gesellschaften, in denen wir tätig sind – darzustellen. Beispiele für weitere finanzielle Kennzahlen sind der operative Cashflow und der Wertbeitrag (Value Added). Im Zusammenhang mit Nachhaltigkeit verwenden wir beispielsweise die Kennzahl TRIF, der die Anzahl der gemeldeten arbeitsbedingten Unfälle und Berufserkrankungen misst. Erläuterungen zu dieser Kennzahl befinden sich im Kapitel Mitarbeiter. Diese Kennzahl liegt aber nicht im Fokus der laufenden Steuerung unserer Geschäfte.
Der Innovationsbereich bei E.ON richtet sich, gemäß der Unternehmensstrategie, konsequent auf die neue Energiewelt mit selbstständigen und aktiven Kunden, erneuerbarer und dezentraler Energieerzeugung, Energieeffizienz, lokalen Energiesystemen und digitalen Lösungen aus. Sogenannte Innovation Hubs konzentrieren sich deshalb auf folgende Schwerpunkte:
Wir wollen vielversprechende zukünftige Energietechnologien identifizieren, die sowohl unser Angebot für Millionen von Kunden in ganz Europa verbessern als auch uns zum Vorreiter für den Betrieb von intelligenten Energiesystemen machen. Wir wählen neue Geschäfte aus, die uns in Bezug auf Zusammenarbeit, Vermarktung und Beteiligungsinvestitionen die besten Chancen bieten. Unsere Investitionen konzentrieren sich auf strategische Technologien und Geschäftsmodelle, die es uns ermöglichen, den Trend zu dezentralen, nachhaltigen und innovativen Energieangeboten anzuführen. Davon profitieren junge, innovative Unternehmen und E.ON erhält Zugang zu neuen Geschäftsmodellen und partizipiert an der Wertsteigerung dieser Unternehmen.
Hierzu gehörte im Jahr 2017 das deutsche Unternehmen Cuculus, ein Softwareunternehmen mit Sitz in Ilmenau. Gemeinsam mit Cuculus entwickeln wir Lösungen für das intelligente Haus der Zukunft. Die technische Grundlage hierfür ist das Internet der Dinge (Internet of Things, IoT), in dem unterschiedliche Geräte und Systeme über das Internet miteinander kommunizieren und sich steuern lassen. In der neuen Energiewelt gehören Solaranlagen, Batteriespeicher – auch virtuelle Speicher wie die E.ON SolarCloud – sowie Elektrofahrzeuge samt Ladesystemen zum Haus. All diese Systeme müssen fortlaufend automatisiert und koordiniert werden, um die Energie möglichst effizient zu nutzen. Energiekunden werden dabei unabhängiger vom Energieversorger und gleichzeitig von der Komplexität befreit, die mit der Optimierung jedes einzelnen Systems verbunden wäre. Smart Meter (intelligente Stromzähler) und die IoT-Technologie ermöglichen die für die Koordinierung erforderliche Kommunikation.
Im Jahr 2017 haben wir unsere Anteile an dem Batterielösungsanbieter Greensmith an Wärtsilä – ein weltweit führendes finnisches Unternehmen im Bereich Spitzentechnologie für den Marine- und Energiemarkt – verkauft. E.ON begann die Zusammenarbeit mit Greensmith im Jahr 2015 bei einem 10-Megawatt-Speicherprojekt in Tucson, Arizona. Im September 2016 erhöhte E.ON seinen Anteil an Greensmith. Parallel wurden zwei weitere Speicherprojekte in Texas begonnen.
Projektbeispiele 2017
Seit 2015 können E.ON Kunden über die App "E.ON Smart Check", ein Softwaretool für Energietransparenz und Verbrauchsvergleich, den Energieverbrauch regelmäßig analysieren und sich so zum Beispiel vor unerwarteten Nachzahlungen schützen.
Seit der Einführung von E.ON Smart Check wurden die in der App verfügbaren Applikationen permanent weiterentwickelt. Im Jahr 2017 war es Verbrauchern, die an einem Pilotprojekt teilgenommen haben, möglich, jedes einzelne Elektrogerät im eigenen Haushalt automatisch mit der App zu verbinden und dadurch wichtige Informationen auszuwerten. Zum Beispiel konnte die App im Test Hinweise liefern, ob die Waschmaschine verkalkt oder die Wohnzimmerbeleuchtung ineffizient war. E.ON Smart Check wird bereits von über 120.000 Kunden genutzt.
2017 haben wir unter dem Dach des europäischen Projekts "Interflex" – eines Teilprojekts des EU-Förderprojekts "Horizon 2020" – zwei große Initiativen zum Thema intelligente Netze ins Leben gerufen. An dem Smart-Grid-Projekt "Interflex" sind wir als einer von insgesamt 20 Projektpartnern beteiligt. Ziel ist es, neue Wege zur Flexibilisierung und Optimierung der Stromversorgung auf lokaler Ebene aufzuzeigen. In Schweden und Deutschland testen wir in diesem Rahmen in drei Demonstrationsvorhaben verschiedene zukunftsweisende Konzepte. Hierzu gehören:
• der sogenannte "Inselbetrieb" von Verteilnetzen – die Echtzeitsteuerung von Netzen, die auch isoliert von größerer Netzinfrastruktur funktionieren, sowie die Integration von dezentralen Erzeugungsanlagen und Energiespeichern in diese Netze.
Das Projekt ist auf eine Laufzeit von drei Jahren ausgelegt. In das Projekt involviert ist auch das E.ON Energy Research Center.
Unsere Innovationsaktivitäten umfassen Partnerschaften mit Universitäten und Forschungseinrichtungen, um Forschungsprojekte in unterschiedlichen Themengebieten durchzuführen. Wesentliches Ziel der Zusammenarbeit ist es, die Potenziale der Einsparung von Energie und nachhaltiger Energieversorgung zu erforschen und daraus neue Angebote und Lösungen für Kunden zu entwickeln. Die Forschung ist am E.ON Energy Research Center gebündelt und konzentriert sich auf die Gebiete Erneuerbare Energien, zukunftsfähige Stromnetze und effiziente Gebäudetechnik.
Die OECD sieht das globale wirtschaftliche Geschehen als gestärkt an. Durch monetäre und fiskalische Anreize konnten die meisten Länder verbesserte Wachstumsraten aufweisen. Allerdings stagnieren die privaten Investitionen nach wie vor. Das globale Wirtschaftswachstum wird für das Jahr 2017 auf 3,6 Prozent geschätzt.
Quelle: OECD 2017
Auf der 23. Klimaschutzkonferenz in Bonn vom 6. bis zum 17. November 2017 stand weiterhin die praktische Umsetzung des Pariser Klimavertrags im Vordergrund. Das 2°C-Ziel ist nur mit stärkeren Anstrengungen zu erreichen, wenn man den Szenarien von Weltenergierat und Internationaler Energieagentur folgt.
Die Europäische Union (EU) hat ein zweijähriges Gesetzgebungsverfahren zur Reform des Emissionshandelssystems für den Zeitraum 2021 bis 2030 abgeschlossen. Das neue Abkommen sieht einen stetigen Rückgang des Überangebots an Emissionszertifikaten vor, was zu einem Anstieg des Gesamtpreises für
CO2 führen dürfte. Das Abkommen enthält zudem eine neue Regelung, die die Einführung nationaler CO2-Preise unterstützt. Danach können die Mitgliedstaaten zukünftig freiwillig Zertifikate vom Markt nehmen, um ihre eigene CO2-Preispolitik umzusetzen.
Die EU beabsichtigt außerdem, ihre Position als weltweit führende Region für emissionsarme Fahrzeuge zu stärken. Sie hat Legislativvorschläge vorgelegt, die darauf abzielen, die Kohlenstoffintensität der europäischen Fahrzeugflotte zu senken. Die Vorschläge konzentrieren sich auf die Elektrifizierung, um damit den Anteil der Elektrofahrzeuge am aktuellen Fahrzeugbestand auf 7 Prozent bis 2025 zu erhöhen. In der Folge ist mit einer erheblichen Ausweitung und Nachfrage nach Ladeinfrastrukturen für Elektrofahrzeuge zu rechnen.
Die EU hat den Prozess der Umsetzung der im Energie- und Klimapaket "Saubere Energie für alle Europäer" enthaltenen Maßnahmen fortgesetzt. Da eine Reihe von Vorschlägen vor der formalen Verabschiedung stehen, ist klar, dass die EU ihre Ziele für den Einsatz Erneuerbarer Energien und die Steigerung der Energieeffizienz erhöhen wird. Am Ende des Gesetzgebungsverfahrens wird sich die EU im Energiebereich darauf konzentrieren sicherzustellen, dass die Mitgliedstaaten ihren Verpflichtungen nachkommen.
Der Bundestag hat am 30. Juni 2017 das Gesetz zur Modernisierung der Netzentgeltstruktur (NEMoG) beschlossen. Inhalte sind die Schaffung der rechtlichen Grundlagen für die bundesweite Vereinheitlichung der Übertragungsnetzentgelte und Änderungen bei der Vergütung sogenannter vermiedener Netzentgelte nach § 18 StromNEV. Unter Berücksichtigung der vorgesehenen schrittweisen Umsetzung ergeben sich bis zum Jahr 2023 für unsere Verteilnetzkunden erhebliche Entlastungen.
Das Bundesverfassungsgericht hat die Kernbrennstoffsteuer rückwirkend für nichtig erklärt. Für E.ON entstand damit ein Erstattungsanspruch in Höhe von rund 2.850 Mio €. Die Erstattung wurde im Juni 2017 vollständig geleistet. Der Ausweis der Erstattung erfolgt im sonstigen betrieblichen Ertrag sowie im operativen Cashflow. Weitere Informationen befinden sich in Textziffer 7 des Anhangs.
Durch die Novellierung des Kraft-Wärme-Kopplungs-(KWK-) Gesetzes erfolgt die Vergütung für KWK-Anlagen in der Größenordnung zwischen 1 und 50 MW nunmehr über Ausschreibungen, die von der Bundesnetzagentur durchgeführt werden. Dies hat den Wettbewerbsdruck erhöht und die Vergütungshöhe von 7 Cent/kWh auf rund 4 Cent/kWh gesenkt.
Die EU-Kommission beabsichtigt, die beihilferechtliche Begrenzung der Umlage im Zusammenhang mit dem Gesetz zum Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) auf 40 Prozent für KWK-Neuanlagen, die nach dem 1. August 2014 in Betrieb genommen wurden, nicht weiter zu genehmigen. Ab dem 1. Januar 2018 besteht damit ein Vollzugsverbot. Für KWK-Neuanlagen (EEG-Eigenversorgungsregelung § 61b Nr. 2 EEG) ist daher eine gesetzliche Neuregelung notwendig. Bis zu einer genehmigten Neuregelung müssen alle KWK-Neuanlagen vorläufig die volle EEG-Umlage zahlen.
Durch die Einführung des sogenannten Mieterstroms im EEG 2017 (Förderanspruch für direkt gelieferten Strom aus Solaranlagen auf Wohngebäuden) profitieren Mieter und Vermieter künftig gemeinsam vom Ausbau der Erneuerbaren Energien, wie der Errichtung von Fotovoltaikanlagen auf dem Dach. Dadurch ergeben sich neue Wachstumsmöglichkeiten für das dezentrale Geschäft.
Im Koalitionsvertrag für die beabsichtigte Fortsetzung der Großen Koalition haben sich CDU, CSU und SPD zu den Klimazielen für 2030 und 2050 bekannt. Der Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch soll bis 2030 auf etwa 65 Prozent ausgebaut werden. Die Energienetze sollen mit einem ambitionierten Maßnahmenplan modernisiert und ausgebaut werden. Dabei wird die gestiegene Bedeutung der Verteilnetze anerkannt. Der Spielraum für digitale Geschäftsmodelle soll erweitert werden. Gleichzeitig soll der Datenschutz eine hohe Priorität erhalten.
Die britische Regierung hat einen Gesetzentwurf veröffentlicht, der eine Deckelung der Grundversorgungstarife für Haushaltskunden bis 2020 vorsieht. Eine Verlängerung bis 2023 ist möglich. Der Entwurf wird derzeit im Parlament geprüft. Die Umsetzung durch die Regierung wird für 2019 erwartet. Während vor allem die Brexit-Verhandlungen die Politik beschäftigen, besteht weiterhin Unsicherheit in Bezug auf die zukünftige Einbindung Großbritanniens in die Energiepolitik und -regulierung der EU. Die eigenen Verpflichtungserklärungen sollen dennoch erfüllt und die CO2-reduzierende Politik fortgeführt werden. Dies beinhaltet den weiteren Ausbau in den Bereichen Elektroautos, Erneuerbare Energien, Energieeffizienz und neue Technologien.
In Italien will der Regulator den Wettbewerb auf Endkundenseite stärken und zielt darauf ab, regulierte Tarife zu ersetzen. Im November 2017 wurde ferner eine nationale Energiestrategie für die nächsten zehn Jahre veröffentlicht. Diese beinhaltet die Förderung von Energieeffizienzmaßnahmen, den Ausbau von Erneuerbaren Energien, die Stärkung der Versorgungssicherheit, die Verringerung von Preisspannen für Energie, die Förderung nachhaltiger Mobilität und umweltfreundlicher Brennstoffe sowie das Auslaufen von Energieerzeugung aus Kohle.
Schweden beschäftigt sich im Rahmen der Energiepolitik mit der Implementierung von Zielen und Maßnahmen aus der Vereinbarung zur Energiezukunft, die im Jahr 2016 getroffen wurde. Hier spielen die Verlängerung der Fördermechanismen für Erneuerbare Energien (bis 2030), die Entwicklung von Strategien zur Energieeffizienz, Solarenergie und Nachfrageflexibilität eine wesentliche Rolle. Die schwedische Regierung hat zudem ambitionierte Klimaziele (bis zum Jahr 2030) für den Transportsektor und neue Instrumente zur Förderung von Elektromobilität und gasbetriebenen Kraftfahrzeugen verabschiedet. Der Regulator hat darüber hinaus Vorschläge für eine neue Netzregulierungsperiode ab 2020 und ein neues Marktmodell für Stromanbieter vorgestellt.
In der Tschechischen Republik wurde Ende August 2017 eine Verlängerung der aktuellen Regulierungsperiode für die Stromund Gaspreise um zwei Jahre bis 2020 angekündigt. Für die nächste Regulierungsperiode ab 2021 will der Regulator einerseits Kosteneffizienz fördern, andererseits Investitionen in Netze über eine angemessene und stabile Verzinsung anstoßen. Das Liberalisierungsprogramm in Rumänien wurde fortgeführt. Am 1. April 2017 wurde der Gasgroßhandel vollständig liberalisiert und im Strombereich wurde der letzte Schritt zur Liberalisierung am 1. Juli 2017 vollzogen. In Ungarn startete 2017 die neue Regulierungsperiode im Strom- und Gasbereich mit positiven Auswirkungen auf das Verteilnetzgeschäft. Neue methodische Ansätze für Investitionen in die Stromverteilnetze, Anreize für Investitionen in Erneuerbare Energien und Steuervorteile für Investitionen in Energieeffizienzprojekte wurden eingeführt. Ferner diskutiert die Regierung Wege, Netzanschlussprozesse zu vereinfachen und zu beschleunigen.
Im Geschäftsjahr 2017 hat sich unser operatives Geschäft erfreulich entwickelt. Der Umsatz lag mit 38,0 Mrd € auf dem Niveau des Vorjahres. Im Kern geschäft lag unser bereinigtes EBIT mit 2,6 Mrd € um 38 Mio € über dem Vorjahreswert.
Das bereinigte EBIT für den Konzern lag mit 3,1 Mrd € um 38 Mio € unter dem Vorjahresniveau (angepasst um den Beitrag der 2016 veräußerten Aktivitäten 9 Mio € unter dem Vorjahreswert). Der bereinigte Konzernüberschuss stieg um rund 0,5 Mrd € auf 1,4 Mrd €. Damit lagen bereinigtes EBIT und bereinigter Konzernüberschuss an der oberen Grenze der von uns prognostizierten Bandbreiten von 2,8 bis 3,1 Mrd € beziehungsweise 1,20 bis 1,45 Mrd €. Darüber hinaus hatten wir das Ziel, eine Cash Conversion Rate von mindestens 80 Prozent zu erreichen. Diese Kennzahl berechnet sich aus dem Verhältnis von operativem Cashflow vor Zinsen und Steuern und dem bereinigten EBITDA (rund 5,0 Mrd €). Der operative Cashflow vor Zinsen und Steuern wurde im Jahr 2017 wesentlich durch die Sondereffekte aus der Zahlung an den Kernenergiefonds und der Erstattung der deutschen Kernbrennstoffsteuer beeinflusst und lag bei -2,2 Mrd €. Bereinigt um diese Effekte läge die Cash Conversion Rate über 100 Prozent. Der ROCE betrug 10,5 Prozent. Damit liegt diese Kennzahl leicht über dem von uns genannten Ziel von 8 bis 10 Prozent.
Unsere Investitionen in Höhe von 3,3 Mrd € lagen leicht über dem Vorjahresniveau von 3,2 Mrd €, aber unter der Größenordnung von 3,6 Mrd €, die wir im Rahmen unserer Mittelfristplanung für das Jahr 2017 vorgesehen hatten. Die Abweichung ist insbesondere auf das Geschäftsfeld Erneuerbare Energien zurückzuführen. Hier haben sich Zahlungen für Projekte in das Jahr 2018 verschoben.
Der operative Cashflow nahm mit -3,0 Mrd € deutlich gegenüber dem Vorjahreswert von 3,0 Mrd € ab. Dieser Rückgang resultierte vor allem aus der im Juli 2017 an den Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung geleisteten Zahlung. Gegenläufig wirkte sich die Erstattung der Kernnbrennstoffsteuer aus.
Die folgenden wesentlichen Transaktionen haben wir im Jahr 2017 durchgeführt. Ausführliche Beschreibungen befinden sich in Textziffer 4 des Anhangs:
Aus Desinvestitionen wurden im Jahr 2017 insgesamt zahlungswirksame Effekte in Höhe von 770 Mio € (Vorjahr: 836 Mio €) realisiert. Darin ist auch der im Jahr 2017 bereits zugeflossene Verkaufspreis für Hamburg Netz enthalten.
Im Jahr 2017 lag der Umsatz mit 38,0 Mrd € rund 0,2 Mrd € unter dem Vorjahreswert. Im Geschäftsfeld Energienetze übertraf der Umsatz das Vorjahresniveau um 1,1 Mrd €. Grund hierfür waren vor allem gestiegene Kosten von vorgelagerten Netzbetreibern im Stromnetz in Deutschland, die an die Kunden weiterbelastet wurden. In Schweden und Zentraleuropa Ost/Türkei legte der Umsatz preis- beziehungsweise auch mengenbedingt leicht zu. Bei den Kundenlösungen ging der Umsatz um 0,8 Mrd € zurück. Ursachen waren insbesondere geringere Absatzmengen und Währungsumrechnungseffekte in Großbritannien sowie das Auslaufen von Beschaffungsverträgen für die erfolgte Übertragung von Großhandelskunden auf Uniper in Deutschland. Im Geschäftsfeld Erneuerbare Energien nahm der Umsatz im Vergleich zum Vorjahr um rund 250 Mio € zu. Gründe waren vor allem die gestiegene Eigenerzeugung infolge der Inbetriebnahme von neuen Windparks in den USA und günstige Windverhältnisse in Polen, Deutschland, Großbritannien und Schweden. Im Nicht-Kerngeschäft lag der Umsatz auf dem Niveau des Vorjahres. Im Bereich Konzernleitung/Sonstiges waren in den Vorjahreszahlen noch die 2016 veräußerten E&P-Aktivitäten in der Nordsee enthalten.
| 4. Quartal | 1.–4. Quartal | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | +/- % | 2017 | 2016 | +/- % |
| Energienetze | 4.123 | 3.685 | +12 | 16.990 | 15.892 | +7 |
| Kundenlösungen | 6.088 | 6.289 | -3 | 21.567 | 22.368 | -4 |
| Erneuerbare Energien | 474 | 335 | +41 | 1.604 | 1.357 | +18 |
| Nicht-Kerngeschäft | 355 | 470 | -24 | 1.585 | 1.538 | +3 |
| Konzernleitung/Sonstiges | 234 | 279 | -16 | 796 | 1.124 | -29 |
| Konsolidierung | -1.246 | -1.083 | – | -4.577 | -4.106 | – |
| E.ON-Konzern | 10.028 | 9.975 | +1 | 37.965 | 38.173 | -1 |
Die anderen aktivierten Eigenleistungen lagen mit 524 Mio € auf dem Niveau des Vorjahres (529 Mio €). Die Aktivierungen stehen überwiegend im Zusammenhang mit der Fertigstellung von IT-Projekten und Netzinvestitionen.
Die sonstigen betrieblichen Erträge sind um 3 Prozent auf 7.649 Mio € gestiegen (Vorjahr: 7.448 Mio €). Der Anstieg resultierte im Wesentlichen aus der Rückerstattung der in Vorjahren gezahlten Kernbrennstoffsteuer (2.850 Mio €). Zudem entstanden aus dem Verkauf von Wertpapieren sowie aus der Auflösung von Rückstellungen höhere Erträge als im Vorjahr. Gegenläufig sanken die Erträge aus Währungskursdifferenzen von 5.039 Mio € auf 1.950 Mio € und die Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten von 1.141 Mio € auf 613 Mio €. Korrespondierende Positionen aus Währungskursdifferenzen und derivativen Finanzinstrumenten befinden sich in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen.
Der Materialaufwand lag mit 29.788 Mio € deutlich unter dem Niveau des Vorjahres (32.325 Mio €). Im Vorjahr wurde der Materialaufwand durch die erforderlichen Zuführungen zu den Rückstellungen für die Entsorgung im Kernenergiebereich infolge des im Dezember 2016 von Bundestag und Bundesrat beschlossenen Gesetzes zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung belastet.
Der Personalaufwand lag mit 3.162 Mio € um 323 Mio € über dem Wert des Vorjahres (2.839 Mio €). Der Anstieg resultierte im Wesentlichen aus den Kosten für das seit Beginn des Jahres 2017 laufende Reorganisationsprogramm. Gegenläufig verminderte sich der Personalaufwand durch einen niedrigeren Dienstzeitaufwand für Pensionspläne.
Die Abschreibungen haben sich gegenüber der Vorjahresvergleichsperiode von 3.823 Mio € auf 2.769 Mio € deutlich verringert. Die Abschreibungen entfielen insbesondere auf aktivierte Rückbaukosten, die im Zuge des Gesetzes zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung im Geschäftsjahr 2016 anzusetzen waren. Die außerplanmäßigen Abschreibungen stiegen im Vergleich zum Vorjahr an und betrafen vor allem die Geschäftsfelder Erneuerbare Energien und Kundenlösungen in Großbritannien.
Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen lagen mit 6.475 Mio € um 18 Prozent unter dem Niveau des Vorjahres (7.867 Mio €). Insbesondere die Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen sanken signifikant von 4.925 Mio € auf 1.663 Mio €. Gegenläufig stiegen die Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten von 231 Mio € auf 1.838 Mio € an. Darüber hinaus erhöhten sich die sonstigen betrieblichen Aufwendungen durch die Verpflichtung zur Weiterreichung von Teilen der rückerstatteten Kernbrennstoffsteuer an Minderheitsgesellschafter von Gemeinschaftskraftwerken (327 Mio €).
Das Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen lag mit 716 Mio € deutlich über dem Niveau des Vorjahrs (285 Mio €). Der Anstieg von 431 Mio € resultierte vor allem aus der Einbeziehung der Beteiligung an der Uniper SE als at equity bewertetes Unternehmen in den ersten drei Quartalen des Berichtsjahres (+466 Mio €). In der Bilanz wird die Beteiligung an der Uniper SE seit Ende September 2017 als zur Veräußerung gehaltener Vermögenswert ausgewiesen, sodass im vierten Quartal 2017 keine Equity-Fortschreibung mehr erfolgte.
Im Jahr 2017 nahm unser bereinigtes EBIT im Kerngeschäft um 38 Mio € gegenüber dem Vorjahreswert zu. Im Geschäftsfeld Energienetze stieg das Ergebnis um 270 Mio €. Gründe waren vor allem der regulierungsbedingte Zeitversatz bei der Verrechnung von Personalnebenkosten in Deutschland sowie eine verbesserte Bruttomarge im Bereich Strom durch Tariferhöhungen in Schweden. In Zentraleuropa Ost/Türkei lag das bereinigte EBIT insgesamt über dem Vorjahresniveau. In Tschechien und Ungarn stieg das bereinigte EBIT insbesondere margenbedingt an. Dies wurde durch einen geringeren Ergebnisbeitrag unserer Equity-Beteiligung in der Türkei teilweise kompensiert. Bei den Kundenlösungen lag das bereinigte EBIT 286 Mio € unter dem Vorjahresniveau. Ursachen waren insbesondere witterungsbedingt geringere Absatzmengen und gestiegene Kosten in Großbritannien sowie in Deutschland Sondereffekte, Absatzpreissenkungen im Gasbereich und ein anhaltend hoher Wettbewerbs- und Margendruck. Darüber hinaus wirkten sich höhere Bezugskosten im Strom- und Gasbereich, vor allem in Rumänien, und niedrigere Verkaufspreise und höhere Bezugskosten in Ungarn negativ aus. Im Geschäftsfeld Erneuerbare Energien nahm das bereinigte EBIT um 24 Mio € zu. Grund hierfür waren eine bessere Anlagenverfügbarkeit und höhere Winderträge.
Das bereinigte EBIT für den Konzern lag um 38 Mio € unter dem Vorjahreswert. Gründe waren neben den bereits genannten Effekten im Kerngeschäft der ungeplante Anlagenstillstand im Kraftwerk Brokdorf und gesunkene Vermarktungspreise bei PreussenElektra sowie der weg fallende Ergebnisbeitrag der 2016 veräußerten E&P-Aktivitäten in der Nordsee.
E.ON erwirtschaftet einen hohen Anteil des bereinigten EBIT in sehr stabilen Geschäftsfeldern. Insgesamt resultierte der überwiegende Anteil am bereinigten EBIT im Jahr 2017 aus dem regulierten und quasi-regulierten beziehungsweise langfristig kontrahierten Geschäft.
Das regulierte Geschäft umfasst Bereiche, in denen Erlöse weitgehend anhand rechtlich bindender Vorgaben durch die Kosten bestimmt werden. Deshalb sind die Erträge in hohem Maße planbar und stabil.
Unter quasi-reguliertem und langfristig kontrahiertem Geschäft werden Tätigkeiten zusammengefasst, die sich durch einen hohen Grad an Planbarkeit der Erträge auszeichnen, da wesentliche Erlöskomponenten (Preis und/oder Menge) durch gesetzliche Vorgaben oder individualvertragliche Vereinbarungen mittelbis langfristig in hohem Maße fixiert sind. Hierbei handelt es sich beispielsweise um Teile des Segments Erneuerbare Energien mit entsprechenden Anreizmechanismen oder den Verkauf von kontrahierter Erzeugungsleistung.
Das marktbestimmte Geschäft umfasst die Aktivitäten, die nicht unter den beiden anderen Kategorien subsumiert werden können.
| 4. Quartal | 1.–4. Quartal | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | +/- % | 2017 | 2016 | +/- % |
| Energienetze | 524 | 475 | +10 | 1.941 | 1.671 | +16 |
| Kundenlösungen | 173 | 264 | -34 | 526 | 812 | -35 |
| Erneuerbare Energien | 206 | 121 | +70 | 454 | 430 | +6 |
| Konzernleitung/Sonstiges | -92 | -261 | – | -342 | -398 | – |
| Konsolidierung | -3 | -6 | – | -11 | 15 | – |
| Bereinigtes EBIT Kerngeschäft | 808 | 593 | +36 | 2.568 | 2.530 | +2 |
| Nicht-Kerngeschäft (PreussenElektra) | 149 | 208 | -28 | 506 | 553 | -8 |
| Sonstiges (veräußerte Aktivitäten) | – | – | – | – | 29 | – |
| Bereinigtes EBIT | 957 | 801 | +19 | 3.074 | 3.112 | -1 |
Der Anteil der Gesellschafter der E.ON SE am Konzernüberschuss und das entsprechende Ergebnis je Aktie für das Jahr 2017 betrugen 3,9 Mrd € beziehungsweise 1,84 €. Dem standen im Vorjahr ein Konzernfehlbetrag von -8,5 Mrd € und ein Ergebnis je Aktie von -4,33 € gegenüber.
Das Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten wird gemäß IFRS in der Gewinn- und Verlustrechnung gesondert ausgewiesen und enthält im Vorjahr vor allem den Uniper betreffenden Ergebnisbeitrag. Weitere Informationen hierzu befinden sich in Textziffer 4 des Anhangs.
Der Steueraufwand betrug wie im Vorjahr 0,4 Mrd €. Im Jahr 2017 ergab sich bei einem positiven Ergebnis vor Steuern eine Steuerquote von 10 Prozent (2016: -25 Prozent). Wesentliche Veränderungen der Steuerquote gegenüber dem Vorjahr beruhten auf den Einmaleffekten aus der Erstattung der Kernbrennstoffsteuer sowie der daraus resultierenden Ertragsteuerbelastung in Deutschland. Die Kernbrennstoffsteuereffekte führten zu einer Nutzung von steuerlichen Verlustvorträgen und unterliegen der sogenannten Mindestbesteuerung.
Im Geschäftsjahr 2017 lagen die Netto-Buchgewinne erheblich über dem Vorjahreswert. Sie resultierten aus der Veräußerung von Wertpapieren, die im Zusammenhang mit der im Juli fälligen Überweisung an den staatlichen Fonds zur Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung von Atommüll verkauft wurden, und dem Verkauf einer Beteiligung im Bereich Kundenlösungen in Schweden. Im Jahr 2016 standen Buchgewinnen aus der Veräußerung von Wertpapieren ein Abgangsverlust aus der Abgabe des britischen Explorations- und Produktionsgeschäfts gegenüber.
Die Aufwendungen für Restrukturierung sind im Vergleich zum Vorjahr deutlich gestiegen. Die Aufwendungen fielen hierbei wie im Vorjahr im Wesentlichen im Rahmen der eingeleiteten internen Restrukturierungsprogramme und im Rahmen des One2two-Projekts an. Der Anstieg ist vor allem auf den höheren Aufwand im Rahmen der internen Restrukturierungsprogramme, insbesondere des Reorganisationsprojektes Phoenix, zurückzuführen.
| 4. Quartal | 1.–4. Quartal | |||
|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| Konzernüberschuss/-fehlbetrag Anteil der Gesellschafter der E.ON SE Anteile ohne beherrschenden Einfluss |
277 219 58 |
-6.708 -4.502 -2.206 |
4.180 3.925 255 |
-16.007 -8.450 -7.557 |
| Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten | – | 3.549 | – | 13.842 |
| Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten | 277 | -3.159 | 4.180 | -2.165 |
| Steuern vom Einkommen und vom Ertrag | -164 | -184 | 440 | 440 |
| Finanzergebnis | 134 | 123 | 44 | 1.314 |
| Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis und Steuern | 247 | -3.220 | 4.664 | -411 |
| Beteiligungsergebnis | -52 | -10 | -3 | -19 |
| EBIT | 195 | -3.230 | 4.661 | -430 |
| Nicht operative Bereinigungen Netto-Buchgewinne (-)/-verluste (+) Aufwendungen für Restrukturierung Marktbewertung von Derivaten Wertberichtigungen (+)/Wertaufholungen (-) Sonstiges nicht operatives Ergebnis |
762 -87 368 498 921 -938 |
4.031 -62 53 -164 350 3.854 |
-1.587 -375 541 951 916 -3.620 |
3.542 -63 274 -932 394 3.869 |
| Bereinigtes EBIT | 957 | 801 | 3.074 | 3.112 |
| Wertberichtigungen (+)/Wertaufholungen (-) | 33 | 44 | 75 | 48 |
| Planmäßige Abschreibungen | 425 | 454 | 1.806 | 1.779 |
| Bereinigtes EBITDA | 1.415 | 1.299 | 4.955 | 4.939 |
Aus der stichtagsbezogenen Marktbewertung von Derivaten, mit denen das operative Geschäft gegen Preisschwankungen abgesichert wird, sowie sonstigen Derivaten, resultierte ein negativer Effekt von 951 Mio € (Vorjahr: +932 Mio €). Im Wesentlichen stammt der Effekt aus dem Bereich Konzernleitung/Sonstiges, dem Geschäftsfeld Kundenlösungen und dem Nicht-Kerngeschäft. Im Vorjahr resultierte der positive Effekt vor allem aus dem Geschäftsfeld Kundenlösungen.
Im Berichtszeitraum 2017 fielen Wertberichtigungen insbesondere in den Bereichen Erneuerbare Energien und Kundenlösungen in Großbritannien an. Im Vorjahr wurden Wertberichtigungen in den Bereichen Erneuerbare Energien und Kundenlösungen in Großbritannien sowie auf einen Gasspeicher in Deutschland vorgenommen.
Der signifikante Anstieg im sonstigen nicht operativen Ergebnis ist vor allem auf Effekte infolge der höchstrichterlichen Entscheidung über die Nichtigkeit der Kernbrennstoffsteuer zurückzuführen. Ferner trug der bis Ende September 2017 aufgelaufene Equity-Ergebnisbeitrag von Uniper zu der Erhöhung bei. Das Ergebnis im Jahr 2016 war im Wesentlichen durch Effekte im Zusammenhang mit dem im Dezember 2016 von Bundestag und Bundesrat beschlossenen Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung geprägt, die hier vollständig einschließlich der damit zusammenhängenden Wertberichtigungen enthalten waren.
Der Konzernüberschuss wird wie das EBIT durch nicht operative Effekte, wie zum Beispiel die Marktbewertung von Derivaten, beeinflusst. Mit dem bereinigten Konzernüberschuss weist E.ON eine Ergebnisgröße nach Zinsen, Steuern vom Einkommen und vom Ertrag sowie Anteilen ohne beherrschenden Einfluss aus, die um nicht operative Effekte bereinigt ist. Zu den Bereinigungen zählen neben den Effekten aus der Marktbewertung von Derivaten auch Buchgewinne und -verluste aus Desinvestitionen, bestimmte Restrukturierungsaufwendungen, sonstige nicht operative Aufwendungen und Erträge (nach Steuern und Anteilen ohne beherrschenden Einfluss), sofern von wesent licher Bedeutung, und das neutrale Zinsergebnis, das sich aus dem auf nicht operative Effekte entfallenden Zinsergebnis ergibt. Darüber hinaus ist das Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten nicht im bereinigten Konzernüberschuss enthalten.
Der E.ON-Vorstand verwendet diese Kennzahl grundsätzlich im Zusammenhang mit einer kontinuierlichen Dividendenpolitik und strebt dabei eine Ausschüttungsquote auf dem Niveau der relevanten Wettbewerbsunternehmen an. Für das Geschäftsjahr 2017 schlägt E.ON den Aktionären eine Dividende von 0,30 € pro Aktie vor. Im Zusammenhang mit dem geplanten Erwerb von innogy im Rahmen eines weitreichenden Tauschs von Geschäftsaktivitäten mit RWE haben wir beschlossen, für das Geschäftsjahr 2018 eine Festdividende von 0,43 € pro Aktie vorzusehen.
| 4. Quartal | 1.–4. Quartal | |||
|---|---|---|---|---|
| 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | |
| 247 | -3.220 | 4.664 | -411 | |
| -52 | -10 | -3 | -19 | |
| 195 | -3.230 | 4.661 | -430 | |
| 762 | 4.031 | -1.587 | 3.542 | |
| 957 | 801 | 3.074 | 3.112 | |
| -82 | -113 | -41 | -1.295 | |
| -87 | -221 | -703 | -157 | |
| 788 | 467 | 2.330 | 1.660 | |
| -227 | -91 | -613 | -478 | |
| -99 | -113 | -290 | -278 | |
| 462 | 263 | 1.427 | 904 | |
E.ON stellt die Finanzlage des Konzerns unter anderem mit den Kennzahlen wirtschaftliche Netto-Verschuldung, Debt Factor und operativer Cashflow dar.
Unsere Finanzstrategie fokussiert auf die Kapitalstruktur. Im Vordergrund steht hierbei, stets einen dem Schuldenstand angemessenen Zugang zum Kapitalmarkt zu gewährleisten.
Wir verfolgen das Ziel, mit der angestrebten Kapitalstruktur dauerhaft ein starkes Rating von BBB/Baa zu sichern.
Die Kapitalstruktur bei E.ON wird mittels des Verschuldungsfaktors (Debt Factor) gesteuert. Der Debt Factor ermittelt sich aus dem Verhältnis der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung zu unserem bereinigten EBITDA und stellt damit eine dynamische Messgröße für die Verschuldung dar. Hierbei schließt die wirtschaftliche Netto-Verschuldung neben den Netto-Finanzschulden auch die Pensions- und Entsorgungsverpflichtungen ein.
Aufgrund des weiterhin sehr niedrigen Zinsumfelds fallen bei der Bewertung der Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen zum Teil negative Realzinsen an. Dadurch liegt, wie bereits im Vorjahr, der Rückstellungswert über dem Verpflichtungsbetrag, der sich zum 31. Dezember 2017 ohne die Berücksichtigung von Diskontierungs- und Kosteneskalationseffekten ergeben würde. Dies schränkt die Steuerungsrelevanz der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung ein. Um eine sinnvolle Steuerungskennzahl und eine adäquate Darstellung der Verschuldung zu erhalten, berücksichtigt E.ON seit dem Geschäftsjahresende 2016 bei wesentlichen Rückstellungswerten, die auf Basis eines negativen Realzinses berechnet wurden, den Verpflichtungsbetrag anstatt des Bilanzwerts bei der Berechnung der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung.
Als mittelfristige Steuerungsgröße streben wir einen Debt Factor von 4 an.
Im Vergleich zum 31. Dezember 2016 (26,3 Mrd €) sank unsere wirtschaftliche Netto-Verschuldung deutlich um 7,1 Mrd € auf 19,2 Mrd €.
Die aktuelle Entwicklung der Netto-Finanzposition wird dabei maßgeblich durch die im März 2017 durchgeführte Kapitalerhöhung sowie den negativen operativen Cashflow beeinflusst. Letzterer beinhaltet einerseits positive Effekte aus der Erstattung der Kernbrennstoffsteuer und aus der laufenden Geschäftstätigkeit, andererseits wird er durch die Zahlung an den staatlichen Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung belastet. Da in gleicher Höhe Kernenergierückstellungen abgelöst wurden, ist dieser Effekt in Summe neutral für die Entwicklung der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung.
| 31. Dezember | ||
|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 |
| Liquide Mittel | 5.160 | 8.573 |
| Langfristige Wertpapiere | 2.749 | 4.327 |
| Finanzverbindlichkeiten | -13.021 | -14.227 |
| Effekte aus Währungssicherung | 114 | 390 |
| Netto-Finanzposition | -4.998 | -937 |
| Pensionsrückstellungen | -3.620 | -4.009 |
| Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen1) | -10.630 | -21.374 |
| Wirtschaftliche Netto-Verschuldung | -19.248 | -26.320 |
| Bereinigtes EBITDA | 4.955 | 4.939 |
| Verschuldungsfaktor (Debt Factor) | 3,9 | 5,3 |
1) Der Wert der Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen entspricht nicht den bilanzierten Werten (31. Dezember 2017: -11.673 Mio €; 31. Dezember 2016: -22.515 Mio €), da bei der Ermittlung der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung teilweise auf Verpflichtungsbeträge abgestellt wird.
Für die Finanzierungspolitik von E.ON ist der jederzeitige Zugang zu unterschiedlichen Finanzierungsquellen von großer Bedeutung. Dies stellen wir mit einer möglichst breiten Diversifikation der Investoren durch die Nutzung verschiedener Märkte und Instrumente sicher. Dabei werden Anleihen mit solchen Laufzeiten ausgegeben, die zu einem möglichst ausgeglichenen Fälligkeitenprofil führen. Darüber hinaus werden großvolumige Benchmark-Anleihen gegebenenfalls mit kleineren, opportunistischen Anleihen kombiniert. Im Regelfall werden externe Finanzierungen von der E.ON SE durchgeführt und die Mittel innerhalb des Konzerns weitergeleitet. In der Vergangenheit wurden externe Finanzierungen auch von der niederländischen Finanzierungsgesellschaft E.ON International Finance B.V. (EIF) unter Garantie der E.ON SE durchgeführt. Die E.ON SE hat im Mai 2017 drei Anleihen mit Laufzeiten von 4,25 Jahren, 7 Jahren und 12 Jahren und einem Gesamtvolumen von 2,0 Mrd € emittiert. Dagegen standen Fälligkeiten in Höhe von 0,9 Mrd € und rund 1,8 Mrd € im Mai beziehungsweise Oktober 2017, die vollständig zurückgezahlt wurden.
| 31. Dezember | ||
|---|---|---|
| in Mrd € | 2017 | 2016 |
| Anleihen1) | 10,7 | 11,9 |
| in EUR | 4,0 | 4,7 |
| in GBP | 3,9 | 4,0 |
| in USD | 2,5 | 2,8 |
| in JPY | 0,2 | 0,2 |
| in sonstigen Währungen | 0,1 | 0,2 |
| Schuldscheindarlehen | 0,4 | 0,4 |
| Commercial Paper | – | – |
| Sonstige Verbindlichkeiten | 1,9 | 1,9 |
| Summe | 13,0 | 14,2 |
1) inklusive Privatplatzierungen
Alle derzeit ausstehenden Anleihen der E.ON SE und der E.ON International Finance B.V. (EIF) wurden mit Ausnahme der im Jahr 2008 begebenen US-Anleihe unter dem Dokumentationsrahmen des Debt-Issuance-Programms emittiert. Ein Debt-Issuance-Programm vereinfacht die zeitlich flexible Emission von Schuldtiteln in Form von öffentlichen und privaten Platzierungen an Investoren. Das Debt-Issuance-Programm der E.ON SE wurde zuletzt im März 2017 mit einem Programmrahmen von insgesamt 35 Mrd € erneuert (hiervon waren zum Jahresende 2017 rund 9,0 Mrd € genutzt). Die E.ON SE strebt im Jahr 2018 eine Erneuerung des Programms an.
Neben dem Debt-Issuance-Programm stehen uns ein Euro-Commercial-Paper-Programm mit einem Volumen von 10 Mrd € und ein US-Dollar-Commercial-Paper-Programm in Höhe von 10 Mrd US-\$ zur Verfügung, unter denen wir jeweils kurzfristige Schuldverschreibungen begeben können. Zum Jahresende 2017 standen erneut keine Commercial Paper aus.
Daneben steht E.ON die am 13. November 2017 mit 18 Banken abgeschlossene syndizierte Kreditlinie mit einem Volumen von 2,75 Mrd € und einer Laufzeit von fünf Jahren – zuzüglich zweier Optionen zur Verlängerung um jeweils ein weiteres Jahr – zur Verfügung, die die vorherige Kreditlinie in Höhe von 3,5 Mrd € ersetzt hat. Diese Kreditlinie ist nicht gezogen, sondern dient vielmehr als verlässliche und nachhaltige Liqui ditäts reserve des Konzerns. Alle 18 eingeladenen Banken nehmen an der Kreditlinie teil und stellen damit E.ONs Kernbankengruppe.
Neben den Finanzverbindlichkeiten ist E.ON im Rahmen der Geschäftstätigkeit Haftungsverhältnisse und sonstige finanzielle Verpflichtungen eingegangen. Hierzu zählen insbesondere Garantien und Bürgschaften, Verpflichtungen aus Rechtsstreitigkeiten und Schadensersatzansprüchen, kurz- und langfristige vertragliche und gesetzliche sowie sonstige Verpflichtungen. Weitere Erläuterungen zu ausstehenden E.ON-Anleihen und zu Verbindlichkeiten, Haftungsverhältnissen sowie sons tigen Verpflichtungen befinden sich in den Textziffern 26, 27 und 31 des Anhangs zum Konzernabschluss.
E.ONs Kreditwürdigkeit wird von Standard & Poor's ("S&P") und Moody's mit Langfrist-Ratings von BBB beziehungsweise Baa2 bewertet. Sowohl S&P als auch Moody's haben das Rating im März 2017 von BBB+ beziehungsweise Baa1 mit jeweils einem negativen Ausblick herabgestuft. Der Ausblick ist bei beiden Ratings nun stabil. Die Ratingeinstufungen erfolgten in beiden Fällen auf Basis der Erwartung, dass E.ON einen für diese Ratings erforderlichen Verschuldungsgrad kurz- bis mittelfristig einhalten wird. Die Kurzfrist-Ratings liegen unverändert bei A-2 (S&P) beziehungsweise P-2 (Moody's).
| Rating | Kurz fristiges Rating |
Ausblick |
|---|---|---|
| Baa2 | P-2 | stabil |
| BBB | A-2 | stabil |
| Lang fristiges |
E.ON ist generell bestrebt, dem Vertrauen der Ratingagenturen und Investoren mit einer klaren Strategie und einer transparenten Kommunikation jederzeit Rechnung zu tragen. Zu diesem Zweck veranstaltet E.ON Debt Investor Updates in den großen
Finanzzentren Europas, Telefonkonferenzen für Kreditanalysten und Investoren sowie ein jährliches Informationstreffen für E.ONs Kernbankengruppe.
Im Jahr 2017 lagen die Investitionen im Kern geschäft und für den gesamten Konzern über dem Vorjahresniveau. Auf Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte entfielen rund 3,1 Mrd € (Vorjahr: 3,0 Mrd €). Die Investitionen in Betei ligungen betrugen 232 Mio € gegenüber 134 Mio € im Vorjahr.
| in Mio € | 2017 | 2016 | +/- % |
|---|---|---|---|
| Energienetze | 1.418 | 1.419 | – |
| Kundenlösungen | 595 | 580 | +3 |
| Erneuerbare Energien | 1.225 | 1.070 | +14 |
| Konzernleitung/Sonstiges | 53 | 98 | -46 |
| Konsolidierung | 3 | -21 | – |
| Investitionen Kerngeschäft | 3.294 | 3.146 | +5 |
| Nicht-Kerngeschäft (PreussenElektra) |
14 | 15 | -7 |
| Sonstiges (veräußerte Aktivitäten) |
– | 8 | – |
| Investitionen E.ON-Konzern | 3.308 | 3.169 | +4 |
Im Geschäftsfeld Energienetze lagen die Investitionen auf dem Vorjahresniveau. In Schweden investierten wir in die Modernisierung und Instandhaltung der Netze mit 345 Mio € 54 Mio € mehr als im Vorjahr. Im Bereich Zentraleuropa Ost/Türkei wurden 89 Mio € mehr investiert. Der Zuwachs ist insbesondere auf eine Verschiebung von Investitionsprojekten – wie zum Beispiel Wartung und Reparaturen sowie Neuanschlüsse an das Netz – zwischen den Geschäftsfeldern Energienetze und Kundenlösungen in Tschechien zurückzuführen. In Deutschland haben wir dagegen mit 702 Mio € deutlich weniger als im Vorjahr (846 Mio €) investiert.
Im Geschäftsfeld Kundenlösungen übertrafen die Investitionen das Vorjahresniveau leicht. In Schweden investierten wir deutlich mehr in die Instandhaltung, die Modernisierung und den Ausbau bestehender Anlagen sowie in das Wärmeverteilnetz. Dagegen führte die bereits genannte Verschiebung von Investitionsprojekten zwischen den Geschäftsfeldern Energienetze und Kundenlösungen in Tschechien zu deutlich geringeren Investitionen. Darüber hinaus lagen die Investitionen bei E.ON Connecting Energies unter dem Niveau des Vorjahres.
Im Geschäftsfeld Erneuerbare Energien lagen die Investitionen um 155 Mio € über dem Vorjahreswert. Im Bereich Onshore-Wind/ Solar erhöhten sich die Investitionen um 103 Mio € gegenüber dem Vorjahr. Der Anstieg resultierte vor allem aus den Ausgaben für die zwei großen Neubauprojekte Radford's Run und Bruenning's Breeze, die Ende 2017 ans Netz gingen. Die Investitionen im Bereich Offshore-Wind/Sonstiges stiegen insbesondere aufgrund der Beteiligungs investitionen in das Projekt Arkona um insgesamt 52 Mio €.
Die Investitionen im Nicht-Kerngeschäft (deutsche Kernenergieaktivitäten) lagen 1 Mio € unter dem Vorjahresniveau.
Der operative Cashflow lag mit -3,0 Mrd € um 5,9 Mrd € unter dem Vorjahresniveau. Der Rückgang resultierte vor allem aus der im Juli 2017 an den Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung geleisteten Zahlung von 10,3 Mrd €. Gegenläufig wirkten sich die Zahlungen im Zusammenhang mit den Erstattungen der deutschen Kernbrennstoffsteuer aus, die sich nach teilweiser Weitergabe an die Mitgesellschafter der Anlagen auf rund 3,1 Mrd € belaufen. Weitere Effekte ergaben sich aus einer positiven Entwicklung des Working Capitals.
Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten lag mit -0,4 Mrd € deutlich über dem Wert des Vorjahres (-3 Mrd €). Die Veränderung von +2,6 Mrd € ging im Wesentlichen auf höhere Nettoeinzahlungen aus dem Verkauf von Wertpapieren und Festgeldanlagen sowie der Tilgung von Finanzforderungen zurück. Gegenläufig belastete ein Anstieg der verfügungsbeschränkten liquiden Mittel zur Erfüllung versicherungsrechtlicher Verpflichtungen der Versorgungskasse Energie VVaG i. L. (VKE i. L.) den investiven Cashflow. Die zahlungswirksamen Investitionen und Desinvestitionen lagen mit -2,5 Mrd €
um -0,2 Mrd € leicht über dem Vorjahresniveau von -2,3 Mrd €. Die Desinvestitionen entfielen im Wesentlichen auf den anstehenden Verkauf von Aktivitäten der Hamburg Netz GmbH im Segment Energienetze Deutschland sowie auf die Veräußerung der E.ON Värme Lokala Energilösningar AB im Segment Kundenlösungen in Schweden.
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Operativer Cashflow | -2.952 | 2.961 |
| Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern | -2.235 | 3.974 |
| Cashflow aus der Investitionstätigkeit | -391 | -3.041 |
| Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit | 540 | -1.152 |
1) aus fortgeführten Aktivitäten
Im Berichtszeitraum betrug der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten +0,5 Mrd € gegenüber -1,2 Mrd € im Vorjahreszeitraum. Die Veränderung von +1,7 Mrd € beruhte vor allem auf Maßnahmen zur Finanzierung der im Juli 2017 geleisteten Zahlung an den staatlichen Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung. Im Wesentlichen handelte es sich um Einzahlungen aus der Begebung von Anleihen in Höhe von 2,0 Mrd €, eine im März von der E.ON SE vorgenommene Kapitalerhöhung in Höhe von 1,35 Mrd € sowie eine im Vergleich zum Vorjahr um 0,6 Mrd € niedrigere Dividendenzahlung an die Aktionäre der E.ON SE. Gegenläufig wurden im vierten Quartal des Geschäftsjahres 2017 Anleihen getilgt (-1,9 Mrd €).
Die Bilanzsumme lag mit 56,0 Mrd € rund 7,6 Mrd € beziehungsweise 12 Prozent unter dem Wert zum Jahresende 2016. Die maßgeblichen Ursachen für diesen Rückgang resultieren aus den Entwicklungen im Kernenergiebereich und wurden bereits bei der Veränderung der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung beschrieben.
Das langfristige Vermögen (40,3 Mrd €) lag 6,1 Mrd € unter dem Niveau vom 31. Dezember 2016. Zu dieser Entwicklung trugen insbesondere die Umgliederung des Buchwerts der Uniper SE in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte sowie der Verkauf langfristiger Wertpapiere bei.
Das kurzfristige Vermögen verminderte sich von 17,4 Mrd € auf 15,8 Mrd € (-9 Prozent). Ein Rückgang der liquiden Mittel um rund 3,4 Mrd € sowie der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstiger betrieblicher Vermögenswerte um rund 1,0 Mrd € wurde vor allem durch die Umgliederung des Beteiligungsbuchwerts der Uniper SE in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte überwiegend kompensiert. Der Rückgang der liquiden Mittel resultierte im Wesentlichen aus der Überführung finanzieller Mittel in den staatlichen Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung (10,3 Mrd €). Zur Finanzierung hatte E.ON im ersten Quartal des Geschäftsjahres 2017 eine Kapitalerhöhung von 1,35 Mrd € durchgeführt. Ferner erhöhten sich die liquiden Mittel durch die im zweiten Quartal von E.ON begebenen Anleihen in Höhe von 2,0 Mrd € sowie durch die Rückerstattung der in den Vorjahren bezahlten Kernbrennstoffsteuer zuzüglich Verzinsung.
Die Eigenkapitalquote (einschließlich der Anteile ohne beherrschenden Einfluss) belief sich am 31. Dezember 2017 auf 12 Prozent und weist damit im Vergleich zum 31. Dezember 2016 eine Steigerung um rund 10 Prozentpunkte auf. Zu dieser Entwicklung trugen neben dem positiven Konzernüberschuss des Geschäftsjahres 2017 die bereits oben erwähnte Kapitalerhöhung sowie die Verminderung der Bilanzsumme bei. Insbesondere die Rückerstattung der in Vorjahren gezahlten Kernbrennstoffsteuer beeinflusste den Konzernüberschuss positiv. Das auf die Anteilseigner der E.ON SE entfallende Eigenkapital beträgt zum 31. Dezember 2017 rund 4,0 Mrd €, während auf Anteile ohne beherrschenden Einfluss ein Eigenkapital von rund 2,7 Mrd € entfällt.
Der Rückgang der langfristigen Schulden (-10 Prozent beziehungsweise -4,1 Mrd €) resultierte insbesondere aus einer Verminderung der Verbindlichkeiten aus derivativen Finanzinstrumenten, geringeren Pensionsverpflichtungen sowie einem Rückgang der Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich.
Bedingt durch die Umsetzung des Gesetzes zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung wurden die zum Jahresende 2016 bestehenden entsprechenden bilanziellen Verpflichtungen durch Zahlung beglichen. Insbesondere hierdurch reduzierten sich die kurzfristigen Schulden gegenüber dem 31. Dezember 2016 deutlich (-9,1 Mrd €).
| in Mio € | 31. Dez. 2017 |
% | 31. Dez. 2016 |
% |
|---|---|---|---|---|
| Langfristige Vermögenswerte | 40.164 | 72 | 46.296 | 73 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | 15.786 | 28 | 17.403 | 27 |
| Aktiva | 55.950 | 100 | 63.699 | 100 |
| Eigenkapital | 6.708 | 12 | 1.287 | 2 |
| Langfristige Schulden | 35.198 | 63 | 39.287 | 62 |
| Kurzfristige Schulden | 14.044 | 25 | 23.125 | 36 |
| Passiva | 55.950 | 100 | 63.699 | 100 |
Weitere Erläuterungen zur Vermögenslage befinden sich in den Textziffern 4 bis 26 des Anhangs zum Konzernabschluss.
Der Jahresabschluss der E.ON SE ist nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB) und der Verordnung über das Statut der Europäischen Gesellschaft (SE) in Verbindung mit dem Aktiengesetz (AktG) sowie des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG) aufgestellt.
| 31. Dezember | ||
|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 |
| Sachanlagen | 12 | 14 |
| Finanzanlagen | 37.358 | 37.368 |
| Anlagevermögen | 37.370 | 37.382 |
| Forderungen gegen verbundene Unternehmen |
7.697 | 8.089 |
| Übrige Forderungen | 1.349 | 1.734 |
| Liquide Mittel | 2.025 | 4.664 |
| Umlaufvermögen | 11.071 | 14.487 |
| Rechnungsabgrenzungsposten | 36 | 30 |
| Aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung |
1 | 15 |
| Gesamtvermögen | 48.478 | 51.914 |
| Eigenkapital | 9.029 | 5.384 |
| Rückstellungen | 2.127 | 2.578 |
| Anleihen | 2.000 | – |
| Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen |
34.350 | 43.102 |
| Übrige Verbindlichkeiten | 970 | 845 |
| Rechnungsabgrenzungsposten | 2 | 5 |
| Gesamtkapital | 48.478 | 51.914 |
Die Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage der E.ON SE als Konzernmuttergesellschaft ist durch das Beteiligungsergebnis geprägt. Zu diesem positiven Beteiligungsergebnis haben insbesondere die Erträge aus der Gewinnabführung der E.ON Energie AG mit 3.414 Mio € und der E.ON Beteiligungen GmbH mit 2.118 Mio € beigetragen. Dagegen wirkten sich die Aufwendungen aus Verlustübernahmen der E.ON Finanzanlagen GmbH in Höhe von 752 Mio €, der E.ON Climate & Renewables GmbH mit 56 Mio € sowie der E.ON US Holding GmbH in Höhe von 47 Mio € negativ aus.
Die Zahlung an den staatlichen Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung im Juli 2017, und die damit zusammenhängende Finanzierung, waren im vergangenen Jahr von zentraler Bedeutung für die Finanzposition der E.ON SE. In diesem Zusammenhang stellen die Eigenkapitalerhöhung in Höhe von 1.349 Mio € im März 2017 wie auch die Begebung von Euro-Anleihen mit einem Nominalwert von insgesamt 2.000 Mio € wesentliche Effekte dar. Ebenfalls zu nennen ist hier die Verringerung der liquiden Mittel in Höhe von 2.639 Mio €. Das insgesamt positive Beteiligungsergebnis in Höhe von 4.676 Mio € führt durch gleichlautende Gewinnabführungen beziehungsweise Verlustübernahmeverpflichtungen zu einer weiteren Verringerung der Netto-Verbindlichkeiten-Position an verbundene Unternehmen.
Das durch die Abspaltung von Uniper zuletzt reduzierte Eigenkapital konnte im Geschäftsjahr 2017 gestärkt werden. Neben der bereits genannten Kapitalerhöhung, die am 16. März 2017 durch den Vorstand beschlossen und vom Aufsichtsrat genehmigt wurde, trägt das positive Ergebnis in Höhe von 2.640 Mio € zu dieser deutlichen Steigerung bei. Für das Geschäftsjahr 2016 wurden im Rahmen einer Wahldividende Dividendenansprüche der Aktionäre in Höhe von 107 Mio € durch Ausgabe von eigenen Aktien bedient. Diese spiegeln sich in entsprechender Höhe in
der Zunahme des Eigenkapitals wider. Gegenläufig wirkte sich die Verwendung des Bilanzgewinns aus dem Vorjahr in Höhe von 452 Mio € aus.
Informationen zu eigenen Anteilen befinden sich in Textziffer 19 des Anhangs.
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Beteiligungsergebnis | 4.676 | 2.134 |
| Zinsergebnis | -1.368 | -546 |
| Übrige Aufwendungen und Erträge | -497 | -551 |
| Steuern | -171 | -160 |
| Jahresfehlbetrag/Jahresüberschuss | 2.640 | 877 |
| Entnahme aus der Kapitalrücklage | – | 3.357 |
| Entnahme aus den Gewinnrücklagen | – | 3.612 |
| Vermögensminderung durch Abspaltung | – | -6.969 |
| Einstellung in die Gewinnrücklagen | -1.320 | -425 |
| Bilanzgewinn | 1.320 | 452 |
Die negative Entwicklung im Zinsergebnis ist vor allem auf den Marktwertausgleich in Höhe von 754 Mio € zurückzuführen, der infolge der konzerninternen Umstrukturierung der Verbindlichkeiten durch die Übertragung von Darlehen auf die E.ON Finanzholding SE & Co. KG entstanden ist.
Der negative Saldo aus den übrigen Aufwendungen und Erträgen resultiert überwiegend aus Aufwendungen für bezogene Fremdleistungen mit 291 Mio €, aus dem Personalaufwand mit
163 Mio €, aus Aufwendungen für Beratungs- und Prüfungskosten mit 157 Mio € sowie aus Erträgen aus der erforderlichen Anpassung der Rückstellungen für bestimmte Rekultivierungsund Sanierungsverpflichtungen von Vorgängergesellschaften in Höhe von insgesamt 88 Mio €.
Der Aufwand aus Steuern betrifft vor allem Steuern vom Einkommen und vom Ertrag. Für das Jahr 2017 ergeben sich unter Anwendung der Mindestbesteuerung eine festzusetzende Körperschaftsteuer in Höhe von 147 Mio € nebst Solidaritätszuschlag in Höhe von 8 Mio € sowie eine Gewerbesteuer in Höhe von 167 Mio €. Für Vorjahre ergibt sich ein Steuerertrag von 165 Mio €. Darüber hinaus wird in dieser Position der Aufwand aus sonstigen Steuern in Höhe von 15 Mio € ausgewiesen.
Der Vorstand schlägt der Hauptversammlung am 9. Mai 2018 vor, aus dem Bilanzgewinn eine Dividende von 0,30 € je dividendenberechtigter Stückaktie auszuschütten und den Restbetrag in Höhe von 670 Mio € in die anderen Gewinnrücklagen einzustellen.
Der Gewinnverwendungsvorschlag berücksichtigt die dividendenberechtigten Aktien zum Zeitpunkt der Aufstellung des Jahresabschlusses am 12. März 2018.
Der vom Abschlussprüfer PricewaterhouseCoopers GmbH, Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Düsseldorf, mit einem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehene vollständige Jahresabschluss der E.ON SE wird im elektronischen Bundesanzeiger bekannt gemacht. Er kann als Sonderdruck bei der E.ON SE angefordert werden. Im Internet ist er unter www.eon.com abrufbar.
Wir ermitteln die Kapitalkosten als gewichteten Durchschnitt der Eigen- und Fremdkapitalkosten. Die Renditeansprüche der Eigen- und Fremdkapitalgeber fließen gewichtet mit den jeweiligen Marktwerten in die Mittelwertbildung ein. Die Eigenkapitalkosten entsprechen der Rendite, die Anleger bei einer Investition in die E.ON-Aktie erwarten. Als Kosten des Fremdkapitals setzen wir die langfristigen Finanzierungskonditionen des E.ON-Konzerns an. Die Prämissen der Kapitalkostenfestlegung werden jährlich überprüft.
Die Aktualisierung der Prämissen im Jahr 2017 hat zu einem Anstieg der Kapitalkosten nach Steuern von 4,0 auf 4,7 Prozent geführt. Die gestiegenen Kapitalkosten resultieren im Wesentlichen aus einem höheren risikolosen Zinssatz entsprechend der Entwicklung des allgemeinen Zinsumfelds. Der damit einhergehende Rückgang der Marktrisikoprämie wirkt dagegen mindernd auf die Eigenkapitalkosten. Die nachfolgende Tabelle zeigt die Herleitung der Kapitalkosten vor und nach Steuern.
Der ROCE ist eine Kapitalrendite vor Steuern und wird als Quotient aus unserem bereinigten EBIT und dem durchschnittlich gebundenen Kapital (Ø Capital Employed) berechnet.
Das durchschnittlich gebundene Kapital spiegelt das im Konzern operativ zu verzinsende Kapital wider. Bei der Ermittlung wird das unverzinslich zur Verfügung stehende Kapital von den betrieblich gebundenen lang- und kurzfristigen Vermögenswerten abgezogen. Die abschreibbaren langfristigen Vermögenswerte werden zu Buchwerten berücksichtigt. Firmenwerte aus Akquisitionen (Goodwill) fließen mit ihren Anschaffungswerten ein, solange sie als werthaltig zu betrachten sind. Unterjährige Portfolioänderungen werden bei der Ermittlung des durchschnittlich gebundenen Kapitals berücksichtigt.
Marktbewertungen der übrigen Beteiligungen und der Derivate werden nicht im durchschnittlich gebundenen Kapital abgebildet. Damit soll eine konsistente Ermittlung der Wertentwicklung gewährleistet werden.
Der Value Added spiegelt den operativen Erfolg wider, der über die Kosten des eingesetzten Kapitals hinaus erwirtschaftet wird. Die Kennzahl wird wie folgt ermittelt:
Value Added = (ROCE – Kapitalkosten) x Ø Capital Employed
| 2017 | 2016 | |
|---|---|---|
| Risikoloser Zinssatz | 1,25 % | 0,50 % |
| Marktrisikoprämie1) | 6,25 % | 6,75 % |
| Unverschuldeter Beta-Faktor | 0,50 | 0,50 |
| Verschuldeter Beta-Faktor2) | 1,01 | 0,92 |
| Eigenkapitalkosten nach Steuern | 7,50 % | 6,70 % |
| Durchschnittlicher Steuersatz | 27 % | 31 % |
| Eigenkapitalkosten vor Steuern | 10,3 % | 9,7 % |
| Fremdkapitalkosten vor Steuern | 2,4 % | 2,6 % |
| Grenzsteuersatz | 27 % | 31 % |
| Fremdkapitalkosten nach Steuern | 1,80 % | 1,80 % |
| Anteil Eigenkapital | 50 % | 45 % |
| Anteil Fremdkapital | 50 % | 55 % |
| Kapitalkosten nach Steuern | 4,70 % | 4,00 % |
| Kapitalkosten vor Steuern | 6,40 % | 5,80 % |
1) Die Marktrisikoprämie entspricht der langfristigen Überrendite des Aktienmarkts im Vergleich zu risikofreien Staatsanleihen.
2) Der Beta-Faktor dient als Maß für das relative Risiko einer einzelnen Aktie im Vergleich zum gesamten Aktienmarkt: Ein Beta größer 1 signalisiert ein höheres Risiko, ein Beta kleiner 1 dagegen ein niedrigeres Risiko als der Gesamtmarkt.
Der Anstieg des ROCE von 10,4 Prozent im Jahr 2016 auf 10,6 Prozent im Jahr 2017 ergibt sich vor allem aus dem geringeren durchschnittlichen Capital Employed. Dies resultierte im Wesentlichen aus einer Reduzierung des Buchwertes von Sachanlagevermögen insbesondere im Geschäftsfeld Erneuerbare
Energien, und der vorteilhaften Entwicklung des Working Capitals im deutschen Netzgeschäft.
Die nachfolgende Tabelle zeigt die Herleitung von ROCE und Value Added für den E.ON-Konzern.
| 2017 | 2016 |
|---|---|
| 30.345 | 31.034 |
| 4.339 | 4.486 |
| 34.684 | 35.520 |
| 794 | 785 |
| -5.688 | -4.929 |
| -4.893 | -4.144 |
| -1.541 | -1.402 |
| 28.250 | 29.974 |
| 29.112 | 29.546 |
| 3.074 | 3.083 |
| 10,6% | 10,4% |
| 6,4% | 5,8% |
| 1.211 | 1.370 |
1) Die abschreibbaren langfristigen Vermögenswerte werden zu Buchwerten berücksichtigt. Firmenwerte aus Akquisitionen (Goodwill) fließen mit ihren Anschaffungswerten ein, solange sie als werthaltig zu betrachten sind.
2) Übrige unverzinsliche Vermögenswerte/Verbindlichkeiten berücksichtigen beispielsweise die Ertragsteueransprüche und Ertragsteuern sowie die Forderungen und Verbindlichkeiten aus Derivaten. 3) Zu den unverzinslichen Rückstellungen zählen kurzfristige Rückstellungen, beispielsweise aus absatz- und beschaffungsmarktorientierten Verpflichtungen. Insbesondere Pensions- und
Entsorgungsrückstellungen werden nicht in Abzug gebracht.
4) Um unterjährige Schwankungen in der Kapitalbindung besser abzubilden, ermitteln wir das durchschnittliche Capital Employed grundsätzlich als Mittelwert von Jahresanfangs- und -endbestand. 5) um nicht operative Effekte sowie um nicht fortgeführte und veräußerte Aktivitäten bereinigt
6) ROCE = bereinigtes EBIT/ø Capital Employed
7) Value Added = (ROCE – Kapitalkosten vor Steuern) x ø Capital Employed
Die Erwartungen an uns und die gesamte Energiewirtschaft sind hoch und sie stammen von vielen unterschiedlichen Anspruchsgruppen – von Kunden und Mitarbeitern über Politik, Behörden, Lieferanten, Nichtregierungsorganisationen, regionalen Interessengruppen und Gewerkschaften bis hin zu Analysten und Investoren. Bereits seit 2006 analysieren wir deshalb regelmäßig mithilfe eines systematischen Prozesses, welche Erwartungen unsere Stakeholder an E.ON haben. Über Themen, die sowohl von unseren Stakeholdern als auch von uns als Unternehmen als wesentlich eingestuft werden, berichten wir jährlich transparent in unserem Nachhaltigkeitsbericht. Dabei legen wir offen, wie wir mit diesen wesentlichen Themen umgehen. Bei der Berichterstattung orientieren wir uns an der aktuellsten Version der Leitlinien der Global Reporting Initiative (GRI) – den sogenannten Sustainability Reporting Standards (GRI SRS) von 2016.
Zusätzlich veröffentlichen wir in diesem Jahr erstmals einen zusammengefassten gesonderten nichtfinanziellen Bericht als separates Dokument auf unserer Internetseite. Auch in diesem orientieren wir uns bei der Beschreibung unserer Konzepte in den Bereichen Umwelt-, Arbeitnehmer- und Sozialbelange sowie Menschrechte und Antikorruption an den GRI SRS. Unser zusammengefasster gesonderter nichtfinanzieller Bericht dient der Erfüllung der Berichtspflicht im Sinne des CSR-Richtlinie-Umsetzungsgesetzes (§§ 289b – e sowie 315b – c HGB).
Zur Transparenz gehört für uns auch, dass wir uns der externen Bewertung unserer Nachhaltigkeitsleistung stellen. Solche ausführlichen Beurteilungen werden von spezialisierten Agenturen oder von Kapitalmarkt-Analysten durchgeführt. Die Ergebnisse geben Investoren wichtige Orientierung und helfen uns, Stärken und Schwächen zu identifizieren und unsere Leistung weiter zu verbessern.
So haben wir uns 2017 für die erneute Aufnahme in das RobecoSAM Sustainability Jahrbuch als eines der führenden Unternehmen mit Silber-Auszeichnung qualifiziert. Darüber hinaus wurde E.ON von CDP (ehemals Carbon Disclosure Project) als ein führendes Unternehmen in der Klimaberichterstattung mit A- ausgezeichnet. Hierbei wurden Qualität, Prozess und Transparenz der Daten zu CO2 und zum Klimawandel gewürdigt.
Die CDP-Initiative ist einer der größten Zusammenschlüsse von internationalen Investoren. Sie bietet Orientierung bei der Beurteilung, ob ein Unternehmen das Thema Klimawandel ausreichend in seinen Entscheidungen und Strukturen berücksichtigt. Darüber hinaus ist E.ON weiterhin in beiden europäischen "Euronext Vigeo 120"-Nachhaltigkeitsindizes vertreten.
Wir führen unsere Nachhaltigkeitsaktivitäten ausgewogen in den Bereichen Umwelt-, Sozial- und Corporate-Governance (Environment, Social, Governance – ESG) durch. Unser Ziel ist es, uns kontinuierlich zu verbessern und so langfristig eines der führenden nachhaltigen Unternehmen in unserem Sektor zu werden. Deshalb haben wir fünf für E.ON wesentliche Fokusgebiete definiert, auf die wir unsere konzernweiten Aktivitäten konzentrieren:
Gleichzeitig unterstützen wir damit auch die Erreichung der "Sustainable Development Goals" der Vereinten Nationen. Dabei leisten wir insbesondere einen Beitrag dazu, den Zugang zu bezahlbarer, verlässlicher, nachhaltiger und sauberer Energie für alle zu ermöglichen und Maßnahmen zum Klimaschutz voranzutreiben.
Informationen zu unserem Nachhaltigkeitsansatz, unseren Konzepten und Fortschritten sowie detailliertere Informationen zu unseren Emissionen und zum Klimaschutz finden Sie im Nachhaltigkeitsbericht und im zusammengefassten gesonderten nichtfinanziellen Bericht 2017, die online unter eon.com1) zeitgleich mit dem Geschäftsbericht veröffentlicht wurden. Diese Berichte sind nicht Bestandteil des zusammengefassten Lageberichts.
E.ONs People-Strategie soll unabhängig davon sein, wie wir das Geschäft strukturieren und wie sich unsere strategischen Prioritäten ändern, um den Kundenanforderungen gerecht zu werden.
Unsere drei People-Strategie-Schwerpunkte sind gleich geblieben: "Unsere Mitarbeiter auf die Zukunft vorbereiten", "Neue Möglichkeiten schaffen" und "Leistung anerkennen". Diese Schwerpunkte haben wir auch 2017 weiter mit Leben gefüllt. Initiativen, die wir in dieser Zeit umgesetzt haben, waren beispielsweise:
Zusätzlich haben wir die Digitalisierung im Personalbereich weiter vorangetrieben. Insbesondere die Grundkomponenten von "[email protected]" wurden in modernen und zukunftsweisenden IT-Plattformen realisiert, die cloudbasierte Zugriffe ermöglichen.
Um dem Phoenix-Grundprinzip der Dezentralität künftig in angemessener Weise Rechnung zu tragen, haben wir im Laufe des Jahres die sogenannten "People Commitments" gemeinsam mit dem E.ON-Vorstand entwickelt und verabschiedet. Mit den "People Commitments" haben wir zwölf zentrale Grundsätze zum Werteverständnis und zum Umgang mit unseren Mitarbeitern verbindlich für den gesamten E.ON-Konzern festgelegt. Gleichzeitig stärken wir unsere E.ON-Einheiten vor Ort darin, die Umsetzung dieser Grundsätze gemäß gesetzlichen, kulturellen
und geschäftsstrategischen Gegebenheiten eigenständig auszuführen. Das Ziel der "People Commitments" ist, einen Arbeitsplatz zu schaffen,
Während die Mitarbeiterzuordnung im Rahmen des One2two-Programmes planmäßig im Jahr 2016 abgeschlossen werden konnte, wurden die E.ON Business Services erst nach der erfolgten Abspaltung der Uniper geteilt, um die notwendige Kontinuität bei der IT-Unterstützung zu gewährleisten. Auch für alle Mitarbeiter der E.ON Business Services erfolgte eine Zuordnung zu E.ON beziehungsweise Uniper. Der Personalübergang wurde gemäß den Konzernregelungen für One2two in zwei Schritten (1. Januar 2017 und 1. Juli 2017) vollzogen und mit der lokalen Mitbestimmung einvernehmlich geregelt.
Die E.ON zugeordneten Mitarbeiter blieben in den bisherigen legalen Einheiten, die Uniper zugeordneten Mitarbeiter gingen in die entsprechenden Unternehmen der Uniper über.
Programm Phoenix und Einbindung der Mitbestimmung
Nach der erfolgreichen Abspaltung von Uniper und um E.ON fit für die Zukunft zu machen, wurde 2016 das Phoenix-Programm aufgesetzt. Damit sollen Strukturen und Prozesse optimiert, Bürokratie und Komplexität reduziert, Entscheidungsfreiheit, Geschwindigkeit und Agilität erhöht und die Nähe zum Kunden gesteigert werden. Durch die Umsetzung des Programms werden die kundennahen Funktionen in ihrer Entscheidungskompetenz gestärkt und Unterstützungsfunktionen wie zum Beispiel IT oder Einkauf stärker mit dem operativen Geschäft verflochten. Bei der Umstrukturierung sollen konzernweit bis zu 1.300 Arbeitsplätze entfallen, davon bis zu 1.000 in Deutschland. Im Jahr 2017 wurde bereits ein Abbau von rund 700 Arbeitsplätzen mit den zuständigen Mitbestimmungsgremien verhandelt. Zur Erreichung dieses Personalabbaus wurden individuelle einvernehmliche Vereinbarungen mit Mitarbeitern geschlossen. Für die Bereiche IT (Outsourcing) und Einkauf werden die Verhandlungen 2018 abgeschlossen. Neueinstellungen werden im Interesse aller Mitarbeiter während des Programms begrenzt.
Auch in der Begleitung des Phoenix-Programms haben wir auf die bei E.ON bewährte Form der Zusammenarbeit mit der Mitbestimmung und auf eine frühzeitige Einbindung der Arbeitnehmervertreter gesetzt. Hierfür wurde bereits im November 2016 und damit zu einem sehr frühen Zeitpunkt im Programm eine Gemeinsame Erklärung und Eckpunktevereinbarung des Vorstands der E.ON SE, des SE-Betriebsrats der E.ON SE und des Konzernbetriebsrats der E.ON SE vereinbart. Sie bildet die Grundlage für die offene und konstruktive Zusammenarbeit zwischen Mitbestimmung und Arbeitgeberseite im Programm Phoenix. Ein Projektbeirat aus hochrangigen Mitbestimmungsvertretern des europäischen SE-Betriebsrats sowie des deutschen Konzernbetriebsrats wurde in regelmäßigen Sitzungen im Vorfeld aller Umsetzungsmaßnahmen informiert und somit aktiv in die Projektarbeit eingebunden. Anregungen des Projektbeirats wurden gemeinsam diskutiert und vor Umsetzung der jeweiligen Maßnahmen bewertet und berücksichtigt.
Darüber hinaus wurden für Deutschland in einer Ergänzenden Vereinbarung zur oben genannten Gemeinsamen Erklärung und Eckpunktevereinbarung zwischen dem Konzernbetriebsrat und dem Unternehmen die Verhandlungspartner der Interessenausgleichsverhandlungen festgelegt, eine Freiwilligeninitiative für Mitarbeiter zum frühzeitigen Austritt aus dem Unternehmen geregelt, Maßnahmen zur Aufrechterhaltung des Geschäftsbetriebs bei betroffenen Gesellschaften getroffen sowie Grundsätze zum Stellenbesetzungsverfahren beschrieben.
Die partnerschaftliche Zusammenarbeit mit der Mitbestimmung hat bei E.ON eine lange Tradition und ist damit Teil unserer E.ON-Kultur.
Unternehmen und SE-Betriebsrat der E.ON SE – bestehend aus Vertretern aller europäischen Länder, in denen E.ON aktiv ist – arbeiten auf europäischer Ebene eng zusammen. Dabei ist der SE-Betriebsrat der E.ON SE gemäß der "SE-Vereinbarung" bei grenzüberschreitenden Themen zu informieren und anzuhören. Dem frühzeitigen und offenen Austausch bei mitarbeiterrelevanten Themen kommt bei der Zusammenarbeit eine besondere Bedeutung zu.
Vor dem Hintergrund der Einführung der funktionalen Steuerung hat E.ON in Deutschland im Jahr 2014 mit dem Konzernbetriebsrat die "Vereinbarung über die künftige Zusammenarbeit der Betriebspartner im Rahmen des funktionalen Steuerungsmodells" verabschiedet. Diese Vereinbarung legt Grundsätze der partnerschaftlichen Zusammenarbeit zwischen Unternehmen und Mitbestimmung fest und ist damit Ausdruck einer gemeinsamen Verantwortung für das Unternehmen und seine Beschäftigten. Sie hat sich bewährt und bildet bis heute die Grundlage für eine erfolgreiche betriebliche Sozialpartnerschaft bei E.ON.
Sowohl auf europäischer als auch auf nationaler Ebene sind somit die Voraussetzungen für einen vertrauensvollen, respektvollen und transparenten Dialog zwischen Unternehmen und Mitbestimmung gegeben. Zum Nutzen unserer Mitarbeiter sowie unserer Unternehmen ist das gemeinsame Ziel von Unternehmen und Mitbestimmung, diese bewährte partnerschaftliche Zusammenarbeit auch zukünftig kontinuierlich fortzusetzen.
Auch 2017 hat E.ON erfolgreich vielfältige Anstrengungen unternommen, um hoch qualifizierte externe Talente für unseren Konzern zu gewinnen und die kontinuierliche Weiterentwicklung unserer Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter zu gewährleisten.
Die Attraktivität von E.ON als erstklassiger Arbeitgeber wurde auch in diesem Jahr von renommierten Rankings wie dem "Top Employer" bestätigt.
Entsprechend konnten wir unter anderem von Hochschulen Talente für E.ON gewinnen. Eine der begehrtesten Einstiegsmöglichkeiten war erneut unser Traineeprogramm "E.ON Graduate Program". Während des Programms lernen die Teilnehmer verschiedene Konzerneinheiten im In- und Ausland kennen und erhalten einen persönlichen Mentor sowie spezielle Weiterbildungen.
Als Grundlage für das interne strategische und bedarfsorientierte Talent-Management bei E.ON wurde auch im Jahr 2017 der Management-Review-Prozess konzernweit durchgeführt. Er trägt zu einer stetigen Weiterentwicklung der einzelnen Führungskräfte, der verschiedenen Einheiten und Jobfamilien sowie der gesamten Organisation bei. Gleichzeitig schafft er Transparenz über die aktuelle Talent-Situation und den zukünftigen Bedarf.
Das Jahr 2017 haben wir darüber hinaus genutzt, um unser neues globales Kompetenzmodell "[email protected]" einzuführen und in unseren Prozessen zu verankern. Feedback ist ein wichtiger Teil unserer Kultur und basiert nunmehr auf "[email protected]". Hierzu wurden Lösungen geschaffen, die unsere Mitarbeiter unterstützen, sich weiterzuentwickeln. Auch bei Stellenbesetzungen kommt "[email protected]" zum Tragen. Damit wollen wir sicherstellen, dass die Übersetzung unserer Visionswerte in konkrete
Verhaltensweisen weiter gewährleistet ist. Darüber hinaus haben wir unsere Talent-Landschaft komplett überarbeitet. Alle Unternehmensteile haben die Möglichkeit, je nach Bedarf Standortbestimmungen zur individuellen Planung der Weiterbildung und Karriereentwicklung durchzuführen oder Formate zur Identifikation von Talenten zu erhalten.
Im Zuge des im März 2017 kommunizierten Restrukturierungsprogramms Phoenix wurden unter anderem auch die Weiterbildungsaktivitäten bei E.ON weitestgehend dezentralisiert. E.ON hat dieses Programm mit flankierenden Maßnahmen begleitet. So wurde zum Beispiel die gerade erst neu eingeführte Lernplattform "HR Online Learning App" inklusive aller Prozesse und Daten den Erfordernissen der Dezentralisierung folgend angepasst. Darüber hinaus wurde mit CrossKnowledge eine neue globale digitale Plattform eingeführt. Unsere Mitarbeiter können hierüber auf für E.ON selektierte E-Learnings zugreifen. Des Weiteren wurde der mit Phoenix einhergehende Veränderungsprozess dahin gehend begleitet, dass Führungskräften und Mitarbeitern ein online verfügbares "Change Support Package" zur Verfügung gestellt wurde. Dieses beinhaltet insbesondere Hilfsmittel zum besseren Umgang mit den besonderen Herausforderungen in einem Restrukturierungsprozess. Das im Jahr 2016 gestartete Executive-Programm "2020 Leadership", welches E.ON-Führungskräfte gezielt auf die neuen Führungsanforderungen im digitalen Zeitalter vorbereiten soll, wurde 2017 fortgeführt. Ebenfalls wurde die Initiative "Learning Take Away Days" in komprimierter Form auch 2017 neu aufgelegt.
Insgesamt sind für das Jahr 2017 im Hinblick auf die formalen Kursangebote 119.893 Teilnahmen (2016: 109.036) im zentralen Learning Management System erfasst worden. Das entspricht einer Gesamtdauer von 91.503 Tagen (2016: 72.805) für Präsenzkurse, die 60 Prozent (2016: 70 Prozent) des Gesamtvolumens der Trainingsangebote ausmachen. Durchschnittlich erhielt jeder Beschäftigte 2,1 Tage (2016: 1,7 Tage) Weiterbildung pro Jahr. Die Dauer der onlinebasierten Lernmethoden wird nicht erfasst.
Vielfalt stellt ein wichtiges Element der Wettbewerbsfähigkeit von E.ON dar, denn Vielfalt und eine wertschätzende Unternehmenskultur sind zentrale Treiber für Kreativität und Innovationen. Dies ist auch zentraler Aspekt in unserer E.ON-Vision. Bei E.ON arbeiten Menschen zusammen, die sich in vielerlei Hinsicht voneinander unterscheiden, zum Beispiel durch Nationalität, Alter, Geschlecht, Religion oder kulturelle und soziale Herkunft. Wir fördern und nutzen diese Vielfalt im Unternehmen gezielt und schaffen ein integratives Umfeld. Denn dies ist wichtig für unseren Erfolg: Studien belegen, dass gemischte Teams bessere Leistungen bringen als homogene Gruppen. Auch angesichts der demografischen Entwicklung ist Vielfalt entscheidend: Nur ein Unternehmen, das Vielfalt effektiv zu seinen Gunsten zu nutzen weiß, bleibt auch in Zukunft ein attraktiver Arbeitgeber und wird dadurch vom Mangel an qualifizierten Arbeitskräften weniger betroffen sein. Darüber hinaus ermöglicht die Vielfalt unserer Belegschaft im Unternehmen uns auch, auf die spezifischen Bedürfnisse und Anforderungen unserer Kunden noch besser einzugehen. Bereits 2006 haben wir eine konzernweite Leitlinie für Chancengleichheit und Vielfalt bei E.ON verabschiedet. Dieses Bekenntnis zu mehr Vielfalt bei E.ON wurde Ende 2016 gemeinsam mit dem SE-Betriebsrat der E.ON SE noch einmal erneuert. Das Bekenntnis zu Fairness und Wertschätzung gegenüber ihren Mitarbeitern hat E.ON bereits 2008 öffentlich mit der Unterzeichnung der "Charta der Vielfalt" bekräftigt. E.ON gehört damit zu einem Unternehmensnetzwerk von circa 2.700 Mitunterzeichnern, die sich zum wirtschaftlichen Nutzen von Vielfalt sowie zu Toleranz, Fairness und Wertschätzung bekennen.
Unsere Vielfalt basiert dabei auf einem ganzheitlichen Ansatz, der alle Diversity-Dimensionen umfasst, um Chancengleichheit für alle Mitarbeiter sicherzustellen und Vielfalt individuell zu fördern und zu nutzen. Die Dimensionen Geschlecht, Alter und Internationalität bilden jedoch unseren Schwerpunkt.
Auch im vergangenen Jahr haben wir zahlreiche Maßnahmen zur Förderung der Vielfalt bei E.ON ergriffen. Ein wichtiger Bestandteil unserer Maßnahmen ist die Karriereentwicklung von weiblichen Führungskräften. Wir haben uns neue ambitionierte Ziele gegeben, um den Anteil an Frauen in Führungspositionen zu erhöhen. Bis 2026 wollen wir den Anteil an Frauen in der Gesamtbelegschaft von 32 Prozent (Stand 31. Dezember 2016) auch in den Führungskräfteebenen widerspiegeln. Neben konkreten Zielvorgaben für jede einzelne Konzerneinheit, die in regelmäßigen Abständen überprüft werden, gibt es eine konzernweite Recruiting- und Besetzungsrichtlinie für Positionen im Führungskräftebereich. Danach ist im Besetzungsprozess jeweils mindestens ein Mann und eine Frau auf der finalen Shortlist für eine vakante Position im Führungskräftebereich zu benennen. So haben wir konzernweit den Frauenanteil in Führungspositionen von gut 11 Prozent im Jahr 2010 auf 19,6 Prozent Ende 2017 erhöht (deutschlandweit von knapp 9 auf 15,3 Prozent). Unterstützende Maßnahmen wie Mentoring-Programme für Führungsnachwuchskräfte, Coaching, Unconscious Bias Trainings, Bereitstellung von Kitaplätzen oder flexible Arbeitsmodelle sind in unseren Unternehmensbereichen seit Jahren fest etabliert und tragen damit den unterschiedlichen Bedürfnissen der Mitarbeiter Rechnung. Eine Erhöhung des Anteils von Frauen in den internen Talentpools sehen wir als eine weitere Voraussetzung dafür, den Anteil in Führungs- und Spitzenpositionen langfristig zu steigern.
Um Unterschiedlichkeit und Vielfalt bei E.ON für alle Mitarbeiter erlebbar zu machen und das Bewusstsein für den Beitrag eines jeden Einzelnen zu schärfen, haben über das Jahr hinweg zahlreiche Aktivitäten und Initiativen zum Thema stattgefunden, wie zum Beispiel eine Ausstellung zum Thema Behinderung oder konzernweite Aktionen zum internationalen Frauentag.
Viele der aufgeführten Maßnahmen zeigen ihre Wirkung. Dies verdeutlichen auch externe Auszeichnungen, wie zum Beispiel das Total-E-Quality-Prädikat, welches E.ON bereits zum dritten Mal in Folge für vorbildlich an Chancengleichheit orientierte Personalpolitik und Diversity erhalten hat.
Weitere Informationen zur Umsetzung des Gesetzes für die gleichberechtigte Teilhabe von Frauen und Männern an Führungspositionen in der Privatwirtschaft und im öffentlichen Dienst finden sich in der Erklärung zur Unternehmensführung.
Am 31. Dezember 2017 waren im E.ON-Konzern weltweit 42.699 Mitarbeiter, 942 Auszubildende sowie 129 Vorstände und Geschäftsführer beschäftigt. Die Zahl der Mitarbeiter ging damit im Vergleich zum 31. Dezember 2016 leicht (-1,0 Prozent) zurück.
| 31. Dezember | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Personen | 2017 | 2016 | +/- % | ||
| Energienetze | 17.281 | 16.814 | +3 | ||
| Kundenlösungen | 19.222 | 19.106 | +1 | ||
| Erneuerbare Energien | 1.206 | 1.082 | +11 | ||
| Konzernleitung/Sonstiges2) | 3.078 | 4.102 | -25 | ||
| Mitarbeiter Kerngeschäft | 40.787 | 41.104 | -1 | ||
| Nicht-Kerngeschäft (PreussenElektra) |
1.912 | 2.034 | -6 | ||
| Mitarbeiter E.ON-Konzern | 42.699 | 43.138 | -1 |
1) ohne Vorstände, Geschäftsführer und Auszubildende 2) einschließlich E.ON Business Services
Im Geschäftsfeld Energienetze hatten insbesondere die Übernahme von Mitarbeitern in Tschechien, die vorher dem Geschäftsfeld Kundenlösungen zugehörig waren, sowie die Besetzung von Vakanzen – in Deutschland überwiegend durch ausgelernte Auszubildende – wesentlichen Einfluss auf den Anstieg der Mitarbeiterzahl.
Die Mitarbeiterzahl im Geschäftsfeld Kundenlösungen hat sich leicht erhöht. Übergänge zum Uniper-Konzern und in nicht konsolidierte Gesellschaften sowie der Transfer von Mitarbeitern in Tschechien zum Geschäftsfeld Energienetze wurden durch die Besetzung von Vakanzen in Ungarn und Rumänien, Einstellungen im Bereich Service in Großbritannien und im Vertrieb in Italien ausgeglichen.
Der Ausbau des Geschäfts in den USA führte zu einem Personalaufbau im Geschäftsfeld Erneuerbare Energien.
Im Bereich Konzernleitung/Sonstiges führte insbesondere der Transfer von E.ON Business Services-Mitarbeitern zum Uniper-Konzern zu einem deutlichen Rückgang der Mitarbeiterzahl.
Das Nicht-Kerngeschäft spiegelt die Aktivitäten der deutschen Kernenergie wider. Wechsel in den Ruhestand und das Auslaufen von Befristungen waren maßgeblich für den Rückgang der Mitarbeiterzahl, der teilweise durch die Übernahme von Auszubildenden kompensiert wurde.
Der Anteil der im Ausland tätigen Mitarbeiter (26.561) ist mit 62 Prozent gegenüber dem Vorjahr (60 Prozent) geringfügig gestiegen.
| Personen | FTE3) | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 31. Dez. 2017 |
31. Dez. 2016 |
31. Dez. 2017 |
31. Dez. 2016 |
||
| Deutschland | 16.138 | 17.239 | 15.635 | 16.695 | |
| Großbritannien | 9.975 | 9.850 | 9.504 | 9.363 | |
| Rumänien | 5.711 | 5.464 | 5.648 | 5.415 | |
| Ungarn | 5.081 | 5.000 | 5.073 | 4.992 | |
| Tschechische Republik | 2.563 | 2.401 | 2.549 | 2.387 | |
| Schweden | 1.990 | 1.999 | 1.968 | 1.967 | |
| USA | 585 | 475 | 585 | 475 | |
| Weitere Länder2) | 656 | 710 | 647 | 702 |
1) ohne Vorstände, Geschäftsführer und Auszubildende 2) unter anderem Polen, Italien, Dänemark etc.
3) Vollzeitäquivalent
Der Frauenanteil an der Belegschaft lag zum 31. Dezember 2017 wie im Vorjahr bei insgesamt 32 Prozent.
| in Prozent | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Energienetze | 20 | 20 |
| Kundenlösungen | 43 | 43 |
| Erneuerbare Energien | 21 | 21 |
| Konzernleitung/Sonstiges1) | 45 | 45 |
| Kerngeschäft | 32 | 33 |
| Nicht-Kerngeschäft (PreussenElektra) | 13 | 13 |
| E.ON-Konzern | 32 | 32 |
rund 14 Jahre.
| in Prozent zum Jahresende | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| bis 30 Jahre | 18 | 18 |
| zwischen 31 und 50 Jahren | 54 | 55 |
| über 50 Jahre | 28 | 27 |
Das Durchschnittsalter im E.ON-Konzern betrug zum Jahresende rund 42 Jahre und die durchschnittliche Betriebszugehörigkeit
1) einschließlich E.ON Business Services
Insgesamt waren am Jahresende im E.ON-Konzern 3.395 Mitarbeiter in Teilzeit beschäftigt, davon 2.794 Frauen (82 Prozent). Die Teilzeitquote betrug somit 8 Prozent.
| in Prozent | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Energienetze | 5 | 4 |
| Kundenlösungen | 11 | 11 |
| Erneuerbare Energien | 3 | 3 |
| Konzernleitung/Sonstiges1) | 12 | 12 |
| Kerngeschäft | 8 | 8 |
| Nicht-Kerngeschäft (PreussenElektra) | 6 | 5 |
| E.ON-Konzern | 8 | 8 |
1) einschließlich E.ON Business Services
Die auf freiwilligen Kündigungen basierende Fluktuation lag im Konzerndurchschnitt bei 4,6 Prozent und ist damit gegenüber dem Vorjahr (5,3 Prozent) gesunken.
| in Prozent | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Energienetze | 1,7 | 4,1 |
| Kundenlösungen | 6,7 | 6,0 |
| Erneuerbare Energien | 9,3 | 8,1 |
| Konzernleitung/Sonstiges1) | 8,6 | 7,7 |
| Kerngeschäft | 4,8 | 5,5 |
| Nicht-Kerngeschäft (PreussenElektra) | 2,1 | 1,7 |
| E.ON-Konzern | 4,6 | 5,3 |
1) einschließlich E.ON Business Services
Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz haben bei uns höchste Priorität. Im Jahr 2017 konnten wir den "TRIF" für unsere Mitarbeiter mit 2,3 im Vergleich zum Vorjahr (2,5) auf ähnlich niedrigem Niveau halten.
Der "TRIF" misst die Anzahl der gemeldeten arbeitsbedingten Unfälle und Berufserkrankungen einschließlich tödlicher Unfälle, Arbeits- und Dienstwegeunfälle mit und ohne Ausfalltage, die einer ärztlichen Behandlung bedurften oder wo weiteres Arbeiten nur an einem Ersatzarbeitsplatz beziehungsweise nur ein eingeschränktes Weiterarbeiten möglich war, pro eine Million Arbeitsstunden. Im TRIF berücksichtigt sind alle Meldungen, auch die von nicht vollkonsolidierten Unternehmen, die unter der Betriebsführerschaft von E.ON stehen.
Leider sind im Jahr 2017 drei E.ON-Mitarbeiter, darunter ein Auszubildender, bei der Verrichtung ihrer betrieblichen Tätigkeiten für den E.ON-Konzern sowie ein weiterer Mitarbeiter bei einem Verkehrsunfall ums Leben gekommen. Hinzu kommt noch ein Beschäftigter einer Partnerfirma, der bei der Erfüllung der Aufgabe bedauerlicherweise sein Leben verlor. Die Unfälle ereigneten sich in Deutschland, Großbritannien und Rumänien; in der Türkei kamen leider zwei Mitarbeiter ums Leben.
Um eine weitere Verbesserung der Arbeitssicherheitsleistung zu erreichen, sind in den Einheiten international anerkannte Health, Safety & Environment-(HSE-)Managementsysteme im Einsatz. Daneben entwickeln die Einheiten regelmäßig basierend auf einem Management Review Pläne zur Verbesserung in den HSE-Bereichen. Diesbezüglich waren die Fortführung der HSE Leadership Trainings aus dem Vorjahr sowie die Überprüfung der Risiken, die mit neuen Kundenlösungen im Zusammenhang stehen, zentrale Vorgaben für alle Einheiten.
Die Gesundheitssysteme der Länder, in denen E.ON als Unternehmen tätig ist, sind kaum vergleichbar, zu unterschiedlich sind die medizinischen Versorgungsstrukturen, die Kranken- und Rentenversicherungssysteme sowie die gesetzlichen Vorgaben
des Arbeits- und Gesundheitsschutzes. Gleich sind jedoch in allen Ländern die Diagnosen, die am häufigsten zu Arbeitsunfähigkeit führen: Muskel-Skelett-Erkrankungen, psychische Störungen und Atemwegsinfekte. Gleich sind auch die führenden Todesursachen: Herz-Kreislauf-Erkrankungen und Krebs. Unsere Aktivitäten im betrieblichen Gesundheitsmanagement nehmen die Prävention dieser Krankheiten in den Fokus. "Mental Health Trainings" (Trainings für psychische Gesundheit) und EAP- (Employee Assistance Program-)Angebote (externe Mitarbeiterberatung) dienen der Prävention psychischer Beanspruchungen. Check-ups und Vorsorgen in den betriebsärztlichen Diensten reduzieren allgemeine und arbeitsplatzspezifische Risiken. Des Weiteren sensibilisieren arbeitsplatznahe Kampagnen, zum Beispiel zur Darmkrebsprävention und für die Krebsfrüherkennung. Influenza-Impfaktionen schützen vor riskanten Atemwegserkrankungen. Damit tragen wir der größer werdenden Bedeutung der Erhaltung der Arbeitsfähigkeit unserer Mitarbeiter Rechnung.
Zu einem wettbewerbsfähigen Arbeitsumfeld zählen auch eine attraktive Vergütung sowie ansprechende Nebenleistungen. In den Vergütungssystemen nahezu aller Mitarbeiter im Konzern ist ein vom Unternehmenserfolg abhängiges Element enthalten. Dieses Element orientiert sich häufig an denselben Kennziffern, die auch für die Vergütung des Vorstands von Bedeutung sind.
Leistungen der betrieblichen Altersversorgung sind ein wichtiger Bestandteil der Gesamtvergütung und haben im E.ON-Konzern von jeher einen hohen Stellenwert. Sie sind für die Mitarbeiter eine wichtige Säule der Vorsorge für das Alter und tragen zugleich zu ihrer Bindung an das Unternehmen bei. Die Leistungen der E.ON-Unternehmen werden dabei durch attraktive betriebliche Angebote zur Eigenvorsorge ergänzt.
Auf die Berufsausbildung junger Menschen wird bei E.ON weiterhin großer Wert gelegt. Der E.ON-Konzern beschäftigt am 31. Dezember 2017 insgesamt 942 Auszubildende und duale Studenten. Die Ausbildungsquote konnte mit 5,5 Prozent (Vorjahr: 5,3 Prozent) gegenüber dem Vorjahr leicht gesteigert werden.
E.ON bildet in mehr als 20 Ausbildungsberufen und dualen Studiengängen aus, um den eigenen Bedarf an Facharbeitskräften zu decken und dem demografischen Wandel gezielt entgegenzuwirken. Im Rahmen der E.ON Ausbildungsinitiative erhielten in diesem Jahr 250 junge Menschen eine Unterstützung zum Start ins Berufsleben, unter anderem in Form von ausbildungsvorbereitenden Praktika und Schulprojekten. Die Anzahl der Teilnehmer ist im Vergleich zum Vorjahr (460 Teilnehmer) gesunken. Ein ausschlaggebender Punkt dafür ist die Abspaltung von Uniper.
| Personen | Quote in Prozent | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| zum Jahresende | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | |
| Energienetze | 846 | 821 | 8,5 | 8,4 | |
| Kundenlösungen | 20 | 17 | 0,8 | 0,6 | |
| Erneuerbare Energien | – | – | – | – | |
| Konzernleitung/Sonstiges | 29 | 63 | 1,3 | 2,0 | |
| Kerngeschäft | 895 | 901 | 5,9 | 5,6 | |
| Nicht-Kerngeschäft (PreussenElektra) | 47 | 70 | 2,4 | 3,3 | |
| E.ON-Konzern | 942 | 971 | 5,5 | 5,3 |
Die OECD prognostiziert für 2018 und 2019 eine weitere Stärkung des globalen Wachstums. Das weltweite Wirtschaftswachstum wird 2018 bei 3,7 Prozent und 2019 bei 3,6 Prozent gesehen. Während für die USA Werte von 2,5 Prozent beziehungsweise 2,1 Prozent prognostiziert werden, wird für den Euroraum mit 2,1 Prozent beziehungsweise 1,9 Prozent ein leicht schwächeres Wachstum erwartet.
Die Zahl der Mitarbeiter im E.ON-Konzern (ohne Auszubildende und Geschäftsführer) wird sich aufgrund der Anforderungen des Geschäftsbetriebs leicht erhöhen.
Unsere Prognosen für das Geschäftsjahr 2018 sind nach wie vor durch die energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen – wie zum Beispiel regulatorische Markteingriffe in Deutschland und in Großbritannien – geprägt. Das Niedrigzinsumfeld und die wachsende Wettbewerbsdynamik in unseren Kernmärkten drücken weiterhin auf die erzielbaren Renditen.
Wir setzen weiter darauf, mit unseren Kerngeschäftsfeldern die Energiewelt der Zukunft aktiv zu gestalten. Deshalb haben wir Anfang 2018 unter anderem einige strukturelle Veränderungen vorgenommen, die wir schon in der Ergebnisprognose für das Jahr 2018 berücksichtigt haben. Das Erzeugungsgeschäft in der Türkei weisen wir jetzt im Nicht-Kerngeschäft aus. Innerhalb des Geschäftsbereichs Kundenlösungen wird das deutsche Wärmegeschäft nunmehr dem Bereich Sonstiges zugeordnet. Ferner werden bisher im Bereich Konzernleitung/Sonstiges enthaltene Kosten für den weiteren Aufbau des Geschäfts mit neuen digitalen Produkten und Dienstleistungen sowie innovativen Projekten sachgerecht den operativen Einheiten im Bereich Kundenlösungen zugeordnet. Die Vorjahreswerte wurden entsprechend angepasst.
Wir erwarten ein bereinigtes Konzern-EBIT im Bereich von 2,8 bis 3,0 Mrd €. Für den bereinigten Konzernüberschuss rechnen wir 2018 mit einem Ergebnis von 1,3 bis 1,5 Mrd €. Darüber hinaus planen wir für den Konzern eine Zielerreichung für die Cash Conversion Rate von mindestens 80 Prozent und den ROCE von 8 bis 10 Prozent.
Aussagen zu möglichen künftigen Auswirkungen aus dem Erwerb von innogy im Rahmen eines weitreichenden Tauschs von Geschäftsaktivitäten mit RWE sind insbesondere auch aufgrund des Vorbehalts üblicher kartellrechtlicher Freigaben zum jetzigen Zeitpunkt nicht enthalten.
Zu den Segmenten im Einzelnen:
| in Mrd € | 2018 (Prognose) | Pro forma 2017 |
|---|---|---|
| Energienetze | unter Vorjahr | 2,0 |
| Kundenlösungen | unter Vorjahr | 0,5 |
| Erneuerbare Energien | über Vorjahr | 0,5 |
| Konzernleitung/Sonstiges | deutlich über Vorjahr | -0,3 |
| Nicht-Kerngeschäft | deutlich unter Vorjahr | 0,4 |
| E.ON-Konzern | 2,8 bis 3,0 | 3,1 |
1) um nicht operative Effekte bereinigt
Für das Geschäftsfeld Energienetze rechnen wir für das Jahr 2018 mit einem unter dem Vorjahr liegenden bereinigten EBIT. In Deutschland wird sich das Netzgeschäft operativ stabil entwickeln. Der positive Einmaleffekt im Jahr 2017 aus dem regulierungsbedingten Zeitversatz bei der Verrechnung von Personalnebenkosten sowie die Entkonsolidierung des Hambur ger Gasnetzes werden jedoch insgesamt zu einem spürbaren Rückgang des Ergebnisses führen. Darüber hinaus wird sich die kommende Regulierungsperiode für den Gasbereich in Rumänien negativ auswirken. Dagegen tragen verbesserte Tarife im Stromund Gasbereich in Schweden positiv bei.
Wir erwarten für das Geschäftsfeld Kundenlösungen, dass das bereinigte EBIT unter dem Vorjahresniveau liegen wird. Das Ergebnis wird vor allem in Großbritannien durch die Interventionen der britischen Wettbewerbsbehörde und Restrukturierungsaufwendungen negativ beeinflusst. In Deutschland wird das Ergebnis bei intensivem Wettbewerb im Strom- und Gaskundengeschäft und aufgrund des Wegfalls von Einmaleffekten über dem Niveau des Vorjahres liegen.
Bei unserem Geschäftsfeld Erneuerbare Energien gehen wir davon aus, dass das bereinigte EBIT über dem Niveau des Vorjahres liegen wird. Insbesondere der Offshore-Windpark Rampion wird nach seiner Inbetriebnahme zum Ergebnis beitragen.
Im Bereich Konzernleitung/Sonstiges erwarten wir, dass sich das Ergebnis verbessern und damit deutlich über dem Vorjahreswert liegen wird. Grund sind vor allem Kosteneinsparungen aus dem Reorganisationsprogramm Phoenix und Effekte aus der Restrukturierung der Altersversorgung in Deutschland.
Im Nicht-Kerngeschäft rechnen wir bei PreussenElektra damit, dass das bereinigte EBIT aufgrund von rückläufigen Vermarktungspreisen deutlich unter dem Vorjahresniveau liegen wird.
Im Jahr 2018 wird es neben den vorgesehenen Investitionen und Dividenden für das Jahr 2017 auch zu Auszahlungen für fällig werdende Anleihen kommen. Die Finanzierung wird im Jahresverlauf überwiegend durch verfügbare liquide Mittel aus der erwarteten Veräußerung der Aktien der Uniper SE sowie aus der Veräußerung von Wertpapieren erfolgen.
Für das Geschäftsjahr 2017 schlägt E.ON den Aktionären eine Dividende von 0,30 € pro Aktie vor. Im Zusammenhang mit dem geplanten Erwerb von innogy im Rahmen eines weitreichenden Tauschs von Geschäftsaktivitäten mit RWE haben wir beschlossen, für das Geschäftsjahr 2018 eine Festdividende von 0,43 € pro Aktie vorzusehen.
Im Rahmen unserer Mittelfristplanung haben wir für das Jahr 2018 Investitionen in Höhe von 3,8 Mrd € geplant. 2017 war ein erfolgreiches Jahr für uns. Schneller als geplant konnten wir unsere Verschuldung verringern und das Eigenkapital stärken. E.ON kann daher mehr investieren und nachhaltig wachsen. Selbstverständlich achten wir weiterhin auf eine gezielte und disziplinierte Kapitalverwendung.
| Mrd € | Anteile in % | |
|---|---|---|
| Energienetze | 1,7 | 45 |
| Kundenlösungen | 1,0 | 26 |
| Erneuerbare Energien | 1,1 | 29 |
| Konzernleitung/Sonstiges | – | – |
| Nicht-Kerngeschäft | – | – |
| Summe | 3,8 | 100 |
Die Investitionen im Geschäftsfeld Energienetze betreffen insbesondere zahlreiche Einzelinvestitionen für den Erhalt und Ausbau von Mittel- und Niederspannungsleitungen, Schaltanlagen sowie Mess- und Regeltechnik, um eine sichere und störungsfreie Stromübertragung und -verteilung zu gewährleisten.
Im Geschäftsfeld Kundenlösungen fließen die Investitionen in Zähler-, Modernisierungs- und Effizienzprojekte. Darüber hinaus investieren wir in Schweden, Deutschland und Großbritannien in das Wärmegeschäft.
Der Schwerpunkt der Investitionen im Geschäftsfeld Erneuerbare Energien wird auf Offshore-Windparks in Europa und Onshore-Windparks in den USA liegen. Beispiele im Bereich Offshore sind die Windparks Rampion und Arkona und im Bereich Onshore der Windpark Stella in den USA. Weitere Investitionen fließen in Fotovoltaikprojekte.
Die energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen – wie zum Beispiel regulatorische Markteingriffe in Deutschland und in Großbritannien – und das Niedrigzinsumfeld sowie die wachsende Wettbewerbsdynamik in unseren Kernmärkten werden sich weiterhin negativ auf unser operatives Geschäft auswirken. E.ON kann aber optimistisch in die Zukunft blicken, obwohl wir für das bereinigte Konzern-EBIT im Jahr 2018 einen Rückgang prognostizieren. Wir sind auf dem richtigen Weg. Das hat das vergangene Jahr gezeigt. Wir haben die Verschuldung deutlich vermindert und unser Eigenkapital gestärkt. Wir können mehr investieren. Grundlage hierfür ist, dass wir unsere unterschiedlichen finanziellen Ziele nicht nur erreicht, sondern deutlich übertroffen haben. Im Geschäftsjahr 2018 ist für uns Folgendes wichtig:
Eine klare Verbesserung unserer Arbeitssicherheit soll dazu führen, dass schwere Arbeitsunfälle oder gar Todesfälle bei uns und unseren Auftragnehmern vermieden werden. Dazu wird es Initiativen überall bei E.ON geben. Zum Beispiel werden alle Führungskräfte spezielle HSE-Trainings absolvieren. Jede Führungskraft trägt eine hohe Verantwortung für Sicherheit und Gesundheit aller Mitarbeiter.
"Let's create a better tomorrow" und "Improve People's Lives" sind unsere Versprechen für eine bessere Zukunft. Dazu haben wir E.ON unternehmerischer und kundennäher aufgestellt. Denn unsere Kunden sollen sich bei uns besser aufgehoben fühlen als bei unseren Wettbewerbern. Darüber hinaus muss E.ON ein noch attraktiverer Arbeitgeber für heutige und zukünftige Mitarbeiter werden. Daran wollen wir in enger Zusammenarbeit – auch mit den Arbeitnehmervertretern – weiter arbeiten.
Der geplante Verkauf unserer Anteile an Uniper ist ein weiterer wesentlicher Schritt zur Konsolidierung unserer Bilanz. Wir sehen jetzt die Chance, unser Ziel zum Schuldenabbau zu übertreffen und in Wachstum zu investieren.
Mit unseren Wachstumszielen für E.ON und der Strategie, mit der wir diese Ziele erreichen wollen, setzen wir weiter darauf, mit unseren Kerngeschäftsfeldern die Energiewelt der Zukunft aktiv zu gestalten: Stromnetze smarter machen, passgenaue Energielösungen für unsere Kunden entwickeln und Erneuerbare Energien weiter entwickeln. In allen Bereichen gibt es viel Potenzial. Dabei soll klarer werden, wofür E.ON künftig steht.
Aussagen zu möglichen künftigen Auswirkungen aus dem Erwerb von innogy im Rahmen eines weitreichenden Tauschs von Geschäftsaktivitäten mit RWE sind insbesondere auch aufgrund des Vorbehalts üblicher kartellrechtlicher Freigaben zum jetzigen Zeitpunkt nicht enthalten.
Der zusammengefasste Lagebericht enthält möglicherweise bestimmte in die Zukunft gerichtete Aussagen, die auf den gegenwärtigen Annahmen und Prognosen der Unternehmens leitung des E.ON-Konzerns und anderen derzeit verfügbaren Informationen beruhen. Verschiedene bekannte wie auch unbekannte Risiken und Ungewissheiten sowie sonstige Faktoren können dazu führen, dass die tatsächlichen Ergebnisse, die Finanzlage, die Entwicklung oder die Leistung der Gesellschaft wesentlich von den hier abgegebenen Einschätzungen abweichen. Die E.ON SE beabsichtigt nicht und übernimmt keinerlei Verpflichtung, derartige zukunftsgerichtete Aussagen zu aktualisieren und an zukünftige Ereignisse oder Entwicklungen anzupassen.
| Konzern Entscheidungs Gremien |
Risikokomitee | Vorstand der E.ON SE |
Aufsichtsrat der E.ON SE Prüfungs- und Risikoausschuss |
Steuerung | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Konzern | Zentrales Enterprise Risk Management | Standard setzung und Konsoli dierung |
In te rn e R ev isi on |
||||
| Einheiten und Bereiche |
Kunden lösungen |
Energie netze |
Erneuerbare Energien Lokale Risikokomitees |
Nicht-Kern geschäft |
Konzern leitung |
Identifi kation, Bewertung und Manage ment |
Unser Enterprise Risk Management (ERM) vermittelt dem Management aller Einheiten und dem E.ON-Konzern eine faire und realistische Einschätzung der Risiken und Chancen, die sich aus den geplanten Geschäftsaktivitäten ergeben. Zur Verfügung gestellt werden
Das Risikomanagementsystem basiert auf einem zentralen Steuerungsansatz mit standardisierten Prozessen und Werkzeugen. Diese beinhalten die Identifikation, die Bewertung, Gegenmaßnahmen, Überwachung und Berichterstattung von Risiken und Chancen. Der gesamte Prozess wird vom Konzernrisikomanagement im Auftrag des Risikokomitees der E.ON SE gesteuert.
Alle Risiken und Chancen werden einem verantwortlichen Vorstandsmitglied und einem Risikoeigner, der operativ für das Risiko oder die Chance zuständig ist, zugeordnet und in einem dedizierten Bottom-up-Prozess ermittelt.
Unser Risikomanagementsystem im weiteren Sinne hat insgesamt vier Komponenten:
Ziel des internen Überwachungssystems ist, funktionierende und angemessene Geschäftsprozesse sicherzustellen. Es beinhaltet organisatorische vorbeugende Maßnahmen – wie Richtlinien und Arbeitsanweisungen – und interne Kontrollen und Prüfungen, insbesondere durch die interne Revision.
Über das E.ON-interne Management-Informations-System werden Risiken frühzeitig identifiziert, sodass diese rechtzeitig aktiv adressiert werden können. Von besonderer Bedeutung für die Risikofrüherkennung sind Berichte aus den Bereichen Controlling, Finanzen und Rechnungswesen sowie Berichte der internen Revision.
Um Risiken grundsätzlich zu begrenzen, ergreift E.ON die nachfolgenden präventiven Maßnahmen.
Risiken aus dem politischen, rechtlichen und regulatorischen Umfeld des E.ON-Konzerns versuchen wir durch einen intensiven und konstruktiven Dialog mit Behörden und Politik zu begegnen. Ferner soll bei Neubauvorhaben durch eine entsprechende Projektbetreuung sichergestellt werden, Risiken frühzeitig zu erkennen und zu minimieren.
Risiken aus der operativen Geschäftstätigkeit des E.ON-Konzerns in Verbindung mit Rechtsstreitigkeiten und laufenden Planungsverfahren versuchen wir durch eine geeignete Verfahrensbetreuung und entsprechende Vertragsgestaltungen im Vorfeld zu minimieren.
Zur Begrenzung von operativen und IT-Risiken werden wir unser Netzmanagement und den optimalen Einsatz unserer Anlagen weiter verbessern. Zugleich führen wir betriebliche und infrastrukturelle Verbesserungen durch, die die Sicherheit unserer Erzeugungsanlagen und Verteilnetze auch unter außergewöhnlichen Belastungen erhöhen. Zusätzlich haben wir die operativen und finanziellen Auswirkungen von Umweltrisiken auf unser Geschäft in eine Ausfallplanung integriert. Sie sind Teil einer Erfassung von Krisen- und Störfallszenarien, die unser Notfallund Krisenmanagement-Team für den Konzern vorbereitet.
Die Optimierung und Aufrechterhaltung der IT-Systeme wird durch den Einsatz qualifizierter interner und externer Experten sowie durch diverse technologische Sicherungsmaßnahmen gewährleistet. Daneben begegnet der E.ON-Konzern den Risiken aus unberechtigtem Datenzugriff, Datenmissbrauch und Datenverlust mit diversen Gegenmaßnahmen technischer und organisatorischer Art.
Wir ergreifen unter anderem die folgenden umfassenden Maßnahmen, um solchen Risiken (auch in Verbindung mit operativen und IT-Risiken) zu begegnen:
Gegen dennoch eintretende Schadensfälle sind wir in einem wirtschaftlich sinnvollen Umfang versichert.
Margenrisiken begegnen wir durch ein umfassendes Vertriebscontrolling und ein intensives Kundenmanagement.
Zur Begrenzung von Preisänderungsrisiken betreiben wir ein systematisches Risikomanagement. Kernelemente sind – neben den konzernweit bindenden Richtlinien und dem unternehmensweiten Berichtssystem – die Verwendung quantitativer Kennziffern sowie die Limitierung von Risiken und die funktionale Trennung von Bereichen. Darüber hinaus setzen wir im Markt übliche derivative Instrumente ein, die mit Finanzinstituten, Brokern, Strombörsen und Drittkunden kontrahiert werden. Deren Bonität überwachen wir laufend. Die lokalen Vertriebseinheiten und die verbleibenden Erzeugungsaktivitäten führen ein lokales Risikomanagement gemäß dem zentralen Steuerungsansatz ein, um die entsprechenden Commodity-Risiken zu überwachen und durch Hedging zu minimieren.
Möglichen Risiken in Verbindung mit Akquisitionen und Investitionen begegnen wir mit umfangreichen präventiven Maßnahmen. Diese beinhalten, soweit möglich, – neben den zugrunde liegenden Richtlinien und Handbüchern – unter anderem umfassende Due-Diligence-Prüfungen und die rechtliche Absicherung im Rahmen von Verträgen sowie ein mehrstufiges Genehmigungsverfahren und ein Beteiligungs- beziehungsweise Projektcontrolling. Nachgelagerte umfangreiche Projekte tragen darüber hinaus zu einer erfolgreichen Integration bei.
Diese Kategorie umfasst Kredit-, Zins- und Währungs-, Steuerund Assetmanagement-Risiken und -Chancen. Zins- und Währungsrisiken werden mithilfe unseres systematischen Risikomanagements gesteuert und durch den Einsatz derivativer und originärer Finanzinstrumente abgesichert. Die E.ON SE übernimmt hierbei eine zentrale Funktion, sie bündelt mittels konzerninterner Geschäfte die entstehenden Risikopositionen und sichert diese am Markt. Die Risikoposition der E.ON SE ist aufgrund der durchleitenden Funktion somit weitgehend geschlossen.
Im Rahmen des konzernweiten Kreditrisikomanagements wird die Bonität der Geschäftspartner auf Grundlage konzernweiter Mindestvorgaben systematisch bewertet und überwacht. Das Kreditrisiko wird durch den Einsatz geeigneter Maßnahmen gesteuert. Hierzu zählen unter anderem die Hereinnahme von Sicherheiten und die Limitierung. Das Risikokomitee des E.ON-Konzerns wird regelmäßig über die Kreditrisiken unterrichtet. Eine weitere Grundlage für die Steuerung von Risiken ist eine konservative Anlagepolitik bezüglich finanzieller Mittel und eine breite Diversifizierung des Portfolios.
Ausführliche Erläuterungen zur Verwendung und Bewertung derivativer Finanzinstrumente und Sicherungsgeschäfte befinden sich in der Textziffer 30 des Anhangs. In Textziffer 31 werden allgemeine Grundsätze zum Risikomanagement beschrieben sowie geeignete Risikomaße zur Quantifizierung der Risiken im Commodity-, Kredit-, Liquiditäts-, Zins- und Währungsbereich genannt.
Unser ERM, das die Basis für die nachfolgend dargestellten Risiken und Chancen ist, umfasst Folgendes:
Gemäß den gesetzlichen Anforderungen erfolgt eine regelmäßige Überprüfung der Wirksamkeit unseres Risikofrüherkennungssystems durch unsere interne Revision. Ebenfalls gemäß den Bestimmungen von § 91 Abs. 2 AktG zur Einrichtung eines Überwachungs- und Risikofrüherkennungssystems besteht ein Risikokomitee für den E.ON-Konzern sowie für die jeweiligen lokalen Einheiten. Die Aufgabe des Risikokomitees ist, einen umfassenden Überblick der Risikopositionen für den Konzern und die Einheiten zu vermitteln und die Risiken aktiv unter Einhaltung der Risikostrategie zu managen.
Unser ERM erfasst alle vollkonsolidierten Konzerngesellschaften und alle at equity einbezogenen Gesellschaften mit einem Buchwert von mehr als 50 Mio €. Das Risiko- und Chanceninventar wird zu jedem Quartalsstichtag erhoben.
Konzernweit wurde 2017 zur einheitlichen Finanzberichterstattung ein zentrales und standardisiertes System eingeführt, das einen effektiven und automatisierten Risikoberichtsprozess ermöglicht. Unternehmensdaten werden systematisch gesammelt, transparent aufbereitet und zentral sowie dezentral in den Einheiten zur Analyse bereitgestellt.
Unser IT-gestütztes Risiko- und Chancenberichtssystem beinhaltet die folgenden Risikokategorien:
| Risikokategorie | Ausprägung |
|---|---|
| Rechtliche und regulatorische Risiken | Politische und rechtliche Risiken und Chancen, regulatorische Risiken, Risiken aus öffentlichen Konsensprozessen |
| Operative und IT-Risiken | IT- und prozessuale Risiken und Chancen, Risiken und Chancen beim Betrieb von Anlagen und aus Neubauprojekten |
| Gesundheit, Arbeitsschutz, Sicherheit & Umweltschutz (HSSE), Human Resources und Sonstiges |
Risiken und Chancen im Bereich Gesundheit und Arbeitssicherheit sowie im Bereich Umwelt |
| Marktrisiken | Risiken und Chancen aus der Entwicklung von Commodity-Preisen und Margen sowie aus der Veränderung der Marktliquidität |
| Strategische Risiken | Risiken und Chancen aus Investitionen und Desinvestitionen |
| Finanz- und Treasury-Risiken | Kreditrisiken, Zins- und Währungsrisiken, Steuer- und Assetmanagement-Risiken beziehungs weise entsprechende Chancen |
E.ON verfolgt einen mehrstufigen Prozess im Rahmen der Risikound Chancenerfassung, -bewertung, -simulation und -kategorisierung. Zunächst sind die Risiken und Chancen grundsätzlich auf Basis objektivierter Einschätzungen zu berichten. Wo dies nicht möglich ist, erfolgt die Bewertung auf Basis interner Experteneinschätzungen. Die Bewertung der Risiken erfolgt gegenüber den aktuellen internen Ergebnisplanungen, wobei entsprechende Gegenmaßnahmen risikomindernd berücksichtigt werden (Bewertung des Netto-Risikos).
Für quantifizierbare Risiken und Chancen erfolgt anschließend eine Bewertung der Eintrittswahrscheinlichkeit und der Schadenshöhe. So kann beispielsweise in einem Windpark mehr oder weniger Wind wehen. In diesem Fall würde das Risiko normalverteilt modelliert. Diese Modellierung wird mit einem gruppenweiten IT-System unterstützt. Sehr unwahrscheinliche Ereignisse werden dabei als sogenannte Tail Events erfasst. Für diese liegt die Eintrittswahrscheinlichkeit bei 5 Prozent oder weniger. Dieletztgenannten Risiken fließen nicht mehr in die nunmehr beschriebene quantitative Simulation ein.
Auf Basis dieser statistischen Zuordnung erlaubt das interne Risikosystem eine anschließende Simulation dieser Risiken im Rahmen einer sogenannten Monte-Carlo-Simulation. Hieraus ergibt sich eine quantitative Risikoverteilung als Abweichung zu unserer aktuellen Ergebnisplanung für das bereinigte EBIT.
E.ON nutzt das 5- und das 95-Prozent-Quantil dieser aggregierten Risikoverteilung im Sinne einer Best-Case- beziehungsweise Worst-Case-Betrachtung. Dies bedeutet, dass sich statistisch die Planabweichung zum bereinigten EBIT aus dieser Risikoverteilung mit 90-prozentiger Wahrscheinlichkeit innerhalb dieser so ermittelten Bandbreite bewegt.
In einem letzten Schritt wird die aggregierte Risikoverteilung entsprechend dem 5- und 95-Prozent-Quantil in Wertklassen kategorisiert, wobei diese entsprechend der Auswirkung auf das geplante bereinigte EBIT aufsteigend von niedrig über moderat, mittel, wesentlich bis hoch bezeichnet werden. Die folgende Tabelle stellt diese Wertklassen dar:
| niedrig | x < 10 Mio € |
|---|---|
| moderat | 10 Mio € ≤ x < 50 Mio € |
| mittel | 50 Mio € ≤ x < 200 Mio € |
| wesentlich | 200 Mio € ≤ x < 1 Mrd |
| hoch | x ≥ 1 Mrd € |
Die unten stehende Tabelle zeigt die durchschnittliche jährliche Risikoposition (aggregierte Risikoverteilung) über den Mittelfristplanungszeitraum für alle quantitativen Chancen und Risiken (ohne Tail Events) für jede Risikokategorie, basierend auf der wichtigsten finanziellen Steuerungskennzahl, dem bereinigten EBIT:
| Worst Case (5-Prozent-Quantil) | Best Case (95-Prozent-Quantil) |
|---|---|
| wesentlich | moderat |
| mittel | moderat |
| niedrig | niedrig |
| wesentlich | wesentlich |
| mittel | niedrig |
| moderat | mittel |
Wesentliche Risikopositionen befinden sich in den Kategorien rechtliche und regulatorische Risiken und Marktrisiken. Daraus ergibt sich auch für die E.ON SE als Gruppe eine aggregierte Gesamtrisikoposition von wesentlicher Natur. Interpretation: In 95 Prozent aller Fälle sollte das durchschnittliche jährliche Risiko für das bereinigte EBIT des E.ON-Konzerns eine Schadenshöhe zwischen 200 Mio € und 1 Mrd € pro Jahr nicht übersteigen.
Im Folgenden werden die ermittelten wesentlichen Risiken und Chancen nach Risikokategorie dargestellt. Sofern wesentlich, werden ebenfalls Risiken und Chancen aus zuvor beschriebenen Tail Events sowie qualitative Risiken mit einer Auswirkung auf das bereinigte EBIT von mehr als 200 Mio € aufgeführt. Zusätzlich ergänzt werden diese Chancen und Risiken um Positionen, die gleichlautende Auswirkungen auf das geplante Konzernergebnis und/oder den Cashflow haben.
Aus dem politischen, rechtlichen und regulatorischen Umfeld des E.ON-Konzerns ergeben sich Risiken – wie zum Beispiel Beschlüsse, aus der Erzeugung mit bestimmten Energieträgern auszusteigen. Infolge der Wirtschafts- und Finanzkrise in vielen EU-Mitgliedstaaten sind zunehmend politische und regulatorische Interventionen in Form von zusätzlichen Steuern, zusätzlichen Reporting-Anforderungen (beispielsweise EMIR, REMIT, MiFID2), Preismoratorien, regulierten Preissenkungen und Änderungen in den Fördersystemen von Erneuerbaren Energien sichtbar, die ein Risiko für E.ONs Aktivitäten in diesen Ländern darstellen können. Auch können letzte, aber wesentliche Risiken aus den Verpflichtungen nach der Uniper-Abspaltung durch regulatorische Anforderungen bestehen. Neben diesen Risiken und Chancen umfassen diese Risiken auch eventuelle Gerichtsverfahren, Bußgelder und Rechtsansprüche, Governance- und Compliance-Sachverhalte sowie Risiken und Chancen aus Verträgen und Genehmigungen. Änderungen in diesem Umfeld können zu erheblichen Planungsunsicherheiten und unter Umständen zu außerplanmäßigen Wertberichtigungen führen, aber auch Chancen schaffen. Hieraus entsteht eine wesentliche Risikoposition und eine moderate Chancenposition.
Das Geschäft von PreussenElektra wird erheblich von Regulierungen beeinflusst, die generell Risiken für das verbleibende Geschäft beinhalten können. Ein Beispiel sind die Auswirkungen des Reaktorunfalls in Fukushima. Solche Ereignisse können über politische Maßnahmen direkten Einfluss auf den weiteren Betrieb von Kernkraftwerken haben. Darüber hinaus können sie über eine durch die deutschen Betreiber vereinbarte Solidarhaftpflicht zu hohen Zahlungsverpflichtungen führen. Ferner
können neue regulatorische Anforderungen zu Betriebsunterbrechungen und zu höheren Kosten – zum Beispiel für Sicherheitsmaßnahmen – führen. Auch kann es zu Klagen gegen die grundsätzliche Betreibung von Kernkraftwerken kommen. Die Regulierung könnte aber auch höhere Rückstellungen für den Rückbau erforderlich machen. Aus diesen Aspekten können wesentliche Risiken für E.ON entstehen.
Die im Jahr 2003 erteilte Genehmigung nach § 6 AtG für die Lagerung bestrahlter Kernbrennstoffe im Standortzwischenlager Unterweser wurde seinerzeit beklagt. Die Kläger verlangen die Aufhebung der Genehmigung durch das Gericht mit der Begründung, das Lager sei nicht ausreichend gegen terroristische Angriffe geschützt. Derzeit laufen Vergleichsgespräche zwischen den Klägern und der beklagten Behörde. Sollte der Klage rechtskräftig stattgegeben werden, könnte der Kernbrennstoff aus dem Kernkraftwerk Unterweser nicht zum geplanten Zeitpunkt entfernt werden. Der Rückbauzeitraum würde sich dadurch deutlich verlängern und zu entsprechend höheren Kosten führen. Hieraus kann ein wesentliches Risiko entstehen.
Am 6. Dezember 2016 hat das Bundesverfassungsgericht entschieden, dass die 13. AtG-Novelle grundsätzlich verfassungsgemäß ist. Mit dem Grundgesetz nicht vereinbar sei lediglich, dass bei einzelnen Betreibern Altstrommengen aus dem Jahr 2002 nicht verstromt werden können und keine Regelung zum Ausgleich für Investitionen in die Laufzeitverlängerung vorgesehen ist. Der Gesetzgeber muss bis zum 30. Juni 2018 eine Neuregelung treffen. Außerdem müssen für einen Betrieb der Kernkraftwerke bis zu den gesetzlichen Enddaten zusätzlich Produktionsrechte, sogenannte Reststrommengen, vorhanden sein. Aus diesen Sachverhalten ergeben sich sowohl eine wesentliche Chance als auch ein wesentliches Risiko.
Aus der operativen Geschäftstätigkeit des E.ON-Konzerns ergeben sich einzelne Risiken in Verbindung mit Rechtsstreitigkeiten, laufenden Planungsverfahren und regulatorischen Änderungen. Beispiel hierfür ist Großbritannien, wo die aktuelle Diskussion um das Thema Price Cap für weitere Unsicherheit im Markt sorgt. Dazu zählen aber auch insbesondere Klagen und Verfahren auf Vertrags- und Preisanpassungen zur Abbildung von Marktumbrüchen oder (auch als Folge der Energiewende) geänderten wirtschaftlichen Verhältnissen im Strom- und Gasbereich, wegen angeblicher Preisabsprachen und marktmissbräuchlichen Verhaltens. Hieraus kann ein wesentliches und hohes Risiko entstehen.
In Deutschland, in Schweden, aber auch in den anderen Ländern unterliegt der Betrieb von Energienetzen weitgehend einer staatlichen Regulierung. Neue Gesetze und Regulierungsperioden verursachen Unsicherheiten für das Geschäft. Zusätzlich können Sachverhalte wie in Deutschland im Zusammenhang mit dem Gesetz zum Vorrang Erneuerbarer Energien – etwa der Fotovoltaik – zeitweise zu Schwankungen bei Cashflow und bereinigtem EBIT führen. Hieraus können sich insgesamt sowohl wesentliche Chancen als auch wesentliche Risiken ergeben.
Auch aus dem Geschäft mit erneuerbaren Energien ergeben sich sowohl regulatorische als auch rechtliche Risiken. So können zum Beispiel auch Gerichtsverfahren um Genehmigungen zu einem wesentlichen Risiko führen.
Die operative und strategische Steuerung unseres Konzerns ist maßgeblich abhängig von einer komplexen Informationstechnologie. Dies beinhaltet Risiken und Chancen im Zusammenhang mit der Informationssicherheit.
Bei der Erzeugung und Verteilung von Energie werden technologisch komplexe Produktionsanlagen eingesetzt. Hier bestehen Risiken hinsichtlich Beschaffung und Logistik, Bau, Betrieb und Wartung der Anlagen sowie generelle Projektrisiken. Bei PreussenElektra umfasst dies ebenfalls die Rückbauaktivitäten. Im Hinblick auf unsere deutschen und internationalen Aktivitäten existiert das Risiko eines Stromausfalls, einer Abschaltung von Kraftwerken sowie höherer Kosten und zusätzlicher Investitionen infolge unvorhergesehener Betriebsstörungen oder sonstiger Probleme. Betriebsstörungen oder längere Produktionsausfälle von Anlagen oder Komponenten und Umweltschäden könnten unsere Ertragslage beeinträchtigen beziehungsweise unsere Kostensituation beeinflussen oder es könnten etwaige Strafzahlungen anfallen. Im Einzelfall kann dies zu einem hohen Risiko führen. Hieraus entsteht insgesamt in dieser Kategorie eine mittlere Risikoposition und eine moderate Chancenposition.
Projektrisiken beinhalten generell zeitliche Verzögerungen und steigende Investitionen. Im Bereich Erneuerbare Energien können Verzögerungen bei der Realisierung eines Projekts zum Verlust von Fördermitteln führen und potenzielle Partner zum Ausstieg veranlassen, was ebenfalls in einem unwahrscheinlichen Fall zu einem hohen Risiko führen kann.
Wir könnten darüber hinaus – in Verbindung mit dem Betrieb von Kraftwerken – durch Umweltschädigungen aus der Umwelthaftpflicht beansprucht werden, was unser Geschäft deutlich negativ beeinflussen könnte. Zusätzlich können neue oder geänderte Umweltgesetze und -regelungen eine Zunahme der Kosten für uns bedeuten.
Gesundheit und Arbeitssicherheit sind wichtige Aspekte in unserem täglichen Geschäft. In unserem operativen Geschäft können deshalb Risiken in diesen Bereichen auftreten sowie Risiken und Chancen im sozialen Umfeld und im Bereich Umwelt entstehen. Zusätzlich sind wir in unserem operativen Geschäft Risiken aus menschlichem Fehlverhalten und der Fluktuation von Mitarbeitern ausgesetzt. Wichtig sind verantwortungsvolles Handeln entlang unserer gesamten Wertschöpfungskette und konsistente Botschaften gegenüber unseren Stakeholdern, aber auch ein verstärkter Dialog und gute Beziehungen zu wichtigen Interessengruppen. E.ON berücksichtigt Umweltaspekte, soziale Aspekte und Themen der verantwortlichen Unternehmensführung. Damit unterstützen wir geschäftliche Entscheidungen und unsere Außendarstellung. Ziel ist es, Reputationsrisiken zu minimieren und gesellschaftliche Akzeptanz zu erhalten, damit wir unser Geschäft weiterhin erfolgreich führen können. Aktuell ergibt sich aus diesen Sachverhalten keine wesentliche Risikooder Chancenposition.
Rechtliche Vorgänger der E.ON SE haben in der Vergangenheit Bergbau betrieben. Daraus resultieren in Nordrhein-Westfalen und Bayern Verpflichtungen. Die E.ON SE kann für eventuelle Schäden verantwortlich gemacht werden. Hieraus können sich wesentliche Einzelrisiken ergeben, die wir aktuell nur qualitativ berücksichtigen können.
Das internationale Marktumfeld, in dem sich unsere Einheiten bewegen, ist durch allgemeine Risiken der Konjunktur gekennzeichnet. Unser in- und ausländisches Stromgeschäft sieht sich zudem, bedingt durch neu in den Markt tretende Anbieter, aggressiveres Vorgehen bereits bestehender Marktteilnehmer sowie Reputationsrisiken, einem verstärkten Wettbewerb ausgesetzt, der unsere Margen reduzieren könnte. Die Marktentwicklungen können sich aber auch positiv auf unser Geschäft auswirken. Diese Faktoren umfassen Großhandels- und Endverkaufspreisentwicklungen sowie das Wechselverhalten von
Kunden ebenso wie temporäre Volumeneffekte im Netzgeschäft. Hieraus entsteht in dieser Kategorie eine wesentliche Risikoposition sowie eine wesentliche Chancenposition.
Die Nachfrage nach Strom und Gas ist grundsätzlich saisonal. Im Allgemeinen existiert eine höhere Nachfrage während der kalten Monate Oktober bis März sowie eine geringere Nachfrage während der wärmeren Monate April bis September. Im Ergebnis bedeutet diese saisonale Struktur, dass unsere Umsätze und operativen Ergebnisse im ersten und vierten Quartal höher beziehungsweise im zweiten und dritten Quartal geringer sind. Unsere Umsätze und operativen Ergebnisse können jedoch bei ungewöhnlich warmen Wetterperioden während der Herbstund Wintermonate negativ beeinflusst werden. Wir erwarten auch weiterhin saisonale und wetterbedingte Fluktuationen im Hinblick auf unsere Umsätze und operativen Ergebnisse. Perioden mit äußerst kühler Witterung – sehr niedrige durchschnittliche Temperaturen oder extreme Tagestiefstwerte – im Herbst oder Winter können aber auch zu einer höheren Nachfrage nach Strom und Gas führen und somit positive Auswirkungen bieten.
Das Portfolio von E.ON aus Anlagen, Langfristverträgen und Endkunden ist Unsicherheiten aus Commodity-Preisschwankungen ausgesetzt. Ein wesentliches Risiko und eine wesentliche Chance ergeben sich hieraus jedoch nur bei PreussenElektra. Nach der Abspaltung von Uniper hat E.ON eine eigene Beschaffungsorganisation für das Vertriebsgeschäft aufgebaut und sich so den Marktzugang für die verbliebene Energieproduktion gesichert, um die verbleibenden Commodity-Risiken entsprechend zu managen.
Unsere Strategie bezieht Akquisitionen und Investitionen in unser Kerngeschäft sowie Desinvestitionen mit ein. Diese Strategie hängt in Teilen von unserer Fähigkeit ab, Unternehmen erfolgreich zu identifizieren, zu erwerben und zu integrieren, die unser Energiegeschäft unter annehmbaren Bedingungen sinnvoll ergänzen. Um die notwendigen Zustimmungen für Akquisitionen zu erhalten, könnten wir aufgefordert werden, andere Teile unseres Geschäfts zu veräußern oder Zugeständnisse zu leisten, die unser Geschäft beeinflussen. Zusätzlich können wir nicht garantieren, dass wir die Rendite erzielen, die wir von jeder möglichen Akquisition oder Investition erwarten. Es ist zudem
möglich, dass wir unsere strategische Ambition in Bezug auf die Ausweitung unserer Investitionspipeline nicht halten können und wesentliches Kapital für andere Opportunitäten genutzt werden könnte. Des Weiteren beinhalten Akquisitionen und Investitionen in neue geografische Gebiete oder Geschäftsbereiche, dass wir uns mit neuen Absatzmärkten und Wettbewerbern vertraut machen und uns mit den entsprechenden wirtschaftlichen Risiken auseinandersetzen.
Bei geplanten Desinvestitionen besteht für E.ON das Risiko des Nichteintretens oder der zeitlichen Verzögerung sowie das Risiko, dass E.ON einen geringeren als den erwarteten Beteiligungswert als Veräußerungserlös erhält. Nach dem Vollzug von Transaktionen kann darüber hinaus ein wesentliches Haftungsrisiko aus vertraglichen Verpflichtungen entstehen.
Die Gesamtrisiko- und Chancenposition in der Kategorie war zum Stichtag nicht wesentlich.
E.ON ist aufgrund der operativen Geschäftstätigkeit sowie durch den Einsatz von Finanzinstrumenten Kreditrisiken ausgesetzt. Kreditrisiken resultieren aus der Nicht- oder Teil erfüllung der Gegenleistung für erbrachte Vorleistungen, der Nicht- oder Teilerfüllung bestehender Forderungen durch die Geschäftspartner und aus Wiedereindeckungsrisiken bei schwebenden Geschäften. So birgt zum Beispiel die historische Verflechtung mit Uniper weiterhin ein wesentliches wenn auch unwahrscheinliches Risiko. In einem unwahrscheinlichen Fall kann sich zudem ein hohes Risiko aus der gesamtschuldnerischen Haftung beim Betrieb von Gemeinschaftskraftwerken ergeben.
E.ON ist aufgrund der internationalen Geschäftstätigkeit Risiken aus Wechselkursschwankungen ausgesetzt. Solche Risiken entstehen einerseits aufgrund von Zahlungen in einer anderen Währung als der funktionalen Währung der Gesellschaft (Transaktionsrisiko). Andererseits führen Wechselkursschwankungen zu einem bilanziellen Effekt aufgrund der Umrechnung der Bilanzpositionen sowie der Erträge und Aufwendungen der ausländischen Konzerngesellschaften im Konzernabschluss (Translationsrisiko). Die Wechselkursrisiken stammen im Wesentlichen aus Positionen in US-Dollar, Britischen Pfund, Schwedischen Kronen, Tschechischen Kronen, Rumänischen Leu, Ungarischen Forint und Türkischen Lira. Aus positiven Entwicklungen von Wechselkursen können sich auch Chancen für das operative Geschäft ergeben.
Aus variabel verzinslichen Finanzverbindlichkeiten und Zinsderivaten, die auf variablen Zinsen basieren, sowie Rückbauverpflichtungen können sich für E.ON Ergebnisrisiken ergeben.
Darüber hinaus ergeben sich Kursänderungs- und weitere Unsicherheiten aus kurz- und langfristigen Kapitalanlagen, die bei E.ON zur Deckung langfristiger Verpflichtungen, insbesondere im Pensions- und Entsorgungsbereich, dienen und im Einzelfall wesentlich sein können.
Sinkende oder steigende Diskontierungszinsen können eine Erhöhung oder Senkung der Rückstellungen für Pensionen und Rückbauverpflichtungen einschließlich der Ewigkeitslasten zur Folge haben. Dies kann eine hohe Unsicherheit für E.ON beinhalten.
Grundsätzlich können sich auch steuerliche Risiken und Chancen mit einer im Einzelfall hohen Chancenposition ergeben.
Die gesamte Risiko- und Chancenposition in dieser Kategorie ist nicht wesentlich.
Am Jahresende 2017 bleibt die Gesamt-Risikolage des E.ON-Konzerns im operativen Geschäft gegenüber dem Jahresende 2016 nahezu unverändert. Auch wenn das durchschnittliche jährliche Risiko für das bereinigte EBIT des E.ON-Konzerns als wesentlich eingestuft ist, sehen wir aus heutiger Sicht keine Risikoposition, die den Fortbestand der E.ON SE, des Konzerns oder einzelner Segmente gefährden könnte.
Nachfolgend berichten wir für das Geschäftsfeld einige wichtige nicht finanzielle Kennzahlen wie durchgeleitete Strom- und Gasmengen, Netzanschlusspunkte und Netzlängen.
| Deutschland | Schweden | Zentraleuropa Ost/Türkei | Summe | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| 35,6 | 35,1 | 9,6 | 9,8 | 9,7 | 9,5 | 54,9 | 54,4 |
| 1,1 | 1,1 | 0,3 | 0,4 | 0,7 | 0,8 | 2,1 | 2,3 |
| 35,1 | 31,8 | 0,8 | 1,0 | 15,2 | 16,7 | 51,1 | 49,5 |
| 119,2 | 117,2 | 36,9 | 37,3 | 37,3 | 36,3 | 193,4 | 190,8 |
| 3,8 | 3,7 | 1,1 | 1,1 | 2,8 | 2,8 | 7,7 | 7,6 |
| 110,6 | 106,8 | 3,9 | 4,9 | 45,2 | 44,3 | 159,7 | 156,0 |
Die durchgeleiteten Strommengen lagen im Jahr 2017 um rund 2,6 Mrd kWh über dem Vorjahresniveau. Abweichend vom Vorjahr ist in den Durchleitungsmengen auch die 110-kV-Ebene enthalten. Gleiches gilt für den Eigenverbrauch und die Netzverluste. Die Vorjahreswerte wurden entsprechend angepasst. Die durchgeleiteten Gasmengen stiegen 2017 im Vergleich zum Berichtszeitraum 2016 um 3,7 Mrd kWh an.
Die durchgeleiteten Strommengen und die Netzverluste in Deutschland lagen mit 119,2 Mrd kWh beziehungsweise 3,8 Mrd kWh auf dem Niveau des Vorjahres. Das Durchleitungsvolumen im Gasnetz lag mit 110,6 Mrd kWh ebenfalls auf dem Vorjahresniveau.
In Schweden lagen die durchgeleiteten Strommengen auf dem Niveau des Vorjahres. Die durchgeleiteten Gasmengen sanken infolge der Schließung eines Kraftwerks in Malmö und des Übergangs einer Gesellschaft an den Bereich Kundenlösungen.
Im Bereich Zentraleuropa Ost/Türkei lagen die durchgeleiteten Strommengen in Tschechien, Rumänien und Ungarn auf dem Vorjahresniveau.
Mit rund 350.000 km im Strom- sowie rund 60.000 km im Gasnetz liegen die Netzlängen in Deutschland in etwa auf dem Niveau des Vorjahres. Im Versorgungsnetz gab es zum Jahresende wie im Vorjahr rund 5,7 Millionen Entnahmestellen im Strom- sowie circa 0,9 Millionen Ausspeisepunkte im Gasnetz.
In Schweden lag die Netzlänge im Strombereich mit rund 136.900 km leicht über dem Vorjahreswert von 136.400 km, im Gasverteilnetz mit 1.900 km unter dem Vorjahreswert von 2.100 km. Die Zahl der Netzanschlusspunkte im Stromverteilnetz lag unverändert bei 1,0 Millionen.
Mit rund 232.000 km im Strom- sowie rund 45.000 km im Gasnetz lagen die Netzlängen in Zentraleuropa Ost in etwa auf dem Niveau des Vorjahres. Mit rund 4,7 Millionen im Strom- und etwa 1,3 Millionen im Gasnetz lag die Anzahl der Netzanschlusspunkte ebenfalls auf dem Vorjahresniveau.
Der Umsatz im Geschäftsfeld Energienetze lag 2017 um 1.098 Mio € über dem Vorjahreswert. Das bereinigte EBIT stieg um 270 Mio €.
In Deutschland lagen die Umsatzerlöse über dem Niveau des Vorjahres. Grund hierfür waren vor allem gestiegene Kosten von vorgelagerten Netzbetreibern im Stromnetz, die an die Kunden weiterbelastet wurden. Diese Kosten sind für E.ON durchlaufend und ergebnisneutral. Gegenläufig ist die im Zusammenhang mit dem Gesetz zum Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) in die E.ON-Netze eingespeiste Energiemenge (inklusive Erzeugungsmanagement) leicht gesunken. Die Umsatzerlöse im Gasbereich entsprachen in etwa dem Vorjahresniveau. Das bereinigte EBIT übertraf mit 1.050 Mio € deutlich das Ergebnis des Berichtszeitraums 2016. Der Ergebnisanstieg resultierte vor allem aus dem regulierungsbedingten Zeitversatz bei der Verrechnung von Personalnebenkosten.
In Schweden lag der Umsatz preisbedingt leicht über dem Vorjahresniveau. Das bereinigte EBIT stieg durch eine verbesserte Bruttomarge infolge von Tariferhöhungen im Bereich Strom deutlich.
Im Bereich Zentraleuropa Ost/Türkei lag der Umsatz aufgrund von Mengen- und Preiseffekten in Tschechien sowie höherer Absätze in Ungarn um 61 Mio € über dem Vorjahresniveau. Das bereinigte EBIT übertraf das Vorjahresniveau um 38 Mio €. In Tschechien legte das Ergebnis aufgrund höherer Margen und geringerer Kosten für vom Geschäftsfeld Kundenlösungen bereitgestellte Dienstleistungen zu. Auch in Ungarn verbesserte sich das Ergebnis margenbedingt infolge höherer Volumina und regulierungsbedingt höherer Preise. Diese positiven Effekte wurden durch das verschlechterte Equity-Ergebnis unserer Beteiligung in der Türkei teilweise kompensiert, das insbesondere durch einen Buchverlust aus der Veräußerung eines Wasserkraftwerks sowie Fremdwährungsverluste geprägt war. Durch höhere regulierte Preise konnte der Ergebnisrückgang teilweise ausgeglichen werden.
| Deutschland | Schweden | Zentraleuropa Ost/Türkei | Summe | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| 4. Quartal | ||||||||
| Umsatz | 3.402 | 2.917 | 241 | 293 | 480 | 475 | 4.123 | 3.685 |
| Bereinigtes EBITDA | 424 | 423 | 165 | 151 | 203 | 182 | 792 | 756 |
| Bereinigtes EBIT | 262 | 256 | 129 | 110 | 133 | 109 | 524 | 475 |
| 1.–4. Quartal | ||||||||
| Umsatz | 14.199 | 13.205 | 1.072 | 1.029 | 1.719 | 1.658 | 16.990 | 15.892 |
| Bereinigtes EBITDA | 1.641 | 1.507 | 632 | 562 | 654 | 610 | 2.927 | 2.679 |
| Bereinigtes EBIT | 1.050 | 894 | 474 | 398 | 417 | 379 | 1.941 | 1.671 |
Nachfolgend berichten wir für das Geschäftsfeld einige wichtige nicht finanzielle Kennzahlen wie Strom- und Gasabsatz sowie die Kundenzahlen.
| Deutschland | Großbritannien | Sonstige1) | Summe | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| 4,7 | 5,1 | 5,2 | 5,7 | 5,9 | 5,9 | 15,8 | 16,7 |
| 1,6 | 2,4 | 3,7 | 3,8 | 6,9 | 7,0 | 12,2 | 13,2 |
| 0,1 | 0,1 | – | – | 0,5 | 0,6 | 0,6 | 0,7 |
| 6,4 | 7,6 | 8,9 | 9,5 | 13,3 | 13,5 | 28,6 | 30,6 |
| 4,5 | 4,7 | 0,5 | 0,4 | 2,8 | 1,9 | 7,8 | 7,0 |
| 10,9 | 12,3 | 9,4 | 9,9 | 16,1 | 15,4 | 36,4 | 37,6 |
| 17,0 | 18,0 | 18,9 | 21,2 | 21,7 | 21,0 | 57,6 | 60,2 |
| 8,3 | 9,4 | 14,8 | 15,1 | 26,4 | 27,6 | 49,5 | 52,1 |
| 0,4 | 0,9 | – | – | 2,2 | 2,3 | 2,6 | 3,2 |
| 25,7 | 28,3 | 33,7 | 36,3 | 50,3 | 50,9 | 109,7 | 115,5 |
| 14,2 | 18,0 | 1,1 | 1,1 | 9,5 | 7,2 | 24,8 | 26,3 |
| 39,9 | 46,3 | 34,8 | 37,4 | 59,8 | 58,1 | 134,5 | 141,8 |
1) ohne E.ON Connecting Energies
| Deutschland | Großbritannien | Sonstige1) | Summe | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mrd kWh | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| 4. Quartal | ||||||||
| Privat- und kleinere Geschäftskunden | 7,0 | 8,2 | 11,8 | 12,8 | 9,8 | 10,9 | 28,6 | 31,9 |
| Industrie- und Geschäftskunden | 1,6 | 1,4 | 2,1 | 2,4 | 6,4 | 6,9 | 10,1 | 10,7 |
| Vertriebspartner | – | – | – | – | 1,5 | 0,5 | 1,5 | 0,5 |
| Kundengruppen | 8,6 | 9,6 | 13,9 | 15,2 | 17,7 | 18,3 | 40,2 | 43,1 |
| Großhandel | 3,5 | 3,5 | – | – | 1,2 | 0,5 | 4,7 | 4,0 |
| Summe | 12,1 | 13,1 | 13,9 | 15,2 | 18,9 | 18,8 | 44,9 | 47,1 |
| 1.–4. Quartal | ||||||||
| Privat- und kleinere Geschäftskunden | 21,9 | 23,9 | 34,8 | 39,8 | 28,9 | 28,0 | 85,6 | 91,7 |
| Industrie- und Geschäftskunden | 5,0 | 5,0 | 7,7 | 8,6 | 20,9 | 20,2 | 33,6 | 33,8 |
| Vertriebspartner | – | – | – | – | 2,2 | 1,3 | 2,2 | 1,3 |
| Kundengruppen | 26,9 | 28,9 | 42,5 | 48,4 | 52,0 | 49,5 | 121,4 | 126,8 |
| Großhandel | 17,0 | 12,0 | – | – | 2,7 | 4,0 | 19,7 | 16,0 |
| Summe | 43,9 | 40,9 | 42,5 | 48,4 | 54,7 | 53,5 | 141,1 | 142,8 |
1) ohne E.ON Connecting Energies
Im Geschäftsjahr 2017 ist der Stromabsatz um 7,3 Mrd kWh und der Gasabsatz um 1,7 Mrd kWh gesunken.
Der Stromabsatz in Deutschland lag mit 39,9 Mrd kWh unter dem Niveau des Vorjahres (-14 Prozent). Ein zunehmender Wettbewerb führte zu einem Rückgang der Absatzmengen bei Privat- und kleineren Geschäftskunden. Der Rückgang bei Industrie- und Geschäftskunden resultierte im Wesentlichen aus dem Übergang der restlichen Großhandelskunden an Uniper. Der gegenüber dem Vorjahr geringere Stromabsatz im Bereich Vertriebspartner ist im Wesentlichen durch den Wegfall der Belieferung eines Stadtwerkes und durch Ausweisänderungen bedingt. Der Stromabsatz im Großhandelsmarkt lag aufgrund auslaufender Beschaffungsverträge für Großkunden, die von E.ON auf Uniper übergegangen sind, unter dem Vorjahresniveau. Der Gasabsatz nahm mit 43,9 Mrd kWh gegenüber dem Vorjahr (+7 Prozent) zu. Der Rückgang bei Privat- und kleineren Geschäftskunden ist auf einen zunehmenden Wettbewerb zurückzuführen. Der gestiegene Gasabsatz im Großhandelsmarkt im Vergleich zum Vorjahr ist auf eine Ausweisänderung der Rückverkäufe an Uniper zurückzuführen, die 2016 noch saldiert auf der Bezugsseite gezeigt wurden.
In Großbritannien nahm der Stromabsatz um 2,6 Mrd kWh ab. Negative Effekte ergaben sich bei Privat- und kleineren Geschäftskunden aus sinkenden Kundenzahlen. Bei Industrieund Geschäftskunden führte eine Reduktion ihres Abnahmevolumens sowie eine verringerte Zahl der belieferten Betriebe zu dem Absatzrückgang. Der Gasabsatz ging um 5,9 Mrd kWh zurück. Der Absatz an Privat- und kleinere Geschäftskunden nahm aufgrund geringerer Kundenzahlen und einer teilweise witterungsbedingt rückläufigen Nachfrage ab. Der Grund für den Rückgang bei Industrie- und Geschäftskunden ist derselbe wie im Strombereich.
Der Stromabsatz in den sonstigen Regionen (Schweden, Ungarn, Tschechien, Rumänien und Italien) ist um 1,7 Mrd kWh gestiegen. Gründe waren vor allem die Gewinnung neuer Kunden in Rumänien und Ungarn. Dagegen sank der Absatz nachfragebedingt in Italien. Der Gasabsatz nahm um 1,2 Mrd kWh zu. Dies war im Wesentlichen auf den witterungsbedingten Mehrabsatz an Privat-, Industrie-, Geschäfts- und Großhandelskunden in Rumänien sowie eine witterungsbedingt leicht gestiegene Nachfrage bei Industrie- und Geschäftskunden beziehungsweise Vertriebspartnern in Italien zurück zuführen. Dagegen wirkte sich in Schweden die Beendigung der Belieferung eines Großkunden negativ aus.
Die Kundenzahl lag mit rund 21,1 Millionen unter dem Vorjahresniveau von circa 21,4 Millionen. In Großbritannien nahm sie von 7,0 auf 6,8 Millionen ab. Die Kundenverluste entfallen überwiegend auf Stromkunden. In Deutschland ging sie von 6,1 Millionen im Jahr 2016 auf 5,9 Millionen zurück, wovon 5,1 Millionen auf den Strom- und 0,8 Millionen auf den Gasbereich entfallen (2016: 5,3 Millionen Stromkunden, 0,8 Millionen Gaskunden). Durch den positiven Trend der Kundenneugewinnung konnten die Netto-Kundenverluste in einem zunehmenden Wettbewerb im Markt begrenzt werden.
Der Umsatz im Geschäftsfeld Kundenlösungen lag 2017 um 801 Mio € unter dem Vorjahreswert. Das bereinigte EBIT verringerte sich um 286 Mio €.
Im Vergleich zum Vorjahr sank der Umsatz in Deutschland vor allem wegen des Auslaufens von Beschaffungsverträgen für die erfolgte Übertragung von Großhandelskunden auf Uniper. Darüber hinaus führt ein Rückgang der abgesetzten Strommengen bei Privatkunden sowie der abgesetzten Gasmengen bei Privatund Geschäftskunden zu einem Rückgang des Umsatzes. Das bereinigte EBIT lag unter dem Vorjahresniveau. Der Rückgang ist vor allem auf Sondereffekte zurückzuführen. Darüber hinaus belasteten eine Senkung der Absatzpreise im Gasbereich im November 2016 und ein anhaltend hoher Wettbewerbs- und Margendruck das Ergebnis.
In Großbritannien nahm der Umsatz aufgrund von geringeren Absätzen wegen regulatorischer Eingriffe, rückläufiger Kundenzahlen, gesunkener Nachfrage, ungünstigen Witterungsverhältnissen und Währungsumrechnungseffekten um 586 Mio € ab. Das bereinigte EBIT sank wegen witterungsbedingt geringerer Absatzmengen und aufgrund gestiegener Kosten im Zusammenhang mit regulatorischen Energieeffizienz-Verpflichtungen.
Im Bereich Sonstige stieg der Umsatz um 114 Mio €. Gründe waren vor allem witterungsbedingt höhere Absätze in Rumänien und die Übernahme einer Gesellschaft aus dem Bereich Energienetze in Schweden. In Italien ging der Umsatz preisbedingt zurück. Das bereinigte EBIT nahm um 57 Mio € ab. Dies war insbesondere auf höhere Bezugskosten im Strom- und Gasbereich, vor allem in Rumänien, zurückzuführen. Darüber hinaus wirkten sich niedrigere Verkaufspreise und höhere Bezugskosten in Ungarn negativ aus.
| Deutschland | Großbritannien | Sonstige | Summe | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | |
| 4. Quartal | |||||||||
| Umsatz | 2.028 | 2.255 | 2.122 | 2.115 | 1.938 | 1.919 | 6.088 | 6.289 | |
| Bereinigtes EBITDA | 45 | 107 | 135 | 163 | 83 | 77 | 263 | 347 | |
| Bereinigtes EBIT | 25 | 88 | 106 | 138 | 42 | 38 | 173 | 264 | |
| 1.–4. Quartal | |||||||||
| Umsatz | 7.452 | 7.781 | 7.205 | 7.791 | 6.910 | 6.796 | 21.567 | 22.368 | |
| Bereinigtes EBITDA | 192 | 299 | 353 | 460 | 302 | 351 | 847 | 1.110 | |
| Bereinigtes EBIT | 118 | 232 | 250 | 365 | 158 | 215 | 526 | 812 | |
Nachfolgend berichten wir für das Geschäftsfeld einige wichtige nicht finanzielle Kennzahlen wie Kraftwerksleistung und Stromerzeugung und -absatz.
| Vollkonsolidiert | Rechtlich zurechenbar | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 31. Dezember in MW | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | |
| Windkraft | 522 | 510 | 479 | 471 | |
| Solar | – | – | – | – | |
| Inland | 522 | 510 | 479 | 471 | |
| Windkraft | 4.179 | 3.647 | 4.625 | 4.084 | |
| Solar | 15 | 19 | 27 | 19 | |
| Ausland | 4.194 | 3.666 | 4.652 | 4.103 | |
| Summe | 4.716 | 4.176 | 5.131 | 4.574 | |
Die vollkonsolidierte und die rechtlich zurechenbare Kraftwerksleistung im Geschäftsfeld Erneuerbare Energien stieg zum Jahresende 2017 um 13 Prozent auf 4.716 MW (2016: 4.176 MW) beziehungsweise 12 Prozent auf 5.131 MW (2016: 4.574 MW). Gründe für den Anstieg waren insbesondere die Inbetriebnahme der Windparks Bruenning's Breeze and Radford's Run Ende 2017.
Im Jahr 2017 sind die in eigenen Anlagen erzeugten Strommengen um 0,9 Mrd kWh gestiegen.
Im Bereich Onshore-Wind/Solar nahmen die erzeugten Mengen um 0,7 Mrd kWh zu. Gründe hierfür waren insbesondere in den USA die Inbetriebnahme der Windparks Bruenning's Breeze und Radford's Run sowie die erstmals ganzjährige Produktion des Windparks Colbeck's Corner im Jahr 2017. In Europa stieg die Erzeugung aufgrund günstiger Windverhältnisse, insbesondere in Großbritannien, Schweden, Deutschland und Polen. Im vierten Quartal legte die Eigenerzeugung wegen günstiger Windverhältnisse in Polen und UK sowie der neuen Windparks in den USA zu. Die Anlagenverfügbarkeit lag im Geschäftsjahr 2017 mit 94,6 Prozent auf dem Niveau des Vorjahres (94,2 Prozent).
Im Bereich Offshore-Wind/Sonstiges stieg die Stromerzeugung gegenüber dem Vorjahr. Dies resultierte im Wesentlichen aus günstigeren Windverhältnissen sowie einer höheren Anlagenverfügbarkeit in Großbritannien. Die Verfügbarkeit lag im
Geschäftsjahr 2017 insgesamt mit 97,6 Prozent, insbesondere aufgrund einer verbesserten Performance bei Amrumbank, Humber und Robin Rigg, über dem Vorjahreswert (96,7 Prozent).
| Onshore-Wind/Solar | Offshore-Wind/Sonstiges | Summe | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mrd kWh | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | |
| 4. Quartal | |||||||
| Eigenerzeugung | 2,6 | 2,2 | 1,2 | 0,9 | 3,8 | 3,1 | |
| Bezug Gemeinschaftskraftwerke Fremde |
0,5 – 0,5 |
0,4 – 0,4 |
0,3 0,3 – |
0,2 0,2 – |
0,8 0,3 0,5 |
0,6 0,2 0,4 |
|
| Stromabsatz | 3,1 | 2,6 | 1,5 | 1,1 | 4,6 | 3,7 | |
| 1.–4. Quartal | |||||||
| Eigenerzeugung | 8,9 | 8,2 | 3,6 | 3,4 | 12,5 | 11,6 | |
| Bezug Gemeinschaftskraftwerke Fremde |
1,5 – 1,5 |
1,4 – 1,4 |
0,9 0,9 – |
0,7 0,7 – |
2,4 0,9 1,5 |
2,1 0,7 1,4 |
|
| Stromabsatz | 10,4 | 9,6 | 4,5 | 4,1 | 14,9 | 13,7 |
Der Umsatz im Geschäftsfeld Erneuerbare Energien stieg im Jahr 2017 um 247 Mio € gegenüber dem Vorjahresniveau. Das bereinigte EBIT nahm ebenfalls um 24 Mio € zu.
Der Umsatz im Bereich Onshore-Wind/Solar legte vor allem aufgrund gestiegener Eigenerzeugung infolge der Inbetriebnahme von neuen Windparks in den USA und günstiger Windverhältnisse in Polen, Deutschland, Großbritannien und Schweden zu. Das bereinigte EBIT übertraf den Vorjahreswert deutlich.
Im Bereich Offshore-Wind/Sonstiges nahm der Umsatz um 48 Mio € zu. Das bereinigte EBIT lag auf Vorjahresniveau. Positive Effekte aus den günstigen Windverhältnissen in Großbritannien wurden durch einen im Vorjahr angefallenen Buchgewinn kompensiert.
| Onshore-Wind/Solar | Offshore-Wind/Sonstiges | Summe | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| 4. Quartal | ||||||
| Umsatz | 236 | 161 | 238 | 174 | 474 | 335 |
| Bereinigtes EBITDA | 90 | 79 | 187 | 133 | 277 | 212 |
| Bereinigtes EBIT | 55 | 26 | 151 | 95 | 206 | 121 |
| 1.–4. Quartal | ||||||
| Umsatz | 927 | 728 | 677 | 629 | 1.604 | 1.357 |
| Bereinigtes EBITDA | 299 | 308 | 486 | 488 | 785 | 796 |
| Bereinigtes EBIT | 117 | 92 | 337 | 338 | 454 | 430 |
Nachfolgend berichten wir für das Geschäftsfeld einige wichtige nicht finanzielle Kennzahlen wie Kraftwerksleistung sowie Stromerzeugung und -absatz.
Die vollkonsolidierte Kraftwerksleistung von PreussenElektra ist durch die planmäßige, gemäß Atomgesetz festgelegte Außerbetriebnahme des Kraftwerks Gundremmingen B am 31. Dezember 2017 gegenüber dem Vorjahr auf 4.150 MW gesunken. Die rechtlich zurechenbare Kraftwerksleistung nahm aus demselben Grund gegenüber dem Vorjahr auf 3.808 MW ab.
Die Strombeschaffung (Eigenerzeugung und Bezug) lag mit 37,4 Mrd kWh auf dem Vorjahresniveau. Die gegenüber dem Vorjahr gesunkene Eigenerzeugung resultierte insbesondere aus der ungeplanten Revisionsverlängerung des Kraftwerks Brokdorf aufgrund einer erhöhten Oxidschicht an einzelnen Brennelementen. Der höhere Strombezug im Vergleich zur Vorjahresperiode ist auf den Zukauf von Strommengen zur Deckung von Lieferverpflichtungen zurückzuführen. Auch im isolierten Quartal lag die Strombeschaffung auf dem Niveau des Vorjahres. Der Stromabsatz lag somit im Geschäftsjahr und im isolierten Quartal ebenfalls auf dem Niveau des Vorjahres.
| PreussenElektra | ||||
|---|---|---|---|---|
| 2017 | 2016 | |||
| 8,6 | 9,3 | |||
| 1,4 0,3 1,1 |
0,8 0,3 0,5 |
|||
| 10,0 | 10,1 | |||
| -0,1 | – | |||
| 9,9 | 10,1 | |||
| 27,5 | 32,4 | |||
| 9,9 1,3 8,6 |
4,3 1,3 3,0 |
|||
| 37,4 | 36,7 | |||
| -0,2 | -0,1 | |||
| 37,2 | 36,6 | |||
Die Umsatzerlöse haben sich gegenüber dem Vorjahr um 47 Mio € erhöht. Negative Effekte aus gesunkenen Vermarktungspreisen und dem Auslaufen von Lieferverträgen wurden durch höhere Abgabemengen an Uniper sowie durch Einmaleffekte, insbesondere im Zusammenhang mit einem Klage verfahren, mehr als kompensiert. Die Verschlechterung im Vergleich zum vierten Quartal 2016 ist im Wesentlichen auf geringere Vermarktungspreise zurückzuführen.
Das bereinigte EBIT 2017 lag mit 506 Mio € unter dem Vorjahreswert von 553 Mio €. Dabei wurden Ergebnisbelastungen im Jahr 2017 aus dem ungeplanten Anlagenstillstand im Kraftwerk Brokdorf, gesunkenen Vermarktungspreisen und höheren Abschreibungen auf das Anlagevermögen durch das Auslaufen der Kernbrennstoffsteuer seit Ende 2016 sowie durch Einmaleffekte teilweise kompensiert. Die Verschlechterung im isolierten Vergleich zum vierten Quartal 2016 ist vor allem auf geringere Vermarktungspreise zurückzuführen.
| PreussenElektra | ||||
|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | ||
| 4. Quartal | ||||
| Umsatz | 355 | 470 | ||
| Bereinigtes EBITDA | 157 | 234 | ||
| Bereinigtes EBIT | 149 | 208 | ||
| 1.–4. Quartal | ||||
| Umsatz | 1.585 | 1.538 | ||
| Bereinigtes EBITDA | 654 | 644 | ||
| Bereinigtes EBIT | 506 | 553 | ||
Der E.ON-Konzernabschluss wird in Anwendung von § 315e Abs. 1 des Handelsgesetzbuches (HGB) unter Beachtung der International Financial Reporting Standards (IFRS) und der Interpretationen des IFRS Interpretations Committee (IFRIC) aufgestellt, die bis zum Ende der Berichts periode von der Europäischen Kommission für die Anwendung in der EU übernommen wurden und zum Bilanzstichtag verpflichtend anzuwenden sind (siehe Textziffer 1 im Anhang). Berichtspflichtige Segmente im Sinne der IFRS sind die Energienetze Deutschland, Schweden und Zentraleuropa Ost/Türkei, die Kundenlösungen Deutschland, Großbritannien und Sonstige, die Erneuerbaren Energien, das Nicht-Kerngeschäft und Konzernleitung/Sonstiges.
Der Jahresabschluss der E.ON SE ist nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB), der SE-Verordnung in Verbindung mit dem Aktiengesetz (AktG) und des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) aufgestellt.
E.ON erstellt einen zusammengefassten Lagebericht, der sowohl für den E.ON-Konzern als auch für die E.ON SE gilt.
Für die in den Konzernabschluss einbezogenen Gesellschaften gilt eine einheitliche Richtlinie zur Bilanzierung und Berichterstattung für die Konzernjahres- und -quartalsabschlüsse. Diese beschreibt die anzuwendenden Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze in Übereinstimmung mit IFRS und erläutert zusätzlich für unser Unternehmen typische Rechnungslegungsvorschriften, wie zum Beispiel zu den Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich, zur Behandlung von Finanzinstrumenten und zur Behandlung regulatorischer Verpflichtungen. Änderungen der Gesetze, Rechnungslegungsstandards und sonstige relevante Verlautbarungen werden regelmäßig hinsichtlich ihrer Relevanz und Auswirkungen auf den Konzernabschluss analysiert und soweit erforderlich in den Richtlinien und Systemen berücksichtigt.
Die konzernweiten Rollen und Verantwortlichkeiten im Prozess der Jahres- und Konzernabschlusserstellung sind in einer gesonderten Konzernrichtlinie beschrieben und werden von der Konzernleitung festgelegt und gesteuert.
Die Konzerngesellschaften sind verantwortlich für die ordnungsgemäße und zeitgerechte Erstellung ihrer Abschlüsse. Dabei werden sie größtenteils von den Business Service Centern in Regensburg, Deutschland, und Cluj, Rumänien, unterstützt. Die vom jeweiligen Abschlussprüfer geprüften Abschlüsse der in den Konsolidierungskreis einbezogenen Tochterunternehmen werden zentral bei der E.ON SE mithilfe einer einheitlichen SAP-Konsolidierungssoftware zum Konzernabschluss zusammengefasst. Die Konsolidierungsaktivitäten sowie die Überwachung der zeitlichen, prozessualen und inhaltlichen Vorgaben liegen in der Verantwortung des Konzernrechnungswesens. Dabei werden neben der Überwachung systemseitiger Kontrollen auch manuelle Prüfungen durchgeführt.
Weitere Informationen mit Relevanz für die Rechnungslegung und Abschlusserstellung werden im Rahmen der Abschlussprozesse qualitativ und quantitativ zusammengetragen. Darüber hinaus werden relevante Informationen regelmäßig in festgelegten Prozessen mit allen relevanten Fachbereichen diskutiert und zur Sicherstellung der Vollständigkeit im Rahmen der Qualitätssicherung erfasst.
Der Jahresabschluss der E.ON SE wird ebenfalls mithilfe einer SAP-Software erstellt. Die laufende Buchhaltung und die Erstellung des Jahresabschlusses sind in funktionale Prozessschritte gegliedert. Die buchhalterischen Tätigkeiten sind in unsere Business Service Center ausgelagert. Die Verantwortung für die Prozesse im Zusammenhang mit den Nebenbüchern und einigen Bankaktivitäten liegt in Cluj und für die Prozesse in Bezug auf die Hauptbücher in Regensburg. In alle Prozesse sind entweder automa tisierte oder manuelle Kontrollen integriert. Die organisatorischen Regelungen stellen sicher, dass alle Geschäftsvorfälle und die Jahresabschluss erstellung vollständig, zeitnah, richtig und periodengerecht erfasst, verarbeitet und dokumentiert werden. Unter Berücksichtigung erforderlicher IFRS-Anpassungsbuchungen werden die relevanten Daten aus dem Einzelabschluss der E.ON SE mit SAP-gestützter Übertragungstechnik in das Konzern-Konsolidierungssystem übergeben.
Die nachfolgenden Erläuterungen zum internen Kontrollsystem und zu den allgemeinen IT-Kontrollen gelten gleichermaßen für den Konzern- wie für den Einzelabschluss.
Interne Kontrollen sind bei E.ON integraler Bestandteil der Rechnungslegungsprozesse. In einem konzernweit einheitlichen Rahmenwerk haben wir entsprechende Anforderungen und Verfahren für den Prozess der Finanzberichterstattung definiert. Diese betreffen die Bestimmung des Geltungsbereichs, einen Risikokatalog (IKS-Modell), Standards zur Einrichtung, Dokumentation und Bewertung von internen Kontrollen, einen Katalog
der IKS-Prinzipien, die Testaktivitäten der internen Revision und den abschließenden Freizeichnungsprozess. Die Einhaltung dieser Regelungen soll wesentliche Falschdarstellungen in den Abschlüssen, im zusammengefassten Lagebericht und in den Zwischen berichten aufgrund von Fehlern oder doloser Handlungen mit hinreichender Sicherheit verhindern.
Unser internes Kontrollsystem basiert auf dem weltweit anerkannten COSO-Rahmenwerk (COSO: The Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission) in der Version von Mai 2013. Der zentrale Risikokatalog (IKS-Modell), in den unternehmens- und branchenspezifische Aspekte eingeflossen sind, definiert mögliche Risiken für die Rechnungslegung (Finanzberichterstattung) in den betrieb lichen Funktionsbereichen und dient damit als Checkliste und Orientierungshilfe bei der Einrichtung von internen Kontrollen, deren Dokumentation und Implementierung.
Ein weiterer wichtiger Bestandteil des internen Kontrollsystems ist der Katalog der IKS-Prinzipien, die die Mindestanforderungen für ein funktionierendes internes Kontrollsystem darstellen. Diese umfassen sowohl übergeordnete Grundsätze – zum Beispiel hinsichtlich Autorisierung, Funktionstrennung, Stammdatenpflege – als auch spezifische Anforderungen zur Abdeckung von potenziellen Risiken in verschiedenen Themenkomplexen und Prozessen, wie zum Beispiel Dienstleistersteuerung, Projektabwicklung, Rechnungsprüfung oder Zahlungsverkehr.
In einem jährlich durchgeführten Prozess wird anhand von qualitativen Kriterien und quantitativen Wesentlichkeits aspekten festgelegt, welche Prozesse und Kontrollen der Finanzberichterstattung von welchen Konzerneinheiten im zentralen Dokumentationssystem dokumentiert und bewertet werden müssen.
Die Einheiten im Geltungsbereich nutzen ein zentrales Dokumentationssystem, um die wesentlichen Kontrollen zu dokumentieren. In diesem System sind der Geltungsbereich, detaillierte Dokumentationsanforderungen, Vorgaben für die Durchführung der Bewertung durch die Prozessverantwortlichen und der finale Freizeichnungsprozess definiert.
Nachdem die Prozesse und Kontrollen in den Konzerneinheiten dokumentiert wurden, führen die Prozessverantwortlichen jährlich eine Bewertung des Designs und der operativen Wirksamkeit der Prozesse inklusive der prozessinhärenten Kontrollen durch.
Das Management einer Konzerneinheit stützt sich neben der Bewertung durch die Prozessverantwortlichen auf die Überwachung des internen Kontrollsystems durch die interne Revision, die ein wesentlicher Bestandteil des Prozesses ist. Sie prüft im Rahmen einer risikoorientierten Prüfungsplanung das interne Kontrollsystem des Konzerns und identifiziert mögliche Schwachstellen. Auf Basis der eigenen Bewertung und der Prüfungsfeststellungen führt das jeweilige Management die finale Freizeichnung durch.
Der interne Beurteilungsprozess wird mit einer formalen schriftlichen Bestätigung (Freizeichnung) der Wirksamkeit des internen Kontrollsystems abgeschlossen. Der Freizeichnungsprozess wird auf allen Ebenen des Konzerns durchgeführt, bevor er final durch die E.ON SE für den gesamten Konzern durchgeführt wird. Die Freizeichnung für den E.ON-Konzern wird durch den Vorstandsvorsitzenden und den Finanzvorstand der E.ON SE vorgenommen.
Der Prüfungs- und Risikoausschuss des Aufsichtsrats der E.ON SE wird regelmäßig durch die interne Revision über das interne Kontrollsystem der Finanzberichterstattung und gegebenenfalls über identifizierte wesentliche Schwachstellen in den jeweiligen Prozessen im E.ON-Konzern informiert.
Im E.ON-Konzern werden IT-Dienstleistungen sowohl von unserer Konzerneinheit E.ON Business Services als auch von externen Dienstleistern erbracht. Die Wirksamkeit der automatisierten Kontrollen in den Standardsystemen der Finanzbuchhaltung und den wesentlichen zusätzlichen Applikationen hängt maßgeblich von einem ordnungsgemäßen IT-Betrieb ab. Dementsprechend sind in unserem Dokumentationssystem Kontrollen für den IT-Bereich hinterlegt. Diese Kontrollen beziehen sich im Wesentlichen auf die Sicherstellung der IT-technischen Zugriffsbeschränkung von Systemen und Programmen, auf die Sicherung des operativen IT-Betriebs (zum Beispiel durch Notfallmaß nahmen) und auf die Programmänderungsverfahren.
Das Grundkapital beträgt 2.201.099.000,00 € und ist eingeteilt in 2.201.099.000 Stück auf den Namen lautende Stückaktien (Aktien ohne Nennbetrag). Das Grundkapital wurde im Geschäftsjahr 2017 durch teilweise Ausnutzung des Genehmigten Kapitals 2012 von 2.001.000.000,00 € um 200.099.000,00 € auf 2.201.099.000,00 € erhöht. Informationen zur Kapitalerhöhung sind im Anhang in der Textziffer 19 abgedruckt. Jede Aktie gewährt gleiche Rechte und eine Stimme in der Hauptversammlung.
Soweit Mitarbeiter im Rahmen des Mitarbeiteraktienprogramms bezuschusste Mitarbeiteraktien erworben haben, unterliegen diese einer Sperrfrist, die am Tag der Einbuchung der Aktien beginnt und jeweils am 31. Dezember des übernächsten Kalenderjahres endet. Vor Ablauf dieser Sperrfrist dürfen die so übertragenen Aktien von den Mitarbeitern grundsätzlich nicht veräußert werden.
Darüber hinaus stehen der Gesellschaft nach § 71b des Aktiengesetzes keine Rechte aus eigenen Aktien und damit auch keine Stimmrechte zu.
Der Vorstand der Gesellschaft besteht nach ihrer Satzung aus mindestens zwei Mitgliedern. Die Bestimmung der Anzahl der Mitglieder, ihre Bestellung und Abberufung erfolgen durch den Aufsichtsrat.
Vorstandsmitglieder bestellt der Aufsichtsrat auf höchstens fünf Jahre; eine wiederholte Bestellung ist zulässig. Werden mehrere Personen zu Vorstandsmitgliedern bestellt, so kann der Aufsichtsrat ein Mitglied zum Vorsitzenden des Vorstands ernennen. Fehlt ein erforderliches Vorstandsmitglied, so hat in dringenden Fällen das Gericht auf Antrag eines Beteiligten das Mitglied zu bestellen. Der Aufsichtsrat kann die Bestellung zum Vorstandsmitglied und die Ernennung zum Vorsitzenden des Vorstands widerrufen, wenn ein wichtiger Grund vorliegt (vergleiche im Einzelnen §§ 84, 85 des Aktiengesetzes).
Die Beschlüsse der Hauptversammlung werden mit Mehrheit der abgegebenen gültigen Stimmen gefasst, falls nicht zwingende Rechtsvorschriften oder die Satzung etwas anderes bestimmen. Für Satzungsänderungen bedarf es, soweit nicht zwingende gesetzliche Vorschriften eine andere Mehrheit vorschreiben, einer Mehrheit von zwei Dritteln der abgegebenen Stimmen beziehungsweise, sofern mindestens die Hälfte des Grundkapitals vertreten ist, der einfachen Mehrheit der abgegebenen Stimmen.
Der Aufsichtsrat ist ermächtigt, Satzungsänderungen zu beschließen, die nur die Fassung betreffen (§ 10 Abs. 7 der Satzung der Gesellschaft). Er ist ferner ermächtigt, die Fassung des § 3 der Satzung bei Ausnutzung des genehmigten oder bedingten Kapitals anzupassen.
Die Gesellschaft ist gemäß Beschluss der Hauptversammlung vom 10. Mai 2017 bis zum 9. Mai 2022 ermächtigt, eigene Aktien zu erwerben. Auf die erworbenen Aktien dürfen zusammen mit anderen eigenen Aktien, die sich im Besitz der Gesellschaft befinden oder ihr nach den §§ 71a ff. AktG zuzurechnen sind, zu keinem Zeitpunkt mehr als 10 Prozent des Grundkapitals entfallen.
Der Erwerb erfolgt nach Wahl des Vorstands
Die Ermächtigungen können einmal oder mehrmals, ganz oder in Teilbeträgen, in Verfolgung eines oder mehrerer Zwecke durch die Gesellschaft, aber auch durch ihre Konzernunternehmen oder von Dritten für Rechnung der Gesellschaft oder eines ihrer Konzernunternehmen ausgeübt werden.
Der Vorstand ist ermächtigt, Aktien der Gesellschaft, die aufgrund der vorab beschriebenen Ermächtigung und/oder aufgrund vorangegangener Hauptversammlungsermächtigungen erworben werden beziehungsweise wurden, mit Zustimmung des Aufsichtsrats – neben der Veräußerung über die Börse oder durch Angebot mit Bezugsrecht an alle Aktionäre – unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre wie folgt zu verwenden:
Die Ermächtigungen können einmalig oder mehrfach, ganz oder in Teilbeträgen, einzeln oder gemeinsam auch in Bezug auf eigene Aktien, die durch abhängige oder im Mehrheitsbesitz der Gesellschaft stehende Unternehmen oder auf deren Rechnung oder auf Rechnung der Gesellschaft handelnde Dritte erworben wurden, ausgenutzt werden.
Der Vorstand ist ferner ermächtigt, eigene Aktien einzuziehen, ohne dass die Einziehung oder ihre Durchführung eines weiteren Hauptversammlungsbeschlusses bedarf.
Der Vorstand wird die Hauptversammlung über die Ausnutzung der vorstehenden Ermächtigung, insbesondere über Gründe und den Zweck des Erwerbs eigener Aktien, über die Zahl der erworbenen Aktien und den auf sie entfallenden Betrag des Grundkapitals, über deren Anteil am Grundkapital sowie über den Gegenwert der Aktien jeweils unterrichten.
Der Vorstand wurde gemäß Beschluss der Hauptversammlung vom 10. Mai 2017 ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats bis zum 9. Mai 2022 das Grundkapital der Gesellschaft um bis zu 460 Mio € durch ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer, auf den Namen lautender Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital gemäß §§ 202 ff. AktG, Genehmigtes Kapital 2017). Der Vorstand ist – mit Zustimmung des Aufsichtsrats – ermächtigt, über den Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre zu entscheiden. Das Genehmigte Kapital 2017 wurde nicht in Anspruch genommen.
Auf der Hauptversammlung vom 10. Mai 2017 wurde eine bis zum 9. Mai 2022 befristete bedingte Kapitalerhöhung des Grundkapitals – mit der Möglichkeit, das Bezugsrecht auszuschließen – von 175 Mio € beschlossen. Die bedingte Kapitalerhöhung wird nur insoweit durchgeführt, wie die Inhaber von Options- oder Wandlungsrechten beziehungsweise die zur Wandlung Verpflichteten aus Options- oder Wandelanleihen, Genussrechten oder Gewinnschuldverschreibungen, die von der E.ON SE oder einer Konzerngesellschaft der E.ON SE im Sinne von § 18 AktG ausgegeben beziehungsweise garantiert werden, von ihren Options- beziehungsweise Wandlungsrechten Gebrauch machen oder, soweit sie zur Wandlung verpflichtet sind, ihre Verpflichtung zur Wandlung erfüllen. Das bedingte Kapital wurde nicht in Anspruch genommen.
Im Jahr 2017 hat die E.ON SE ihren Aktionären wieder angeboten, die Bardividende in Höhe von 0,21 € je Aktie teilweise in eigene Aktien der E.ON SE zu tauschen. Die Aktionäre konnten 0,15 € ihres Dividendenanspruchs je Aktie eintauschen. Die restlichen 0,06 € wurden jeweils in bar ausgeschüttet und gegebenenfalls zur Abgeltung von Steuern verwendet. Das formale Bezugsrecht der Aktionäre wurde ausgeschlossen. Die Annahmequote lag bei etwa 33 Prozent. Insgesamt wurden für die Wahldividende 14.653.833 eigene Aktien verwendet und an die Aktionäre ausgegeben.
Das seit 2007 neu aufgenommene Fremdkapital enthält in der Regel eine Change-of-Control-Klausel, die ein Kündigungsrecht des Gläubigers vorsieht. Dies betrifft unter anderem Anleihen, die von der E.ON SE und der E.ON International Finance B.V. unter Garantie der E.ON SE begeben wurden, von der E.ON SE begebene Schuldscheindarlehen sowie weitere Instrumente wie zum Beispiel Kreditverträge. Die Einräumung des Change-of-Control-Rechts für Gläubiger hat sich als Teil guter Corporate Governance zum Marktstandard entwickelt. Weitere Informationen zu Finanzverbindlichkeiten finden Sie im zusammengefassten Lagebericht im Kapitel Finanzlage und in der Textziffer 26 des Anhangs.
Die Mitglieder des Vorstands haben im Fall des vorzeitigen Verlusts der Vorstandsposition aufgrund eines Kontrollwechsels einen dienstvertraglichen Anspruch auf Zahlung von Abgeltungsund Abfindungsleistungen (vergleiche die ausführliche Darstellung im Vergütungsbericht).
Im Falle eines Kontrollwechsels erfolgt ferner eine vorzeitige Abrechnung von Performance-Rechten und virtuellen Aktien im Rahmen des E.ON Share Matching Plans und des E.ON Performance Plans.
Vorstand und Aufsichtsrat erklären, dass den vom Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz im amtlichen Teil des Bundesanzeigers bekannt gemachten Empfehlungen der "Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex" (Fassung vom 7. Februar 2017) uneingeschränkt entsprochen wird.
Vorstand und Aufsichtsrat erklären weiter, dass den vom Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz im amtlichen Teil des Bundesanzeigers bekannt gemachten Empfehlungen der "Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex" (Fassung vom 5. Mai 2015) seit Abgabe der letzten Erklärung am 16. Dezember 2016 uneingeschränkt entsprochen wurde.
Essen, den 18. Dezember 2017
Für den Aufsichtsrat der E.ON SE: gez. Dr. Karl-Ludwig Kley (Vorsitzender des Aufsichtsrats der E.ON SE)
Für den Vorstand der E.ON SE: gez. Dr. Johannes Teyssen (Vorsitzender des Vorstands der E.ON SE)
Diese Erklärung sowie die Entsprechenserklärungen der vergangenen fünf Jahre sind auf der Internetseite der Gesellschaft unter www.eon.com dauerhaft öffentlich zugänglich gemacht.
Gute Corporate Governance ist im E.ON-Konzern die zentrale Grundlage für eine verantwortungsvolle und wertorientierte Unternehmensführung, die effiziente Zusammenarbeit von Vorstand und Aufsichtsrat, Transparenz in der Berichterstattung sowie ein angemessenes Risikomanagement.
Vorstand und Aufsichtsrat haben sich im abgelaufenen Geschäftsjahr intensiv mit der Einhaltung der Empfehlungen und Anregungen des Deutschen Corporate Governance Kodex befasst. Dabei wurde festgestellt, dass alle Empfehlungen vollständig und auch nahezu alle Anregungen des Kodex von der E.ON SE eingehalten wurden.
Transparenz der Unternehmensführung hat für den Vorstand und den Aufsichtsrat einen hohen Stellenwert. Unsere Aktionäre, alle Teilnehmer am Kapitalmarkt, Finanzanalysten, Aktionärsvereinigungen sowie die Medien werden regelmäßig und aktuell über die Lage sowie über wesentliche geschäftliche Veränderungen des Unternehmens informiert. Zur umfassenden, gleichberechtigten und zeitnahen Information nutzen wir hauptsächlich das Internet.
Die Berichterstattung über die Lage und die Ergebnisse der E.ON SE erfolgt durch
Die Termine der regelmäßigen Finanzberichterstattung sind im Finanzkalender zusammengefasst.
Wenn außerhalb der regelmäßigen Berichterstattung bei der Gesellschaft Tatsachen eintreten, die geeignet sind, den Börsenkurs der E.ON-Aktie erheblich zu beeinflussen, werden diese durch Ad-hoc-Mitteilungen bekannt gemacht.
Der Finanzkalender und die Ad-hoc-Mitteilungen stehen im Internet unter www.eon.com zur Verfügung.
Eigengeschäfte von Führungskräften (Managers' Transactions) Personen mit Führungsaufgaben, insbesondere Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats der E.ON SE, sowie mit diesen in einer engen Beziehung stehende Personen sind gemäß Art. 19 der EU-Marktmissbrauchsverordnung in Verbindung mit § 26 Abs. 2 WpHG verpflichtet, bestimmte Geschäfte mit Aktien oder Schuldtiteln der E.ON SE, damit verbundenen Derivaten oder anderen damit verbundenen Finanzinstrumenten offenzulegen. Mitteilungen über entsprechende Geschäfte im Jahr 2017 haben wir im Internet unter www.eon.com veröffentlicht.
Integrität und rechtmäßiges Verhalten bestimmen unser Handeln. Grundlage hierfür ist der vom Vorstand beschlossene Verhaltenskodex, der die Bindung aller Mitarbeiter an die gesetzlichen Vorschriften und die internen Richtlinien betont. Geregelt wird der Umgang mit Geschäftspartnern, Dritten und staatlichen Stellen, insbesondere im Hinblick auf die Beachtung des Kartellrechts, die Gewährung und Annahme von Zuwendungen, die Einschaltung von Vermittlern und die Auswahl von Lieferanten und Anbietern von Dienstleistungen. Weitere Vorschriften betreffen unter anderem die Vermeidung von Interessenkonflikten (zum Beispiel Wettbewerbsverbot, Nebentätigkeiten, finanzielle Beteiligungen), den Umgang mit Informationen sowie mit Eigentum und Ressourcen des Unternehmens. Die Regelungen zur Compliance-Organisation gewährleisten die Aufklärung, Bewertung, Abstellung und Sanktionierung von gemeldeten Regelverstößen durch die jeweils zuständigen Compliance Officer und den Chief Compliance Officer des E.ON-Konzerns. Über Verstöße gegen den Verhaltenskodex kann auch anonym, zum Beispiel durch eine Whistleblower-Meldung, informiert werden. Der Verhaltenskodex ist auf www.eon.com veröffentlicht.
Der Vorstand der E.ON SE führt die Geschäfte der Gesellschaft in gemeinschaftlicher Verantwortung aller seiner Mitglieder. Er bestimmt die unternehmerischen Ziele des Gesamtkonzerns, seine grundsätzliche strategische Ausrichtung, die Unternehmenspolitik und die Konzernorganisation.
Im Jahr 2017 bestand der Vorstand zunächst aus fünf Mitgliedern und nach dem Ausscheiden von Herrn Sen ab dem 1. April 2017 aus vier Mitgliedern und hatte einen Vorsitzenden. Kein Vorstandsmitglied hat mehr als drei Aufsichtsratsmandate in konzernexternen börsennotierten Gesellschaften oder in Aufsichtsgremien
von konzernexternen Gesellschaften, die vergleichbare Anforderungen stellen. Mitglied des Vorstands soll nicht sein, wer das allgemeine Renteneintrittsalter erreicht hat. Der Vorstand hat sich eine Geschäftsordnung gegeben und über seine Geschäftsverteilung in Abstimmung mit dem Aufsichtsrat beschlossen.
Der Vorstand informiert den Aufsichtsrat regelmäßig, zeitnah und umfassend über alle für das Unternehmen relevanten Fragen der Strategie, der Planung, der Geschäftsentwicklung, der Risikolage, des Risikomanagements und der Compliance. Er legt dem Aufsichtsrat außerdem in der Regel jeweils in der letzten Sitzung eines Geschäftsjahres die Konzerninvestitions-, -finanz- und -personalplanung für das kommende Geschäftsjahr sowie die Mittelfristplanung vor.
Über wichtige Ereignisse, die für die Beurteilung der Lage und der Entwicklung oder für die Leitung des Unternehmens von wesentlicher Bedeutung sind, sowie über etwa auftretende Mängel in den Überwachungssystemen unterrichtet der Vorsitzende des Vorstands den Aufsichtsratsvorsitzenden unverzüglich. Geschäfte und Maßnahmen, die der Zustimmung des Aufsichtsrats bedürfen, werden dem Aufsichtsrat rechtzeitig vorgelegt.
Die Vorstandsmitglieder sind verpflichtet, Interessenkonflikte dem Präsidialausschuss des Aufsichtsrats gegenüber unverzüglich offenzulegen und die anderen Vorstandsmitglieder hierüber zu informieren. Vorstandsmitglieder dürfen Nebentätigkeiten, insbesondere Aufsichtsratsmandate in konzernfremden Gesellschaften, nur mit Zustimmung des Präsidialausschusses des Aufsichtsrats übernehmen. Im abgelaufenen Geschäftsjahr ist es nicht zu Interessenkonflikten bei Vorstandsmitgliedern der E.ON SE gekommen. Wesentliche Geschäfte zwischen dem Unternehmen einerseits und den Vorstandsmitgliedern sowie ihnen nahestehenden Personen oder ihnen persönlich nahestehenden Unternehmungen andererseits bedürfen der Zustimmung des Präsidialausschusses des Aufsichtsrats. Entsprechende Verträge bestanden im Berichtszeitraum nicht.
Der Vorstand hat keine Ausschüsse, aber verschiedene Gremien eingerichtet, die ihn bei seinen Aufgaben beratend unterstützen. Diese Gremien setzen sich aus hochrangigen Vertretern verschiedener Fachbereiche zusammen, die aufgrund ihrer Erfahrung, Verantwortlichkeit und Kompetenz für die jeweiligen Aufgaben besonders geeignet sind. Hierzu gehören unter anderem folgende Gremien:
Der Vorstand hat für Fragen der Veröffentlichung von finanzmarktrelevanten Informationen das sogenannte Disclosure Committee und ein Ad-hoc Committee eingerichtet, die die inhaltlich korrekte und zeitnahe Veröffentlichung aller entsprechenden Informationen sicherstellen.
Darüber hinaus existiert ein Risikokomitee, das die korrekte Anwendung und Umsetzung der gesetzlichen Anforderungen des § 91 AktG sicherstellt. Das Gremium überwacht die Risikosituation und die Risikotragfähigkeit des E.ON-Konzerns und legt spezifischen Fokus auf die Früherkennung von Entwicklungen, die potenziell den Fortbestand des Unternehmens gefährden könnten. In diesem Zusammenhang befasst sich das Risikokomitee auch mit Risikomitigationsstrategien (inklusive Hedging-Strategien). Das Gremium stellt in Zusammenarbeit mit den relevanten Abteilungen sicher, dass die Richtlinien in Bezug auf die Commodity- und Kreditrisiken sowie das Enterprise Risk Management eingehalten beziehungsweise weiterentwickelt werden.
Der Aufsichtsrat der E.ON SE hatte im Geschäftsjahr 2017 18 Mitglieder. Er setzt sich nach den Vorgaben der Satzung der E.ON SE zu gleichen Teilen aus Anteilseigner- und Arbeitnehmervertretern zusammen. Die Vertreter der Anteilseigner werden von der Hauptversammlung gewählt; hierfür unterbreitet der Aufsichtsrat Wahlvorschläge. Die Hauptversammlung entscheidet in der Regel im Wege der Einzelabstimmung über die Wahlen. Die derzeit neun weiteren Mitglieder des Aufsichtsrats werden gemäß der Vereinbarung über die Beteiligung der Arbeitnehmer in der E.ON SE durch den SE-Betriebsrat bestellt, wobei die Sitze auf mindestens drei verschiedene Länder verteilt werden und ein Mitglied auf Vorschlag einer Gewerkschaft bestimmt wird, die in der E.ON SE oder einer deutschen Tochtergesellschaft vertreten ist. Mitglied des Aufsichtsrats kann nicht sein, wer
Diese Voraussetzungen erfüllen die Mitglieder des Aufsichtsrats der E.ON SE. Mindestens ein Mitglied des Aufsichtsrats muss nach dem Aktiengesetz über Sachverstand auf den Gebieten Rechnungslegung oder Abschlussprüfung verfügen. Nach Ansicht des Aufsichtsrats erfüllen insbesondere Herr Dr. Theo Siegert und Herr Andreas Schmitz diese Voraussetzung. Nach Ansicht des Aufsichtsrats sind seine Mitglieder in ihrer Gesamtheit mit dem Sektor, in dem die Gesellschaft tätig ist, vertraut.
Der Aufsichtsrat überwacht kontinuierlich die Geschäftsführung und begleitet den Vorstand beratend. Bei grundlegenden Geschäften und Maßnahmen bedarf der Vorstand der Zustimmung des Aufsichtsrats. Hierzu zählen beispielsweise die Investitions-, Finanz- und Personalplanung für den Konzern, der Erwerb und die Veräußerung von Unternehmen oder Unternehmensbeteiligungen und Unternehmensteilen, soweit im Einzelfall der Verkehrswert oder in Ermangelung des Verkehrswerts der Buchwert 300 Mio € übersteigt, sowie Finanzierungsmaßnahmen, deren Wert 1 Mrd € übersteigt und die nicht durch Beschlüsse zu Finanzplänen gedeckt sind, sowie der Abschluss, die Änderung und die Aufhebung von Unternehmensverträgen. Der Aufsichtsrat prüft den Jahresabschluss, den Lagebericht und den Vorschlag für die Verwendung des Bilanzgewinns sowie den Konzern abschluss und Konzernlagebericht sowie den gesonderten nicht finanziellen Bericht und den gesonderten nichtfinanziellen Konzernbericht auf Grundlage des vorbereitenden Berichts des Prüfungs- und Risikoausschusses. Über das Ergebnis der Prüfung berichtet der Aufsichtsrat schriftlich an die Hauptversammlung.
Der Aufsichtsrat hat sich eine Geschäftsordnung gegeben, die auf der Internetseite der Gesellschaft zugänglich ist. In jedem Geschäftsjahr finden mindestens vier ordentliche Aufsichtsratssitzungen statt. Daneben kann im Bedarfsfall und auf Grundlage der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats jederzeit auf Antrag eines Mitglieds oder des Vorstands eine Sitzung des Aufsichtsrats oder seiner Ausschüsse einberufen werden. Die Vertreter der Anteilseigner und der Arbeitnehmer können die Sitzungen des Aufsichtsrats jeweils gesondert vorbereiten. Bei Abstimmungen im Aufsichtsrat gibt bei Stimmengleichheit die Stimme des Vorsitzenden des Aufsichtsrats den Ausschlag.
Ferner bestand nach der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats auch die Möglichkeit, bei Bedarf ohne den Vorstand zu tagen (sogenannte Executive Sessions).
| Teilnehmer | Aufsichtsrats sitzung |
Präsidial ausschuss | Prüfungs- und Risikoausschuss |
Investitions- und Innovations ausschuss1) |
Nominierungs ausschuss |
|---|---|---|---|---|---|
| Kley, Dr. Karl-Ludwig | 6/6 | 10/10 | 1/53) | 1/83) | 1/1 |
| Lehner, Prof. Dr. Ulrich | 5/6 | 10/10 | – | – | 1/1 |
| Clementi, Erich | 6/6 | – | – | 3/8 (Gast) | – |
| Dybeck Happe, Carolina | 6/6 | – | – | 7/84) | – |
| Kingsmill, Baroness Denise | 3/6 | – | – | – | – |
| Schmitz, Andreas | 6/6 | – | 4/52) , 4) | – | – |
| Segundo, Dr. Karen de | 5/6 | 2/10 (Gast) | – | 8/8 | 1/1 |
| Siegert, Dr. Theo | 6/6 | 1/10 (Gast) | 5/5 | – | – |
| Woste, Ewald | 6/6 | – | – | 7/84) | – |
| Scheidt, Andreas | 6/6 | 10/10 | – | – | – |
| Broutta, Clive | 6/6 | – | – | 6/8 | – |
| Gila, Tibor | 6/6 | – | – | – | – |
| Hansen, Thies | 6/6 | – | 5/5 | – | – |
| Luha, Eugen-Gheorghe | 6/6 | – | – | 8/8 | – |
| Schulz, Fred | 6/6 | 9/10 | 5/5 | – | – |
| Šmátralová, Silvia | 6/6 | – | – | – | – |
| Wallbaum, Elisabeth | 6/6 | – | – | – | – |
| Zettl, Albert | 6/6 | 1/10 (Gast) | – | 7/84) | – |
1) Bis 31. März 2017: Finanz- und Investitionsausschuss
2) Davon eine Teilnahme als Gast
3) Mitglied bis 31. März 2017
4) Mitglied seit 1. April 2017
Im Hinblick auf Ziffer 5.4.1 des Deutschen Corporate Governance Kodex und § 289f Abs. 2 Nr. 6 HGB hat der Aufsichtsrat im Dezember 2017 Ziele für seine Zusammensetzung einschließlich eines Diversitätskonzepts und Kompetenzprofils beschlossen, die über die ausdrücklichen gesetzlichen Regelungen hinaus wie folgt lauten:
"Bei seiner Zusammensetzung folgt der Aufsichtsrat der E.ON SE den spezifischen Vorgaben zur SE und des Aktiengesetzes sowie den Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex.
a) Folgende allgemeine Ziele sollen beachtet werden:
• Dem Aufsichtsrat soll eine angemessene Zahl unabhängiger Mitglieder angehören. Ein Mitglied ist als unabhängig anzusehen, wenn es in keiner persönlichen oder geschäftlichen Beziehung zu der Gesellschaft, deren Organen, einem großen Aktionär oder einem mit diesem verbundenen Unternehmen steht, die einen wesentlichen und nicht nur vorübergehenden Interessenkonflikt begründen kann. Die angemessene Zahl unabhängiger Mitglieder wird bei einer Gesamtzahl von 12 Aufsichtsratsmitgliedern erreicht, wenn 8 als unabhängig einzustufen sind. Dabei werden die Vertreter der Arbeitnehmer grundsätzlich als unabhängig angesehen.
• Jedem Aufsichtsratsmitglied muss für die Wahrnehmung seiner Mandate genügend Zeit zur Verfügung stehen. Wer dem Vorstand einer börsennotierten Gesellschaft angehört, kann nur Mitglied im Aufsichtsrat von E.ON sein, wenn er in Summe nicht mehr als zwei Aufsichtsratsmandate in konzernexternen börsennotierten Gesellschaften oder in vergleichbaren Aufsichtsgremien wahrnimmt.
b) Der Aufsichtsrat hat zudem folgendes Diversitätskonzept beschlossen, um eine ausgewogene Struktur des Gremiums im Hinblick auf Alter, Geschlecht, Persönlichkeit, Bildungs- oder Berufshintergrund zu erreichen.
c) Darüber hinaus gilt folgendes Kompetenzprofil, dessen Ausfüllung insbesondere der Nominierungsausschuss bei der Vorbereitung der Wahlvorschläge für die Vertreter der Anteilseigner an die Hauptversammlung berücksichtigt.
Mindestens zwei Mitglieder sollen insbesondere mit Innovation, Disruption und Digitalisierung und den damit einhergehenden neuen Geschäftsmodellen und dem damit verbundenen kulturellen Wandel vertraut sein.
Mindestens vier Mitglieder sollen über spezifische Kenntnisse in den für E.ON besonders relevanten Geschäften und Märkten verfügen. Dazu gehören insbesondere die Energiewirtschaft, das Vertriebs- und Kundengeschäft, regulierte Industrien, neue Technologien sowie relevante Kundensektoren.
a) Nach Auffassung des Aufsichtsrats sind alle Aufsichtsratsmitglieder als unabhängig anzusehen. Dem Aufsichtsrat gehört kein ehemaliges Mitglied des Vorstands an. Ferner übt kein Mitglied Organfunktionen oder Beratungsaufgaben bei wesentlichen Wettbewerbern aus oder gehört dem Aufsichtsrat länger als drei Amtsperioden (15 Jahre) an. Nach Einschätzung des Aufsichtsrats bestehen bei keinem Aufsichtsratsmitglied konkrete Anhaltspunkte für relevante Umstände oder Beziehungen, die einen Interessenkonflikt begründen könnten. Dem Aufsichtsrat gehört kein Vorstandsmitglied eines börsennotierten Unternehmens an.
b) In seiner aktuellen Zusammensetzung erfüllt der Aufsichtsrat die in seinem Diversitätskonzept genannten Ziele. Die Besetzung des Aufsichtsrats mit Frauen und Männern entspricht den gesetzlichen Anforderungen an die Mindestanteile, wenngleich die Getrennterfüllung der gesetzlichen Geschlechterquote voraussichtlich erst ab der Hauptversammlung 2018 erfolgen wird. Die Altersspanne im Aufsichtsrat liegt derzeit bei 42 bis 71 Jahren und der Altersdurchschnitt bei 59 Jahren. Mindestens vier Mitglieder verfügen über internationale Erfahrung.
c) Die Mitglieder bringen in ihrer Gesamtheit vielfältige spezifische Kenntnisse in die Gremienarbeit ein und verfügen über besonderen Sachverstand in einem oder mehreren für das Unternehmen relevanten Geschäften und Märkten.
Aktuelle Lebensläufe der Aufsichtsratsmitglieder sind auf der Internetseite der Gesellschaft veröffentlicht.
Mit Beendigung der Hauptversammlung 2018 wird der Aufsichtsrat gemäß §§ 8, 8a der Satzung der E.ON SE auf zwölf Mitglieder reduziert. Vorstand und Aufsichtsrat beabsichtigen, der Hauptversammlung eine Erhöhung der Anzahl der Aufsichtsratsmitglieder um zwei Personen vorzuschlagen, um trotz des Ausscheidens langjähriger Mitglieder die Ziele für seine Zusammensetzung einschließlich des Diversitätskonzepts und des Kompetenzprofils auch künftig vollumfänglich erfüllen zu können. Auch in Zukunft wird der Aufsichtsrat in Anbetracht der sich stetig wandelnden Geschäftsanforderungen die erforderlichen Kompetenzen frühzeitig identifizieren, um deren Erfüllung gewährleisten zu können.
Der Aufsichtsrat hat folgende Ausschüsse eingerichtet und ihnen jeweils eine Geschäftsordnung gegeben:
Der Präsidialausschuss besteht aus vier Mitgliedern, dem Aufsichtsratsvorsitzenden, dessen beiden Stellvertretern und einem weiteren Arbeitnehmervertreter. Er bereitet die Sitzungen des Aufsichtsrats vor und berät den Vorstand in Grundsatzfragen der strategischen Fortentwicklung des Unternehmens. In Eilfällen – wenn eine vorherige erforderliche Beschlussfassung des Aufsichtsrats nicht ohne wesentliche Nachteile für die Gesellschaft abgewartet werden kann – beschließt der Präsidialausschuss anstelle des Gesamtaufsichtsrats. Der Präsidialausschuss bereitet darüber hinaus insbesondere Personalentscheidungen des Aufsichtsrats und die Beschlussfassung über die Festsetzung der jeweiligen Gesamtbezüge des einzelnen Vorstandsmitglieds im Sinne des § 87 AktG vor. Daneben ist er zuständig für den Abschluss, die Änderung und Beendigung der Anstellungsverträge mit den Mitgliedern des Vorstands und für die Unterbreitung eines Vorschlags zur Beschlussfassung des Aufsichtsrats über das Vergütungssystem für den Vorstand sowie seine regelmäßige Überprüfung. Er bereitet zudem die Entscheidung des Aufsichtsrats über die Festlegung der Investitions-, Finanz- und Personalplanung des Konzerns für das folgende Geschäftsjahr vor. Darüber hinaus befasst er sich mit Fragen der Corporate Governance und berichtet dem Aufsichtsrat in der Regel einmal jährlich über den Stand, die Effektivität und eventuelle Verbesserungsmöglichkeiten der Corporate Governance des Unternehmens sowie über neue Anforderungen und Entwicklungen auf diesem Gebiet.
Der Prüfungs- und Risikoausschuss besteht aus vier Mitgliedern. Nach Ansicht des Aufsichtsrats sind die Mitglieder des Prüfungsausschusses in ihrer Gesamtheit mit dem Sektor, in dem die Gesellschaft tätig ist, vertraut. Nach dem Aktiengesetz muss dem Prüfungsausschuss ein Mitglied des Aufsichtsrats angehören, das über Sachverstand auf den Gebieten Rechnungslegung oder Abschlussprüfung verfügt. Nach Ansicht des Aufsichtsrats erfüllen Herr Dr. Theo Siegert und Herr Andreas Schmitz diese Voraussetzung. Nach den Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex soll der Vorsitzende des Prüfungsausschusses über besondere Kenntnisse und Erfahrungen in der Anwendung von Rechnungslegungsgrundsätzen und internen Kontrollverfahren verfügen. Darüber hinaus soll er unabhängig und kein ehemaliges Mitglied des Vorstands sein, dessen Bestellung vor weniger als zwei Jahren endete. Nach Ansicht des Aufsichtsrats erfüllt der Vorsitzende des Prüfungs- und Risikoausschusses, Herr Dr. Theo Siegert, diese Anforderungen. Der Prüfungs- und Risikoausschuss befasst sich insbesondere mit Fragen der Rechnungslegung (inklusive des Rechnungslegungsprozesses), des Risikomanagements und der Compliance, der erforderlichen Unabhängigkeit des Abschlussprüfers, der Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschlussprüfer, der Bestimmung von Prüfungsschwerpunkten und der Honorarvereinbarung sowie der vom Abschlussprüfer zusätzlich erbrachten Leistungen. Teil der Risikomanagementbefassung sind die Überprüfung der Wirksamkeit des internen Kontrollsystems, des internen Risikomanagements und des internen Revisionssystems. Ferner bereitet der Ausschuss die Entscheidung des Aufsichtsrats über die Feststellung des Jahresabschlusses und die Billigung des Konzernabschlusses vor. Ihm obliegt die Vorprüfung des Jahresabschlusses, des Lageberichts, des Konzernabschlusses, des Konzernlageberichts und des Vorschlags für die
Gewinnverwendung sowie – sofern diese nicht bereits Teil des (Konzern-)Lageberichts sind – des gesonderten nichtfinanziellen Berichts und des gesonderten nichtfinanziellen Konzernberichts. Er erörtert Halbjahresberichte und Quartalsmitteilungen oder -finanzberichte vor der Veröffentlichung mit dem Vorstand. Die Wirksamkeit der bei der E.ON SE und bei den Konzerneinheiten für die Finanzpublizität relevanten Kontrollmechanismen wird regelmäßig durch die interne Revision überprüft, wobei sich der Ausschuss regelmäßig mit der Arbeit der internen Revision sowie der Festlegung der Prüfungsschwerpunkte befasst. Der Prüfungsund Risikoausschuss kann eine externe inhaltliche Überprüfung der nichtfinanziellen Erklärung oder des gesonderten nichtfinanziellen Berichts und der nichtfinanziellen Konzernerklärung oder des gesonderten nichtfinanziellen Konzernberichts beauftragen. Der Prüfungs- und Risikoausschuss bereitet ferner den Vorschlag des Aufsichtsrats an die Hauptversammlung zur Wahl des Abschlussprüfers vor. Um dessen Unabhängigkeit zu gewährleisten, holt der Prüfungs- und Risikoausschuss von dem vorgesehenen Abschlussprüfer eine Erklärung über eventuell bestehende Ausschluss- und Befangenheitsgründe ein.
Im Rahmen der Erteilung des Prüfungsauftrags an den Abschlussprüfer wird vereinbart,
Der Investitions- und Innovationsausschuss (bis 31. März 2017 Finanz- und Investitionsausschuss) setzt sich grundsätzlich aus vier, seit dem 1. April 2017 bis zur Beendigung der Hauptversammlung 2018 aus sechs Mitgliedern zusammen. Er berät den Vorstand in allen Fragen der Konzernfinanzierung und der Investitionsplanung sowie bei Themen in Bezug auf Marktentwicklungen und Innovationen. Er entscheidet anstelle des Aufsichtsrats über die Zustimmung zum Erwerb und zur Veräußerung von Unternehmen, Unternehmensbeteiligungen und Unternehmensteilen, deren Wert 300 Mio €, nicht aber 600 Mio € übersteigt. Der Investitions- und Innovationsausschuss entscheidet ferner anstelle des Aufsichtsrats über die Zustimmung zu Finanzierungsmaßnahmen, deren Wert 1 Mrd €, nicht aber 2,5 Mrd € übersteigt und die nicht durch Beschlüsse des Aufsichtsrats zu Finanzplänen gedeckt sind. Überschreitet der Wert dieser Geschäfte und Maßnahmen die genannten Grenzen, bereitet der Ausschuss die Entscheidung des Aufsichtsrats vor.
Der Nominierungsausschuss besteht aus drei Aufsichtsratsmitgliedern der Anteilseigner. Vorsitzender des Nominierungsausschusses ist der Vorsitzende des Aufsichtsrats. Aufgabe des Nominierungsausschusses ist es, dem Aufsichtsrat unter Berücksichtigung der Ziele des Aufsichtsrats für seine Zusammensetzung Wahlvorschläge an die Hauptversammlung für geeignete Kandidaten zum Aufsichtsrat zu unterbreiten.
Alle Ausschüsse tagen turnusgemäß sowie darüber hinaus bei konkreten Anlässen entsprechend ihrer jeweiligen Zuständigkeit nach der Geschäftsordnung. Angaben zur Tätigkeit des Aufsichtsrats und seiner Ausschüsse im abgelaufenen Geschäftsjahr befinden sich im Bericht des Aufsichtsrats auf den Seiten 8 bis 9. Die Zusammensetzung des Aufsichtsrats und seiner Ausschüsse befindet sich auf den Seiten 222 und 223.
Die Aktionäre der E.ON SE nehmen ihre Rechte in der Hauptversammlung wahr und üben dort ihr Stimmrecht aus. Die Einberufung der Hauptversammlung sowie die vom Gesetz für die Hauptversammlung verlangten Berichte und Unterlagen einschließlich des Geschäftsberichts werden zusammen mit der Tagesordnung und der Erläuterung der Teilnahmebedingungen, der Rechte der Aktionäre sowie etwaigen Gegenanträgen und Wahlvorschlägen von Aktionären auf der Internetseite der Gesellschaft veröffentlicht. Die Aktionäre werden regelmäßig mit einem Finanzkalender, der im Geschäftsbericht, in den Quartalsmitteilungen oder -finanzberichten sowie im Internet unter www.eon.com veröffentlicht wird, über wesentliche Termine informiert.
Die Aktionäre haben die Möglichkeit, ihr Stimmrecht in der Hauptversammlung selbst auszuüben oder durch einen Bevollmächtigten ihrer Wahl oder einen weisungsgebundenen Stimmrechtsvertreter der Gesellschaft ausüben zu lassen.
Die Wahl des Abschlussprüfers erfolgt gemäß den gesetzlichen Bestimmungen durch die Hauptversammlung.
In der Hauptversammlung am 10. Mai 2017 wurde die PricewaterhouseCoopers GmbH, Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Düsseldorf, zum Abschlussprüfer und Konzernabschlussprüfer der E.ON SE für das Geschäftsjahr 2017 und für eine prüferische Durchsicht von verkürzten Abschlüssen und Zwischenlageberichten für das Geschäftsjahr 2017 sowie das erste Quartal 2018 gewählt. Die verantwortlichen Wirtschaftsprüfer für den Jahresund Konzernabschluss der E.ON SE sind Herr Markus Dittmann (seit dem Geschäftsjahr 2014) und Frau Aissata Touré (seit dem Geschäftsjahr 2015).
Im Berichtsjahr bestand der Vorstand der E.ON SE aus fünf bzw. vier Männern. Im Dezember 2016 hat der Aufsichtsrat für den Vorstand der E.ON SE eine Zielgröße des Frauenanteils von 20 Prozent mit einer Umsetzungsfrist bis zum 31. Dezember 2021 beschlossen.
Der Vorstand hatte im September 2015 für die E.ON SE eine Zielquote für den Frauenanteil hinsichtlich der Besetzung der ersten Führungsebene unterhalb des Vorstands von 23 Prozent und für die zweite Führungsebene unterhalb des Vorstands von 17 Prozent mit einer Umsetzungsfrist bis zum 30. Juni 2017 beschlossen. Zum Ablauf der Frist betrug der Frauenanteil in der ersten Führungsebene unterhalb des Vorstands 19 Prozent und in der zweiten Führungsebene unterhalb des Vorstands 27 Prozent. E.ON hat im Umsetzungszeitraum konkrete Maßnahmen zur Steigerung des Anteils von Frauen in Führungspositionen ergriffen. Die Fluktuation auf den Führungsebenen fiel im Vergleich zu den Vorjahren geringer aus. Dadurch konnten trotz des positiven Trends noch nicht alle Ziele erreicht werden.
Der Vorstand hat nunmehr im Mai 2017 neue Zielquoten für den Frauenanteil hinsichtlich der Besetzung der ersten Führungsebene unterhalb des Vorstands von 30 Prozent und für die zweite Führungsebene unterhalb des Vorstands von 35 Prozent mit einer Umsetzungsfrist bis zum 30. Juni 2022 beschlossen.
Für alle weiteren im E.ON-Konzern betroffenen Gesellschaften sind, entsprechend dem Gesetz für die gleichberechtigte Teilhabe von Frauen und Männern an Führungspositionen in der Privatwirtschaft und im öffentlichen Dienst, Zielgrößen für den Frauenanteil im Aufsichtsrat, in der Geschäftsleitung und den beiden jeweils nachfolgenden Führungsebenen sowie Umsetzungsfristen bis zum 30. Juni 2022 festgelegt worden.
Der Aufsichtsrat der E.ON SE hat in seiner Sitzung im Dezember 2017 die folgende Nachfolgeplanung/Diversitätskonzept für den Vorstand beschlossen:
Unter Einbindung des Präsidialausschusses und des Vorstands sorgt der Aufsichtsrat für eine langfristige Nachfolgeplanung des Vorstands. Für die Zusammensetzung des Vorstands hat der Aufsichtsrat der E.ON SE ein Diversitätskonzept erarbeitet, das die Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex berücksichtigt.
• Bei der Besetzung des Vorstands sind insbesondere eine herausragende fachliche Qualifikation, langjährige Führungserfahrung, bisherige Leistungen und wertorientiertes Handeln der Kandidaten von Bedeutung. Die Mitglieder sollen die Fähigkeiten besitzen, vorausschauende, strategische Weichenstellungen vorzunehmen. Sie sollen insbesondere in der Lage sein, Geschäfte nachhaltig zu führen und konsequent auf Kundenbedürfnisse auszurichten.
Mit Ausnahme der bis zum 31. Dezember 2021 zu erfüllenden Zielquote für den Anteil von Frauen entspricht die Zusammensetzung des Vorstands bereits zurzeit den oben beschriebenen Besetzungszielen.
Dieser Vergütungsbericht stellt die Grundzüge der Vergütungssysteme für die Vorstands- und Aufsichtsratsmitglieder dar und gibt über die im Geschäftsjahr 2017 gewährten und zugeflossenen Bezüge der Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats der E.ON SE Auskunft. Der Bericht folgt den Rechnungslegungsvorschriften für kapitalmarktorientierte Unternehmen (Handelsgesetzbuch, deutsche Rechnungslegungs-Standards und International Financial Reporting Standards) sowie den Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex in der Fassung vom 7. Februar 2017 (im Folgenden der "DCGK").
Vor dem Hintergrund der Neuausrichtung des Konzerns wurde das Vorstandsvergütungssystem im Jahr 2016 mit dem Ziel der Reduzierung der Komplexität und der Abbildung der neuen Unternehmensstrategie überarbeitet. Das seit 1. Januar 2017 geltende Vorstandsvergütungssystem soll einen Anreiz für eine erfolgreiche und nachhaltige Unternehmensführung schaffen und die Vergütung der Vorstandsmitglieder an die kurzfristige und langfristige Entwicklung der Gesellschaft binden und dabei auch die individuellen Leistungen berücksichtigen. Daher ist das neue Vergütungssystem auf transparente, leistungsbezogene und am Unternehmenserfolg orientierte Parameter ausgerichtet, und die variable Vergütung wird überwiegend auf einer mehrjährigen Grundlage bemessen. Um die Interessen und Zielsetzungen von Management und Aktionären in Einklang zu bringen, stellt die langfristige variable Vergütung nicht nur auf die absolute Entwicklung des Aktienkurses, sondern auch auf einen Vergleich mit Wettbewerbern ab. Durch die Einführung von Aktienhalteverpflichtungen wird die Kapitalmarktorientierung zusätzlich unterstützt und zudem zur Stärkung der Aktienkultur beigetragen.
| Altes System | Neues System | Grund für Anpassung | |
|---|---|---|---|
| Allgemein: • Reduzierung der Komplexität • Abbildung neues Geschäftsmodell |
|||
| Langfristvergütung (LTI) – aktienbasiert (~ 30 %) Abhängig von: 4-Jahres-Ø-ROCE |
Langfristvergütung (LTI) – aktienbasiert (~ 39 %) Abhängig von: TSR-Performance relativ zu Vergleichsunternehmen |
• Stärkung Kapitalmarktperspektive • Relativer Total Shareholder Return (TSR) aus Investorensicht bewährte und akzeptierte Performance-Größe • Berücksichtigung der Performance im Vergleich zu Wettbewerbern |
|
| Tantieme (~ 40 %) |
1/3: LTI-Komponente (virtuelle Aktien) |
Tantieme zu LTI 45:55 |
|
| Abhängig von: Adjusted EBITDA vs. Budget Individuelle Performance |
2/3: STI-Komponente |
Tantieme (~ 31 %) Abhängig von: EPS vs. Budget Individuelle Performance |
• Earnings per Share (EPS) als zentrale Steuerungsgröße • Refl ektiert die Strategie • Indikator für Profi tabilität |
| Grundvergütung (~ 30 %) |
Grundvergütung (~ 30 %) |
• Keine Anpassung | |
| Aktienhaltevorschriften | • Stärkung der Aktienkultur und Kapitalmarktorientierung |
Der Aufsichtsrat beschließt das System zur Vergütung der Vorstandsmitglieder auf Vorschlag des Präsidialausschusses. Er überprüft das System und die Angemessenheit der Gesamtvergütung sowie der einzelnen Vergütungsbestandteile regelmäßig und passt diese, soweit notwendig, an. Er beachtet dabei die Vorgaben des Aktiengesetzes (AktG) und folgt den Empfehlungen und Anregungen des DCGK. Bei der Überprüfung der Marktüblichkeit des Vergütungssystems und der Angemessenheit der Vergütungshöhen wurde der Aufsichtsrat der Gesellschaft durch einen unabhängigen externen Vergütungsexperten unterstützt.
Das seit dem 1. Januar 2017 geltende Vergütungssystem wurde auf der Hauptversammlung 2016 zur Abstimmung vorgelegt und wurde mit einem Ergebnis von 91,14 Prozent mehrheitlich gebilligt.
Die Vergütung der Vorstandsmitglieder setzt sich aus einer erfolgsunabhängigen Grundvergütung, einer jährlichen Tantieme und einer langfristigen variablen Vergütung zusammen. Im Rahmen der Überarbeitung des Vergütungssystems ist die Summe der Komponenten gegenüber dem vorigen System unverändert geblieben. Die Bestandteile der Zielvergütung verhalten sich zueinander wie folgt:
1) ohne Sachbezüge, sonstige Leistungen und Pensionsleistungen
Eine Übersicht über das Vergütungssystem der Vorstandsmitglieder lässt sich der nachfolgenden Grafik entnehmen:
Auf Seite 97 findet sich außerdem eine Übersicht, in der die nachfolgende Beschreibung der einzelnen Bestandteile der Vorstandsvergütung sowie deren Bemessungsgrundlage und Parameter zusammengefasst sind.
Bei der erfolgsunabhängigen Vergütung wurde keine Anpassung vorgenommen.
Die fixe Grundvergütung der Vorstandsmitglieder wird in zwölf Monatsraten ausgezahlt.
Als vertragliche Nebenleistungen haben die Vorstandsmitglieder Anspruch auf einen Dienstwagen mit Fahrer. Die Gesellschaft stellt die notwendigen Telekommunikationsmittel zur Verfügung, übernimmt unter anderem die Kosten für eine regelmäßige ärztliche Untersuchung und zahlt die Versicherungsprämie für eine Unfallversicherung.
55 Prozent der erfolgsabhängigen Vergütung hängen von langfristigen Zielgrößen ab, sodass die Nachhaltigkeit der variablen Vergütung im Sinne von § 87 AktG gewährleistet ist.
Die jährliche Tantieme (45 Prozent der erfolgsabhängigen Vergütung) der Mitglieder des Vorstands besteht im weiterentwickelten Vergütungssystem nur noch aus einer Barzahlung nach Ablauf des Geschäftsjahres.
Die Höhe der jährlichen Tantieme bemisst sich danach, inwieweit bestimmte Ziele erreicht wurden. Dabei berücksichtigt das Zielvereinbarungssystem sowohl die Unternehmens- als auch die individuelle Performance.
Im Gegensatz zu dem bis zum 31. Dezember 2016 gültigen Vergütungssystem enthält das weiterentwickelte System keinen Ermessensspielraum des Aufsichtsrats mehr bei der Bewertung der Unternehmens-Performance in der jährlichen Tantieme.
Bemessungsgrundlage für die Unternehmens-Performance ist seit dem Jahr 2017 die für E.ON maßgebliche Konzernsteuerungskennziffer Earnings per Share (EPS). Hierbei wird das EPS auf Basis des bereinigten Konzernüberschusses, wie er auch im Geschäftsbericht ausgewiesen ist, herangezogen. Der Zielwert wird vom Aufsichtsrat unter Berücksichtigung der genehmigten Planung (Budget) für das jeweilige Jahr festgelegt. Die Zielerreichung beträgt 100 Prozent, wenn das tatsächlich erzielte EPS (Ist-EPS) diesem Zielwert entspricht. Fällt es um 37,5 Prozentpunkte oder mehr dahinter zurück, dann beträgt die Zielerreichung insoweit 0 Prozent. Liegt das EPS um 37,5 Prozentpunkte oder mehr über dem Zielwert, beträgt die Zielerreichung 200 Prozent. Zwischenwerte werden linear interpoliert.
Die Zielerreichung hinsichtlich des individuellen Performance-Faktors wird nach dem Ermessen des Aufsichtsrats festgelegt, um die kollektive beziehungsweise die individuelle Leistung der Vorstandsmitglieder angemessen zu berücksichtigen. Der individuelle Performance-Faktor kann zwischen 50 und 150 Prozent betragen. Der Aufsichtsrat kann den Vorstandsmitgliedern außerdem Sondervergütungen für außergewöhnliche Leistungen als Teil der jährlichen Tantieme gewähren. In der Festlegung des
individuellen Performance-Faktors sowie der etwaigen Gewährung einer Sondervergütung berücksichtigt der Aufsichtsrat insbesondere die Kriterien von § 87 AktG und des DCGK.
Die jährliche Tantieme (inklusive etwaiger Sondervergütungen) ist auch weiterhin auf maximal 200 Prozent der vertraglich vereinbarten Zieltantieme begrenzt (Cap).
Die langfristige variable Vergütung umfasst derzeit noch laufende Tranchen aus mehreren Geschäftsjahren auf Basis von zwei unterschiedlichen Plänen. Zum einen wurde im Geschäftsjahr 2017 die erste Tranche des neuen E.ON Performance Plans – Performance Plan 1. Tranche (2017–2020) – gewährt, die das erste Mal im April 2021 auf Basis der Zielerreichung und des festgestellten Aktienkurses zur Auszahlung kommt. Zum anderen gibt es noch ausstehende Tranchen des E.ON Share Matching Plans. Die letzte Tranche des E.ON Share Matching Plans – Share Matching Plan 4. Tranche (2016–2020) beziehungsweise LTI-Komponente aus der Tantieme 2016 als Share Matching Plan 5. Tranche (2017–2021) – wurde 2016 gewährt.
Als langfristige variable Vergütung erhalten die Vorstandsmitglieder eine aktienbasierte Vergütung im Rahmen des neuen E.ON Performance Plans, der seit dem 1. Januar 2017 den bisherigen E.ON Share Matching Plan als System der langfristigen Vergütung ersetzt. Die Laufzeit einer Tranche beträgt im E.ON Performance Plan vier Jahre, um einen langfristigen Anreiz im Sinne einer nachhaltigen Unternehmensentwicklung zu schaffen. Sie beginnt jeweils am 1. Januar eines Jahres.
Das Vorstandsmitglied erhält virtuelle Aktien in Höhe des ihm vertraglich zugesagten Zielwerts. Die Umrechnung in virtuelle Aktien erfolgt dabei auf Basis des Fair Market Value bei Gewährung. Der Fair Market Value wird mittels anerkannter finanzmathematischer Methoden ermittelt und berücksichtigt die erwartete zukünftige Auszahlung und damit die Volatilität und das Risiko des E.ON Performance Plans. Die Anzahl der zugeteilten virtuellen Aktien kann sich während der vierjährigen Laufzeit in Abhängigkeit vom Total Shareholder Return (TSR) der E.ON-Aktie im Vergleich zum TSR der Unternehmen einer Vergleichsgruppe (relativer TSR) verändern.
Der TSR ist die Aktienrendite der E.ON-Aktie und berücksichtigt die Entwicklung des Aktienkurses zuzüglich unterstellter reinvestierter Dividenden und ist bereinigt um Kapitalveränderungen. Als Vergleichsgruppe für den relativen TSR werden die weiteren Unternehmen des Branchenindex STOXX® Europe 600 Utilities herangezogen.
Während der Laufzeit einer Tranche wird jährlich die TSR-Performance der E.ON SE im Vergleich zu den Unternehmen der Vergleichsgruppe gemessen und für das betreffende Jahr festgeschrieben. Die TSR-Performance eines Jahres bestimmt die finale Anzahl von je einem Viertel der zu Laufzeitbeginn zugeteilten virtuellen Aktien. Dafür werden die TSR-Werte aller Unternehmen in eine Rangreihe gebracht und die relative Positionierung der E.ON SE anhand des erreichten Perzentils bestimmt. Liegt die Zielerreichung in einem Jahr unterhalb der vom Aufsichtsrat bei Zuteilung festgelegten Schwelle, reduziert sich die Anzahl der virtuellen Aktien um ein Viertel. Bei einer Performance am oberen Kappungswert oder darüber erhöht sich das auf das betreffende Jahr entfallende Viertel der zugeteilten virtuellen Aktien maximal auf 150 Prozent. Zwischenwerte werden linear interpoliert.
Die sich am Ende der Laufzeit ergebende Stückzahl von virtuellen Aktien wird mit dem Durchschnittskurs der E.ON-Aktie der letzten 60 Tage vor dem Laufzeitende multipliziert. Dieser Betrag wird um die Dividenden, die sich für E.ON-Aktien während der Laufzeit ergeben haben, erhöht und ausgezahlt. Die Summe der Auszahlungen ist auf 200 Prozent des vertraglich vereinbarten Zielwertes begrenzt.
Als langfristige variable Vergütung erhielten die Vorstandsmitglieder bis zur Einführung des neuen Vergütungssystems am 1. Januar 2017 eine aktienbasierte Vergütung im Rahmen des E.ON Share Matching Plans. Der Aufsichtsrat entschied zu Beginn des Geschäftsjahres auf Vorschlag des Präsidialausschusses über die Auflage einer neuen Tranche sowie über die maßgeblichen Ziele und individuellen Zuteilungshöhen. Die Laufzeit einer Tranche betrug vier Jahre, um einen langfristigen Anreiz im Sinne einer nachhaltigen Unternehmensentwicklung zu schaffen. Sie begann jeweils am 1. April eines Jahres.
Laufzeit: 4 Jahre
Das Vorstandsmitglied erhielt nach der Auflage einer neuen Tranche durch den Aufsichtsrat zunächst eine sofort unverfallbare Zuteilung von virtuellen Aktien äquivalent zur Höhe der LTI-Komponente seiner Tantieme. Die LTI-Komponente wurde unter Berücksichtigung des Gesamtzielerreichungsgrads für die im alten System gültige Tantieme des abgelaufenen Geschäftsjahres festgesetzt. Die Anzahl der virtuellen Aktien wurde auf Basis des Betrages der LTI-Komponente und des Durchschnittskurses der E.ON-Aktie der letzten 60 Tage vor Beginn der vierjährigen Laufzeit ermittelt. Ferner konnten dem Vorstandsmitglied auf der Grundlage einer in jedem Jahr erneut zu treffenden Ermessensentscheidung des Aufsichtsrats zusätzlich zu den virtuellen Aktien, die sich aus der LTI-Komponente ergaben, weitere verfallbare virtuelle Aktien als Basis-Matching zugeteilt werden. Darüber hinaus konnten dem Vorstandsmitglied abhängig von der Unternehmens-Performance während der Laufzeit pro Aktie aus dem Basis-Matching bis zu zwei weitere verfallbare virtuelle Aktien als Performance-Matching gewährt werden.
Der rechnerische Gesamtzielwert der Zuteilung zum Beginn der ab dem 1. April des jeweiligen Zuteilungsjahres beginnenden Laufzeit bestand aus der Summe der Werte der LTI-Komponente, des Basis-Matchings und des Performance-Matchings (bei Erreichung einer definierten Unternehmens-Performance).
Messgröße für die Unternehmens-Performance für Zwecke des Performance-Matchings war für die in den Jahren 2013 bis 2015 zugeteilten Tranchen zunächst der durchschnittliche ROACE während der vierjährigen Laufzeit im Vergleich zu einer im Rahmen der Auflage einer neuen Tranche vom Aufsichtsrat für die gesamte Periode vorab festgelegten Zielrendite. Für Geschäftsjahre ab 2016 basierten diese Erfolgsziele auf Beschluss des Aufsichtsrats auf der Kennziffer ROCE. Diese Anpassung war vor dem Hintergrund der Abspaltung der Uniper SE notwendig, da den Berechnungen des ROACE alte Planwerte zugrunde lagen, welche die Uniper-Abspaltung nicht berücksichtigten. Außerdem stand die Kennziffer ROACE ab dem Jahr 2016 nicht mehr als Konzernsteuerungskennziffer zur Verfügung. Darüber hinaus musste die aufgrund der Uniper-Abspaltung zu erwartende Wertminderung der E.ON-Aktie durch eine Umrechnungslogik kompensiert werden.
Außerordentliche Ereignisse bleiben bei der Feststellung der Unternehmens-Performance außer Ansatz. In Abhängigkeit vom Grad der Unternehmens-Performance können sich aus dem Performance-Matching am Ende der Laufzeit zwischen null und zwei weitere virtuelle Aktien für jede im Rahmen des Basis-Matchings zugeteilte virtuelle Aktie ergeben. Wird die vorab festgelegte Unternehmens-Performance zu 100 Prozent erreicht, erhält das Vorstandsmitglied zu jeder im Rahmen des Basis-Matchings zugeteilten virtuellen Aktie eine zusätzliche virtuelle Aktie. Zwischenwerte werden linear interpoliert.
Die sich am Ende der Laufzeit für das einzelne Vorstandsmitglied ergebende individuelle Stückzahl aller virtuellen Aktien wird mit dem Durchschnittskurs der E.ON-Aktie der letzten 60 Tage vor dem Laufzeitende multipliziert. Dieser Betrag wird um die Dividenden, die sich für E.ON-Aktien während der Laufzeit ergeben haben, erhöht und ausgezahlt. Die Summe der Auszahlungen ist auf 200 Prozent des rechnerischen Gesamtzielwerts begrenzt.
Die letzte vollständige Tranche des E.ON Share Matching Plans (LTI-Komponente der Tantieme des Vorjahres, Basis- und Performance-Matching) wurde im Geschäftsjahr 2016 aufgelegt und läuft bis zum Jahr 2020 (Share Matching Plan 4. Tranche [2016–2020]). Weil das alte Vergütungssystem noch bis einschließlich 2016 galt, wurden den Vorstandsmitgliedern letztmals im Jahr 2017 virtuelle Aktien auf Basis der LTI-Komponente der Tantieme für das Geschäftsjahr 2016 nach den Bedingungen des E.ON Share Matching Plans zugeteilt. Diese Tranche läuft bis zum Jahr 2021 (Share Matching Plan 5. Tranche [2017–2021]).
Der Empfehlung des DCGK folgend, gilt ein Gesamt-Cap für die an die Vorstandsmitglieder auszuzahlende Jahresvergütung. Danach darf die Summe der einzelnen Vergütungsbestandteile in einem Jahr nicht höher als 200 Prozent der vertraglich vereinbarten Zielvergütung sein. Die Zielvergütung setzt sich aus Grundvergütung, Zieltantieme und dem Zielzuteilungswert der langfristigen variablen Vergütung zusammen. Die betragsmäßige Begrenzung erhöht sich entsprechend den Beträgen aus Nebenleistungen und Pensionsleistungen aus dem jeweiligen Geschäftsjahr.
Um die Kapitalmarktorientierung und Aktienkultur weiter zu stärken, wurden ab dem Jahr 2017 Aktienhaltevorschriften (sogenannte "Share Ownership Guidelines") eingeführt. Danach haben sich die Vorstandsmitglieder verpflichtet, 200 Prozent (Vorstandsvorsitzender) bzw. 150 Prozent (übrige Vorstandsmitglieder) ihrer Grundvergütung in E.ON-Aktien zu investieren, dies nachzuweisen und die Aktien bis zum Ablauf der Bestellung als Vorstandsmitglied zu halten.
Bis zur Erreichung der erforderlichen Investitionssumme sind die Vorstandsmitglieder verpflichtet, Beiträge in Höhe der Nettoauszahlungen aus der langfristigen Vergütung in echten E.ON-Aktien anzulegen.
Mit den seit dem Geschäftsjahr 2010 in den Vorstand berufenen Mitgliedern hat die Gesellschaft eine beitragsorientierte Altersversorgung nach dem "Beitragsplan E.ON-Vorstand" vereinbart.
Die Gesellschaft stellt den Mitgliedern des Vorstands fiktive Beiträge in Höhe eines Prozentsatzes der beitragsfähigen Bezüge (Grundvergütung und Zieltantieme) bereit. Im April 2016 wurde vom Aufsichtsrat eine ab 2017 geltende Erhöhung der Prozentsätze für die fiktiven Beiträge im Rahmen des beitragsorientierten Systems beschlossen, um bei der Bemessung der Beiträge den Effekt aus der ab 2017 wirksamen Verminderung der Summe aus Grundvergütung und Zieltantieme im neuen Vergütungssystem zu kompensieren und die absoluten Beitragshöhen grundsätzlich unverändert zu halten. Seit dem Geschäftsjahr 2017 beträgt der Beitragsprozentsatz maximal 21 Prozent (zuvor: 18 Prozent). Die Höhe der jährlichen Beiträge setzt sich aus einem festen Basisprozentsatz (16 Prozent; zuvor: 14 Prozent) und einem Matchingbeitrag (5 Prozent; zuvor: 4 Prozent) zusammen. Voraussetzung für die Gewährung des Matchingbeitrags ist, dass das Vorstandsmitglied seinerseits einen Mindestbeitrag in gleicher Höhe durch Entgeltumwandlung leistet. Der durch das Unternehmen finanzierte Matchingbeitrag wird ausgesetzt, wenn und solange das Konzern-ROACE ab dem dritten Jahr in Folge unter den Kapitalkosten liegt. Die Gutschriften werden nach versicherungsmathematischen Grundsätzen in einen Kapitalbaustein (bezogen auf das 62. Lebensjahr) umgerechnet und den Versorgungskonten der Vorstandsmitglieder gutgeschrieben. Der hierzu verwendete Zinssatz wird in jedem Jahr abhängig vom Renditeniveau langfristiger Bundesanleihen ermittelt. Das auf dem Versorgungskonto angesammelte Guthaben kann nach Wahl des Vorstandsmitglieds (frühestens
im Alter von 62 Jahren) oder der Hinterbliebenen als lebenslange Rente, in Raten oder als Einmalbetrag ausgezahlt werden. Der daraus später tatsächlich resultierende Anspruch der einzelnen Vorstandsmitglieder kann im Voraus nicht exakt ermittelt werden. Er hängt von noch ungewissen Parametern ab; insbesondere der persönlichen Gehaltsentwicklung, der Anzahl der Dienstjahre, dem Erreichen der Unternehmenserfolgsziele und der Zinsentwicklung. Der bei einem Eintrittsalter von 50 Jahren erreichbare Anspruch aus der unternehmensfinanzierten beitragsorientierten Versorgungszusage liegt derzeit bei geschätzten 30 bis 35 Prozent des Grundgehalts (ohne Berücksichtigung der vor der Bestellung in den Vorstand angesparten Versorgungsanwartschaften).
Mit dem vor dem Jahr 2010 in den Vorstand berufenen Vorsitzenden des Vorstands – Herrn Dr. Johannes Teyssen – hat die Gesellschaft eine endgehaltsabhängige Altersversorgung vereinbart. Herr Dr. Johannes Teyssen hat nach dem Ausscheiden aus der Gesellschaft in folgenden Fällen Anspruch auf lebenslanges monatliches Ruhegeld: Erreichen des 60. Lebensjahres, dauerhafte Arbeitsunfähigkeit und sogenannter Dritter Pensionsfall. Die Voraussetzungen liegen vor, wenn die Ursache einer vorzeitigen Beendigung oder Nichtverlängerung des Vertrags von Herrn Dr. Johannes Teyssen nicht auf sein Verschulden oder die Ablehnung eines mindestens gleichwertigen Angebots zur Vertragsverlängerung zurückgeht. Im Dritten Pensionsfall erhält Herr Dr. Johannes Teyssen in der Zeit vom Ausscheiden bis zur Vollendung des 60. Lebensjahres ein vorzeitiges Ruhegeld (Übergangsgeld).
Die Versorgungszusage sieht für Herrn Dr. Johannes Teyssen ein Ruhegeld in Höhe von 75 Prozent der Grundvergütung vor. Ruhegeldansprüche aus früheren Tätigkeiten werden vollständig angerechnet. Die Versorgungszusage enthält außerdem für den Todesfall ein Witwengeld in Höhe von 60 Prozent sowie Waisengeld für jedes Kind in Höhe von 15 Prozent des jeweiligen Ruhegeldanspruchs. Witwen- und Waisengeld können zusammen maximal 100 Prozent des jeweiligen Ruhegeldanspruchs betragen.
Entsprechend den Vorschriften des Gesetzes zur Verbesserung der betrieblichen Altersversorgung (BetrAVG) sind die von den Vorstandsmitgliedern erworbenen Pensionsanwartschaften (sowohl beitragsorientiert als auch endgehaltsabhängig) nach fünf Jahren unverfallbar.
Der Aufsichtsrat überprüft das Versorgungsniveau der Vorstandsmitglieder und den daraus abgeleiteten jährlichen und langfristigen Versorgungsaufwand nach der Empfehlung des DCGK regelmäßig und passt die Zusagen gegebenenfalls an.
Die Vorstandsdienstverträge sehen einen Abfindungs-Cap entsprechend der Empfehlung des DCGK vor. Danach dürfen Zahlungen im Zusammenhang mit der Beendigung der Vorstandstätigkeit zwei Jahresgesamtvergütungen nicht überschreiten und nicht mehr als die Restlaufzeit des Dienstvertrags vergüten.
Bei vorzeitigem Verlust der Vorstandsposition aufgrund eines Unternehmenskontrollwechsels (Change of Control) haben die Mitglieder des Vorstands Anspruch auf Zahlung einer Abfindung. Die Change-of-Control-Regelung nimmt einen Kontrollwechsel in folgenden drei Fallgestaltungen an: Ein Dritter erwirbt mindestens 30 Prozent der Stimmrechte und erreicht damit die Pflichtangebotsschwelle gemäß dem WpÜG; die Gesellschaft schließt als abhängiges Unternehmen einen Unternehmensvertrag ab oder die E.ON SE wird mit einem anderen nicht konzernverbundenen Unternehmen verschmolzen. Der Abfindungsanspruch entsteht, wenn der Dienstvertrag des Vorstandsmitglieds innerhalb von zwölf Monaten nach dem Kontrollwechsel durch einvernehmliche Beendigung, Zeitablauf oder durch Kündigung des Vorstandsmitglieds endet; im letzteren Fall nur, wenn die Vorstandsposition infolge des Kontrollwechsels wesentlich berührt wird. Die Abfindung der Vorstandsmitglieder besteht aus Grundvergütung und Zieltantieme sowie Nebenleistungen für zwei Jahre. Entsprechend dem DCGK können diese Abfindungszahlungen 100 Prozent des zuvor beschriebenen Abfindungs-Caps nicht übersteigen.
Nach Beendigung der Vorstandsdienstverträge besteht ein nachvertragliches Wettbewerbsverbot. Den Mitgliedern des Vorstands ist es untersagt, für einen Zeitraum von sechs Monaten nach Beendigung des Dienstvertrags mittelbar oder unmittelbar für ein Unternehmen tätig zu werden, das im direkten oder indirekten Wettbewerb zur Gesellschaft oder mit ihr verbundenen Unternehmen steht. Die Vorstandsmitglieder erhalten während dieser Zeit eine Karenzentschädigung in Höhe von 100 Prozent der Zielvergütung (ohne langfristige variable Vergütung), mindestens aber 60 Prozent der zuletzt bezogenen vertragsmäßigen Gesamtbezüge.
Der Aufsichtsrat hat das Vergütungssystem und die einzelnen Vergütungsbestandteile für die Vorstandsmitglieder überprüft. Er hat die Angemessenheit der Vergütung des Vorstands in horizontaler und vertikaler Hinsicht festgestellt und die nachfolgend dargestellten erfolgsabhängigen Vergütungen beschlossen. Dabei hat er die horizontale Üblichkeit geprüft, indem er die Vergütung einem Marktvergleich mit Unternehmen ähnlicher Größenordnung unterzogen hat. Außerdem hat der Aufsichtsrat einen vertikalen Vergleich der Vergütung der Vorstandsmitglieder zum oberen Führungskreis und zur sonstigen Belegschaft aufgestellt und in seine Angemessenheitsüberprüfung miteinbezogen. Aus Sicht des Aufsichtsrats bestand im Geschäftsjahr 2017 keine Notwendigkeit, die Vergütung der Vorstandsmitglieder anzupassen.
Die jährliche Tantieme der Vorstandsmitglieder betrug für das Geschäftsjahr 2017 insgesamt 5,8 Mio € (Vorjahr: 4,3 Mio €). Für die Festlegung des Performance-Faktors hat der Aufsichtsrat die Gesamtleistung des Vorstands diskutiert und bewertet.
Der Aufsichtsrat hat für das Geschäftsjahr 2017 die erste Tranche des E.ON Performance Plans (2017–2020) gewährt und den Vorstandsmitgliedern virtuelle E.ON-Aktien zugeteilt. Der im Zeitpunkt der Zuteilung beizulegende Zeitwert der virtuellen E.ON-Aktien (5,84 €/Stück) ist in den nachfolgenden Tabellen "Aktienbasierte Vergütung" und "Gesamtvergütung des Vorstands" dargestellt. Die Wertentwicklung dieser Tranche hängt maßgeblich von der Entwicklung des E.ON-Aktienkurses und den Dividendenzahlungen sowie der relativen TSR-Performance gegenüber den Unternehmen des Branchenindex STOXX® 600 in den Jahren 2017 bis 2020 ab. Die im Jahr 2021 folgenden tatsächlichen Auszahlungen an die Vorstandsmitglieder können daher – unter Umständen erheblich – von den dargestellten Werten abweichen.
Insgesamt ergab sich im vergangenen Geschäftsjahr folgender Aufwand für die langfristige variable Vergütung der Vorstandsmitglieder:
| Wert der virtuellen Aktien bei Gewährung |
Stückzahl bei Gewährung | Aufwand (+)/Ertrag (-)2) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in € | 2017 | 20161) | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | |
| Dr. Johannes Teyssen | 1.732.500 | 1.827.516 | 296.661 | 138.762 | 3.423.608 | 1.008.670 | |
| Dr.-Ing. Leonhard Birnbaum | 1.008.333 | 1.063.643 | 172.660 | 80.762 | 1.860.899 | 580.199 | |
| Michael Sen (bis 31. März 2017) | – | 300.0003) | – | – | 323.469 | 181.636 | |
| Dr. Marc Spieker (seit 1. Januar 2017) | 825.000 | – | 141.268 | – | 276.179 | – | |
| Dr. Karsten Wildberger | 825.000 | 675.000 | 141.268 | 52.144 | 641.804 | 265.966 | |
| Summe | 4.390.833 | 3.866.159 | 751.857 | 271.668 | 6.525.959 | 2.036.471 |
1) Enthalten ist die LTI-Komponente auf Basis der Zieltantieme für das jeweilige Geschäftsjahr, für die im Zeitpunkt der Gewährung keine Stückzahl ermittelt werden kann.
2) Aufwand für die im Jahr 2017 bestehenden Performance-Rechte und virtuellen Aktien gemäß IFRS 2. 3) Zielwert der aus der LTI-Komponente der Tantieme 2016 stammenden virtuellen Aktien. Aufgrund des Austritts 2017 keine Zuteilung von weiteren Aktien gemäß Basis- und Performance-Matching.
Die für das Geschäftsjahr 2017 gewährte langfristige variable Vergütung betrug insgesamt 4,4 Mio €. Weitere Informationen zur aktienbasierten Vergütung sind in der Textziffer 11 des Anhangs des Konzernabschlusses dargestellt.
Nachfolgend sind die aktuellen Ruhegeldanwartschaften der Vorstandsmitglieder, die Höhe der Zuführungen zu den Pensionsrückstellungen und der Barwert der Pensionsverpflichtungen für das Geschäftsjahr 2017 dargestellt. Der Barwert der
Pensionsverpflichtungen ist nach den Vorgaben der IFRS und des HGB ermittelt worden. Die Abzinsung erfolgte mit einem Rechnungszins nach IFRS von 2,1 Prozent (Vorjahr: 2,1 Prozent) beziehungsweise einem Rechnungszins nach HGB von 3,68 Prozent (Vorjahr: 4,01 Prozent).
| Aktuelle Höhe der Ruhegeldanwartschaft zum 31. Dezember |
Höhe der Zuführung zu den Pensionsrückstellungen | Barwert zum 31. Dezember | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Prozent der Grundvergütung |
absolut in € | in € | Davon Zinsaufwand in € |
in € | ||||||||
| 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | |||
| Dr. Johannes Teyssen | 75 | 75 | 930.000 | 930.000 | 1.369.019 | 1.338.260 | 504.248 | 558.800 | 24.767.846 | 24.011.814 | ||
| Dr.-Ing. Leonhard Birnbaum 1) | – | – | – | – | 398.343 | 407.044 | 26.775 | 26.455 | 1.329.403 | 1.275.012 | ||
| Michael Sen (bis 31. März 2017) 1), 3) |
– | – | – | – | – | 275.898 | – | 4.909 | – | 523.074 | ||
| Dr. Marc Spieker (seit 1. Januar 2017) 1), 2) |
– | – | – | – | 50.303 | – | 16.367 | – | 830.032 | – | ||
| Dr. Karsten Wildberger 1) | – | – | – | – | 356.636 | 292.555 | 6.144 | – | 518.162 | 292.555 |
1) Beitragsplan E.ON-Vorstand
2) Herr Dr. Spieker war im Vorjahr bereits in der Gesellschaft tätig. Aufgrund seiner Vordienstzeiten bestand per 31. Dezember 2016 bereits ein Barwert in Höhe von 779.388 €.
3) Aufgrund des mit Herrn Sen geschlossenen Aufhebungsvertrags ist die Verpflichtung mit Ablauf des 31. März 2017 entfallen.
| Aktuelle Höhe der Ruhegeldanwartschaft zum 31. Dezember |
Höhe der Zuführung zu den Pensionsrückstellungen | Barwert zum 31. Dezember | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Prozent der Grundvergütung absolut in € |
in € | Davon Zinsaufwand in € |
in € | |||||||
| 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | |
| Dr. Johannes Teyssen | 75 | 75 | 930.000 | 930.000 | 1.823.372 | 478.740 | 686.225 | 647.067 | 18.936.224 | 17.112.854 |
| Dr.-Ing. Leonhard Birnbaum 1) | – | – | – | – | 95.578 | 161.367 | 39.868 | 32.398 | 1.089.787 | 994.209 |
| Michael Sen (bis 31. März 2017) 1), 3) |
– | – | – | – | – | 249.034 | – | 6.039 | – | 404.266 |
| Dr. Marc Spieker (seit 1. Januar 2017) 1), 2) |
– | – | – | – | 148.005 | – | 19.481 | – | 633.809 | – |
| Dr. Karsten Wildberger 1) | – | – | – | – | 188.871 | 226.291 | 9.074 | – | 415.162 | 226.291 |
1) Beitragsplan E.ON-Vorstand
2) Herr Dr. Spieker war im Vorjahr bereits in der Gesellschaft tätig. Aufgrund seiner Vordienstzeiten bestand per 31. Dezember 2016 bereits ein Barwert in Höhe von 485.804 €.
3) Aufgrund des mit Herrn Sen geschlossenen Aufhebungsvertrags ist die Verpflichtung mit Ablauf des 31. März 2017 entfallen.
Die rückstellungspflichtigen Barwerte der Vorstandspensionen nach IFRS sowie nach HGB sind zum 31. Dezember 2017 gegenüber dem Jahr 2016 leicht gestiegen. Dies resultiert zunächst aus den dienstzeitabhängigen Zuwächsen. Bei den
HGB-Werten kommt als weiterer Grund hinzu, dass der für den E.ON Konzern ermittelte Rechnungszins für die Abzinsung unter dem Vorjahreswert lag.
Die Gesamtbezüge der Vorstandsmitglieder betrugen im Geschäftsjahr 2017 14,0 Mio € und lagen damit etwa 1,5 Prozent über dem Vorjahr (13,8 Mio €), bezogen auf die im Geschäftsjahr 2016 berichtete Gesamtvergütung des Vorstands.
Der Dienstvertrag mit Herrn Sen wurde durch einen im Dezember 2016 geschlossenen Aufhebungsvertrag mit Wirkung zum 31. März 2017 einvernehmlich und ohne Auszahlung vertraglicher Ansprüche für die Restlaufzeit seines Dienstvertrags beendet, da Herr Sen auf eigenen Wunsch zu diesem Zeitpunkt aus dem Vorstand der E.ON SE ausgeschieden ist. Wegen Nichterreichens einer fünfjährigen Zusagedauer ist die vom Unternehmen
finanzierte Anwartschaft auf betriebliche Altersversorgung verfallen. Ebenso sind die in den Jahren 2015 und 2016 im Rahmen des E.ON Share Matching Plans gewährten virtuellen Aktien mit Ausnahme derjenigen, die aus der LTI-Komponente der Tantiemen 2015 und 2016 resultierten, verfallen. Letztere laufen planmäßig weiter bis zum regulären Laufzeitende der jeweiligen Tranchen. Ebenso wurden für das Jahr 2017 keine Tantieme sowie keine Tranche des E.ON Performance Plans gewährt. Das nachvertragliche Wettbewerbsverbot wurde entschädigungslos aufgehoben.
Für die einzelnen Mitglieder des Vorstands ergibt sich folgende Gesamtvergütung:
| Wert der gewährten aktienbasierten |
||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Grundvergütung | Tantieme | Sonstige Bezüge | Vergütung1) | Summe | ||||||
| in € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| Dr. Johannes Teyssen | 1.240.000 | 1.240.000 | 2.296.350 | 1.638.000 | 40.845 | 42.409 | 1.732.500 | 1.827.516 | 5.309.695 | 4.747.925 |
| Dr.-Ing. Leonhard Birnbaum | 800.000 | 800.000 | 1.336.500 | 953.333 | 27.117 | 25.138 | 1.008.333 | 1.063.643 | 3.171.950 | 2.842.114 |
| Michael Sen (bis 31. März 2017) |
175.000 | 700.000 | – | 780.000 | 17.100 | 181.065 | – | 300.000 | 192.100 | 1.961.065 |
| Dr. Marc Spieker (seit 1. Januar 2017) |
700.000 | – | 1.093.500 | – | 35.695 | – | 825.000 | – | 2.654.195 | – |
| Dr. Karsten Wildberger | 700.000 | 525.000 | 1.093.500 | 585.000 | 67.346 | 1.442.153 | 825.000 | 675.000 | 2.685.846 | 3.227.153 |
| Summe | 3.615.000 | 3.265.000 | 5.819.850 | 3.956.333 | 188.103 | 1.690.765 | 4.390.833 | 3.866.159 | 14.013.786 | 12.778.257 |
1) Der beizulegende Zeitwert für die aktienbasierte Vergütung der ersten Tranche des E.ON Performance Plans betrug 5,84 € je virtuelle E.ON-Aktie.
Die den Vorstandsmitgliedern für das Geschäftsjahr 2017 gewährten und im Geschäftsjahr 2017 zugeflossenen Vergütungen stellen sich nach der Empfehlung des DCGK wie folgt dar:
| Dr. Johannes Teyssen (Vorstandsvorsitzender) | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Gewährte Zuwendungen Zufluss |
|||||||||
| in € | 2016 | 2017 | 2017 (Min) |
2017 (Max)1), 2) |
2016 | 2017 | |||
| Festvergütung | 1.240.000 | 1.240.000 | 1.240.000 | 1.240.000 | 1.240.000 | 1.240.000 | |||
| Nebenleistungen | 42.409 | 40.845 | 40.845 | 40.845 | 42.409 | 40.845 | |||
| Summe | 1.282.409 | 1.280.845 | 1.280.845 | 1.280.845 | 1.282.409 | 1.280.845 | |||
| Einjährige variable Vergütung | 1.260.000 | 1.417.500 | – | 2.835.000 | 1.638.000 | 2.296.350 | |||
| Mehrjährige variable Vergütung – Share Performance Plan 7. Tranche (2012–2015) – Share Matching Plan 1. Tranche (2013–2017) – Share Matching Plan 4. Tranche (2016–2020) – Share Matching Plan 5. Tranche (2017–2021) – Performance Plan 1. Tranche (2017–2020) |
1.827.516 – – 1.197.516 630.000 – |
1.732.500 – – – – 1.732.500 |
– – – – – – |
3.465.000 – – – – 3.465.000 |
758.278 758.278 – – – – |
1.635.221 – 1.635.221 – – – |
|||
| Summe | 4.369.925 | 4.430.845 | 1.280.845 | 7.580.845 | 3.678.687 | 5.212.416 | |||
| Versorgungsaufwand (service cost) | 779.460 | 864.771 | 864.771 | 864.771 | 779.460 | 864.771 | |||
| Gesamtvergütung | 5.149.385 | 5.295.616 | 2.145.616 | 8.445.616 | 4.458.147 | 6.077.187 |
1) Der in der Gewährungstabelle ausgewiesene Maximalwert stellt die Summe der vertraglichen (Einzel-)Caps für die verschiedenen Vergütungsbestandteile des jeweiligen Vorstandsmitglieds dar. 2) Zusätzlich gilt der im Geschäftsjahr 2013 eingeführte und auf Seite 89 beschriebene Gesamt-Cap für die Vorstandsvergütung.
| Dr.-Ing. Leonhard Birnbaum (Mitglied des Vorstands) | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Gewährte Zuwendungen | Zufluss | ||||||||
| in € | 2016 | 2017 | 2017 (Min) |
2017 (Max)1), 2) |
2016 | 2017 | |||
| Festvergütung | 800.000 | 800.000 | 800.000 | 800.000 | 800.000 | 800.000 | |||
| Nebenleistungen | 25.138 | 27.117 | 27.117 | 27.117 | 25.138 | 27.117 | |||
| Summe | 825.138 | 827.117 | 827.117 | 827.117 | 825.138 | 827.117 | |||
| Einjährige variable Vergütung | 733.333 | 825.000 | – | 1.650.000 | 953.333 | 1.336.500 | |||
| Mehrjährige variable Vergütung – Share Performance Plan 7. Tranche (2012–2015) – Share Matching Plan 1. Tranche (2013–2017) – Share Matching Plan 4. Tranche (2016–2020) – Share Matching Plan 5. Tranche (2017–2021) – Performance Plan 1. Tranche (2017–2020) |
1.063.643 – – 696.976 366.667 – |
1.008.333 – – – – 1.008.333 |
– – – – – – |
2.016.666 – – – – 2.016.666 |
– – – – – – |
332.994 – 332.994 – – – |
|||
| Summe | 2.622.114 | 2.660.450 | 827.117 | 4.493.783 | 1.778.471 | 2.496.611 | |||
| Versorgungsaufwand (service cost) | 380.589 | 371.568 | 371.568 | 371.568 | 380.589 | 371.568 | |||
| Gesamtvergütung | 3.002.703 | 3.032.018 | 1.198.685 | 4.865.351 | 2.159.060 | 2.868.179 |
1), 2) Siehe Fußnoten auf S. 94.
| Michael Sen (Mitglied des Vorstands bis 31. März 2017) | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Gewährte Zuwendungen | Zufluss | ||||||||
| in € | 2016 | 2017 | 2017 (Min) |
2017 (Max)1), 2) |
2016 | 2017 | |||
| Festvergütung | 700.000 | 175.000 | 175.000 | 175.000 | 700.000 | 175.000 | |||
| Nebenleistungen | 181.065 | 17.100 | 17.100 | 17.100 | 181.065 | 17.100 | |||
| Summe | 881.065 | 192.100 | 192.100 | 192.100 | 881.065 | 192.100 | |||
| Einjährige variable Vergütung | 600.000 | – | – | – | 780.000 | – | |||
| Mehrjährige variable Vergütung – Share Performance Plan 7. Tranche (2012–2015) – Share Matching Plan 1. Tranche (2013–2017) – Share Matching Plan 4. Tranche (2016–2020) – Share Matching Plan 5. Tranche (2017–2021) – Performance Plan 1. Tranche (2017–2020) |
300.000 – – – 300.000 – |
– – – – – – |
– – – – – – |
– – – – – – |
– – – – – – |
– – – – – – |
|||
| Summe | 1.781.065 | 192.100 | 192.100 | 192.100 | 1.661.065 | 192.100 | |||
| Versorgungsaufwand (service cost) | 270.989 | – | – | – | 270.989 | – | |||
| Gesamtvergütung | 2.052.054 | 192.100 | 192.100 | 192.100 | 1.932.054 | 192.100 |
1), 2) Siehe Fußnoten auf S. 94.
| Dr. Marc Spieker (Mitglied des Vorstands seit 1. Januar 2017) | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Gewährte Zuwendungen | Zufluss | ||||||||
| in € | 2016 | 2017 | 2017 (Min) |
2017 (Max)1), 2) |
2016 | 2017 | |||
| Festvergütung | – | 700.000 | 700.000 | 700.000 | – | 700.000 | |||
| Nebenleistungen | – | 35.695 | 35.695 | 35.695 | – | 35.695 | |||
| Summe | – | 735.695 | 735.695 | 735.695 | – | 735.695 | |||
| Einjährige variable Vergütung | – | 675.000 | – | 1.350.000 | – | 1.093.500 | |||
| Mehrjährige variable Vergütung – Share Performance Plan 7. Tranche (2012–2015) – Share Matching Plan 1. Tranche (2013–2017) – Share Matching Plan 4. Tranche (2016–2020) – Share Matching Plan 5. Tranche (2017–2021) – Performance Plan 1. Tranche (2017–2020) |
– – – – – – |
825.000 – – – – 825.000 |
– – – – – – |
1.650.000 – – – – 1.650.000 |
– – – – – – |
– – – – – – |
|||
| Summe | – | 2.235.695 | 735.695 | 3.735.695 | – | 1.829.195 | |||
| Versorgungsaufwand (service cost) | – | 33.936 | 33.936 | 33.936 | – | 33.936 | |||
| Gesamtvergütung | – | 2.269.631 | 769.631 | 3.769.631 | – | 1.863.131 |
1), 2) Siehe Fußnoten auf S. 94.
| Dr. Karsten Wildberger (Mitglied des Vorstands) | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Gewährte Zuwendungen | Zufluss | |||||||
| in € | 2016 | 2017 | 2017 (Min) |
2017 (Max)1), 2) |
2016 | 2017 | ||
| Festvergütung | 525.000 | 700.000 | 700.000 | 700.000 | 525.000 | 700.000 | ||
| Nebenleistungen | 1.442.153 | 67.346 | 67.346 | 67.346 | 1.442.153 | 67.346 | ||
| Summe | 1.967.153 | 767.346 | 767.346 | 767.346 | 1.967.153 | 767.346 | ||
| Einjährige variable Vergütung | 450.000 | 675.000 | – | 1.350.000 | 585.000 | 1.093.500 | ||
| Mehrjährige variable Vergütung – Share Performance Plan 7. Tranche (2012–2015) – Share Matching Plan 1. Tranche (2013–2017) – Share Matching Plan 4. Tranche (2016–2020) – Share Matching Plan 5. Tranche (2017–2021) – Performance Plan 1. Tranche (2017–2020) |
675.000 – – 450.000 225.000 – |
825.000 – – – – 825.000 |
– – – – – – |
1.650.000 – – – – 1.650.000 |
– – – – – – |
– – – – – – |
||
| Summe | 3.092.153 | 2.267.346 | 767.346 | 3.767.346 | 2.552.153 | 1.860.846 | ||
| Versorgungsaufwand (service cost) | 292.555 | 350.492 | 350.492 | 350.492 | 292.555 | 350.492 | ||
| Gesamtvergütung | 3.384.708 | 2.617.838 | 1.117.838 | 4.117.838 | 2.844.708 | 2.211.338 |
1), 2) Siehe Fußnoten auf S. 94.
Die E.ON SE und ihre Tochtergesellschaften haben den Vorstandsmitgliedern auch im Geschäftsjahr 2017 keine Darlehen oder Vorschüsse gewährt oder sind zu ihren Gunsten Haftungsverhältnisse eingegangen. Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands befinden sich auf Seite 224.
In der nachfolgenden Übersicht sind die oben beschriebenen Bestandteile der Vorstandsvergütung sowie deren Bemessungsgrundlage und Parameter zusammengefasst:
| Vergütungsbestandteil | Bemessungsgrundlage/Parameter |
|---|---|
| Erfolgsunabhängige Vergütung | |
| Grundvergütung | • Vorsitzender des Vorstands: 1.240.000 € • Mitglieder des Vorstands: 700.000 – 800.000 € |
| Nebenleistungen | Dienstfahrzeug mit Fahrer, Telekommunikationsmittel, Versicherungsprämien, Gesundheitsuntersuchung |
| Erfolgsabhängige Vergütung | |
| Jährliche Tantieme | • Zieltantieme bei einer Zielerreichung von 100 Prozent: – Zielwert für den Vorsitzenden: 1.417.500 € – Zielwert für Mitglieder des Vorstands: 675.000 – 825.000 € • Obergrenze: 200 Prozent der Zieltantieme (Cap) • Höhe abhängig von – Unternehmens-Performance: Ist-EPS versus Budget – Individueller Performance-Faktor: Gesamtleistung und individuelle Leistung • Jährliche Zieltantieme entspricht 45 Prozent der erfolgsabhängigen Vergütung |
| Möglichkeit einer Sondervergütung |
Bei außergewöhnlichen Leistungen nach billigem Ermessen des Aufsichtsrats als Teil der jährlichen Tantieme und innerhalb des geltenden Caps |
| Langfristige variable Vergütung – E.ON Share Matching Plan (Gewährung bis 2016) |
• Zuteilung virtueller E.ON-Aktien mit vierjähriger Laufzeit: – Zielwert für Vorsitzenden des Vorstands: 1.260.000 € (ohne LTI-Komponente aus jährlicher Tantieme) – Zielwert für Mitglieder des Vorstands: 600.000 – 733.333 € (ohne LTI-Komponente aus jährlicher Tantieme) • Obergrenze: 200 Prozent des Zielwerts (Cap) • Anzahl der virtuellen Aktien: 1/3 aus der jährlichen Tantieme (LTI-Komponente) + Basis-Matching (1:1) + Performance-Matching (1:0 bis 1:2), abhängig vom ROCE während der Laufzeit • Wertentwicklung abhängig vom 60-Tages Durchschnittskurs der E.ON-Aktie am Laufzeitende und Dividendenzahlungen während vierjähriger Laufzeit |
| Langfristige variable Vergütung – E.ON Performance Plan (Gewährung ab 2017) |
• Zuteilung virtueller E.ON-Aktien mit vierjähriger Laufzeit: – Zielwert für den Vorsitzenden: 1.732.500 € – Zielwert für Mitglieder des Vorstands: 825.000 – 1.008.333 € • Anzahl endgültiger virtueller Aktien abhängig von der relativen Positionierung der TSR-Performance gegenüber den Unternehmen des STOXX® Europe 600 Utilities. Jährliche Festschreibung der TSR-Performance zu ¼. • Zuteilungsobergrenze, das heißt maximale Anzahl an virtuellen Aktien: 150 Prozent • Wertentwicklung abhängig vom 60-Tages Durchschnittskurs der E.ON-Aktie am Laufzeitende und Dividendenzahlungen während vierjähriger Laufzeit • Obergrenze: 200 Prozent des Zielwerts (Cap) • Der jährliche Zielzuteilungswert entspricht 55 Prozent der erfolgsabhängigen Vergütung |
| Versorgungszusagen | |
| Endgehaltsabhängige Zusagen1) | • Ruhegeld in Höhe von 75 Prozent der Grundvergütung ab dem 60. Lebensjahr als lebenslange Rente • Witwengeld in Höhe von 60 Prozent und Waisengeld in Höhe von je 15 Prozent des jeweiligen Ruhegeldanspruchs |
| Beitragsorientierte Zusagen | • Bereitstellung von fiktiven Beiträgen in Höhe von maximal 21 Prozent von Grundvergütung und Zieltantieme • Umrechnung der fiktiven Beiträge in Kapitalbausteine, Zinssatz abhängig vom Renditeniveau langfristiger Bundesanleihen • Auszahlung des angesparten Versorgungskontos ab dem Alter von 62 Jahren als lebenslange Rente in Raten oder als Einmalbetrag |
| Sonstige Vergütungsregelungen | |
| Aktienhaltevorschriften | • Verpflichtung zum Aktienkauf und Halten von E.ON-Aktien bis zum Ablauf der Bestellung als Vorstandsmitglied • Investition der Grundvergütung von – 200 Prozent (Vorstandsvorsitzender) – 150 Prozent (übrige Vorstandsmitglieder) • Bis zum Erreichen Investition der Nettoauszahlungen aus langfristiger Vergütung in Aktien |
| Abfindungs-Cap | Maximal zwei Jahresgesamtvergütungen, jedoch nicht mehr als die Restlaufzeit des Dienstvertrags |
| Abfindung bei Kontrollwechsel | Abfindung in Höhe von zwei Zielgehältern (Grundgehalt, Zieltantieme sowie Nebenleistungen), gekürzt um bis zu 20 Prozent |
| Nachträgliches Wettbewerbsverbot |
Zeitanteilige Karenzentschädigung in Höhe von Grundvergütung und Zieltantieme, mindestens 60 Prozent der zuletzt bezogenen Gesamtvergütung, für sechs Monate nach Beendigung des Dienstvertrags |
1) gilt nur für Herrn Dr. Johannes Teyssen
Die Gesamtbezüge der ehemaligen Vorstandsmitglieder und ihrer Hinterbliebenen betrugen 12,4 Mio € (Vorjahr: 11,6 Mio €). Die Gesellschaft hat 159,0 Mio € (Vorjahr: 172,8 Mio €) – Bewertung nach IFRS – für die Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Vorstandsmitgliedern und ihren Hinterbliebenen zurückgestellt.
Die von der Hauptversammlung festgelegte Vergütung für die Mitglieder des Aufsichtsrats ist in § 15 der Satzung der Gesellschaft geregelt. Ziel dieses Vergütungssystems ist es, die Unabhängigkeit des Aufsichtsrats als Überwachungsorgan zu stärken. Außerdem haben die Mitglieder des Aufsichtsrats eine Reihe von Aufgaben, die sie unabhängig vom wirtschaftlichen Erfolg des Unternehmens erfüllen müssen. Daher erhalten die Mitglieder des Aufsichtsrats – neben der Erstattung ihrer Auslagen – eine feste Vergütung sowie eine Vergütung für Ausschusstätigkeiten.
Der Vorsitzende des Aufsichtsrats erhält eine fixe Vergütung in Höhe von 440.000 €, seine Stellvertreter jeweils 320.000 €. Den übrigen Mitgliedern des Aufsichtsrats steht eine Vergütung in Höhe von 140.000 € zu. Zusätzlich erhalten der Vorsitzende des Prüfungs- und Risikoausschusses 180.000 €, andere Mitglieder dieses Ausschusses jeweils 110.000 €, Vorsitzende eines anderen Ausschusses 140.000 €, Mitglieder dieser anderen Ausschüsse jeweils 70.000 €. Im Falle einer Mitgliedschaft in mehreren Ausschüssen wird nur die jeweils höchste Ausschussvergütung gezahlt. Der Vorsitzende und die stellvertretenden Vorsitzenden des Aufsichtsrats erhalten keine zusätzliche Vergütung für ihre Tätigkeit in Ausschüssen. Weiterhin zahlt die Gesellschaft den Mitgliedern des Aufsichtsrats für ihre Teilnahme an den Sitzungen des Aufsichtsrats und der Ausschüsse ein Sitzungsgeld in Höhe von 1.000 € je Tag der Sitzung. Scheiden Mitglieder des Aufsichtsrats im Laufe eines Geschäftsjahres aus dem Aufsichtsrat aus, erhalten sie eine zeitanteilige Vergütung.
Die Gesamtbezüge der Mitglieder des Aufsichtsrats betrugen im Geschäftsjahr 2017 4,5 Mio € (Vorjahr: 3,6 Mio €, bezogen auf die im Geschäftsbericht 2016 berichteten Gesamtbezüge des Aufsichtsrats). Den Aufsichtsratsmitgliedern wurden auch im vergangenen Geschäftsjahr keine Darlehen oder Vorschüsse von der Gesellschaft gewährt.
| Aufsichtsrats vergütung | Vergütung für Ausschuss tätigkeiten |
Sitzungsgelder | Aufsichtsratsbezüge von Tochtergesellschaften |
Summe | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| Dr. Karl–Ludwig Kley | 440.000 | 256.667 | – | – | 13.000 | 7.000 | – | – | 453.000 | 263.667 |
| Prof. Dr. Ulrich Lehner | 320.000 | 320.000 | – | – | 12.000 | 10.000 | – | – | 332.000 | 330.000 |
| Andreas Scheidt | 320.000 | 320.000 | – | – | 13.000 | 10.000 | 170.853 | – | 503.853 | 330.000 |
| Clive Broutta | 140.000 | 140.000 | 70.000 | 70.000 | 8.000 | 8.000 | – | – | 218.000 | 218.000 |
| Erich Clementi | 140.000 | 70.000 | – | – | 7.000 | 2.000 | – | – | 147.000 | 72.000 |
| Tibor Gila | 140.000 | 70.000 | – | – | 6.000 | 2.000 | – | 2.705 | 146.000 | 74.705 |
| Thies Hansen | 140.000 | 140.000 | 110.000 | 110.000 | 10.000 | 10.000 | 17.700 | 17.700 | 277.700 | 277.700 |
| Carolina Dybeck Happe | 140.000 | 81.667 | 52.500 | – | 10.000 | 2.000 | – | – | 202.500 | 83.667 |
| Baroness Denise Kingsmill CBE |
140.000 | 140.000 | – | – | 3.000 | 6.000 | – | – | 143.000 | 146.000 |
| Eugen-Gheorghe Luha | 140.000 | 140.000 | 70.000 | 70.000 | 10.000 | 8.000 | 13.114 | 13.483 | 233.114 | 231.483 |
| Andreas Schmitz | 140.000 | 70.000 | 82.500 | – | 9.000 | 3.000 | – | – | 231.500 | 73.000 |
| Fred Schulz | 140.000 | 140.000 | 110.000 | 110.000 | 15.000 | 13.000 | 22.243 | 13.500 | 287.243 | 276.500 |
| Silvia Šmátralová | 140.000 | 70.000 | – | – | 6.000 | 2.000 | 24.367 | 32.452 | 170.367 | 104.452 |
| Dr. Karen de Segundo | 140.000 | 140.000 | 122.500 | 70.000 | 11.000 | 8.000 | – | – | 273.500 | 218.000 |
| Dr. Theo Siegert | 140.000 | 140.000 | 180.000 | 180.000 | 11.000 | 10.000 | – | – | 331.000 | 330.000 |
| Elisabeth Wallbaum | 140.000 | 140.000 | – | – | 6.000 | 6.000 | – | – | 146.000 | 146.000 |
| Ewald Woste | 140.000 | 70.000 | 52.500 | – | 10.000 | 2.000 | 8.000 | – | 210.500 | 72.000 |
| Albert Zettl | 140.000 | 70.000 | 52.500 | – | 11.000 | 2.000 | 20.000 | 20.000 | 223.500 | 92.000 |
| Summe | 3.180.000 | 2.518.333 | 902.500 | 610.000 | 171.000 | 111.000 | 276.277 | 99.841 | 4.529.777 | 3.339.174 |
Die Gesellschaft unterhält eine Vermögensschaden-Haftpflichtversicherung für die Mitglieder des Vorstands und des Aufsichtsrats. Entsprechend dem AktG und der Empfehlung des DCGK sieht die Police einen Selbstbehalt in Höhe von 10 Prozent des jeweiligen Schadens für die Vorstands- und Aufsichtsratsmitglieder vor, der pro Jahr auf 150 Prozent der Jahresfixvergütung begrenzt ist.
An die E.ON SE, Essen
Wir haben den Konzernabschluss der E.ON SE, Essen, und ihrer Tochtergesellschaften (der Konzern) – bestehend aus der Konzernbilanz zum 31. Dezember 2017, der Konzerngewinn- und Verlustrechnung, der Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen, der Entwicklung des Konzerneigenkapitals und der Konzernkapitalflussrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2017 sowie dem Konzernanhang, einschließlich einer Zusammenfassung bedeutsamer Rechnungslegungsmethoden – geprüft. Darüber hinaus haben wir den Konzernlagebericht der E.ON SE, der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst ist, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2017 geprüft. Die im Abschnitt "Sonstige Informationen" unseres Bestätigungsvermerks genannten Bestandteile des Konzernlageberichts haben wir in Einklang mit den deutschen gesetzlichen Vorschriften nicht inhaltlich geprüft.
Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse
gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar. Unser Prüfungsurteil zum Konzernlagebericht erstreckt sich nicht auf den Inhalt der im Abschnitt "Sonstige Informationen" genannten Bestandteile des Konzernlageberichts.
Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts geführt hat.
Wir haben unsere Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-Abschlussprüferverordnung (Nr. 537/2014; im Folgenden "EU-APrVO") unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Die Prüfung des Konzernabschlusses haben wir unter ergänzender Beachtung der International Standards on Auditing (ISA) durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften, Grundsätzen und Standards ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von den Konzernunternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den europarechtlichen sowie den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Darüber hinaus erklären wir gemäß Artikel 10 Abs. 2 Buchst. f) EU-APrVO, dass wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5 Abs. 1 EU-APrVO erbracht haben. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht zu dienen.
Besonders wichtige Prüfungssachverhalte sind solche Sachverhalte, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten in unserer Prüfung des Konzernabschlusses für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2017 waren. Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Konzernabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt; wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu diesen Sachverhalten ab.
Aus unserer Sicht waren folgende Sachverhalte am bedeutsamsten in unserer Prüfung:
Unsere Darstellung dieser besonders wichtigen Prüfungssachverhalte haben wir jeweils wie folgt strukturiert:
Nachfolgend stellen wir die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte dar:
a. Im Konzernabschluss der E.ON SE zum 31. Dezember 2017 wird unter dem Bilanzposten "Goodwill" ein Betrag von € 2,2 Mrd. und unter den Bilanzposten "Sachanlagen" sowie "immaterielle Vermögenswerte" ein Betrag von € 24,8 Mrd. bzw. € 3,5 Mrd. ausgewiesen. Im Geschäftsjahr 2017 wurde diesbezüglich ein Wertminderungsbedarf von € 1,0 Mrd.
erfasst, von dem € 0,7 Mrd. auf Windparks in den Vereinigten Staaten von Amerika entfallen. Die Gesellschaft ordnet die Goodwills zahlungsmittelgenerierenden Einheiten bzw. Gruppen zahlungsmittelgenerierender Einheiten zu, welche im E.ON-Konzern überwiegend den operativen Segmenten entsprechen. Diese werden regelmäßig im vierten Quartal eines Geschäftsjahres oder anlassbezogen einem Werthaltigkeitstest unterzogen. Bei Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten mit bestimmter Nutzungsdauer werden Werthaltigkeitstests auf Basis der jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten ausschließlich anlassbezogen vorgenommen. Im Rahmen des Werthaltigkeitstests wird der Buchwert der jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten – im Falle der Überprüfung der Werthaltigkeit des Goodwill inklusive des Geschäfts- oder Firmenwerts – dem entsprechenden erzielbaren Betrag gegenübergestellt. Grundlage der Bewertung im Rahmen eines Werthaltigkeitstests ist der Barwert künftiger Zahlungsströme der zahlungsmittelgenerierenden Einheit. Den Zahlungsströmen liegt hierbei die Mittelfristplanung des E.ON-Konzerns betreffend die Jahre 2018 bis 2020 zugrunde. Für die Bewertung der Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerte mit bestimmter Nutzungsdauer wird dieser Planungszeitraum über die Lebensdauer des entsprechenden Vermögenswertes fortgeschrieben. Für Zwecke der Überprüfung der Werthaltigkeit des Goodwill wird der dreijährige Detailplanungszeitraum generell um zwei weitere Jahre – sofern geboten auch darüber hinaus – verlängert und danach unter Annahme von langfristigen Wachstumsraten in einer ewigen Rente fortgeschrieben. Die Diskontierung erfolgt jeweils mit den gewichteten Kapitalkosten der jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheit. Das Ergebnis dieser Bewertung ist in hohem Maße von der Einschätzung der gesetzlichen Vertreter hinsichtlich der Höhe der künftigen Zahlungsströme, des verwendeten Diskontierungszinssatzes sowie der Wachstumsrate abhängig. Darüber hinaus sind insbesondere die Annahmen über die langfristige Entwicklung
der zugrunde liegenden Preise sowie der relevanten regulatorischen Einflussfaktoren von Bedeutung. Aufgrund der Komplexität der Bewertung und der mit den zugrunde gelegten Annahmen verbundenen erheblichen Unsicherheiten sowie der Höhe der erfassten Wertminderungen war dieser Sachverhalt im Rahmen unserer Prüfung von besonderer Bedeutung.
b. Im Rahmen unserer Prüfung haben wir unter anderem nachvollzogen, ob das Bewertungsmodell zur Durchführung des Werthaltigkeitstests die konzeptionellen Anforderungen der relevanten Standards sachgerecht abbildet und die Berechnungen in den Modellen korrekt erfolgen. Der Schwerpunkt unserer Prüfung lag auf der kritischen Auseinandersetzung mit den bei der Bewertung zugrunde gelegten zentralen Annahmen. Die Angemessenheit der bei der Bewertung verwendeten künftigen Zahlungsströme haben wir durch Abstimmung mit allgemeinen und branchenspezifischen Markterwartungen sowie durch Abgleich mit den aktuellen Budgets aus dem von den gesetzlichen Vertretern erstellten Konzerninvestitions-, Finanz- und Personalplan für das Jahr 2018, dem der Aufsichtsrat am 18. Dezember 2017 zugestimmt hat, sowie der von den gesetzlichen Vertretern erstellten und vom Aufsichtsrat zur Kenntnis genommenen Planung für die Jahre 2019 und 2020 beurteilt. Unter anderem haben wir die Herleitung der im Bereich der ewigen Rente angewandten langfristigen Wachstumsraten aus den Markterwartungen nachvollzogen. Ferner haben wir die bei der Bestimmung des verwendeten Diskontierungszinssatzes herangezogenen Parameter beurteilt sowie das Berechnungsschema nachvollzogen. Darüber hinaus haben wir die Annahmen über die langfristige Entwicklung der Preise sowie der relevanten regulatorischen Einflussfaktoren mit branchenspezifischen Erwartungen abgestimmt. Ferner haben wir im Rahmen der Überprüfung der Werthaltigkeit für den Goodwill die sachgerechte Ermittlung und Zuordnung von Kosten für Konzernfunktionen sowie deren zutreffende Berücksichtigung bei den Werthaltigkeitstests der jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten beurteilt. Abschließend haben wir die Ermittlung der Buchwerte der zahlungsmittelgenerierenden Einheiten, welche mit dem jeweiligen erzielbaren Betrag verglichen werden, sowie die rechnerische Ermittlung sowie Erfassung des Wertminderungsbedarfs gewürdigt.
Die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Bewertungsparameter und -annahmen stimmen insgesamt mit unseren Erwartungen überein. Wir konnten die Berücksichtigung in den Bewertungsmodellen sowie die Ermittlung der festgestellten Wertminderungen nachvollziehen.
a. Im Konzernabschluss der E.ON SE zum 31. Dezember 2017 wird unter dem Bilanzposten "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" ein Betrag von € 3,3 Mrd. ausgewiesen. Dieser entfällt mit € 3,0 Mrd. insbesondere auf die Beteiligung an der Uniper SE. Ende September 2017 hat E.ON eine Vereinbarung mit der Fortum-Gruppe abgeschlossen, die diese verpflichtet, ein öffentliches Übernahmeangebot zu € 22 (einschließlich der erwarteten Dividende von € 0,69 je Uniper-Aktie für das Geschäftsjahr 2017) für eine Uniper-Aktie abzugeben und E.ON berechtigt, dieses Angebot für ihren 46,65% Anteil an der Uniper SE im Januar 2018 anzunehmen (sog. Tender Option). Bei Nichtausübung dieser Option wird seitens E.ON eine Ausgleichszahlung an die Fortum-Gruppe fällig. Eine Veräußerung der Anteile im Geschäftsjahr 2018 wurde nach Einschätzung der gesetzlichen Vertreter als höchstwahrscheinlich angesehen, so dass die Beteiligung an der Uniper SE seit diesem Zeitpunkt als Abgangsgruppe gemäß IFRS 5 ausgewiesen wird. Vor diesem Hintergrund sowie aufgrund der hohen Komplexität der bilanziellen Abbildung der Vereinbarung mit der Fortum-Gruppe und der wesentlichen Auswirkungen auf das Konzernergebnis war insbesondere der Ausweis als Abgangsgruppe sowie die bilanzielle Abbildung der Vereinbarung mit der Fortum-Gruppe von besonderer Bedeutung für unsere Prüfung.
b. Im Rahmen unserer Prüfung haben wir insbesondere den Ausweis der Beteiligung an der Uniper SE als Abgangsgruppe sowie die bilanzielle Abbildung der Vereinbarung mit der Fortum-Gruppe beurteilt. Dazu haben wir uns zunächst ein Verständnis der zugrundeliegenden vertraglichen Vereinbarungen verschafft und deren Auswirkungen auf den Ausweis der Uniper SE und die bilanzielle Behandlung beurteilt. Zur Einschätzung der Veräußerung als höchstwahrscheinlich haben wir darüber hinaus auch Gespräche mit an der Transaktion beteiligten verantwortlichen Personen geführt. Anschließend bildete die Bewertung der Tender Option einschließlich der Ausgleichszahlung bei Nichtausübung den Schwerpunkt unserer Prüfung. Hierbei haben wir das Bewertungsmodell und die der Bewertung zugrundeliegenden Parameter sowie die konkrete Ermittlung gewürdigt. Wir konnten uns davon überzeugen, dass der Ausweis der Beteiligung an der Uniper SE sachgerecht erfolgte und die der Bewertung zugrunde liegenden Annahmen und Bewertungsparameter insgesamt hinreichend dokumentiert und begründet sind.
a. Aufgrund der im Geschäftsjahr 2017 erfolgten Zahlung an den Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung in Höhe von rund € 10,3 Mrd. entstand der E.ON SE ein zusätzlicher Finanzierungsbedarf. Dieser wurde in Teilen aus Eigenmitteln, insbesondere auch aus dem Zufluss von € 3,0 Mrd. aus der Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer, gedeckt. Darüber hinaus hat die Gesellschaft das Grundkapital im Rahmen des genehmigten Kapitals um rund € 0,2 Mrd. erhöht, wodurch unter Berücksichtigung des vereinbarten Agios eine Erhöhung des Eigenkapitals um insgesamt € 1,35 Mrd. erfolgte. Des Weiteren wurden drei Euro-Anleihen mit einem Gesamtvolumen in Höhe von € 2,0 Mrd. platziert. Die Anleihen sind festverzinslich und haben eine Laufzeit bis 2021, 2024 und 2029.
Durch die Emission dieser Anleihen war für eine in Vorjahren gebildete Sicherungsbeziehung zur Zinssicherung von zukünftig zu begebenden Anleihen, für die Hedge Accounting (Cash Flow Hedge) angewendet wurde, das Grundgeschäft
teilweise nicht mehr vorhanden. Für diesen Anteil der Sicherungsbeziehung wurde daher das Hedge Accounting zum Zeitpunkt der Begebung der Anleihen nicht mehr fortgeführt. In diesem Zusammenhang wurden neue Derivate abgeschlossen, um das geänderte Zinsrisiko zu berücksichtigen. Diese wurden zusammen mit den in Vorjahren abgeschlossenen Derivaten in die Sicherungsbeziehung einbezogen.
Die Sicherungsinstrumente weisen zum 31. Dezember 2017 einen negativen Marktwert in Höhe von insgesamt € 0,8 Mrd. auf. Im "kumulierten Other Comprehensive Income" sind zum 31. Dezember € 0,4 Mrd. für die emittierten Anleihen enthalten, die in Folgeperioden aufwandswirksam aufgelöst werden. Im Geschäftsjahr 2017 wurden € 33 Mio. aufwandswirksam reklassifiziert.
Aus unserer Sicht waren diese Sachverhalte aufgrund des Volumens der Finanzierungsaktivitäten, der Komplexität der Sicherungsbeziehungen, der möglichen Ergebnisauswirkungen sowie der langen Laufzeit der Geschäfte von besonderer Bedeutung für unsere Prüfung.
b. Im Rahmen unserer Prüfung haben wir die Bilanzierung der Kapitalerhöhung, insbesondere die Berücksichtigung von Transaktionskosten, sowie der emittierten Anleihen, insbesondere in Bezug auf deren Bewertung und Hedge Accounting, beurteilt. Dazu haben wir uns zunächst ein Verständnis von den vertraglichen bzw. gesellschaftsrechtlichen sowie finanztechnischen Grundlagen verschafft und diese hinsichtlich ihrer bilanziellen Behandlung beurteilt. Ergänzend dazu haben wir Nachweise der beteiligten Banken und Auszüge aus dem Handelsregister eingeholt und gewürdigt. Die Fortführung des Hedge Accounting haben wir hinsichtlich des Einklangs mit den Vorgaben internationaler Rechnungslegungsstandards beurteilt. Im Detail beinhaltete dies die Beurteilung des Vorliegens der Voraussetzung zur Anwendung von Hedge Accounting einschließlich des Vorhandenseins entsprechender Effektivitätstests und Hedge Dokumentationen. Darüber hinaus haben wir die Buchungen zur Erfassung relevanter Bilanzposten (Marktwerte der Sicherungsinstrumente, Other Comprehensive Income und Reklassifizierung des Other
Comprehensive Income, etc.) sowie deren Ausweis in der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung des E.ON-Konzerns nachvollzogen und auf Übereinstimmung mit den einschlägigen Rechnungslegungsvorgaben überprüft. Hierbei konnten wir uns davon überzeugen, dass die Bilanzierung der
Kapitalerhöhung und der emittierten Anleihen sachgerecht erfolgte und die Voraussetzungen zur Anwendung des Hedge Accounting hinreichend begründet und dokumentiert sind.
c. Die Angaben der Gesellschaft zu Eigenkapital, Finanzverbindlichkeiten, derivativen Finanzinstrumenten und der Anwendung von Hedge Accounting sind insbesondere in Textziffern 19 und 20 sowie 26, 30 und 31 des Konzernanhangs enthalten.
die Würdigung der technischen Rückbaukonzepte und der zugrundeliegenden Kostenannahmen, insbesondere im Bereich der Personalkosten. Bezüglich der Rekultivierungs- und Sanierungsverpflichtungen haben wir insbesondere die der Bilanzierung zugrundeliegenden externen Rechtseinschätzungen, die internen rechtlichen Würdigungen sowie die der Bewertung zugrundeliegenden technischen Konzepte gewürdigt. Des Weiteren haben wir die zutreffende Ableitung der laufzeitadäquaten Zinssätze aus Marktdaten nachvollzogen.
Das Berechnungsschema der jeweiligen Rückstellungen haben wir anhand der eingehenden Bewertungsparameter insgesamt, einschließlich der Diskontierung, nachvollzogen sowie die geplante zeitliche Inanspruchnahme der Rückstellungen hinterfragt. Wir konnten uns davon überzeugen, dass die getroffenen Einschätzungen und Annahmen der gesetzlichen Vertreter hinreichend begründet sind, um den Ansatz und die Bewertung der langfristigen Rückstellungen zu rechtfertigen. Die von den gesetzlichen Vertretern angewandten Bewertungsparameter und -annahmen konnten wir insgesamt nachvollziehen und uns von deren zutreffender Berücksichtigung bei der Ermittlung der Rückstellungen überzeugen.
c. Die Angaben der Gesellschaft zu den langfristigen Rückstellungen sind in Textziffer 25 des Konzernanhangs enthalten.
Die gesetzlichen Vertreter sind für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen die folgenden nicht inhaltlich geprüften Bestandteile des Konzernlageberichts:
Die sonstigen Informationen umfassen zudem die übrigen Teile des Geschäftsberichts – ohne weitergehende Querverweise auf externe Informationen –, mit Ausnahme des geprüften Konzernabschlusses, des geprüften Konzernlageberichts sowie unseres Bestätigungsvermerks.
Unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab.
Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen
Falls wir auf Grundlage der von uns durchgeführten Arbeiten den Schluss ziehen, dass eine wesentliche falsche Darstellung dieser sonstigen Informationen vorliegt, sind wir verpflichtet, über diese Tatsache zu berichten. Wir haben in diesem Zusammenhang nichts zu berichten.
Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Konzernabschlusses, der den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Konzernabschluss unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Konzernabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen – beabsichtigten oder unbeabsichtigten – falschen Darstellungen ist.
Bei der Aufstellung des Konzernabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern
einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, es sei denn, es besteht die Absicht den Konzern zu liquidieren oder der Einstellung des Geschäftsbetriebs oder es besteht keine realistische Alternative dazu.
Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des Konzernlageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Konzernlageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen, und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im Konzernlagebericht erbringen zu können.
Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses des Konzerns zur Aufstellung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts.
Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernabschluss als Ganzes frei von wesentlichen – beabsichtigten oder unbeabsichtigten – falschen Darstellungen ist, und ob der Konzernlagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum Konzernlagebericht beinhaltet.
Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-APrVO unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung sowie unter ergänzender Beachtung der ISA durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus Verstößen oder Unrichtigkeiten resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Konzernabschlusses und Konzernlageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen.
Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus
mit Ereignissen oder Gegebenheiten besteht, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Falls wir zu dem Schluss kommen, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, sind wir verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Konzernabschluss und im Konzernlagebericht aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben unangemessen sind, unser jeweiliges Prüfungsurteil zu modifizieren. Wir ziehen unsere Schlussfolgerungen auf der Grundlage der bis zum Datum unseres Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweise. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass der Konzern seine Unternehmenstätigkeit nicht mehr fortführen kann.
die den zukunftsorientierten Angaben von den gesetzlichen Vertretern zugrunde gelegten bedeutsamen Annahmen nach und beurteilen die sachgerechte Ableitung der zukunftsorientierten Angaben aus diesen Annahmen. Ein eigenständiges Prüfungsurteil zu den zukunftsorientierten Angaben sowie zu den zugrunde liegenden Annahmen geben wir nicht ab. Es besteht ein erhebliches unvermeidbares Risiko, dass künftige Ereignisse wesentlich von den zukunftsorientierten Angaben abweichen.
Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Prüfung feststellen.
Wir geben gegenüber den für die Überwachung Verantwortlichen eine Erklärung ab, dass wir die relevanten Unabhängigkeitsanforderungen eingehalten haben, und erörtern mit ihnen alle Beziehungen und sonstigen Sachverhalte, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und die hierzu getroffenen Schutzmaßnahmen.
Wir bestimmen von den Sachverhalten, die wir mit den für die Überwachung Verantwortlichen erörtert haben, diejenigen Sachverhalte, die in der Prüfung des Konzernabschlusses für den aktuellen Berichtszeitraum am bedeutsamsten waren und daher die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte sind. Wir beschreiben diese Sachverhalte im Bestätigungsvermerk, es sei denn, Gesetze oder andere Rechtsvorschriften schließen die öffentliche Angabe des Sachverhalts aus.
Wir wurden von der Hauptversammlung am 10. Mai 2017 als Konzernabschlussprüfer gewählt. Wir wurden am 23. Mai 2017 vom Aufsichtsrat beauftragt. Wir sind ununterbrochen seitdem die Gesellschaft im Geschäftsjahr 1965 erstmals die Anforderungen als Unternehmen von öffentlichem Interesse im Sinne des § 319a Abs. 1 Satz 1 HGB erfüllte als Konzernabschlussprüfer der E.ON SE, Essen, tätig.
Wir erklären, dass die in diesem Bestätigungsvermerk enthaltenen Prüfungsurteile mit dem zusätzlichen Bericht an den Prüfungsausschuss nach Artikel 11 EU-APrVO (Prüfungsbericht) in Einklang stehen.
Diesen Bestätigungsvermerk erteilen wir zu dem geänderten Konzernabschluss und geänderten Konzernlagebericht aufgrund unserer pflichtgemäßen, am 6. März 2018 abgeschlossenen Prüfung und unserer am 12. März 2018 abgeschlossenen Nachtragsprüfung, die sich auf die Ergänzung von Angaben über einen nach Aufstellung des Konzernabschlusses und des Konzernlageberichts bekannt gewordenen Sachverhalt bezog. Auf die Darstellung der Änderungen durch die gesetzlichen Vertreter im geänderten Anhang, Abschnitt "Ereignisse nach dem Bilanzstichtag" sowie im geänderten Konzernlagebericht, Abschnitt "Ertragslage" sowie Kapitel "Prognosebericht" wird verwiesen.
Die für die Prüfung verantwortliche Wirtschaftsprüferin ist Aissata Touré.
Düsseldorf, den 6. März 2018 / begrenzt auf die vorgenannten Änderungen: 12. März 2018
PricewaterhouseCoopers GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft
Markus Dittmann Aissata Touré
Wirtschaftsprüfer Wirtschaftsprüferin
| in Mio € | Anhang | 2017 | 2016 |
|---|---|---|---|
| Umsatzerlöse einschließlich Strom- und Energiesteuern | 38.958 | 39.175 | |
| Strom- und Energiesteuern | -993 | -1.002 | |
| Umsatzerlöse | (5) | 37.965 | 38.173 |
| Bestandsveränderungen | 4 | 8 | |
| Andere aktivierte Eigenleistungen | (6) | 524 | 529 |
| Sonstige betriebliche Erträge | (7) | 7.649 | 7.448 |
| Materialaufwand | (8) | -29.788 | -32.325 |
| Personalaufwand | (11) | -3.162 | -2.839 |
| Abschreibungen | (14) | -2.769 | -3.823 |
| Sonstige betriebliche Aufwendungen | (7) | -6.475 | -7.867 |
| Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen | 716 | 285 | |
| Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis und Steuern | 4.664 | -411 | |
| Finanzergebnis Beteiligungsergebnis Erträge aus Wertpapieren, Zinsen und ähnliche Erträge Zinsen und ähnliche Aufwendungen |
(9) | -44 -3 1.299 -1.340 |
-1.314 -19 343 -1.638 |
| Steuern vom Einkommen und vom Ertrag | (10) | -440 | -440 |
| Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten | 4.180 | -2.165 | |
| Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten | (4) | – | -13.842 |
| Konzernüberschuss/-fehlbetrag Anteil der Gesellschafter der E.ON SE Anteile ohne beherrschenden Einfluss |
4.180 3.925 255 |
-16.007 -8.450 -7.557 |
|
| in € | |||
| Ergebnis je Aktie (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE) – unverwässert und verwässert 1) | (13) | ||
| aus fortgeführten Aktivitäten | 1,84 | -1,22 | |
| aus nicht fortgeführten Aktivitäten | 0,00 | -3,11 | |
| aus Konzernüberschuss/-fehlbetrag | 1,84 | -4,33 | |
1) auf Basis ausstehender Aktien (gewichteter Durchschnitt)
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Konzernüberschuss/-fehlbetrag | 4.180 | -16.007 |
| Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen | 317 | -1.401 |
| Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen at equity bewerteter Unternehmen | 40 | -2 |
| Ertragsteuern | 165 | -202 |
| Posten, die nicht in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert werden | 522 | -1.605 |
| Cashflow Hedges Unrealisierte Veränderung Ergebniswirksame Reklassifizierung |
198 135 63 |
-331 -673 342 |
| Weiterveräußerbare Wertpapiere Unrealisierte Veränderung Ergebniswirksame Reklassifizierung |
-125 -61 -64 |
-106 295 -401 |
| Währungsumrechnungsdifferenz Unrealisierte Veränderung Ergebniswirksame Reklassifizierung |
-25 -25 – |
4.865 926 3.939 |
| At equity bewertete Unternehmen Unrealisierte Veränderung Ergebniswirksame Reklassifizierung |
-477 -474 -3 |
-87 -229 142 |
| Ertragsteuern | 57 | -27 |
| Posten, die anschließend möglicherweise in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert werden | -372 | 4.314 |
| Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen | 150 | 2.709 |
| Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Summe Comprehensive Income) Anteil der Gesellschafter der E.ON SE Fortgeführte Aktivitäten Nicht fortgeführte Aktivitäten Anteile ohne beherrschenden Einfluss |
4.330 4.055 4.055 – 275 |
-13.298 -7.867 -3.816 -4.051 -5.431 |
| 31. Dezember | |||
|---|---|---|---|
| in Mio € | Anhang | 2017 | 2016 |
| Goodwill | (14) | 3.337 | 3.463 |
| Immaterielle Vermögenswerte | (14) | 2.243 | 2.329 |
| Sachanlagen | (14) | 24.766 | 25.242 |
| At equity bewertete Unternehmen | (15) | 3.547 | 6.352 |
| Sonstige Finanzanlagen Beteiligungen Langfristige Wertpapiere |
(15) | 3.541 792 2.749 |
5.148 821 4.327 |
| Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte | (17) | 452 | 553 |
| Betriebliche Forderungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte | (17) | 1.371 | 1.761 |
| Laufende Ertragsteuerforderungen | (10) | – | 7 |
| Aktive latente Steuern | (10) | 907 | 1.441 |
| Langfristige Vermögenswerte | 40.164 | 46.296 | |
| Vorräte | (16) | 794 | 785 |
| Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte | (17) | 236 | 463 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte | (17) | 5.781 | 6.719 |
| Laufende Ertragsteuerforderungen | (10) | 514 | 851 |
| Liquide Mittel Wertpapiere und Festgeldanlagen Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente |
(18) | 5.160 670 1.782 2.708 |
8.573 2.147 852 5.574 |
| Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte | (4) | 3.301 | 12 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | 15.786 | 17.403 | |
| Summe Aktiva | 55.950 | 63.699 |
| 31. Dezember | |||
|---|---|---|---|
| in Mio € | Anhang | 2017 | 2016 |
| Gezeichnetes Kapital | (19) | 2.201 | 2.001 |
| Kapitalrücklage | (20) | 9.862 | 9.201 |
| Gewinnrücklagen | (21) | -4.552 | -8.495 |
| Kumuliertes Other Comprehensive Income | (22) | -2.378 | -2.048 |
| Eigene Anteile | (19) | -1.126 | -1.714 |
| Anteil der Gesellschafter der E.ON SE | 4.007 | -1.055 | |
| Anteile ohne beherrschenden Einfluss (vor Umgliederung) | 3.195 | 2.896 | |
| Umgliederung im Zusammenhang mit Put-Optionen | -494 | -554 | |
| Anteile ohne beherrschenden Einfluss | (23) | 2.701 | 2.342 |
| Eigenkapital | 6.708 | 1.287 | |
| Finanzverbindlichkeiten | (26) | 9.922 | 10.435 |
| Betriebliche Verbindlichkeiten | (26) | 4.690 | 5.247 |
| Laufende Ertragsteuerverbindlichkeiten | (10) | 969 | 1.433 |
| Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen | (24) | 3.620 | 4.009 |
| Übrige Rückstellungen | (25) | 14.381 | 15.609 |
| Passive latente Steuern | (10) | 1.616 | 2.554 |
| Langfristige Schulden | 35.198 | 39.287 | |
| Finanzverbindlichkeiten | (26) | 3.099 | 3.792 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten | (26) | 8.099 | 6.888 |
| Laufende Ertragsteuerverbindlichkeiten | (10) | 673 | 434 |
| Übrige Rückstellungen | (25) | 2.041 | 12.008 |
| Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden | (4) | 132 | 3 |
| Kurzfristige Schulden | 14.044 | 23.125 | |
| Summe Passiva | 55.950 | 63.699 | |
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Konzernüberschuss/-fehlbetrag | 4.180 | -16.007 |
| Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten | – | 13.842 |
| Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen | 2.769 | 3.823 |
| Veränderung der Rückstellungen | -516 | 3.142 |
| Veränderung der latenten Steuern | -153 | -66 |
| Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen und Erträge | -124 | -276 |
| Ergebnis aus dem Abgang von Vermögenswerten | -482 | -203 |
| Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen | -50 | -42 |
| Beteiligungen | -176 | -45 |
| Wertpapiere (>3 Monate) | -256 | -116 |
| Veränderungen von Posten der betrieblichen Vermögenswerte, Verbindlichkeiten und Ertragsteuern | 1.663 | -1.294 |
| Vorräte sowie Emissionszertifikate | -46 | 63 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen | 107 | 381 |
| Sonstige betriebliche Forderungen und Ertragsteueransprüche Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen |
1.064 -180 |
-775 -102 |
| Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten und Ertragsteuern | 718 | -861 |
| Auszahlung an den Fonds für kerntechnische Entsorgung | -10.289 | – |
| Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (operativer Cashflow)1) | -2.952 | 2.961 |
| Cashflow aus der Geschäftstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten | – | 2.332 |
| Cashflow aus der Geschäftstätigkeit | -2.952 | 5.293 |
| Einzahlungen aus dem Abgang von Vermögenswerten | 770 | 836 |
| Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen | 150 | 363 |
| Beteiligungen | 620 | 473 |
| Auszahlungen für Investitionen | -3.308 | -3.169 |
| Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen | -3.076 | -3.035 |
| Beteiligungen | -232 | -134 |
| Einzahlungen aus dem Verkauf von Wertpapieren (>3 Monate) sowie Finanzforderungen und Festgeldanlagen | 6.382 | 2.470 |
| Auszahlungen für den Erwerb von Wertpapieren (>3 Monate) sowie Finanzforderungen und Festgeldanlagen | -3.295 | -3.272 |
| Veränderungen der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen | -940 | 94 |
| Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten | -391 | -3.041 |
| Cashflow aus der Investitionstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten | – | -1.325 |
| Cashflow aus der Investitionstätigkeit | -391 | -4.366 |
| Ein-/Auszahlungen aus Kapitalveränderungen2) | 1.588 | 429 |
| Gezahlte Dividenden an die Gesellschafter der E.ON SE | -345 | -976 |
| Gezahlte Dividenden an Anteile ohne beherrschenden Einfluss | -205 | -113 |
| Einzahlungen aus dem Zugang von Finanzverbindlichkeiten | 4.260 | 1.537 |
| Auszahlungen für die Tilgung von Finanzverbindlichkeiten | -4.758 | -2.029 |
| Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten | 540 | -1.152 |
| Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten | – | 864 |
| Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit | 540 | -288 |
1) Weitere Erläuterungen zum operativen Cashflow sind in Textziffer 29 und 33 enthalten. 2) In den jeweiligen Jahren sind keine wesentlichen Saldierungen enthalten.
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | -2.803 | 639 |
| Wechselkursbedingte Wertänderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | -8 | -87 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum Jahresanfang3) | 5.574 | 5.190 |
| Abgehende Zahlungsmittel aus Entkonsolidierung nicht fortgeführter Aktivitäten | – | -168 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum Jahresende 4) | 2.763 | 5.574 |
| Ergänzende Informationen zum Cashflow aus der Geschäftstätigkeit | ||
| Gezahlte Ertragsteuern (abzüglich Erstattungen) | -483 | -483 |
| Gezahlte Zinsen | -979 | -1.005 |
| Erhaltene Zinsen | 745 | 445 |
| Erhaltene Dividenden | 364 | 263 |
3) Die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zu Beginn des Vorjahres umfassen auch die Bestände der als nicht fortgeführte Aktivität ausgewiesenen Uniper. 4) Die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum Jahresende umfassen auch die Bestände der als Abgangsgruppe ausgewiesenen Hamburg Netz GmbH von 55 Mio €.
| Other Comprehensive Income | Veränderung kumuliertes | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | Gezeichnetes Kapital |
Kapital rücklage |
Gewinn rücklagen |
Differenz aus der Währungs umrechnung |
Weiter veräußerbare Wertpapiere |
Cashflow Hedges |
||
| Stand zum 1. Januar 2016 | 2.001 | 12.558 | 9.419 | -5.351 | 419 | -903 | ||
| Veränderung Konsolidierungskreis | -3.357 | -7.029 | 1.920 | -173 | -6 | |||
| Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile | ||||||||
| Kapitalerhöhung | ||||||||
| Dividenden | -976 | |||||||
| Anteilserhöhung/-minderung | -5 | 13 | -4 | |||||
| Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit Put-Optionen |
||||||||
| Comprehensive Income | -9.904 | 2.268 | 111 | -342 | ||||
| Konzernüberschuss/-fehlbetrag | -8.450 | |||||||
| Other Comprehensive Income Neubewertungen von |
-1.454 | 2.268 | 111 | -342 | ||||
| leistungsorientierten Versorgungsplänen | -1.454 | |||||||
| Veränderung kumuliertes Other Comprehensive Income |
2.268 | 111 | -342 | |||||
| Stand zum 31. Dezember 2016 | 2.001 | 9.201 | -8.495 | -1.150 | 353 | -1.251 | ||
| Stand zum 1. Januar 2017 | 2.001 | 9.201 | -8.495 | -1.150 | 353 | -1.251 | ||
| Veränderung Konsolidierungskreis | ||||||||
| Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile | -478 | -3 | ||||||
| Kapitalerhöhung | 200 | 1.139 | ||||||
| Dividenden | -452 | |||||||
| Anteilserhöhung/-minderung | 13 | |||||||
| Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit Put-Optionen |
||||||||
| Comprehensive Income | 4.385 | -505 | -60 | 235 | ||||
| Konzernüberschuss/-fehlbetrag | 3.925 | |||||||
| Other Comprehensive Income Neubewertungen von |
460 | -505 | -60 | 235 | ||||
| leistungsorientierten Versorgungsplänen | 460 | |||||||
| Veränderung kumuliertes Other Comprehensive Income |
-505 | -60 | 235 | |||||
| Stand zum 31. Dezember 2017 | 2.201 | 9.862 | -4.552 | -1.655 | 293 | -1.016 | ||
| Eigene Anteile |
Anteil der Gesellschafter der E.ON SE |
Anteile ohne beherrschenden Einfluss (vor der Umgliederung) |
Umgliederung im Zusammenhang mit Put-Optionen |
Anteile ohne beherr schenden Einfluss |
Summe |
|---|---|---|---|---|---|
| -1.714 | 16.429 | 3.209 | -561 | 2.648 | 19.077 |
| -8.645 | 4.978 | 4.978 | -3.667 | ||
| 0 | |||||
| 246 | 246 | 246 | |||
| -976 | -168 | -168 | -1.144 | ||
| 4 | 62 | 62 | 66 | ||
| 7 | 7 | 7 | |||
| -7.867 | -5.431 | -5.431 | -13.298 | ||
| -8.450 | -7.557 | -7.557 | -16.007 | ||
| 583 | 2.126 | 2.126 | 2.709 | ||
| -1.454 | -151 | -151 | -1.605 | ||
| 2.037 | 2.277 | 2.277 | 4.314 | ||
| -1.714 | -1.055 | 2.896 | -554 | 2.342 | 1.287 |
| -1.714 | -1.055 | 2.896 | -554 | 2.342 | 1.287 |
| 0 | |||||
| 588 | 107 | 107 | |||
| 1.339 | 228 | 228 | 1.567 | ||
| -452 | -225 | -225 | -677 | ||
| 13 | 21 | 21 | 34 | ||
| 60 | 60 | 60 | |||
| 4.055 3.925 |
275 255 |
275 255 |
4.330 4.180 |
||
| 130 | 20 | 20 | 150 | ||
| 460 | 62 | 62 | 522 | ||
| -330 | -42 | -42 | -372 | ||
| -1.126 | 4.007 | 3.195 | -494 | 2.701 | 6.708 |
Der Konzernabschluss der E.ON SE, Essen (Amtsgericht Essen HRB 28196) wird in Anwendung von § 315e Abs. 1 HGB unter Beachtung der International Financial Reporting Standards (IFRS) und der Interpretationen des IFRS Interpretations Committee (IFRIC) aufgestellt, die bis zum Ende der Berichtsperiode von der Europäischen Kommission für die Anwendung in der EU übernommen wurden und zum 31. Dezember 2017 verpflichtend anzuwenden waren.
Die Aufstellung des Konzernabschlusses für den E.ON-Konzern (E.ON oder Konzern) erfolgt grundsätzlich auf Basis der fortgeführten Anschaffungskosten, eingeschränkt durch die zum beizulegenden Zeitwert (Fair Value) bewerteten zur Veräußerung verfügbaren finanziellen Vermögenswerte (Available-for-Sale) sowie die erfolgswirksam zum Fair Value bewerteten finanziellen Vermögenswerte und finanziellen Verbindlichkeiten (inklusive derivativer Finanzinstrumente).
In den Konzernabschluss werden die Abschlüsse der E.ON SE und der von ihr beherrschten Unternehmen (Tochterunternehmen) einbezogen. Beherrschung liegt vor, wenn E.ON als Investor die für den Geschäftserfolg des Unternehmens relevanten Aktivitäten steuern kann, am Geschäftserfolg in Form variabler Rückflüsse partizipiert und seine Verfügungsrechte tatsächlich so einsetzen kann, dass hierüber der Geschäftserfolg und die damit verbundenen variablen Rückflüsse beeinflusst werden. Beherrschung wird durch Rechte, oftmals in Form von Stimmrechten, erlangt. In der Regel liegt Beherrschung daher vor, wenn E.ON mittelbar oder unmittelbar über die Stimmrechtsmehrheit zu dem Beteiligungsunternehmen verfügt. Soweit sich Beherrschung nicht an Stimmrechtsmehrheiten manifestiert, sondern aufgrund vertraglicher Vereinbarungen oder anderer Rechtsbeziehungen besteht, liegen strukturierte Unternehmen vor.
Die Ergebnisse der im Laufe des Jahres erworbenen oder veräußerten Tochterunternehmen werden vom Erwerbszeitpunkt an beziehungsweise bis zu ihrem Abgangszeitpunkt in die Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung einbezogen.
Führt die Ausgabe von Anteilen von Tochterunternehmen oder assoziierten Unternehmen an Konzernfremde zu einer Reduzierung des prozentualen Anteilsbesitzes von E.ON an diesen Beteiligungen (Verwässerung) und dadurch zu einem Verlust des beherrschenden, gemeinschaftlichen beziehungsweise des maßgeblichen Einflusses, so werden Gewinne und Verluste aus diesen Verwässerungstransaktionen erfolgswirksam unter den sons tigen betrieb lichen Erträgen beziehungsweise Aufwendungen erfasst.
Sofern erforderlich, werden die Jahresabschlüsse der Tochterunternehmen angepasst, um ihre Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden an die im Konzern angewandten Methoden anzugleichen. Konzerninterne Forderungen, Schulden und Zwischenergebnisse werden im Rahmen der Konsolidierung eliminiert.
Ein assoziiertes Unternehmen ist ein Beteiligungsunternehmen, auf dessen finanz- und geschäftspolitische Entscheidungen E.ON maßgeblich Einfluss nehmen kann und das nicht durch E.ON bzw. gemeinschaftlich mit E.ON beherrscht wird. Maßgeblicher Einfluss wird grundsätzlich angenommen, wenn E.ON direkt oder indirekt ein Stimmrechtsanteil von mindestens 20, aber nicht mehr als 50 Prozent zusteht.
Anteile an assoziierten Unternehmen werden nach der Equity-Methode bilanziert.
Im Rahmen der Anwendung der Equity-Methode werden die Anschaffungskosten der Beteiligung mit dem auf E.ON entfallenden Anteil der Reinvermögensänderung fortentwickelt. Anteilige Verluste, die den Wert des Beteiligungsanteils des Konzerns an einem assoziierten Unternehmen, gegebenenfalls unter Berücksichtigung zuzurechnender langfristiger Ausleihungen, übersteigen, werden grundsätzlich nicht erfasst. Ein Unterschiedsbetrag zwischen den Anschaffungskosten der Beteiligung und ihrem anteiligen neu bewerteten Reinvermögen wird im Konzernabschluss als Teil des Buchwerts berücksichtigt.
Unrealisierte Zwischenergebnisse aus Transaktionen mit assoziierten Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet sind, werden im Rahmen der Konsolidierung anteilig eliminiert, soweit die zugrunde liegenden Sachverhalte wesentlich sind.
Im Rahmen der Werthaltigkeitsprüfung (Impairment-Test) wird der Buchwert eines nach der Equity-Methode bewerteten Unternehmens mit dessen erzielbarem Betrag verglichen. Falls der Buchwert den erzielbaren Betrag übersteigt, ist eine Wertminderung (Impairment) in Höhe des Differenzbetrags vorzunehmen. Sofern die Gründe für eine zuvor erfasste Wertminderung entfallen sind, erfolgt eine entsprechende erfolgswirksame Zuschreibung.
Die Abschlüsse der nach der Equity-Methode bilanzierten Beteiligungen werden grundsätzlich nach konzerneinheit lichen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden aufgestellt.
Gemeinschaftlich geführte Unternehmen (Joint Ventures) werden ebenfalls nach der Equity-Methode bilanziert. Unrealisierte Zwischenergebnisse aus Transaktionen mit Joint Ventures werden im Rahmen der Konsolidierung anteilig eliminiert, soweit die zugrunde liegenden Sachverhalte wesentlich sind.
Eine gemeinschaftliche Tätigkeit (Joint Operation) liegt vor, wenn E.ON und die anderen Investoren diese Tätigkeit gemeinschaftlich beherrschen, aber anders als im Falle eines Joint Ventures nicht Anspruch auf die Reinvermögensänderung aus der Tätigkeit besitzen, sondern vielmehr unmittelbare Rechte an einzelnen Vermögenswerten beziehungsweise unmittelbare Pflichten in Bezug auf einzelne Schulden im Zusammenhang mit der Tätigkeit haben. Eine gemeinschaftliche Tätigkeit führt zu einer anteiligen Einbeziehung der Vermögenswerte und Schulden sowie der Erlöse und Aufwendungen entsprechend den E.ON zustehenden Rechten und Pflichten.
Die Bilanzierung von Unternehmenszusammenschlüssen erfolgt nach der Erwerbsmethode, bei der der Kaufpreis dem neu bewerteten anteiligen Netto-Reinvermögen des erworbenen Unternehmens gegenübergestellt wird. Dabei sind die Wertverhältnisse zum Erwerbszeitpunkt zugrunde zu legen, der dem Zeitpunkt entspricht, zu dem die Beherrschung über das erworbene Unternehmen erlangt wurde. Wertdifferenzen werden in voller Höhe auf gedeckt, das heißt, ansatzfähige Vermögenswerte, Schulden und Even tualschulden des Tochterunternehmens werden unabhängig von vorliegenden Anteilen ohne beherrschenden Einfluss grundsätzlich mit ihren Fair Values in der Konzernbilanz ausgewiesen. Die Fair-Value-Bestimmung erfolgt zum
Beispiel bei marktgängigen Wertpapieren durch Heranziehung veröffentlichter Börsen- oder Marktpreise zum Erwerbszeitpunkt sowie bei Grundstücken, Gebäuden und größeren technischen Anlagen in der Regel anhand unternehmensextern vorgenommener Bewertungsgutachten. Kann auf Börsen- oder Marktpreise nicht zurückgegriffen werden, werden die Fair Values aus Marktpreisen für vergleichbare Vermögenswerte beziehungsweise vergleichbare Transaktionen abgeleitet. Sind auch diese Werte nicht beobachtbar, erfolgt die Ermittlung der Fair Values anhand geeigneter Bewertungsverfahren. E.ON bestimmt in diesen Fällen den Fair Value mittels der Discounted-Cashflow-Methode auf Basis der erwarteten künftigen Cashflows und der gewichteten Kapitalkosten. Grundsätzlich folgen zur Bestimmung der Cashflows neben der Berücksichtigung der drei Planjahre der Mittelfristplanung zwei zusätzliche Detailplanungsjahre, die unter Verwendung einer aus Branchen- und Unternehmens daten abgeleiteten Wachstumsrate über die Nutzungsdauer des Vermögenswertes fortgeschrieben werden. Der Abzinsungssatz berücksichtigt die speziellen Risiken der erworbenen Aktivitäten.
Die Bewertung der nicht beherrschenden Anteile erfolgt entweder zu Anschaffungskosten (Partial-Goodwill-Methode) oder zum Fair Value (Full-Goodwill-Methode). Das gegebene Wahlrecht kann einzelfallweise ausgeübt werden. Im E.ON-Konzern wird grundsätzlich die Partial-Goodwill-Methode angewandt.
Transaktionen mit Anteilseignern ohne beherrschenden Einfluss werden als Transaktionen mit Eigenkapitalgebern behandelt. Resultiert aus dem Erwerb weiterer Anteile an einem Tochterunternehmen ein Unterschiedsbetrag zwischen den Anschaffungskosten für diese Anteile und den Buchwerten der erworbenen Anteile ohne beherrschenden Einfluss, ist dieser vollständig im Eigenkapital zu erfassen.
Gewinne und Verluste aus Verkäufen von Anteilen an Tochterunternehmen werden, sofern sie nicht mit einem Verlust des beherrschenden Einflusses einhergehen, ebenfalls im Eigenkapital erfasst.
Immaterielle Vermögenswerte sind separat anzusetzen, wenn sie eindeutig abgrenzbar sind oder ihr Ansatz auf einem vertraglichen oder anderen Recht basiert. Rückstellungen für Restrukturierungsmaßnahmen dürfen im Rahmen der Kaufpreisverteilung nicht neu gebildet werden. Ist der gezahlte Kaufpreis höher als
das neu bewertete anteilige Netto-Reinvermögen zum Erwerbszeitpunkt, wird der positive Differenzbetrag als Goodwill aktiviert. Ein auf nicht beherrschende Anteile entfallender positiver Unterschiedsbetrag wird grundsätzlich nicht angesetzt. Ein nega tiver Differenzbetrag wird erfolgswirksam aufgelöst.
Transaktionen der Gesellschaft, die in einer Fremdwährung erfolgen, werden mit dem Wechselkurs zum Zeitpunkt des Zugangs umgerechnet. Monetäre Posten in Fremdwährung werden zu jedem Bilanzstichtag mit dem Stichtagskurs umgerechnet; dabei entstehende Umrechnungs differenzen werden erfolgswirksam erfasst und in den sonstigen betrieblichen Erträgen beziehungsweise sonstigen betrieblichen Aufwendungen aus gewiesen. Ergebnisse aus der Umrechnung von originären Finanzinstrumenten, die zur Währungsabsicherung der Netto-Aktiva von Fremdwährungsbeteili gungen eingesetzt sind, werden erfolgsneutral innerhalb des Eigenkapitals als Bestandteil des Other Comprehensive Income erfasst. Der ineffektive Anteil der Absicherung wird sofort erfolgswirksam erfasst.
Die funktionale Währung der E.ON SE sowie die Berichtswährung des Konzerns ist der Euro. Die Vermögens- und Schuldposten der ausländischen Tochterunternehmen der Gesellschaft mit einer anderen funktionalen Währung als dem Euro werden zu den am Bilanzstichtag geltenden Stichtagsmittelkursen umgerechnet, während die entsprechenden Posten der Gewinn- und Verlustrechnung zu Jahresdurchschnittskursen umgerechnet werden. Wesentliche Geschäftsvorfälle ausländischer Konzerngesellschaften mit abweichender funktionaler Währung werden zum jeweiligen Transaktionskurs umgerechnet. Unterschiedsbeträge aus der Währungsumrechnung der Vermögens- und Schuldposten gegenüber der Umrechnung des Vorjahres sowie Umrechnungsdifferenzen zwischen der Gewinn- und Verlustrechnung und der Bilanz werden erfolgsneutral innerhalb des Eigen kapitals als Bestandteil des Other Comprehensive Income gesondert ausgewiesen.
Umrechnungseffekte, die auf die Anschaffungskosten von als weiterveräußerbare Wertpapiere klassifizierten monetären Finanzinstrumenten entfallen, sind erfolgswirksam zu erfassen. Auf die Fair-Value-Anpassungen monetärer Finanzinstrumente
entfallende Umrechnungseffekte sowie Währungsumrechnungseffekte für nicht monetäre, als weiterveräußerbar klassifizierte Finanzinstrumente werden erfolgsneutral innerhalb des Eigenkapitals als Bestandteil des Other Comprehensive Income erfasst.
Die Wechselkurse wesentlicher Währungen von Ländern, die nicht an der Europäischen Währungsunion teilnehmen, haben sich wie folgt entwickelt:
| ISO | 1 €, Mittelkurs zum Stichtag |
1 €, Jahresdurch schnittskurs |
|||
|---|---|---|---|---|---|
| Code | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | |
| Britisches Pfund | GBP | 0,89 | 0,86 | 0,88 | 0,82 |
| Dänische Krone | DKK | 7,44 | 7,43 | 7,44 | 7,35 |
| Rumänischer Leu | RON | 4,66 | 4,54 | 4,57 | 4,49 |
| Schwedische Krone | SEK | 9,84 | 9,55 | 9,64 | 9,47 |
| Tschechische Krone | CZK | 25,54 | 27,02 | 26,33 | 27,03 |
| Türkische Lira | TRY | 4,55 | 3,71 | 4,12 | 3,34 |
| Ungarischer Forint | HUF | 310,33 | 309,83 | 309,19 | 311,44 |
| US-Dollar | USD | 1,20 | 1,05 | 1,13 | 1,11 |
Die Umsatzerlöse resultieren überwiegend aus den Verkäufen von Strom und Gas an Industriekunden, gewerbliche Abnehmer und Endverbraucher sowie auf Großhandelsmärkten. Ebenfalls unter die Umsatzerlöse fallen die Erlöse aus der Verteilung von Strom und Gas sowie aus Lieferungen von Dampf und Wärme.
Umsatzerlöse beinhalten auch die EEG-Umlage und werden ohne Umsatzsteuer, Retouren, Rabatte und Preisnachlässe und nach Eliminierung konzerninterner Verkäufe ausgewiesen.
Die Realisierung der Umsatzerlöse erfolgt grundsätzlich zum Zeitpunkt der Lieferung oder mit Erfüllung der Leistung an den Kunden beziehungsweise Erwerber. Die Lieferung gilt als
abgeschlossen, wenn entsprechend den vertraglichen Vereinbarungen die mit dem Eigentum verbundenen Risiken auf den Käufer über gegangen sind, das Entgelt vertraglich festgelegt ist und die Erfüllung der Forderung wahrscheinlich ist. Die Umsatzerlöse für Güter beziehungsweise Dienstleistungen bemessen sich nach dem Fair Value der erhaltenen oder zu erhaltenden Gegenleistung. Sie spiegeln den Wert der gelieferten Einheiten, einschließlich der geschätzten Werte für Einheiten zwischen der letzten Abrechnung und dem Perioden ende, wider.
Zinserträge werden zeitanteilig unter Anwendung der Effektivzinsmethode erfasst.
Dividendenerträge werden zu dem Zeitpunkt erfasst, in dem das Recht auf den Empfang der Zahlung entsteht.
Die Stromsteuer entsteht bei Stromlieferungen an Endverbraucher und weist einen pro Kilowattstunde (kWh) fixen, nach Abnehmergruppen differenzierten Tarif auf. Die geleisteten Strom- und Energiesteuern werden offen von den Umsatzerlösen abgesetzt, sofern die Strom- und Energiesteuer mit der Abnahme der Energie durch den Endverbraucher entsteht.
Das Basis-Ergebnis (unverwässertes Ergebnis) je Aktie ergibt sich aus der Division des den Gesellschaftern des Mutterunternehmens zustehenden Konzernüberschusses durch die gewogene durchschnittliche Zahl der im Umlauf befindlichen Stammaktien. Die Ermittlung des verwässerten Ergebnisses je Aktie entspricht bei E.ON der Ermittlung des Basis-Ergebnisses je Aktie, da die E.ON SE keine potenziell verwässernden Stammaktien ausgegeben hat.
Der Goodwill unterliegt keiner planmäßigen Abschreibung, sondern wird mindestens jährlich einer Werthaltigkeitsprüfung auf der Betrachtungsebene zahlungsmittelgenerierender Einheiten (Cash Generating Units) unterzogen. Bei Eintritt besonderer Ereignisse, die dazu führen können, dass der Buchwert einer Cash Generating Unit nicht mehr durch den erzielbaren Betrag gedeckt ist, ist auch unterjährig ein Impairment-Test durchzuführen.
Die Zuordnung von neu entstandenem Goodwill erfolgt jeweils zu den Cash Generating Units, von denen erwartet wird, dass sie aus dem Unternehmenszusammenschluss Nutzen ziehen. Die Cash Generating Units, denen Goodwill zugeordnet ist, entsprechen grundsätzlich den operativen Segmenten. Eine Ausnahme stellt die Zuordnung des Goodwills bei den Erneuerbaren Energien dar. Die Cash Generating Units sind hier auf einer Ebene unterhalb des Segments definiert. Die Goodwill-Impairment-Tests werden, von Ausnahmen abgesehen, in Euro durchgeführt, wobei der zugrunde liegende Goodwill stets in funktionaler Währung geführt wird.
Die Werthaltigkeitsprüfung des Goodwills erfolgt, indem der erzielbare Betrag einer Cash Generating Unit mit ihrem Buchwert einschließlich Goodwill verglichen wird. Der erzielbare Betrag ist der höhere der beiden Werte aus Fair Value abzüglich Veräußerungskosten der Cash Generating Unit und deren Nutzungswert. E.ON ermittelt zur Bestimmung des erzielbaren Betrags einer Cash Generating Unit zunächst den Fair Value (abzüglich Veräußerungskosten) mittels allgemein anerkannter Bewertungsverfahren. Die Basis hierfür ist die Mittelfristplanung der jeweiligen Cash Generating Unit. Die Bewertung erfolgt anhand von Discounted-Cashflow-Berechnungen. Zudem werden – sofern vorhanden – Markttransaktionen oder Bewertungen Dritter für ähnliche Vermögenswerte berücksichtigt. Bei Bedarf wird zudem eine Berechnung des Nutzungswerts durchgeführt. In Abgrenzung zur Ermittlung des Fair Values erfolgt die Berechnung des Nutzungswerts aus der Sichtweise des Managements. In Einklang mit IAS 36 "Wertminderung von Vermögenswerten" (IAS 36) wird außerdem sichergestellt, dass insbesondere Restrukturierungsaufwendungen sowie Erst- und Erweiterungsinvestitionen (sofern diese noch nicht begonnen wurden) nicht in die Bewertung einbezogen werden.
Falls der Buchwert den erzielbaren Betrag übersteigt, so ist auf den dieser Cash Generating Unit zugeordneten Goodwill eine Wertminderung in Höhe des Differenzbetrags zu erfassen.
Übersteigt der identifizierte Abwertungsbedarf den der Cash Generating Unit zugeordneten Goodwill, sind die übrigen Vermögenswerte der Einheit im Verhältnis ihrer Buchwerte abzu schreiben. Eine Abstockung einzelner Vermögenswerte darf lediglich dann vorgenommen werden, wenn hierdurch der jeweilige Buchwert den höheren der folgenden Werte nicht unterschreiten würde:
Der Betrag des Wertminderungsaufwands, der in diesem Fall dem Vermögenswert darüber hinaus zugeordnet worden wäre, ist anteilig auf die anderen Vermögenswerte der Einheit zu verteilen.
Die jährliche Werthaltigkeitsprüfung des Goodwills auf Ebene der Cash Generating Units erfolgt bei E.ON jeweils im vierten Quartal eines Geschäftsjahres.
Im Posten Abschreibungen erfasste Wertminderungen, die auf den Goodwill einer Cash Generating Unit vorgenommen werden, dürfen in späteren Perioden nicht rückgängig gemacht werden.
Gemäß IAS 38 "Immaterielle Vermögenswerte" (IAS 38) werden immaterielle Vermögenswerte über ihre voraussichtliche Nutzungsdauer abgeschrieben, es sei denn, ihre Nutzungsdauer wird als unbestimmbar klassifiziert. Bei der Klassifizierung werden unter anderem Faktoren wie typische Produktlebenszyklen und rechtliche oder ähnliche Beschränkungen berücksichtigt.
Erworbene immaterielle Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer werden in die Kategorien marketingbezogen, kundenbezogen, vertraglich bedingt und technologiebezogen eingeteilt. Die selbst erstellten immateriellen Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer stehen im Zusammenhang mit Software. Immaterielle Vermögenswerte mit bestimm barer Nutzungsdauer werden zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet und planmäßig linear über ihre jeweilige Nutzungsdauer abgeschrieben. Diese beträgt bei den marketingbezogenen immateriellen Vermögenswerten grundsätzlich 5 bis 30 Jahre, bei den kundenbezogenen immateriellen Vermögenswerten grundsätzlich 2 bis 50 Jahre und bei den vertraglich bedingten immateriellen Vermögenswerten grundsätzlich 3 bis 50 Jahre. Technologiebezogene immaterielle Vermögenswerte werden grundsätzlich über eine Nutzungsdauer von 3 bis 33 Jahren abgeschrieben. Zu dieser Kategorie zählt insbesondere
Software. Vertraglich bedingte immaterielle Vermögenswerte werden im Einklang mit den in den Verträgen fixierten Regelungen planmäßig abgeschrieben. Die Nutzungsdauern und Abschreibungsmethoden unterliegen einer jährlichen Überprüfung. Immaterielle Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer werden auf Wertminderungen überprüft, wenn Ereignisse oder veränderte Umstände vermuten lassen, dass eine Wertminderung eingetreten sein könnte.
Immaterielle Vermögenswerte mit einer unbestimmbaren Nutzungsdauer werden zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten bewertet und jährlich – beziehungsweise im Falle von Ereignissen, die auf eine Wertminderung hindeuten können, auch unterjährig – auf ihre Werthaltigkeit überprüft. Zudem erfolgt eine jährliche Überprüfung, ob die Einschätzung einer unbestimmbaren Nutzungsdauer aufrechtzuerhalten ist.
In Übereinstimmung mit IAS 36 wird der Buchwert eines immateriellen Vermögenswertes mit bestimmbarer wie unbestimmbarer Nutzungsdauer mit dessen erzielbarem Betrag, der dem höheren Betrag aus dem Nutzungswert des Vermögenswertes und dem Fair Value abzüglich Veräußerungs kosten entspricht, verglichen. Überschreitet der Buchwert den korrespondierenden erzielbaren Betrag, so wird eine Wertminderung in Höhe des Unterschiedsbetrags zwischen Buchwert und erzielbarem Betrag im Posten Abschreibungen erfasst.
Sofern die Gründe für eine zuvor erfasste Wertminderung entfallen sind, werden immaterielle Vermögenswerte erfolgswirksam zugeschrieben. Der im Rahmen einer Wertaufholung zu erhöhende Buchwert eines immateriellen Vermögenswertes mit bestimmbarer Nutzungsdauer darf den Buchwert, der sich durch planmäßige Abschreibung ohne die Berücksichtigung von zuvor erfassten Wertminderungen in der Periode ergeben hätte, nicht übersteigen.
Sofern kein erzielbarer Betrag für einen einzelnen immateriellen Vermögenswert ermittelt werden kann, wird der erzielbare Betrag für die kleinste identifizierbare Gruppe von Vermögenswerten (Cash Generating Unit) bestimmt, der dieser immaterielle Vermögenswert zugeordnet werden kann. Bezüglich weiterer Informationen zu Goodwill und immate riellen Vermögenswerten wird auf Textziffer 14 verwiesen.
Aufwendungen für Forschung sind nach IFRS sofort aufwandswirksam zu erfassen, wohingegen Aufwendungen, die in der Entwicklungsphase neuer Produkte, Dienstleistungen und Technologien anfallen, bei Vorliegen der allgemeinen Ansatzkriterien des IAS 38 als Vermögenswert anzusetzen sind. In den Geschäftsjahren 2016 und 2017 hat E.ON in diesem Zusammenhang insbesondere Kosten für selbst erstellte Software aktiviert.
Nach IFRS werden Emissionsrechte, die im Rahmen von nationalen und internationalen Emissionsrechtesystemen zur Erfüllung der Abgabeverpflichtungen gehalten werden, als immaterielle Vermögenswerte ausgewiesen. Da Emissionsrechte keiner planmäßigen Abnutzung im Rahmen des Produktionsprozesses unterliegen, erfolgt der Ausweis unter den immateriellen Vermögenswerten mit unbestimmbarer Nutzungsdauer. Die Emissionsrechte werden im Zeitpunkt des Erwerbs mit den Anschaffungskosten aktiviert.
Getätigte Emissionen werden durch Bildung einer Rückstellung zum Buchwert der gehaltenen Emissionsrechte beziehungsweise bei Unterdeckung zum erwarteten Erfüllungsbetrag berücksichtigt.
Sachanlagen werden mit ihren Anschaffungs- oder Herstellungskosten einschließlich aktivierungspflichtiger Stilllegungskosten bewertet und werden entsprechend der voraussichtlichen Nutzungsdauer der Komponenten grundsätzlich linear abgeschrieben, sofern nicht in Ausnahmefällen ein anderer Abschreibungsverlauf dem Nutzungsverlauf besser gerecht wird. Die Nutzungsdauern der wesentlichen Komponenten werden nachfolgend dargestellt:
| Gebäude | 5 bis 60 Jahre |
|---|---|
| Technische Anlagen und Maschinen | 2 bis 50 Jahre |
| Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung | 2 bis 30 Jahre |
Sachanlagen werden auf Wertminderungen überprüft, wenn Ereignisse oder veränderte Umstände vermuten lassen, dass eine Wertminderung eingetreten sein könnte. In einem solchen Fall erfolgt die Werthaltigkeitsprüfung nach IAS 36 entsprechend
den für immaterielle Vermögenswerte erläuterten Grundsätzen. Sind die Gründe für eine zuvor erfasste Wertminderung entfallen, werden diese Vermögenswerte erfolgswirksam zugeschrieben, wobei diese Wertaufholung nicht den Buchwert übersteigen darf, der sich ergeben hätte, wenn in den früheren Perioden keine Wertminderung erfasst worden wäre.
Nachträgliche Anschaffungs- oder Herstellungskosten, zum Beispiel aufgrund von Erweiterungs- oder Ersatzinvestitionen, werden nur dann als Teil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten des Vermögenswerts oder – sofern einschlägig – als separater Vermögenswert erfasst, wenn es wahrscheinlich ist, dass daraus dem Konzern zukünftig wirtschaftlicher Nutzen zufließen wird und die Kosten des Vermögenswerts zuver lässig ermittelt werden können.
Aufwendungen für Reparaturen und Wartungen, die keine wesentliche Ersatzinvestition darstellen, werden in dem Geschäftsjahr aufwandswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst, in dem sie angefallen sind.
Fremdkapitalkosten, die im Zusammenhang mit dem Erwerb oder der Herstellung sogenannter qualifizierter Vermögenswerte vom Zeitpunkt der Anschaffung beziehungsweise ab Beginn der Herstellung bis zur Inbetriebnahme entstehen, werden aktiviert und anschließend mit dem betreffenden Vermögenswert abgeschrieben. Bei einer spezifischen Fremd finanzierung werden die jeweiligen Fremdkapitalkosten, die in der Periode für diese Finanzierung entstanden sind, berücksichtigt. Bei nicht spezifischer Finanzierung wurde ein konzern einheitlicher Fremdfinanzierungszinssatz von 5,47 Pro zent für 2017 (2016: 5,58 Prozent) zugrunde gelegt. Andere Fremdkapitalkosten werden aufwandswirksam erfasst.
Investitionszulagen oder -zuschüsse der öffentlichen Hand mindern nicht die Anschaffungs- oder Herstellungskosten der entsprechenden Vermögenswerte, sondern werden grundsätzlich passivisch abgegrenzt. Sie werden auf linearer Basis über die erwartete Nutzungsdauer der zugehörigen Vermögenswerte erfolgswirksam aufgelöst.
Zuwendungen der öffentlichen Hand werden zum Fair Value erfasst, wenn der Konzern die notwendigen Voraussetzungen für den Erhalt der Zuwendung erfüllt und mit großer Sicherheit davon auszugehen ist, dass die öffentliche Hand die Zuwendung gewähren wird.
Öffentliche Zuwendungen für Kosten werden über den Zeitraum ertragswirksam gebucht, in dem die entsprechenden Kosten anfallen.
Leasingtransaktionen werden in Einklang mit IAS 17 "Leasingverhältnisse" (IAS 17) entsprechend den vertraglichen Regelungen und den daraus resultierenden Chancen und Risiken klassifiziert. Zudem konkretisiert IFRIC 4 "Feststellung, ob eine Vereinbarung ein Leasingverhältnis enthält" (IFRIC 4) die Kriterien für eine Einstufung von Vereinbarungen über die Nutzung von Vermögenswerten als Leasing. Bei kumulativer Erfüllung der Kriterien in IFRIC 4 können auch Bezugs- beziehungsweise Lieferverträge im Strom- und Gasbereich sowie bestimmte Nutzungsrechte als Leasing zu klassifizieren sein. E.ON schließt Verträge sowohl als Leasinggeber als auch als Leasingnehmer ab.
Transaktionen, bei denen E.ON Leasingnehmer ist, werden in Finanzierungsleasing (Finance Lease)- und Operating-Leasing-Verhältnisse (Operating Lease) unterschieden. Sind die wesentlichen Chancen und Risiken und somit das wirtschaftliche Eigentum E.ON zuzurechnen, wird die Transaktion als Finanzierungsleasing klassifiziert. E.ON hat in diesem Fall den Leasinggegenstand zu aktivieren und die Leasingverbindlichkeit zu passivieren.
Der Leasinggegenstand wird zu Beginn der Laufzeit des Leasingverhältnisses in Höhe des niedrigeren Werts aus seinem Fair Value und dem Barwert der Mindestleasingzahlungen angesetzt. In korrespondierender Höhe wird die Leasingverbindlichkeit passiviert.
Das Leasingobjekt wird über die wirtschaftliche Nutzungsdauer beziehungsweise die kürzere Laufzeit des Leasingverhältnisses abgeschrieben. Die Verbindlichkeit wird in den Folgeperioden nach der Effektivzinsmethode fortentwickelt.
Alle übrigen Leasinggeschäfte, bei denen E.ON als Leasingnehmer auftritt, werden als Operating Lease behandelt; die Leasingzahlungen werden grundsätzlich linear über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Aufwand erfasst.
Leasingtransaktionen, bei denen E.ON Leasinggeber ist und die wesentlichen Chancen und Risiken aus der Nutzung des Leasingobjektes auf den Vertragspartner übertragen werden, sind als Finanzierungsleasing erfasst. Der Barwert der ausstehenden Mindestleasingzahlungen wird als Forderung bilanziert. Zahlungen des Leasingnehmers werden als Tilgungsleistungen beziehungsweise Zinsertrag behandelt. Die Erträge werden über die Laufzeit des Leasingverhältnisses nach der Effektivzinsmethode erfasst.
Alle übrigen Leasingtransaktionen, bei denen E.ON als Leasinggeber auftritt, werden als Operating Lease behandelt; das Leasingobjekt bleibt bei E.ON bilanziert und die Leasingzahlungen werden grundsätzlich linear über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als Ertrag erfasst.
Originäre Finanzinstrumente werden bei Zugang zum Fair Value am Erfüllungstag unter Berücksichtigung der Transaktionskosten bilanziert. Nach IFRS 13 "Bewertung zum beizulegenden Zeitwert" (IFRS 13) ist der beizulegende Zeitwert als der Preis definiert, der beim Verkauf eines Vermögenswertes oder der Übertragung einer Schuld im Rahmen einer gewöhnlichen Transaktion am Bewertungsstichtag zwischen unabhängigen Marktteilnehmern gezahlt würde (Exit Price).
Originäre Finanzinstrumente, wie zum Beispiel nicht konsolidierte Beteiligungen oder Wertpapiere, werden in Übereinstimmung mit IAS 39 "Finanzinstrumente: Ansatz und Bewertung" (IAS 39) bewertet. E.ON kategorisiert finanzielle Vermögenswerte als zu Handelszwecken gehalten (Held-for-Trading), als weiterveräußerbare Wertpapiere (Available-for-Sale) sowie als Ausleihungen und Forderungen (Loans and Receivables). Das Management bestimmt die Kategorisierung der finan ziellen Vermögenswerte beim erstmaligen Ansatz.
Weiterveräußerbare Wertpapiere sind nicht derivative finanzielle Vermögenswerte, die entweder dieser Kategorie oder keiner der anderen oben genannten Kategorien zugeordnet wurden. Sie sind den langfristigen Vermögenswerten zugeordnet, sofern nicht die Absicht besteht, sie innerhalb von zwölf Monaten nach dem Bilanzstichtag zu veräußern, und der Vermögenswert in diesem Zeitraum nicht fällig wird. Die als weiterveräußerbar
kategorisierten Wertpapiere werden fortlaufend zum Fair Value bilanziert. Daraus resultierende unrealisierte Gewinne und Verluste werden nach Abzug von latenten Steuern bis zur Realisierung als Eigenkapitalbestandteil (Other Comprehensive Income) ausgewiesen. Realisierte Gewinne und Verluste werden auf Basis von einzelnen Transaktionen ermittelt. Liegen objektive Hinweise für eine Wertminderung vor, werden zuvor im Other Comprehensive Income ausgewiesene Wertänderungen im Finanzergebnis erfasst. Bei der Einschätzung einer mög lichen Wertminderung berücksichtigt E.ON alle verfügbaren Informationen, wie Marktbedingungen, Dauer und Ausmaß des Wertrückgangs. Liegt der Wert der als weiterveräußerbar klassi fizierten Eigenkapitalinstrumente und ähnlicher langfristiger Investitionen zum Bilanzstichtag mindestens 20 Prozent unterhalb der Anschaffungskosten oder liegt der Wert seit mehr als zwölf Monaten durchschnittlich 10 Prozent oder mehr unterhalb der Anschaffungskosten, ist dies ein objek tiver Hinweis auf eine Wertminderung. Für Fremdkapitalinstrumente wird ein objektiver Hinweis auf eine Wertminderung grundsätzlich angenommen, wenn sich das Rating bei einer der drei großen Ratingagenturen von Investment-Grade zu Non-Investment-Grade verschlechtert hat. Wertaufholungen auf Eigenkapitalinstrumente werden ausschließlich erfolgsneutral vorgenommen, für Fremdkapital instrumente hingegen erfolgswirksam.
Ausleihungen und Forderungen (einschließlich der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen) sind originäre finanzielle Vermögenswerte mit fixen beziehungsweise bestimmbaren Zahlungen, die nicht an einem aktiven Markt notiert sind. Ausleihungen und Forderungen werden unter den Forderungen und sons tigen Vermögenswerten ausgewiesen. Sie werden im Rahmen der Folgebewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten bewertet. Für erkennbare Einzelrisiken werden Wertberichtigungen vorgenommen. Objektive Hinweise können beispielsweise im Falle von Zahlungsausfällen vorliegen.
Originäre finanzielle Verbindlichkeiten (einschließlich der Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen) im Anwendungsbereich des IAS 39 werden zu fortgeführten Anschaffungskosten (Amortized Cost) unter Anwendung der Effektivzinsmethode bewertet. Die Erstbewertung erfolgt zum Fair Value unter Einbeziehung von Transaktionskosten. In der Folge bewertung wird der Restbuchwert um die bis zur Fälligkeit verbleibenden Agio-Zuschreibungen und Disagio-Abschreibungen angepasst. Das Agio beziehungsweise Dis agio wird über die Laufzeit im Finanzergebnis erfasst.
Derivative Finanzinstrumente und trennungspflichtige eingebettete derivative Finanzinstrumente werden sowohl bei erstmaliger Bilanzierung als auch in den Folgeperioden zum Fair Value am Stichtag bewertet. Sie sind gemäß IAS 39 zwingend als Held-for-Trading zu kategorisieren, soweit sie nicht Bestandteil einer Sicherungsbeziehung (Hedge Accounting) sind. Gewinne und Verluste aus Fair-Value-Schwankungen werden sofort erfolgswirksam erfasst.
Im Wesentlichen werden Termingeschäfte und Zins-/Währungsswaps im Devisenbereich sowie Zinsswaps im Zinsbereich eingesetzt. Die eingesetzten Instrumente im Commodity-Bereich umfassen im Wesentlichen sowohl physisch als auch durch Zahlung zu erfüllende strom-, gas- und öl bezogene Optionen und Termingeschäfte.
Im Rahmen der Fair-Value-Bewertung nach IFRS 13 wird für derivative Finanzinstrumente auch das Kontrahentenausfallrisiko berücksichtigt. Dieses Risiko ermittelt E.ON auf Basis einer Portfoliobewertung in einem bilateralen Ansatz sowohl für das eigene Kreditrisiko (Debt Value Adjustment) als auch für das Risiko der entsprechenden Gegenpartei (Credit Value Adjustment). Die Zuordnung der ermittelten Kontrahentenausfallrisiken für die einzelnen Finanzinstrumente erfolgt nach der relativen Fair-Value-Methode auf Nettobasis.
Einen Teil dieser Derivate hat E.ON im Rahmen einer Sicherungsbeziehung designiert. Die Anforderungen gemäß IAS 39 an das Hedge Accounting umfassen insbesondere die Dokumentation der Sicherungs beziehung zwischen Grund- und Sicherungsgeschäft, die Sicherungsstrategie sowie die regelmäßige retrospektive und prospektive Effektivitätsmessung. Bei der Beurteilung der Effektivität werden sämtliche Bestandteile der Fair-Value- Veränderungen von Derivaten berücksichtigt. Das Hedge Accounting wird als effektiv angesehen, wenn sich die Fair-Value-Veränderung des Sicherungsinstruments in einer Bandbreite von 80 bis 125 Prozent der gegenläufigen Fair-Value-Veränderung des Grundgeschäfts bewegt.
Im Rahmen von Fair-Value Hedge Accounting wird neben der Fair-Value-Veränderung des Derivats auch die gegenläufige Fair-Value-Veränderung des Grundgeschäfts, soweit sie auf das gesicherte Risiko entfällt, erfolgswirksam erfasst. Wird ein derivatives Finanzinstrument nach IAS 39 als Sicherungsgeschäft in einem Cashflow Hedge eingesetzt, wird der effektive Teil der Fair-Value-Veränderung des Sicherungsinstruments im Eigenkapital als Bestandteil des Other Comprehensive Income ausgewiesen. Eine Umbuchung in die Gewinn- und Verlustrechnung wird in der Periode vorgenommen, in der die Cashflows des Grundgeschäfts erfolgswirksam werden. Entfällt das gesicherte Grundgeschäft, wird das Sicherungs ergebnis sofort erfolgswirksam reklassifiziert. Der ineffektive Anteil der Fair-Value-Veränderung eines Sicherungsgeschäfts, für das ein Cashflow Hedge gebildet wurde, wird sofort im erforder lichen Umfang erfolgswirksam erfasst. Zur Sicherung von Währungsrisiken der Netto-Aktiva einer ausländischen Beteiligung (Hedge of a Net Investment) werden sowohl derivative als auch nicht derivative Finanzinstrumente eingesetzt. Die Effekte aus Fair-Value-Veränderungen beziehungsweise aus der Stichtagsumrechnung dieser Instrumente werden im Eigen kapital als Bestandteil des Other Comprehensive Income unter dem Posten Differenz aus der Währungsumrechnung erfasst. E.ON wendet derzeit sowohl Sicherungen im Rahmen von Cashflow Hedges als auch von Hedges of a Net Investment an.
Fair-Value-Änderungen, die erfolgswirksam erfasst werden müssen, werden in den sonstigen betrieblichen Erträgen und Aufwendungen ausgewiesen. Ergebnisse aus Zinsderivaten werden je Vertrag saldiert im Zinsergebnis ausgewiesen. In diesen Posten sind auch bestimmte realisierte Erfolgskomponenten, wenn sie mit dem Absatz von Produkten in Beziehung stehen, enthalten.
Unrealisierte Gewinne und Verluste, die sich bei der Zugangsbewertung eines Derivats bei Vertragsabschluss ergeben, werden nicht erfolgswirksam erfasst. Diese Gewinne und Verluste werden abgegrenzt und systematisch über die Laufzeit des Derivats erfolgswirksam aufgelöst. Eine Ausnahme von der erfolgsneutralen Abgrenzung besteht, sofern die Zugangs bewertung durch Marktpreise in einem aktiven Markt gestützt, durch einen Vergleich mit anderen beobachtbaren zeitnahen Transaktionen verifiziert oder durch eine Bewertungstechnik, die nur auf beobachtbaren Marktdaten beruht, ermittelt wurde. In diesem Fall wird das Ergebnis der Zugangsbewertung erfolgswirksam erfasst.
Verträge, die für die Zwecke des Empfangs oder der Lieferung nichtfinanzieller Posten gemäß dem erwarteten Einkaufs-, Verkaufs- oder Nutzungsbedarf von E.ON abgeschlossen und in diesem Sinne gehalten werden, können als Eigenverbrauchsverträge eingestuft werden. Sie werden nicht als derivative Finanzinstrumente zum Fair Value gemäß IAS 39, sondern als schwebende Geschäfte gemäß den Regelungen des IAS 37 bilanziert.
IFRS 7 "Finanzinstrumente: Anhangangaben" (IFRS 7) sowie IFRS 13 fordern umfangreiche qualitative und quantitative Angaben über das Ausmaß von Risiken aus Finanzinstrumenten. Weitere Infor mationen zu den Finanzinstrumenten sind in den Text ziffern 30 und 31 zu finden.
Originäre und derivative Finanzinstrumente werden in der Bilanz saldiert, sofern E.ON ein unbedingtes Recht – auch für den Fall der Insolvenz des Vertragspartners – hat sowie die Absicht besitzt, die gegenläufigen Positionen zeitgleich und/ oder netto zu begleichen.
Die Bewertung der Vorräte erfolgt zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten beziehungsweise zum niedrigeren Netto-Veräußerungswert. Rohstoffe, Fertigerzeugnisse und Handelswaren werden nach der Durchschnittskostenmethode bewertet. Bestandteile der Herstellungskosten sind neben dem Fertigungsmaterial und den Fertigungslöhnen anteilige Material- und Fertigungsgemeinkosten unter Annahme einer Normalauslastung. Aufwendungen der allgemeinen Verwaltung werden nicht aktiviert. Bestandsrisiken, die sich aus der Lagerdauer sowie geminderter Verwertbarkeit ergeben, werden durch angemessene Wertberichtigungen auf den Netto-Veräußerungswert berücksichtigt.
Forderungen und sonstige Vermögenswerte werden anfänglich zum Fair Value angesetzt, der im Regelfall dem Nominalbetrag entspricht. In der Folge werden sie zu fortgeführten Anschaffungskosten unter Verwendung der Effektivzinsmethode bewertet. Für erkennbare Einzelrisiken werden Wertberichtigungen vorgenommen, die im ausgewiesenen Netto-Buchwert enthalten sind. Ist der Ausfall eines bestimmten Anteils des gesamten Forderungsbestands wahrscheinlich, werden Wertberichtigungen in dem Umfang vorgenommen, der dem erwarteten Nutzenausfall entspricht.
Die liquiden Mittel enthalten Schecks, Kassen- und Bankguthaben sowie kurzfristige weiterveräußerbare Wertpapiere. Bankguthaben und kurzfristige weiterveräußerbare Wertpapiere mit einer ursprünglichen Laufzeit von mehr als drei Monaten werden unter den Wertpapieren und Festgeldanlagen ausgewiesen. Die liquiden Mittel mit einer originären Laufzeit von weniger als drei Monaten werden den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten zugeordnet, soweit sie keiner Verfügungsbeschränkung unterliegen.
Zahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen und deren Laufzeit mehr als zwölf Monate beträgt, werden unter den Finanzforderungen und sonstigen finanziellen Vermögenswerten ausgewiesen.
Langfristige Vermögenswerte und gegebenenfalls zugehörige Schulden, für die eine Veräußerungsabsicht besteht, werden in der Bilanz separat von anderen Vermögenswerten und Schulden in den Posten "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" beziehungsweise "Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden" ausgewiesen, wenn sie in ihrem jetzigen Zustand veräußerbar sind und die Veräußerung hochwahrscheinlich ist.
Bei einer nicht fortgeführten Aktivität (Discontinued Operation) handelt es sich um einen Geschäftsbereich, der entweder zur Veräußerung bestimmt oder bereits veräußert worden ist und sowohl aus betrieblicher Sicht als auch für Zwecke der Finanzberichterstattung eindeutig von den übrigen Unternehmensaktivitäten abgegrenzt werden kann. Außerdem muss der als nicht fortgeführte Aktivität qualifizierte Geschäftsbereich einen gesonderten wesentlichen Geschäftszweig oder einen bestimmten geografischen Geschäftsbereich des Konzerns repräsentieren.
Auf langfristige Vermögenswerte, die einzeln oder zusammen in einer Abgangsgruppe zur Veräußerung bestimmt sind oder die zu einer nicht fortgeführten Aktivität gehören, werden keine planmäßigen Abschreibungen mehr vorgenommen. Sie werden zum niedrigeren Wert aus Buchwert und Fair Value abzüglich noch anfallender Veräußerungskosten angesetzt. Liegt dieser Wert unter dem Buchwert, erfolgt eine Wertminderung.
Das Ergebnis aus der Bewertung von zur Veräußerung vorgesehenen Geschäftsbereichen sowie die Gewinne und Verluste aus der Veräußerung nicht fortgeführter Aktivitäten werden ebenso wie das Ergebnis aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit dieser Geschäftsbereiche in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns gesondert als Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen. Die Vorjahreswerte der Gewinn- und Verlustrechnung werden entsprechend angepasst. Der Ausweis der betreffenden Vermögenswerte und Schulden erfolgt in einem separaten Bilanzposten. In der Kapitalflussrechnung werden die Zahlungsströme nicht fortgeführter Aktivitäten separat ausgewiesen und die Vorjahreswerte entsprechend angepasst. Eine Anpassung der Bilanz des Vorjahres erfolgt hingegen nicht.
In Abgrenzung zum Fremdkapital ist Eigenkapital nach IFRS definiert als Residualanspruch an den Vermögenswerten des Konzerns nach Abzug aller Schulden. Das Eigenkapital ergibt sich somit als Restgröße aus den Vermögenswerten und Schulden.
E.ON ist Kaufverpflichtungen gegenüber Anteilseignern ohne beherrschenden Einfluss von Tochterunternehmen eingegangen. Durch diese Vereinbarungen erhalten die Aktionäre ohne beherrschenden Einfluss das Recht, ihre Anteile zu vorher festgelegten Bedingungen anzudienen. Keine der Vertragsgestaltungen führt dazu, dass die wesentlichen Chancen und Risiken zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses auf E.ON übergegangen sind. IAS 32 "Finanzinstrumente: Darstellung" (IAS 32) sieht in diesem Fall vor, dass eine Verbindlichkeit in Höhe des Barwertes des zukünftigen wahrscheinlichen Ausübungspreises zu bilan zieren ist. Dieser Betrag wird aus einem separaten Posten innerhalb der Anteile ohne beherrschenden Einfluss umgegliedert und gesondert als Verbindlichkeit aus gewiesen. Die Umgliederung erfolgt unabhängig von der Wahrscheinlichkeit der Ausübung. Die Aufzinsung der Verbindlichkeit wird im Zinsaufwand erfasst. Läuft eine Kaufverpflichtung unausgeübt aus, wird die Verbindlichkeit in die Anteile ohne beherrschenden Einfluss zurückgegliedert. Ein etwa verbleibender Differenzbetrag zwischen Verbindlichkeiten und Anteilen ohne beherrschenden Einfluss wird direkt im Eigenkapital erfasst.
Sofern Gesellschafter ein gesetzliches nicht ausschließbares Kündigungsrecht besitzen (zum Beispiel bei deutschen Personengesellschaften), bedingt dieses Kündigungsrecht nach IAS 32 einen Verbindlichkeitenausweis der im Konzern vorhandenen Anteile ohne beherrschenden Einfluss an den betrof fenen Unternehmen. Die Verbindlichkeit wird zum Barwert des vermutlichen Abfindungsbetrages bei einer eventuellen Kündigung ausgewiesen. Der Ansatz erfolgt unabhängig von der Wahrscheinlichkeit der Kündigung. Wertänderungen der Verbindlichkeit werden im sonstigen betrieblichen Ergebnis gezeigt. Aufzinsungseffekte und der Anteil am Ergebnis, der auf Anteile ohne beherrschenden Einfluss entfällt, werden im Zinsergebnis ausgewiesen.
Wenn die E.ON SE eigene Anteile oder ein Konzernunternehmen Anteile an der E.ON SE kauft (Treasury Shares), wird der Wert der bezahlten Gegenleistung, einschließlich direkt zurechenbarer zusätz licher Kosten (netto nach Ertragsteuern), vom Eigenkapital der E.ON SE abgezogen, bis die Aktien eingezogen, wieder ausgegeben oder weiterverkauft werden. Werden solche eigenen Anteile nachträglich wieder ausgegeben oder verkauft, wird die erhaltene Gegenleistung, netto nach Abzug direkt zurechenbarer zusätzlicher Transaktionskosten und zusammenhängender Ertragsteuern, im Eigenkapital erfasst.
Die Bilanzierung der im E.ON-Konzern ausgegebenen aktienorientierten Vergütungspläne erfolgt im Einklang mit IFRS 2 "Aktienbasierte Vergütung" (IFRS 2). Von 2013 bis 2016 wurden aktienbasierte Vergütungen auf Basis des Share Matching Plans begeben. Die Anzahl der zugeteilten Rechte hing dabei von der Entwicklung der Kennzahl ROCE (bis 2015 ROACE) ab.
In den Jahren 2015 und 2016 wurden virtuelle Aktien im Rahmen des Basis- und Performance-Matchings nach dem Share Matching Plan nur Mitgliedern des Vorstands der E.ON SE gewährt. Führungskräften, die nach den zuvor üblichen Gepflogenheiten am Share Matching Plan partizipierten, wurde anstelle des Basis- und Performance-Matchings eine mehrjährige Tantieme mit vierjähriger Laufzeit gewährt, deren Auszahlungsbetrag von der Kursentwicklung der E.ON-Aktie bis zum Auszahlungszeitpunkt abhängt. Den Mitgliedern des Vorstands der E.ON SE wurden auch im Jahre 2017 letztmals virtuelle Aktien im Rahmen des E.ON Share Matching Plans gewährt.
Im Geschäftsjahr 2017 wurden erstmals virtuelle Aktien im Rahmen des neu eingeführten E.ON Performance Plans an die Vorstandsmitglieder der E.ON SE und bestimmte Führungskräfte des E.ON-Konzerns gewährt. Für die Bewertung wird im E.ON Performance Plan ein von einem externen Dienstleister unter Anwendung einer Monte-Carlo-Simulation ermittelter Fair Value herangezogen.
In allen Fällen handelt es sich um Zusagen des Unternehmens, die eine an der Aktienkursentwicklung orientierte Barvergütung am Ende der Laufzeit vorsehen. Der Vergütungsaufwand wird erfolgswirksam über den Zeitraum bis zur Unverfallbarkeit erfasst.
Bei leistungsorientierten Versorgungsplänen werden die Rückstellungen gemäß IAS 19 "Leistungen an Arbeitnehmer" mittels der Methode der laufenden Einmalprämien (Projected Unit Credit Method) ermittelt, wobei zum Bilanzstichtag des Geschäftsjahres eine versicherungsmathema tische Bewertung durchgeführt wird. Hierbei werden nicht nur die am Stichtag bekannten Rentenverpflichtungen und erworbenen Anwartschaften, sondern auch wirtschaftliche Trendannahmen wie unter anderem Gehaltsund Rententrends, die nach realistischen Erwartungen gewählt werden, sowie stichtagsbezogene Bewertungsparameter, wie zum Beispiel Rechnungszinssätze, berücksichtigt.
Gewinne und Verluste aus den Neubewertungen ("Remeasurements") der Netto-Verbindlichkeit oder des Netto-Vermögenswertes aus leistungsorientierten Pensionsplänen umfassen versicherungsmathematische Gewinne und Verluste, die sich vor allem aus Abweichungen zwischen den rechnungsmäßig erwarteten und den tatsächlich eingetretenen Änderungen der zugrunde gelegten demografischen und finanziellen Bewertungsparameter ergeben können. Hinzu kommt die Differenz zwischen den tatsächlichen Erträgen aus dem Planvermögen und den erwarteten, im Netto-Zinsergebnis enthaltenen Zinserträgen auf das Planvermögen. Effekte aus den Neubewertungen werden vollständig in der Periode erfasst, in der sie auftreten, und außerhalb der Gewinn- und Verlustrechnung in der Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen ausgewiesen.
Der Dienstzeitaufwand, der die im Geschäftsjahr gemäß Leistungsplan hinzuerworbenen Ansprüche der aktiven Arbeitnehmer repräsentiert, wird im Personalaufwand ausgewiesen; das auf Basis des zu Beginn des Geschäftsjahres gültigen Rechnungszinssatzes ermittelte Netto-Zinsergebnis auf die Netto-Verbindlichkeit beziehungsweise den Netto-Vermögenswert aus leistungs-
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand sowie Gewinne und Verluste aus Planabgeltungen werden in voller Höhe unmittelbar in der Periode erfolgswirksam erfasst, in der die zugrunde liegende Planänderung, -kürzung oder -abgeltung erfolgt. Die Erfassung erfolgt im Personalaufwand.
orientierten Versorgungsplänen wird im Finanzergebnis erfasst.
Der bilanzierte Betrag stellt den Barwert der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen nach Verrechnung mit dem Fair Value des Planvermögens dar. Ein gegebenenfalls aus dieser Berechnung entstehender Vermögenswert ist der Höhe nach beschränkt auf den Barwert verfügbarer Rückerstattungen und die Verminderung künftiger Beitragszahlungen sowie den Nutzen aus Vorauszahlungen im Rahmen von Mindestdotierungsverpflichtungen. Die Erfassung eines derartigen Vermögenswertes erfolgt in den betrieblichen Forderungen.
Zahlungen für beitragsorientierte Versorgungspläne werden bei Fälligkeit als Aufwand erfasst und innerhalb des Personalaufwands ausgewiesen. Zahlungen für staatliche Versorgungspläne werden wie die für beitragsorientierte Versorgungspläne behandelt, sofern die Verpflichtungen im Rahmen dieser Versorgungspläne denen aus beitragsorientierten Versorgungsplänen grundsätzlich entsprechen.
Nach IAS 37 "Rückstellungen, Eventualschulden, Eventualforderungen" (IAS 37) werden Rückstellungen gebildet, wenn rechtliche oder faktische Verpflichtungen gegenüber außenstehenden Dritten vorliegen, die aus vergangenen Ereignissen resultieren und deren Erfüllung wahrscheinlich zu einem zukünftigen Ressourcenabfluss führen wird. Hierbei muss die Höhe der Verpflichtung zuverlässig geschätzt werden können. Der Ansatz der Rückstellung erfolgt zum voraussichtlichen Erfüllungsbetrag. Langfristige
Verpflichtungen werden – sofern der aus der Diskontierung resultierende Zinseffekt (Unterschiedsbetrag zwischen Barwert und Rückzahlungsbetrag) wesentlich ist – mit dem Barwert ihres voraussichtlichen Erfüllungsbetrages angesetzt, wobei auch zukünftige Kostensteigerungen, die am Bilanzstichtag absehbar und wahrscheinlich sind, in die Bewertung einbezogen werden. Langfristige Verpflichtungen werden grundsätzlich mit dem zum jeweiligen Bilanzstichtag gültigen Marktzinssatz diskontiert, sofern dieser nicht negativ ist. Die Aufzinsungsbeträge sowie die Zinsänderungseffekte werden grundsätzlich innerhalb des Finanzergebnisses ausgewiesen. Eine mit der Rückstellung zusammenhängende Erstattung wird, sofern ihre Vereinnahmung so gut wie sicher ist, als separater Vermögenswert aktiviert. Ein saldierter Ausweis innerhalb der Rückstellungen ist nicht zulässig. Geleistete Anzahlungen werden von den Rückstellungen abgesetzt.
Verpflichtungen, die aus der Stilllegung oder dem Rückbau von Sachanlagen resultieren, werden – sofern eine zuverlässige Schätzung möglich ist – in der Periode ihrer Entstehung mit ihren diskontierten Erfüllungsbeträgen passiviert. Zugleich werden die Buchwerte der entsprechenden Sachanlagen um denselben Betrag erhöht. In den Folgeperioden werden die aktivierten Stilllegungs- und Rückbaukosten über die voraussichtliche Restnutzungsdauer des entsprechenden Vermögenswertes abgeschrieben, während die Rückstellung jährlich aufgezinst wird.
Schätzungsänderungen ergeben sich insbesondere bei Abweichungen von der ursprünglich geschätzten Kostenentwicklung, bei Änderungen bezüglich des Zahlungszeitpunkts oder des Verpflichtungsumfangs sowie regelmäßig aus der Anpassung des Diskontierungszinssatzes an das aktuelle Marktzinsniveau. Die Anpassung von Rückstellungen für die Still legung beziehungsweise den Rückbau von Sachanlagen bei Schätzungsänderungen erfolgt in der Regel erfolgsneu tral durch eine Gegenbuchung in den Sachanlagen. Sofern die betreffende Sach anlage bereits vollständig abgeschrieben ist, werden die Schätzungsänderungen in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.
Die Schätzwerte für Rückstellungen im Kernenergiebereich werden unter Bezugnahme auf Gutachten und Kostenschätzungen sowie zivilrechtliche Verträge beziehungsweise gesetzliche Angaben abgeleitet. Wesentliches Schätzelement sind die angewandten Realzinsen (angewandter Diskontierungszinssatz abzüglich der Kostensteigerungsrate). Die Auswirkungen auf das Konzernergebnis sind abhängig von der Höhe der Gegenbuchung in den Sachanlagen.
Rückstellungen für bedingte Verpflichtungen zum Rückbau von Sachanlagen, bei denen Art, Umfang, Zeitpunkt und beizumessende Wahrscheinlichkeiten nicht verlässlich ermittelbar sind, werden nicht gebildet.
Bei Existenz belastender Verträge, bei denen die unvermeidbaren Kosten zur Erfüllung der vertraglichen Verpflichtung höher sind als der erwartete Nutzen aus dem Vertragsverhältnis, werden Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften gebildet. Entsprechende Rückstellungen werden mit dem niedrigeren Betrag aus Verpflichtungsüberhang bei Vertragserfüllung und eventuellen Straf- oder Entschädigungszahlungen im Falle einer Nichterfüllung des Vertrages angesetzt. Die Ermittlung der Verpflichtungen aus einem schwebenden Vertragsverhältnis erfolgt absatzmarktorientiert.
Eventualverbindlichkeiten sind mögliche Drittverpflichtungen aus vergangenen Ereignissen, die nicht gänzlich vom Unternehmen kontrollierbar sind, oder gegenwärtige Drittverpflichtungen aus vergangenen Ereignissen, bei denen der Abfluss von Ressourcen mit wirtschaftlichem Nutzen unwahrscheinlich ist oder deren Höhe nicht ausreichend verlässlich bestimmt werden kann. Eventualverbindlichkeiten werden nicht in der Bilanz erfasst.
Hinsichtlich bestimmter Eventualverbindlichkeiten und Eventualforderungen, vor allem im Zusammenhang mit schwebenden Rechtsstreitigkeiten, wird auf eine tiefer gehende Erläuterung verzichtet, da diese Informationen möglicherweise Einfluss auf den Verfahrensfortgang haben könnten.
Rückstellungen für Restrukturierungen werden mit dem Barwert der zukünftigen Mittelabflüsse angesetzt. Die Rückstellungsbildung erfolgt zu dem Zeitpunkt, zu dem ein detaillierter Restrukturierungsplan, der vom Management beschlossen und öffentlich angekündigt oder den Mitarbeitern oder deren Vertretern kommuniziert wurde, vorliegt. Für die Bemessung der Rückstellungshöhe werden nur die den Restrukturierungsmaßnahmen direkt zuordenbaren Aufwendungen herange zogen. Nicht berücksichtigt werden Aufwendungen, die mit dem zukünftigen operativen Geschäft in Verbindung stehen.
Nach IAS 12 "Ertragsteuern" (IAS 12) sind latente Steuern für temporäre Differenzen zwischen den Buchwerten der Vermögenswerte und Schulden in der Bilanz und ihren Steuerwerten zu bilden (Verbindlichkeitsmethode). Aktive und passive latente Steuern werden für temporäre Differenzen gebildet, die zu steuerpflichtigen oder abzugsfähigen Beträgen bei der Ermittlung des zu versteuernden Einkommens künftiger Peri oden führen, es sei denn, die abweichenden Wertansätze resultieren aus dem erstmaligen Ansatz eines Vermögenswertes oder einer Schuld zu einem Geschäftsvorfall, der kein Unternehmenszusammenschluss ist und zum Zeitpunkt des Geschäftsvorfalls weder das Ergebnis vor Steuern noch das zu versteuernde Einkommen beeinflusst hat (sogenannte Initial Differences). Ein Ansatz von unsicheren Steuerpositionen erfolgt in Höhe des wahrscheinlichsten Wertes. IAS 12 verlangt außerdem die Bildung aktiver latenter Steuern auf noch nicht genutzte Verlustvorträge und Steuergutschriften. Aktive latente Steuern werden in dem Maße bilanziert, wie es wahrscheinlich ist, dass ein zu versteuerndes Ergebnis verfügbar sein wird, gegen das die tempo rären Differenzen und noch nicht genutzten Verlustvorträge verwendet werden können. Die Unternehmenseinheiten werden individuell daraufhin beurteilt, ob es wahrscheinlich ist, dass in künftigen Jahren ein positives steuerliches Ergebnis entsteht. Der Planungshorizont beträgt in diesem Zusammenhang grundsätzlich 3 bis 5 Jahre. Eine etwa bestehende Verlusthistorie wird bei dieser Analyse einbezogen. Für den Teil der aktiven latenten Steuern, für den diese Annahmen nicht zutreffen, wird der Wert der latenten Steuern vermindert.
Passive latente Steuern, die durch temporäre Differenzen im Zusammenhang mit Beteiligungen an Tochterunternehmen und assoziierten Unternehmen entstehen, werden angesetzt, es sei denn, dass der Zeitpunkt der Umkehrung der tempo rären Differenzen im Konzern bestimmt werden kann und es wahrscheinlich ist, dass sich die temporären Differenzen in absehbarer Zeit aufgrund dieses Einflusses nicht umkehren werden.
Zur Ermittlung der latenten Steuern sind die Steuersätze anzuwenden, die zu dem Zeitpunkt gelten, in dem sich die vorübergehenden Differenzen wahrscheinlich wieder aus gleichen werden. Die Auswirkungen von Steuersatz- oder Steuergesetzänderungen auf die aktiven und passiven latenten Steuern werden im Regelfall erfolgswirksam berücksichtigt. Eine Änderung über das
Eigenkapital erfolgt bei latenten Steuern, die vormals erfolgsneutral gebildet wurden. Die Änderung erfolgt grundsätzlich in der Periode, in der das materielle Gesetz gebungsverfahren abgeschlossen ist.
Die latenten Steuern für die wesentlichen inländischen Unternehmen sind – unverändert zum Vorjahr – mit einem Gesamtsteuersatz von 30 Prozent ermittelt. Dabei werden neben der Körperschaftsteuer von 15 Prozent der Solidaritätszuschlag von 5,5 Prozent auf die Körperschaftsteuer und der durchschnittliche Gewerbesteuersatz in Höhe von 14 Prozent im Konzern berücksichtigt. Für ausländische Gesellschaften werden die jeweiligen nationalen Steuersätze zugrunde gelegt.
Die wichtigsten temporären Differenzen sind in Textziffer 10 angegeben.
Die Kapitalflussrechnung ist gemäß IAS 7 "Kapitalflussrechnungen" (IAS 7) in Zahlungsströme aus operativer Geschäftstätigkeit, aus Investitionstätigkeit und aus Finanzierungstätigkeit gegliedert. Zahlungsströme der nicht fortgeführten Aktivitäten werden in der Kapitalflussrechnung gesondert ausgewiesen. Gezahlte und erhaltene Zinsen, gezahlte und erstattete Ertragsteuern sowie erhaltene Dividenden sind Bestandteil des Cashflows aus operativer Geschäfts tätigkeit, gezahlte Dividenden werden im Bereich der Finanzierungstätigkeit ausgewiesen. Bei Erwerben beziehungsweise Veräußerungen von Anteilen an Unternehmen gezahlte (beziehungsweise erhaltene) Kaufpreise werden abzüglich erworbener (beziehungsweise abgegebener) Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente im Bereich der Investitions tätigkeit gezeigt, soweit hiermit eine Kontrollerlangung beziehungsweise ein Kontrollverlust einhergeht. Bei Erwerben beziehungsweise Veräußerungen ohne Kontrollerlangung beziehungsweise Kontrollverlust erfolgt ein Ausweis der korrespondierenden Zahlungsströme im Bereich der Finanzierungstätigkeit. Wechselkurs bedingte Wertänderungen der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente werden gesondert ausgewiesen.
Gemäß IFRS 8 "Geschäftssegmente" (IFRS 8) werden die Segmente der Gesellschaft – dem sogenannten "Management Approach" folgend – nach der internen Berichtsstruktur abgegrenzt. Als intern verwendete Ergebnisgröße zur Performance-Messung wird ein um nicht operative Effekte bereinigtes EBIT als Segmentergebnis herangezogen (vergleiche Textziffer 33).
Gliederung der Bilanz sowie der Gewinn- und Verlustrechnung Die Konzernbilanz wird im Einklang mit IAS 1 "Darstellung des Abschlusses" (IAS 1) nach Fristigkeit aufgestellt. Dabei werden Vermögenswerte, die innerhalb von zwölf Monaten nach dem Bilanzstichtag realisiert werden, sowie Verbindlichkeiten, die innerhalb eines Jahres nach dem Bilanzstichtag fällig werden, grundsätzlich als kurzfristig ausgewiesen.
Die Gliederung der Gewinn- und Verlustrechnung erfolgt nach dem auch für interne Zwecke Anwendung findenden Gesamtkostenverfahren.
Die Aufstellung des Konzernabschlusses erfordert Schätzungen und Annahmen, die sowohl die Anwendung von Rechnungslegungsgrundsätzen im Konzern als auch den Ausweis und die Bewertung beeinflussen können. Die Schätzungen basieren auf Erfahrungen der Vergangenheit und aktuellen Kenntnissen über die zu bilanzierenden Geschäftsvorfälle. Die tatsächlichen Beträge können von diesen Schätzungen abweichen.
Die Schätzungen und die zugrunde liegenden Annahmen werden fortlaufend überprüft. Anpassungen hinsichtlich der für die Rechnungslegung relevanten Schätzungen werden in der Periode der Änderung berücksichtigt, sofern die Änderungen ausschließlich diese Periode beeinflussen. Sofern die Änderungen sowohl die aktuelle Berichtsperiode als auch zukünftige Perioden betreffen, werden sie in der laufenden Periode und in späteren Perioden berücksichtigt.
Schätzungen sind insbesondere erforderlich bei der Bewertung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten, namentlich im Zusammenhang mit Kaufpreisallokationen, dem Ansatz und der Bewertung aktiver latenter Steuern, der Bilanzierung von Pensions- und übrigen Rückstellungen, bei der Durchführung von Werthaltigkeitsprüfungen in Übereinstimmung mit IAS 36 sowie der Fair-Value-Ermittlung bestimmter Finanzinstrumente.
Die Grundlagen für die Einschätzungen bei den relevanten Themen werden in den jeweiligen Abschnitten erläutert.
Das International Accounting Standards Board (IASB) und das IFRS Interpretations Committee (IFRS IC) haben die folgenden Standards und Interpretationen ver abschiedet, die von der EU in europäisches Recht übernommen wurden und im Berichtszeitraum 1. Januar 2017 bis 31. Dezember 2017 verpflichtend anzuwenden sind.
Im Januar 2016 veröffentlichte das IASB eine Anpassung zum IAS 7. Die Anpassung ergänzt den IAS 7 in Bezug auf Angaben zu den Veränderungen der Schulden aus Finanzierungstätigkeit. Folgende Änderungen sind auszuweisen: Veränderungen durch Zahlungsströme aus Finanzierungstätigkeit; Veränderungen aufgrund der Übernahme oder des Verlusts der Beherrschung über Tochterunternehmen oder sonstige Geschäftseinheiten; die Auswirkung von Wechselkursänderungen; Veränderungen beizulegender Zeitwerte und sonstige Veränderungen. E.ON kommt seiner neuen Offenlegungspflicht durch die Abbildung einer Überleitungsrechnung der Eröffnungs- auf die Schlussbilanzwerte in Bezug auf die Verbindlichkeiten aus Finanzierungstätigkeiten unter Textziffer 26 im Konzernabschluss 2017 nach.
Im Januar 2016 veröffentlichte das IASB eine Anpassung zum IAS 12. Mit den Änderungen zum Ansatz latenter Steueransprüche für unrealisierte Verluste werden folgende Sachverhalte klargestellt: Nicht realisierte Verluste bei schuldrechtlichen Instrumenten, die zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, deren steuerliche Basis aber die Anschaffungskosten sind, führen zu abzugsfähigen temporären Differenzen. Dies gilt unabhängig davon, ob der Halter erwartet, den Buchwert des Vermögenswerts dadurch wiederzuerlangen, dass er diesen bis zur Fälligkeit hält und sämtliche vertraglichen Zahlungen vereinnahmt, oder ob er ihn zu veräußern beabsichtigt. Für E.ON ergeben sich im Konzernabschluss 2017 keine Auswirkungen aus der Änderung.
Im Rahmen des sogenannten "Annual Improvements Process" überarbeitet das IAS bestehende Standards. Im Dezember 2016 veröffentlichte das IASB einen entsprechenden Sammelstandard. Dieser enthält Änderungen an IFRS sowie den dazugehörigen Grundlagen für Schlussfolgerungen. Betroffen sind die Standards IFRS 1, IFRS 12 und IAS 28. Die EU hat die Änderungen in
europäisches Recht übernommen. Die Änderungen für IFRS 12 sind rückwirkend für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2017 beginnen. Für E.ON ergeben sich hieraus keine wesentlichen Auswirkungen auf den Konzernabschluss. Die Änderungen für IFRS 1 und IAS 28 sind erstmals für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2018 beginnen.
Das IASB und das IFRS IC haben weitere Standards und Interpretationen verabschiedet. E.ON wendet diese Regelungen nicht an, da ihre Annahme teilweise noch nicht verpflichtend ist oder ihre Anerkennung durch die EU teilweise noch aussteht.
Im Juli 2014 veröffentlichte das IASB den neuen Standard IFRS 9 "Finanzinstrumente", welcher erstmals verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden ist, die am oder nach dem 1. Januar 2018 beginnen. Die Änderungen des neuen Standards können in drei Phasen unterteilt werden. Aus den künftigen Änderungen der ersten Phase "Klassifizierung von Finanzinstrumenten" erwartet E.ON eine höhere Ergebnisvolatilität, da Eigenkapitalinstrumente sowie Fremdkapitalinstrumente, deren vertragliche Zahlungsströme nicht ausschließlich aus Zins und Tilgung bestehen, zum Fair Value im Periodenergebnis bewertet werden. Der sich hieraus zum Erstanwendungszeitpunkt ergebende Umstellungseffekt beläuft sich auf rund 0,1 bis 0,2 Mrd € und wird erfolgsneutral mit den Gewinnrücklagen verrechnet. Die zweite Phase des Projekts widmet sich der Wertberichtigung von finanziellen Vermögenswerten. Im Rahmen des neuen Impairmentmodells, das im Gegensatz zu den Regelungen des IAS 39 nicht nur bereits eingetretene, sondern auch erwartete Verluste berücksichtigt (Expected Loss Model), werden in höherem Maße zukunftsorientierte Informationen verwendet und Ausfälle tendenziell früher berücksichtigt. Aufgrund des neuen Modells ergibt sich eine zeitlich abweichende Erfassung der Wertminderungsbedarfe von finanziellen Vermögenswerten, die sich voraussichtlich auf rund 0,1 Mrd € belaufen und in der Eröffnungsbilanz 2018 erfolgsneutral mit den Gewinnrücklagen verrechnet werden. Die dritte Phase des Projektes behandelt die Regelungen zum Hedge Accounting. Ziel ist es, einen besseren Zusammenhang zwischen den Risikomanagementstrategien des Unternehmens, den Gründen für den Abschluss einer Sicherungsbeziehung und deren Auswirkungen herzustellen. Insbesondere sieht das IASB eine Vereinfachung der Vorschriften zur Effektivitätsmessung und somit der Zulassungsvoraussetzungen vor. E.ON erwartet hieraus keine wesentlichen Auswirkungen.
Im Mai 2014 veröffentlichte das IASB mit IFRS 15 "Erlöse aus Verträgen mit Kunden" (IFRS 15) vollkommen überarbeitete Regelungen zur Umsatzrealisierung. IFRS 15 ersetzt die bisherigen Standards und Interpretationen IAS 11 "Fertigungsaufträge", IAS 18 "Umsatzerlöse", IFRIC 13 "Kundenbindungsprogramme", IFRIC 15 "Verträge über die Errichtung von Immobilien", IFRIC 18 "Übertragung von Vermögenswerten von Kunden" und SIC-31 "Umsatzerlöse – Tausch von Werbedienstleistungen". Der Zeitpunkt beziehungsweise Zeitraum der Umsatzrealisierung und die Höhe der zu erfassenden Erlöse richten sich zukünftig nach einem 5-Stufen-Modell. Darüber hinaus enthält IFRS 15 erweiterte Anforderungen zu Anhangangaben. Der bereits in europäisches Recht übernommene IFRS 15 ist erstmals verpflichtend für Geschäftsjahre anzuwenden, die am oder nach dem 1. Januar 2018 beginnen. Der E.ON-Konzern hat sich wahlweise für die modifizierte retrospektive Erstanwendung entschieden. Im Rahmen des Projekts zur Implementierung von IFRS 15 wurde – verglichen mit der bisherigen Umsatzerfassung – die folgende wesentliche Auswirkung festgestellt:
• Aufgrund der geänderten Prüfkriterien für Prinzipal-Agent-Beziehungen wird es bei bestimmten Umlagen zur Förderung der Erneuerbaren Energien zu einer wesentlichen Änderung im GuV-Ausweis kommen. Diese Umlagen sind nicht mehr als Umsatzerlöse und gegenläufig als Materialaufwand zu erfassen. Dadurch werden Umsatz und Materialaufwand sinken, ohne dass ein Ergebniseffekt resultiert. Die betragsmäßige Auswirkung wird auf 4 bis 6 Mrd € geschätzt.
Weitere, betragsmäßig unwesentliche Umstellungseffekte aus IFRS 15 betreffen:
Das IASB hat im Januar 2016 den Rechnungslegungsstandard IFRS 16 "Leasingverhältnisse" veröffentlicht, der den bisherigen Standard zur Leasingbilanzierung IAS 17 sowie IFRIC 4 (Beurteilung, ob eine Vereinbarung ein Leasingverhältnis enthält) ersetzt. Der neue Standard ändert insbesondere die Bilanzierung von Leasingverhältnissen beim Leasingnehmer. Dieser hat zukünftig regelmäßig im Zusammenhang mit der Leasingvereinbarung einen Vermögenswert für das Nutzungsrecht zu aktivieren sowie eine korrespondierende Leasingverbindlichkeit zu passivieren.
Ausgenommen sind, sofern die entsprechenden Wahlrechte ausgeübt werden, geringwertige Vermögenswerte und Leasingverträge mit einer Laufzeit von unter zwölf Monaten. Beim Leasinggeber wird weiterhin zwischen Finanzierungsleasingund Operating-Leasing-Verhältnissen unterschieden. IFRS 16 enthält darüber hinaus eine Reihe von weiteren Regelungen zum Ausweis und zu den Anhangangaben sowie zu Sale-and-Leaseback-Transaktionen. Die Anwendung von IFRS 16 ist verpflichtend für Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar 2019 beginnen. Die Übernahme durch die EU in europäisches Recht ist erfolgt.
E.ON hat ein konzernweites Projekt zur Implementierung von IFRS 16 aufgesetzt. Im Rahmen dieses Projektes werden zurzeit bestehende Leasingverträge aller Unternehmenseinheiten unter IFRS 16-Gesichtspunkten analysiert.
Die qualitativen Auswirkungen aus der Einführung von IFRS 16 auf die einzelnen Bestandteile des Konzernabschlusses und die Darstellung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns lassen sich wie folgt beschreiben:
Neben den zuvor ausführlich aufgeführten neuen Standards sind weitere Standards und Interpretationen verabschiedet worden, von denen aktuell jedoch kein wesentlicher Einfluss auf den E.ON-Konzernabschluss erwartet wird:
IFRIC 23 "Unsicherheit bezüglich der ertragsteuerlichen Behandlung", Veröffentlichung im Juni 2017, Übernahme in europäisches Recht noch ausstehend, voraussichtlich erstmalige Anwendung im Geschäftsjahr 2019
Änderungen an IAS 28 "Anteile an assoziierten Unternehmen", Veröffentlichung im Oktober 2017, Übernahme in europäisches Recht noch ausstehend, voraussichtlich erstmalige Anwendung im Geschäftsjahr 2019
Die Anzahl der konsolidierten Unternehmen hat sich im Geschäftsjahr wie folgt entwickelt:
| Inland | Ausland | Summe | |
|---|---|---|---|
| Konsolidierte Unternehmen zum 1. Januar 2016 |
107 | 190 | 297 |
| Zugänge | 1 | 8 | 9 |
| Abgänge/Verschmelzungen | 31 | 49 | 80 |
| Konsolidierte Unternehmen zum 31. Dezember 2016 |
77 | 149 | 226 |
| Zugänge | 8 | 5 | 13 |
| Abgänge/Verschmelzungen | 1 | 6 | 7 |
| Konsolidierte Unternehmen zum 31. Dezember 2017 |
84 | 148 | 232 |
Die Abgänge/Verschmelzungen im Geschäftsjahr 2016 betreffen zum großen Teil die Entkonsolidierung der Uniper-Geschäfte.
Nach der Equity-Methode wurden im Jahr 2017 insgesamt 18 inländische und zwölf ausländische Gesellschaften einbezogen (2016: 18 beziehungsweise 12). Ein inländisches Unternehmen wurde als gemeinschaftliche Tätigkeit anteilig im Konzernabschluss dargestellt (2016: ein inländisches Unternehmen).
Im Juli 2017 hatte der Hamburger Senat der Ausübung einer im Jahr 2014 (im Anschluss an einen entsprechenden Volksentscheid) mit der Freien und Hansestadt Hamburg vereinbarten Kaufoption auf die bisherige E.ON-Mehrheitsbeteiligung an der Hamburg Netz GmbH (74,9 Prozent, HHNG) seine Zustimmung erteilt. E.ON hat diese im Bereich Energienetze geführte Beteiligung über die HanseWerk AG (E.ON-Beteiligungsquote 66,5 Prozent) gehalten. Nach der am 20. Oktober 2017 erfolgten Ausübung dieser Option sind die HHNG-Geschäftsanteile zum 1. Januar 2018 auf die Käuferin übertragen worden. Zum 31. Dezember 2017 wurden die mit der HHNG im Zusammenhang stehenden Bilanzposten als Abgangsgruppe gemäß IFRS 5 klassifiziert. Der noch im Jahr 2017 erfolgte Zahlungsmittelzufluss ist in der Kapitalflussrechnung 2017 unter den Desinvestitionen erfasst und wirkt sich zum 31. Dezember 2017 nicht in der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung aus. HHNG wird im 1. Quartal 2018 entkonsolidiert.
Am 19. Dezember 2017 wurde E.ON Värme Lokala Energilösningar AB und damit elf kleinere und mittelgroße Fernwärmenetze in neun schwedischen Gemeinden an Adven Sweden AB verkauft. Adven ist ein führender Anbieter von Energielösungen und Fernwärmeversorgung in Finnland, Schweden und Estland. Über den Verkaufspreis wurde Stillschweigen vereinbart. Da der Kontrakt wirtschaftlich rückwirkend zum 1. Oktober 2017 geschlossen wurde, werden alle Transaktionen ab diesem Datum auf die Adven Sweden AB übertragen. E.ON Värme Lokala Energilösningar AB wurde im vierten Quartal 2017 im Segment Kundenlösungen in Schweden entkonsolidiert. Ein Netto-Vermögen von rund 100 Mio € verlässt dadurch die Konzernbilanz.
Zum 30. September 2017 wurde die Enerjisa Enerji A.Ş., ein wesentliches türkisches at equity bewertetes Gemeinschaftsunternehmen der je zur Hälfte beteiligten Partner E.ON und Sabanci, in die zwei at equity bewerteten Gemeinschaftsunternehmen (E.ON-Anteil je 50 Prozent) Enerjisa Enerji A.Ş. und Enerjisa Üretim Santralleri A.Ş. aufgespalten. Aufgrund der Buchwertfortführung kam es dabei zu keinem Ergebniseffekt. Am 8. Februar 2018 wurde ein 20-Prozent-Anteil (E.ON-Anteil 10 Prozent) von Enerjisa Enerji A.Ş.an die Börse gebracht. Der Ausgabekurs belief sich dabei auf 6,25 TRY pro 100 Aktien.
Enerjisa Enerji A.Ş. behält weiterhin den Status eines Gemeinschaftsunternehmens von E.ON und Sabanci (Anteil jeweils 40 Prozent). Zum Stichtag 31. Dezember 2017 ergaben sich nach IFRS keine bilanziellen Konsequenzen.
E.ON und das finnische Energieunternehmen Fortum Corporation, Espoo, Finnland, haben im September 2017 eine Vereinbarung geschlossen, wonach E.ON das Recht erhalten hat, Anfang 2018 Fortum den 46,65-prozentigen Anteil an Uniper zu einem Gesamtwert von 22 € pro Aktie – gegebenenfalls abzüglich einer zwischenzeitlichen Dividendenzahlung – anzudienen. In diesem Zusammenhang hat Fortum am 7. November 2017 ein Übernahmeangebot für sämtliche Uniper-Aktien veröffentlicht. Im Januar 2018 hat E.ON entschieden, den 46,65-prozentigen Anteil an Uniper im Rahmen des Übernahmeangebots anzudienen. Der Gesamterlös aus der Transaktion wird sich auf circa 3,76 Mrd € belaufen. Der Vollzug des Übernahmeangebots steht unter der Bedingung regulatorischer Freigaben, die bis Mitte 2018 erwartet werden.
Die Anteile an Uniper werden als zur Veräußerung gehaltener Vermögenswert mit einem Buchwert von rund 3,0 Mrd € ausgewiesen. Aus den gegenseitigen vertraglichen Rechten und Pflichten ergeben sich zum Stichtag derivative Finanzinstrumente mit einem Marktwert von -0,7 Mrd €. Dieser Betrag wurde erfolgswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung des Jahres 2017 erfasst. Der Fair Value des 46,65-prozentigen Anteils an Uniper beträgt zum 31. Dezember 2017 4,4 Mrd € (31. Dezember 2016: 2,7 Mrd €).
Im Geschäftsjahr 2016 wurde die im Dezember 2014 vom Vorstand der E.ON SE beschlossene Überführung der Geschäftsfelder konventionelle Erzeugung, globaler Energiehandel, Russland und Exploration & Produktion in die eigenständige Uniper-Gruppe organisatorisch und rechtlich umgesetzt.
Mit Zustimmung der Hauptversammlung am 8. Juni 2016 zur Abspaltung von 53,35 Prozent der Anteile an Uniper und Eintragung in das Handelsregister am 9. September 2016 wurde die Abspaltung rechtlich vollzogen. Die E.ON-Aktionäre erhielten hierbei Uniper-Anteile im Zuteilungsverhältnis von 10:1. Die Aktie der Uniper SE wurde am 9. September 2016 zum amtlichen Handel im regulierten Markt der Frankfurter Wertpapierbörse zugelassen. Der erstmalige Handel erfolgte am 12. September 2016.
Ab dem Zeitpunkt der Zustimmung der Hauptversammlung zur Abspaltung bis zur Entkonsolidierung am 31. Dezember 2016 erfüllte Uniper die Voraussetzungen für den Ausweis als nicht fortgeführte Aktivität.
Nach IFRS 5 waren unmittelbar vor der Umgliederung die Buchwerte aller Vermögenswerte und Schulden von Uniper gemäß den einschlägigen IFRS zu bewerten. In diesem Zuge wurde im zweiten Quartal 2016 auf Basis des IAS 36 außerplanmäßiger Wertminderungsbedarf auf langfristige Vermögenswerte in Höhe von 2,9 Mrd € festgestellt. Ferner wurden Drohverlustrückstellungen in Höhe von 0,9 Mrd € gebildet.
Mit Aufnahme des Handels von Aktien der Uniper SE an der Frankfurter Wertpapierbörse im dritten Quartal 2016 determinierte sich der Fair Value von Uniper auf Basis des Aktienkurses zuzüglich einer marktüblichen Prämie zur Abbildung der Eigentumsverhältnisse. Hieraus ergab sich im Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten ein weiterer Wertminderungsbedarf von 6,1 Mrd € inklusive latenter Steuern.
Zum 31. Dezember 2016 war erneut der beizulegende Zeitwert – wiederum auf Basis des Aktienkurses unter Berücksichtigung einer marktüblichen Prämie zur Abbildung der Eigentumsverhältnisse – mit dem Buchwert der Uniper-Gruppe zu vergleichen. Auch wenn der Börsenkurs gegenüber dem Kurs zum 30. September 2016 gestiegen war, ergab sich durch den Anstieg des Netto-Reinvermögens bei Uniper ein weiterer Wertminderungsbedarf von rund 0,9 Mrd €.
Mit Datum vom 31. Dezember 2016 haben E.ON und Uniper eine Entherrschungsvereinbarung vollzogen. Danach verpflichtet sich E.ON dauerhaft zum Verzicht ihrer Stimmrechte bei der Wahl einer bestimmten Anzahl von Aufsichtsratsmitgliedern von Uniper. Mit Vollzug der Vereinbarung verlor E.ON trotz der fortbestehenden 46,65-prozentigen Beteiligung an Uniper, die aufgrund der zu erwartenden Präsenzmehrheit auf der Hauptversammlung grundsätzlich faktische Kontrolle vermitteln würde, die Beherrschungsmöglichkeit über Uniper.
Die zurückbehaltene 46,65-prozentige Beteiligung an Uniper ist seit dem Kontrollverlust als assoziiertes Unternehmen qualifiziert und wurde bis zur Umgliederung Ende September 2017 nach der Equity-Methode in den Konzernabschluss einbezogen.
E.ON hat im Geschäftsjahr 2016 Umsatz erlöse in Höhe von 2.982 Mio €, Zinserträge von 184 Mio €, Zinsaufwendungen von 11 Mio € sowie sonstige Erträge von 1.579 Mio € und sonstige Aufwendungen von 8.327 Mio € mit Gesellschaften der Uniper-Gruppe erzielt.
Die nachfolgende Tabelle zeigt die wesentlichen Posten der Gewinn- und Verlustrechnung der als nicht fortgeführte Aktivitäten ausgewiesenen Uniper-Gruppe für das Geschäftsjahr 2016:
| in Mio € | 2016 |
|---|---|
| Umsatzerlöse | 56.661 |
| Sonstige Erträge | 4.152 |
| Sonstige Aufwendungen | -72.190 |
| Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit | -11.377 |
| Steuern vom Einkommen und vom Ertrag | 929 |
| Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten | -10.448 |
1) Darin ist das Entkonsolidierungsergebnis in Höhe von -3,6 Mrd € nicht enthalten.
Aus der Entkonsolidierung von Uniper zum 31. Dezember 2016 ergab sich ein Abgangsverlust von 3,6 Mrd €.
Die abgegangenen Vermögenswerte und Schulden der Uniper-Gruppe betrafen immaterielle Vermögenswerte (1,5 Mrd €), Sachanlagen (8,5 Mrd €), sonstige Vermögenswerte (32,1 Mrd €) sowie Rückstellungen (9,2 Mrd €) und Verbindlichkeiten (26,5 Mrd €). Unter Berücksichtigung von sonstigen Entkonsolidierungseffekten (0,5 Mrd €) resultiert der Entkonsolidierungsverlust im Wesentlichen aus der erfolgswirksamen Erfassung der zuvor im sonstigen Ergebnis erfassten Währungsumrechnungseffekte.
E.ON hat im Dezember 2016 einen Vertrag mit der Allianz Capital Partners über den Verkauf eines 30-Prozent-Anteils an E.ON Distribuţie România S.A. geschlossen. E.ON Distribuţie România S.A. besitzt und betreibt ein Gasverteilnetzsystem von über 20.000 Kilometern sowie ein Stromverteilnetz von über 80.000 Kilometern und versorgt hierüber mehr als drei Millionen Kunden. Nach Abschluss der Transaktion am 22. Dezember 2016 verbleiben bei E.ON 56,5 Prozent der Anteile an Distribuţie România. Weitere 13,5 Prozent der Anteile werden vom rumänischen Ministerium für Energie gehalten. Über die Höhe des Kaufpreises wurde Stillschweigen vereinbart. Da es sich um einen Anteilsverkauf ohne Kontrollverlust handelt, wurde kein Ergebnis realisiert.
E.ON hat Ende November 2014 vertragliche Vereinbarungen mit einem Konsortium aus Macquarie European Infrastructure Fund 4 (MEIF4) und Wren House Infrastructure (WHI) über den Verkauf ihrer spanischen und portugiesischen Aktivitäten geschlossen. Aus dem Vollzug der Transaktion am 25. März 2015 resultierte ein geringfügiger Abgangsverlust.
Als Teil des Vertragswerks und einer im Oktober 2016 abgeschlossenen darauf aufbauenden vertraglichen Vereinbarung hat E.ON eine weitere Zahlung in Höhe von 0,2 Mrd € erhalten. Diese Zahlung ist als Kaufpreisanpassung im Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten des vierten Quartals 2016 enthalten.
E.ON hatte im November 2014 die strategische Überprüfung des E&P-Geschäfts in der Nordsee angekündigt. Aufgrund der Konkretisierung einer Veräußerung dieser Aktivitäten hat E.ON zum 30. September 2015 dieses Geschäft als Abgangsgruppe ausgewiesen.
Im Januar 2016 hat E.ON eine Vereinbarung über die Veräußerung ihrer britischen E&P-Tochtergesellschaft E.ON E&P UK Limited, London, Großbritannien, an Premier Oil plc, London, Großbritannien, unterzeichnet. Der Basis-Kaufpreis zum Stichtag 1. Januar 2015 belief sich auf rund 0,1 Mrd € beziehungsweise 0,12 Mrd US-\$. Darüber hinaus hat E.ON Barmittel behalten, die zum Stichtag in der Gesellschaft vorhanden waren, und sonstige Anpassungen erhalten, sodass aus der Transaktion ein Mittelzufluss in Höhe von rund 0,3 Mrd € resultiert. Im Rahmen der Konkretisierung des Kaufpreises für das britische E&P-Geschäft erfolgte eine Wertminderung des Goodwills im vierten Quartal 2015 von rund 0,1 Mrd €. Die wesentlichen Vermögenswerte und Schulden des als Abgangsgruppe in der damaligen globalen Einheit Exploration & Produktion geführten britischen E&P-Geschäfts betrafen zum 31. März 2016 Goodwill (0,1 Mrd €), sonstige Vermögenswerte (0,7 Mrd €) sowie Schulden (0,6 Mrd €). Mit dem Vollzug der Transaktion Ende April 2016 resultierte ein Abgangsverlust von rund 0,1 Mrd €, der sich im Wesentlichen aus der ergebniswirksamen Realisierung von im Other Comprehensive Income erfassten Beträgen aus Währungsumrechnungsdifferenzen ergab.
E.ON hat im Dezember 2015 einen Vertrag über den Verkauf ihrer 10-prozentigen Anteile an der Enovos International S.A., Esch-sur-Alzette, Luxemburg, – gemeinsam mit der RWE AG, die ihren Anteil ebenfalls veräußert hat – an ein Bieterkonsortium unter der Führung des Großherzogtums Luxemburg und der unabhängigen privaten Investmentgesellschaft Ardian, Paris, Frankreich, unterzeichnet. Der Buchwert der 10-prozentigen Beteiligung belief sich zum 31. Dezember 2015 auf rund 0,1 Mrd €. Der Abschluss der Transaktion erfolgte im ersten Quartal 2016. Über die Höhe des Kaufpreises wurde Stillschweigen vereinbart.
Mit Vertrag vom 22. Dezember 2015 hat E.ON den Verkauf von 28,974 Prozent der Anteile an ihrer assoziierten Beteiligung AS Latvijas Gāze, Riga, Lettland, an die luxemburgische Gesellschaft Marguerite Gas I S.à r.l. vereinbart. Der Buchwert der Beteiligung betrug zum 31. Dezember 2015 rund 0,1 Mrd €. Aus der Transaktion, die im Januar 2016 vollzogen wurde, resultierte bei einem Kaufpreis von rund 0,1 Mrd € ein geringfügiges Abgangsergebnis.
E.ON war nach dem Bau sowie der Inbetriebnahme des Offshore-Windparks Humber Gateway in der britischen Nordsee aufgrund regulatorischer Vorschriften verpflichtet, die zugehörige Netzanbindungsinfrastruktur, die von der E.ON Climate & Renewables UK Humber Wind Ltd. (Humber Wind), Coventry, Großbritannien, gehalten wurde, an ein unabhängiges Drittunternehmen zu veräußern. Die Veräußerung an das Balfour Beatty Equitix Consortium (BBEC) wurde im September 2016 vollzogen. Verkaufspreis und Buchwert beliefen sich jeweils auf rund 0,2 Mrd €.
E.ON hat entschieden, das Offshore-Windpark-Projekt Arkona in der Ostsee zu errichten. Das norwegische Energieunternehmen Statoil hat sich dabei zu 50 Prozent beteiligt und ist von Projektbeginn an involviert. E.ON verantwortet den Bau und Betrieb des Windparks. Das Signing über den Verkauf des 50-Prozent-Anteils ist im ersten Quartal 2016 erfolgt und die Transaktion wurde im April 2016 vollzogen. Aus der Transaktion resultierte ein geringfügiger Veräußerungsgewinn.
Das Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten im Jahr 2016 wird wesentlich bestimmt durch die Uniper-Gruppe mit einem Ergebnis nach Steuern von -14,1 Mrd €. Darüber hinaus trug im Wesentlichen die Kaufpreisanpassung in Bezug auf den Verkauf der spanischen und portugiesischen Aktivitäten mit rund 0,2 Mrd € zu dem Ergebnis nach Steuern aus nicht fortgeführten Aktivitäten bei.
Die Realisierung der Umsatzerlöse erfolgt grundsätzlich zum Zeitpunkt der Lieferung oder mit Erfüllung der Leistung an den Erwerber beziehungsweise Kunden. Die Lieferung gilt als abgeschlossen, wenn die mit dem Eigentum verbundenen Risiken auf den Käufer übergegangen sind, das Entgelt vertraglich festgelegt ist und die Erfüllung der Forderung wahrscheinlich ist.
Die Umsatzerlöse resultieren überwiegend aus den Verkäufen von Strom und Gas an Industriekunden, gewerbliche Abnehmer und Endverbraucher sowie auf Großhandelsmärkten. Darüber hinaus sind Erlöse aus der Verteilung von Strom und Gas sowie aus Lieferungen von Dampf und Wärme enthalten.
Die Umsatzerlöse aus dem Verkauf von Strom und Gas werden realisiert, wenn sie vom Kunden beziehungsweise Erwerber auf Basis einer vertraglichen Vereinbarung abgenommen worden sind. Sie spiegeln den Wert der gelieferten Einheiten, einschließlich der geschätzten Werte für Einheiten zwischen der letzten Abrechnung und dem Periodenende, wider.
Im Geschäftsjahr 2017 lag der Umsatz mit 38 Mrd € rund 1 Prozent unter dem Vorjahresniveau. Der Umsatz im Geschäftsfeld Kundenlösungen Deutschland ist aufgrund der Übertragung von Großhandelskunden an Uniper gesunken. Der Umsatz in Großbritannien verzeichnete ebenfalls einen Rückgang aufgrund von geringeren Absatzmengen, bedingt durch rückläufige Kundenzahlen, sowie negativen Währungsumrechnungseffekten. Dagegen nahm der Umsatz im Geschäftsfeld Energienetze Deutschland zu. Der Anstieg resultierte aus gestiegenen Kosten von vorgelagerten Netzbetreibern, die an die Kunden weiterbelastet wurden.
Die Aufteilung der Umsatzerlöse nach Segmenten findet sich in Textziffer 33.
Andere aktivierte Eigenleistungen belaufen sich auf 524 Mio € (2016: 529 Mio €) und resultieren im Wesentlichen aus aktivierten Leistungen im Zusammenhang mit IT-Projekten und Netzinvestitionen.
Die sonstigen betrieblichen Erträge setzen sich wie folgt zusammen:
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Erträge aus Währungskursdifferenzen | 1.950 | 5.039 |
| Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten |
613 | 1.141 |
| Erträge aus dem Abgang von Anlagevermögen und Wertpapieren |
679 | 309 |
| Rückerstattung Kernbrennstoffsteuer | 2.850 | – |
| Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen |
450 | 40 |
| Auflösung von Wertberichtigungen auf Ausleihungen und Forderungen |
103 | 94 |
| Übrige | 1.004 | 825 |
| Summe | 7.649 | 7.448 |
Grundsätzlich werden bei E.ON Derivate für die Absicherung (Hedging) von Commodity- sowie Währungs- und Zinsrisiken eingesetzt.
Die Erträge aus Währungskursdifferenzen enthalten im Wesentlichen realisierte Erträge aus Währungsderivaten in Höhe von 1.339 Mio € (2016: 3.407 Mio €) sowie aus Fremdwährungsforderungen und -verbindlichkeiten in Höhe von 120 Mio € (2016: 622 Mio €). Zusätzlich ergeben sich Effekte aus der Stichtagskursumrechnung in Höhe von 491 Mio € (2016: 1.010 Mio €).
Die Aufwendungen und Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten betreffen die Fair-Value-Bewertung aus Derivaten nach IAS 39. Wesentliche Auswirkungen ergeben sich aus der stichtagsbezogenen Marktbewertung von Derivaten, mit denen das operative Geschäft gegen Preisschwankungen abgesichert wird, sowie aus sonstigen Derivaten. Im Vorjahr ergaben sich insbesondere Effekte aus der Marktwertveränderung von gas- und strombezogenen Derivaten.
Die Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen resultieren zum großen Teil aus einer gutachterlichen Neueinschätzung langfristiger Rekultivierungs- und Sanierungsverpflichtungen.
In den Erträgen aus dem Abgang von Beteiligungen und Wertpapieren sind im Wesentlichen Erträge aus der Veräußerung der E.ON Värme Lokale Energilösningar AB enthalten. Im Vorjahr fielen Erträge aus der Veräußerung der Enovos und der Anteile an der AWE Arkona Windpark Entwicklungs GmbH an.
Aus dem Verkauf von Wertpapieren wurden 424 Mio € (2016: 141 Mio €) erzielt.
In den übrigen sonstigen betrieblichen Erträgen sind Zuschreibungen im Anlagevermögen, Weiterbelastungen von Personal- und Serviceleistungen, Erstattungen sowie Miet- und Pachtzinsen enthalten.
Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen setzen sich folgendermaßen zusammen:
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Aufwendungen aus Währungskurs differenzen |
1.663 | 4.925 |
| Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten |
1.838 | 231 |
| Sonstige Steuern | 113 | 96 |
| Verluste aus dem Abgang von Anlagevermögen und Wertpapieren |
193 | 105 |
| Übrige | 2.668 | 2.510 |
| Summe | 6.475 | 7.867 |
Die Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen enthalten im Wesentlichen realisierte Aufwendungen aus Währungsderivaten in Höhe von 1.166 Mio € (2016: 3.523 Mio €) sowie aus Fremdwährungsforderungen und -verbindlichkeiten in Höhe von 124 Mio € (2016: 190 Mio €). Zusätzlich dazu ergaben sich Effekte aus der Stichtagskursumrechnung in Höhe von 373 Mio € (2016: 1.212 Mio €).
In den übrigen sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind externe Beratungs- und Prüfungskosten in Höhe von 225 Mio € (2016: 246 Mio €), Werbe- und Marketingaufwendungen in Höhe von 153 Mio € (2016: 117 Mio €) sowie Wertberichtigungen auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen in Höhe von 200 Mio € (2016: 236 Mio €), Mieten und Pachten in Höhe von 154 Mio (2016: 151 Mio €) sowie weitere Fremdleistungen in Höhe von 457 Mio € (2016: 459 Mio €) enthalten. Darüber hinaus werden hier IT-Aufwendungen, Versicherungsprämien und Reisekosten ausgewiesen. Enthalten sind auch Verpflichtungen zur Weiterreichung von Teilen der rückerstatteten Kernbrennstoffsteuer an Minderheitgesellschafter von Gemeinschaftskraftwerken in Höhe von 327 Mio €.
Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und bezogene Waren umfassen insbesondere den Bezug von Gas und Strom. Des Weiteren sind hier Netznutzungsentgelte und Brennstoffe enthalten. Die Aufwendungen für bezogene Leistungen beinhalten im Wesentlichen Instandhaltungsaufwendungen.
Beim Materialaufwand verzeichnete E.ON einen Rückgang um 2,5 Mrd € auf 29,8 Mrd € (2016: 32,3 Mrd €). Ursache hierfür waren niedrigere Aufwendungen für die Strom- und Gasbeschaffung im Bereich Kundenlösungen im Wesentlichen aufgrund der Übertragung des Großhandelsgeschäfts auf Uniper (-0,3 Mrd €) sowie rückläufiger Kundenzahlen in Großbritannien (-0,5 Mrd €). Der leichte Anstieg der Aufwendungen für Strombeschaffung bei PreussenElektra (+0,2 Mrd €) resultiert aus einem höheren Strombezug zur Deckung von Lieferverpflichtungen an Uniper. Dies ist vor allem auf Anlagenstillstände zurückzuführen. Dagegen reduzierten sich die Aufwendungen aus Kernbrennstoffen wegen eines gewonnenen Klageverfahrens und des Wegfalls der Kernbrennstoffsteuer (-0,1 Mrd €).
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und bezogene Waren |
27.923 | 27.924 |
| Aufwendungen für bezogene Leistungen | 1.865 | 4.401 |
| Summe | 29.788 | 32.325 |
Der Entfall der 2016 zusätzlich gebildeten Rückstellung für Entsorgungsverpflichtungen bei PreussenElektra (-2,2 Mrd €) sorgte für eine deutliche Reduzierung der Materialaufwendungen im Kernenergiebereich gegenüber dem Vorjahr. Darüber hinaus konnte durch die Optimierung der Rückbauaktivitäten bei PreussenElektra eine Auflösung der zugehörigen Rückstellungen in Höhe von 0,3 Mrd. € vorgenommen werden. Im Bereich Energienetze Deutschland verzeichneten die Materialaufwendungen einen Anstieg (+0,9 Mrd €), der im Wesentlichen aus höheren EEG-Umlagen resultiert.
Das Finanzergebnis setzt sich wie folgt zusammen:
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Erträge aus Beteiligungen | 59 | 76 |
| Wertminderungen/Zuschreibungen auf sonstige Finanzanlagen |
-62 | -95 |
| Beteiligungsergebnis | -3 | -19 |
| Erträge aus Wertpapieren, Zinsen und ähnliche Erträge 1) Available-for-Sale Loans and Receivables Held-for-Trading Sonstige Zinserträge |
1.299 120 28 8 1.143 |
343 183 53 2 105 |
| Zinsen und ähnliche Aufwendungen 1) Amortized Cost Held-for-Trading Sonstige Zinsaufwendungen |
-1.340 -711 -33 -596 |
-1.638 -529 -51 -1.058 |
| Zinsergebnis | -41 | -1.295 |
| Finanzergebnis | -44 | -1.314 |
1) Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 1 verwiesen.
Die Verbesserung des Finanzergebnisses gegenüber dem Vorjahr beruht im Wesentlichen auf geringeren Zinsaufwendungen für die Aufzinsung der nuklearen Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen. Ferner wirken sich Prozesszinsen in Verbindung mit der Rückzahlung der Kernbrennstoffsteuer positiv aus.
Für die Geschäftsjahre 2017 und 2016 setzen sich die Steuern vom Einkommen und vom Ertrag einschließlich der latenten Steuern wie folgt zusammen:
| Steuern vom Einkommen und vom Ertrag | 440 | 440 |
|---|---|---|
| Latente Steuern | -153 | -66 |
| Ausland | -95 | 158 |
| Inland | -58 | -224 |
| Laufende Ertragsteuern | 593 | 506 |
| Ausländische Ertragsteuern | 86 | 225 |
| Inländische Ertragsteuern | 507 | 281 |
| in Mio € | 2017 | 2016 |
Die sonstigen Zinserträge enthalten zum großen Teil Erträge aus den oben genannten Prozesszinsen. In den sonstigen Zinsaufwendungen ist die Aufzinsung von Rückstellungen für Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen in Höhe von 64 Mio € (2016: 770 Mio €) enthalten. Außerdem wurde die Netto-Zinsbelastung aus Pensionsrückstellungen mit einem Betrag von 82 Mio € in den sonstigen Zinsaufwendungen berücksichtigt (2016: 84 Mio €).
Die Zinsaufwendungen beinhalten außerdem in Höhe von 29 Mio € (2016: 230 Mio €) geringere positive Ergebniseffekte aus gemäß IAS 32 als Verbindlichkeiten auszuweisenden Anteilen ohne beherrschenden Einfluss an vollkonsolidierten Personengesellschaften, deren Gesellschaftern aufgrund der gesellschaftsrechtlichen Struktur ein gesetzliches Kündigungsrecht verbunden mit einem Abfindungsanspruch zusteht.
Die Zinsaufwendungen sind um die aktivierten Fremdkapitalzinsen in Höhe von 43 Mio € (2016: 37 Mio €) vermindert.
Realisierte Erträge und Aufwendungen aus Zinsswaps werden in der Gewinn- und Verlustrechnung saldiert ausgewiesen.
Der Steueraufwand beträgt wie im Vorjahr 440 Mio €. Im Jahr 2017 ergibt sich bei einem positiven Ergebnis vor Steuern eine Steuerquote von 10 Prozent (2016: -25 Prozent). Wesentliche Veränderungen der Steuerquote gegenüber dem Vorjahr beruhen auf den Einmaleffekten aus der Erstattung der Kernbrennstoffsteuer sowie der daraus resultierenden Ertragsteuerbelastung in Deutschland. Die Kernbrennstoffsteuereffekte führen zu einer Nutzung von steuerlichen Verlustvorträgen und unterliegen der sogenannten Mindestbesteuerung.
Von den laufenden Ertragsteuern entfällt ein Betrag von -42 Mio € auf Vorperioden (2016: 173 Mio €).
Die latenten Steuern resultieren aus der Veränderung von temporären Differenzen in Höhe von -480 Mio € (2016: -84 Mio €) und von Verlustvorträgen in Höhe von 332 Mio € (2016: 13 Mio €) sowie aus Steuergutschriften in Höhe von -5 Mio € (2016: 5 Mio €).
Die laufenden Ertragsteuerforderungen betrugen 514 Mio € (Vorjahr: 858 Mio €), davon kurzfristig 514 Mio € (Vorjahr: 851 Mio €), die laufenden Ertragsteuerverbindlichkeiten betrugen 1.642 Mio € (Vorjahr: 1.867 Mio €), davon kurzfristig 673 Mio € (Vorjahr: 434 Mio €). Im Wesentlichen beinhalten diese Positionen Ertragsteuern für das laufende Jahr und von der Finanzverwaltung noch nicht abschließend veranlagte Vorjahreszeiträume.
Für den Unterschied zwischen dem Netto-Vermögen und dem steuerlichen Buchwert von Tochtergesellschaften und assoziierten Unternehmen (sogenannte "Outside Basis Differences") wurden zum Stichtag 5 Mio € passive latente Steuern bilanziert (2016: 5 Mio €). Für temporäre Differenzen von Tochterunternehmen und assoziierten Unternehmen in Höhe von 717 Mio € (2016: 483 Mio €) wurden passive latente Steuern nicht gebildet, da E.ON in der Lage ist, den zeitlichen Verlauf der Umkehrung zu steuern, und sich die temporären Differenzen in absehbarer Zeit nicht umkehren.
Steuersatzänderungen führten insgesamt zu einem Steuerertrag in Höhe von 41 Mio € (2016: 78 Mio €).
Die Ertragsteuern, die im Zusammenhang mit den nicht fortgeführten Aktivitäten stehen (vergleiche hierzu auch Textziffer 4), werden in der Gewinn- und Verlustrechnung unter dem Posten "Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten" ausgewiesen. Diese beliefen sich im Vorjahr auf 929 Mio € Steuerertrag, im laufenden Jahr ergibt sich kein Steuereffekt.
Der im Vergleich zum Vorjahr unveränderte in Deutschland anzuwendende Ertragsteuersatz von 30 Prozent setzt sich zusammen aus Körperschaftsteuer (15 Prozent), Gewerbesteuer (14 Prozent) und Solidaritätszuschlag (1 Prozent). Die Unterschiede zum effektiven Steuersatz lassen sich wie folgt herleiten:
| 2017 | 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| in Mio € | in % | in Mio € | in % | |
| Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Steuern | 4.620 | 100,0 | -1.725 | 100,0 |
| Erwartete Ertragsteuern | 1.386 | 30,0 | -518 | 30,0 |
| Unterschied zu ausländischen Steuersätzen | -75 | -1,6 | -311 | 18,0 |
| Änderungen des Steuersatzes/Steuerrechts | -41 | -0,9 | -78 | 4,5 |
| Steuereffekte auf steuerfreies Einkommen | -292 | -6,3 | -42 | 2,4 |
| Steuereffekte aus nicht abzugsfähigen Ausgaben und permanenten Differenzen | 418 | 9,0 | -167 | 9,8 |
| Steuereffekte auf Ergebnisse aus at equity bewerteten Unternehmen | 71 | 1,5 | -71 | 4,1 |
| Steuereffekte aus Goodwill-Impairment und Badwill-Auflösung | – | 0,0 | – | 0,0 |
| Steuereffekte aus Wertänderungen und Nichtansatz von latenten Steuern | -972 | -21,0 | 1.437 | -83,3 |
| Steuereffekte aus anderen Ertragsteuern | 30 | 0,6 | 186 | -10,8 |
| Steuereffekte aus periodenfremden Ertragsteuern | -125 | -2,7 | 18 | -1,0 |
| Sonstiges | 40 | 0,9 | -14 | 0,8 |
| Effektiver Steueraufwand/-satz | 440 | 9,5 | 440 | -25,5 |
Es ergeben sich die in der folgenden Tabelle dargestellten aktiven und passiven latenten Steuern zum 31. Dezember 2017 und 2016:
| 31. Dezember 2017 | 31. Dezember 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| in Mio € | Aktiv | Passiv | Aktiv | Passiv |
| Immaterielle Vermögenswerte | 179 | 393 | 210 | 446 |
| Sachanlagen | 206 | 2.036 | 172 | 2.453 |
| Finanzanlagen | 162 | 185 | 164 | 260 |
| Vorräte | 9 | – | 7 | – |
| Forderungen | 362 | 764 | 396 | 972 |
| Rückstellungen | 2.572 | 119 | 2.906 | 467 |
| Verbindlichkeiten | 1.368 | 646 | 1.602 | 630 |
| Verlustvorträge | 1.020 | – | 1.414 | – |
| Steuergutschriften | 16 | – | 12 | – |
| Sonstige | 471 | 249 | 654 | 361 |
| Zwischensumme | 6.365 | 4.392 | 7.537 | 5.589 |
| Wertänderung | -2.682 | – | -3.061 | – |
| Latente Steuern (brutto) | 3.683 | 4.392 | 4.476 | 5.589 |
| Saldierung | -2.776 | -2.776 | -3.035 | -3.035 |
| Latente Steuern (netto) davon kurzfristig |
907 272 |
1.616 178 |
1.441 609 |
2.554 559 |
Von den ausgewiesenen latenten Steuern sind insgesamt -575 Mio € direkt dem Eigenkapital belastet worden (2016: Belastung -425 Mio €). Darüber hinaus sind unverändert zum Vorjahr 49 Mio € laufende Ertragsteuern direkt im Eigenkapital erfasst. Ertragsteuern betreffende Währungsumrechnungsdifferenzen wurden im Jahr 2017 innerhalb dieser Position im Other Comprehensive Income umgegliedert.
Die im Other Comprehensive Income erfassten Veränderungen der Ertragsteuern für die Jahre 2017 und 2016 gliedern sich wie folgt auf:
| 2017 | 2016 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | vor Ertrag Ertrag steuern steuern |
vor Ertrag steuern |
Ertrag steuern |
nach Ertrag steuern |
|||
| Cashflow Hedges | 198 | 3 | 201 | -331 | -10 | -341 | |
| Weiterveräußerbare Wertpapiere | -125 | 56 | -69 | -106 | 45 | -61 | |
| Währungsumrechnungsdifferenz | -25 | – | -25 | 4.865 | -54 | 4.811 | |
| Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen |
317 | 165 | 482 | -1.401 | -202 | -1.603 | |
| At equity bewertete Unternehmen | -437 | -2 | -439 | -89 | -8 | -97 | |
| Summe | -72 | 222 | 150 | 2.938 | -229 | 2.709 |
Die erklärten steuerlichen Verlustvorträge am Jahresende setzen sich wie folgt zusammen:
| 31. Dezember | ||
|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 |
| Inländische Verlustvorträge | 4.113 | 7.923 |
| Ausländische Verlustvorträge | 5.141 | 6.800 |
| Summe | 9.254 | 14.723 |
Seit dem 1. Januar 2004 sind inländische Verlustvorträge unter Berücksichtigung eines Sockelbetrags von 1 Mio € nur noch zu 60 Prozent des zu versteuernden Einkommens verrechenbar. Diese körperschaftsteuerliche Regelung zur Mindestbesteuerung gilt entsprechend für gewerbesteuerliche Verlustvorträge. Die inländischen Verlustvorträge ergeben sich aus der Addition körperschaftsteuerlicher Verlustvorträge in Höhe von 1.323 Mio € (2016: 3.115 Mio €) und gewerbesteuerlicher Verlustvorträge in Höhe von 2.790 Mio € (2016: 4.808 Mio €). Wesentliche Veränderungen zum Vorjahr sind hier auf die Einmaleffekte aus der Erstattung der Kernbrennstoffsteuer und der daraus resultierenden Nutzung von steuerlichen Verlustvorträgen zurückzuführen.
Die ausländischen Verlustvorträge setzen sich aus körperschaftsteuerlichen Verlustvorträgen in Höhe von 4.791 Mio € (2016: 4.806 Mio €) und Verlustvorträgen aus lokaler Ertragsteuer in Höhe von 350 Mio € (2016: 1.994 Mio €) zusammen. Innerhalb der ausländischen Verlustvorträge entfällt ein wesentlicher Teil auf Vorjahre. Der Rückgang der ausländischen Verlustvorträge zum Vorjahr beruht insbesondere auf dem Wegfall der steuerlichen Verlustvorträge durch Entkonsolidierung einer Auslandsgesellschaft.
Insgesamt wurden auf im Wesentlichen zeitlich unbegrenzt nutzbare ausländische Verlustvorträge in Höhe von 3.568 Mio € (2016: 5.109 Mio €) latente Steuern nicht (mehr) angesetzt. Im Inland wurden auf zeitlich unbegrenzt nutzbare körperschaftsteuerliche Verlustvorträge von 1.299 Mio € (2016: 3.089 Mio €) und auf gewerbesteuerliche Verlustvorträge von 2.756 Mio € (2016: 4.769 Mio €) aktive latente Steuern nicht (mehr) angesetzt.
Auf erfolgswirksam und erfolgsneutral gebildete temporäre Differenzen in Höhe von 9.980 Mio € (2016: 10.133 Mio €) wurden keine latenten Steueransprüche (mehr) angesetzt.
Zum 31. Dezember 2017 beziehungsweise zum 31. Dezember 2016 hat E.ON für Gesellschaften, die einen Verlust in der laufenden Periode oder in der Vorperiode erlitten haben, latente Steuerforderungen ausgewiesen, die die latenten Steuerverbindlichkeiten um 9 Mio € beziehungsweise 31 Mio € übersteigen. Grundlage für die Bildung latenter Steuern ist die Einschätzung des Managements, dass es wahrscheinlich ist, dass die jeweiligen Gesellschaften zu versteuernde Ergebnisse erzielen werden, mit denen noch nicht genutzte steuerliche Verluste, Steuergutschriften und abzugsfähige temporäre Differenzen verrechnet werden können.
Der Personalaufwand hat sich wie folgt entwickelt:
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Löhne und Gehälter | 2.518 | 2.231 |
| Soziale Abgaben | 338 | 340 |
| Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung für Altersversorgung |
306 301 |
268 263 |
| Summe | 3.162 | 2.839 |
Der Personalaufwand lag mit 3.162 Mio € um 323 Mio € über dem Wert des Vorjahres (2.839 Mio €). Der Anstieg resultierte im Wesentlichen aus den Kosten für das seit Beginn des Jahres 2017 laufende Reorganisationsprogramm. Gegenläufig verminderte sich der Personalaufwand durch einen niedrigeren Dienstzeitaufwand für Pensionspläne.
Für aktienbasierte Vergütungen (Mitarbeiteraktienprogramme in Großbritannien, E.ON Share Matching Plan, mehrjährige Tantieme sowie E.ON Performance Plan) sind im Jahr 2017 Aufwendungen in Höhe von 53,1 Mio € (2016: 14,1 Mio €) entstanden.
Das freiwillige Mitarbeiteraktienprogramm, in dessen Rahmen bis einschließlich 2015 die Möglichkeit für Mitarbeiter deutscher Konzerngesellschaften zum Erwerb von E.ON Aktien zu vergünstigten Konditionen bestand, ist im Jahre 2017 – wie auch bereits 2016 – vor dem Hintergrund der Abspaltung von Uniper nicht durchgeführt worden.
Seit dem Geschäftsjahr 2003 besteht für beschäftigte Mitarbeiter in Großbritannien die Möglichkeit, E.ON-Aktien im Rahmen eines Mitarbeiteraktienprogramms zu erwerben und zusätzlich Bonus-Aktien zu beziehen. Der Aufwand aus der Ausgabe dieser Aktien beträgt im Jahr 2017 0,5 Mio € (2016: 1,4 Mio €) und wird unter "Löhne und Gehälter" als Personalaufwand erfasst.
Als freiwilligen langfristigen variablen Vergütungsbestandteil erhalten die Vorstandsmitglieder der E.ON SE und bestimmte Führungskräfte des E.ON-Konzerns eine aktienbasierte Vergütung. Ziel dieser aktienbasierten Vergütung ist es, den Beitrag zur Steigerung des Unternehmenswerts zu honorieren und den langfristigen Unternehmenserfolg zu fördern. Durch diese variable Vergütungskomponente mit gleichzeitig langfristiger Anreizwirkung und Risikocharakter werden die Interessen der Anteilseigner und des Managements sinnvoll verknüpft.
Im Folgenden wird über den im Jahr 2013 eingeführten E.ON Share Matching Plan, über die in den Jahren 2015 und 2016 gewährte mehrjährige Tantieme sowie über den im Jahre 2017 eingeführten E.ON Performance Plan berichtet.
Von 2013 bis 2016 gewährte E.ON den Vorstandsmitgliedern der E.ON SE und bestimmten Führungskräften des E.ON-Konzerns virtuelle Aktien im Rahmen des E.ON Share Matching Plans. Jede virtuelle Aktie berechtigt am Ende der vierjährigen Laufzeit zu einer Barauszahlung in Abhängigkeit vom dann festgestellten Endkurs der E.ON-Aktie. Berechnungsgrundlagen der langfristigen variablen Vergütung sind der "Ausgangsbetrag", das "Basis-Matching" und das "Performance-Matching".
Der "Ausgangsbetrag" ermittelt sich, indem ein rechnerischer Teil der vertraglichen Zieltantieme des Begünstigten mit der Gesamtzielerreichung des Begünstigten aus dem Vorjahr multipliziert wird. Der Ausgangsbetrag wird in virtuelle Aktien umgerechnet und ist sofort unverfallbar. In den USA erfolgte im Jahr 2015 erstmals die Gewährung virtueller Aktien in Höhe des Ausgangsbetrags. Zusätzlich wurden dem Begünstigten virtuelle Aktien im Rahmen des Basis-Matchings und des Performance-Matchings gewährt. Das Verhältnis des Basis-Matchings zum Ausgangsbetrag wurde bei Mitgliedern des Vorstands der E.ON SE nach dem Ermessen des Aufsichtsrats ermittelt, bei allen weiteren Begünstigten betrug es 2:1. Der Zielwert des Performance-Matchings war bei Zuteilung der Höhe nach gleich dem Basis-Matching. Das Performance-Matching führt nur bei Erreichen einer vor Beginn der Laufzeit von Vorstand und Aufsichtsrat festgelegten Mindestperformance zu einer Auszahlung.
In den Jahren 2015 und 2016 – im Rahmen der dritten und vierten Tranche – wurden virtuelle Aktien im Rahmen des Basis-Matchings und des Performance-Matchings nur an Mitglieder des Vorstands der E.ON SE gewährt. Führungskräften wurde anstelle des "Basis-" und "Performance-Matchings" eine mehrjährige Tantieme zugesagt, deren Bedingungen weiter unten dargestellt sind.
Im Jahre 2017 wurden – nur Mitgliedern des Vorstands der E.ON SE – letztmals virtuelle Aktien im Rahmen des E.ON Share Matching Plans zugeteilt, und zwar lediglich im Umfang des "Ausgangsbetrags". Die Summe dieser Zuteilungen ist im Folgenden als die fünfte Tranche des E.ON Share Matching Plans dargestellt. Weitere Angaben dazu befinden sich im Vergütungsbericht auf Seite 88 und 89.
Nach der ursprünglichen Struktur des Plans sollte die Auszahlung aus dem Performance-Matching dem Zielwert bei Ausgabe entsprechen, wenn der Kurs der E.ON-Aktie am Ende der Laufzeit gehalten wurde und die durchschnittliche ROACE-Performance einem von Vorstand und Aufsichtsrat festgelegten Zielwert entspricht. War der ROACE im Durchschnitt der vierjährigen Laufzeit höher als der Zielwert, so sollte sich im Rahmen des Performance-Matchings die Anzahl der virtuellen Aktien erhöhen, jedoch maximal auf das Doppelte des Zielwerts. Für den Fall, dass der durchschnittliche ROACE unter dem Zielwert gelegen hätte, sollte sich die Anzahl der virtuellen Aktien und damit auch der Auszahlungsbetrag vermindern.
Im Jahre 2016 wurde der Plan dahin gehend geändert, dass für Zeiträume ab 2016 die Kennziffer ROCE anstelle von ROACE für die Messung der Performance maßgeblich ist. Dementsprechend wurden für 2016 beziehungsweise nachfolgende Jahre neue Zielwerte definiert. Die bisherige ROACE-Zielerreichung für die Vorjahre wird dabei zeitanteilig in die Gesamtperformance der betreffenden Tranchen einfließen. Ab einer definierten Unterperformance erfolgt aus dem Performance-Matching keine Auszahlung mehr.
Eine Auszahlung erfolgt grundsätzlich erst nach Ende der vierjährigen Laufzeit. Dies gilt auch dann, wenn der Begünstigte zuvor in den Ruhestand tritt oder sein Vertrag aus betriebsbedingten Gründen oder durch Fristablauf innerhalb der Laufzeit endet. Eine Auszahlung vor Ende der Laufzeit erfolgt im Falle eines Change
of Control oder bei Tod des Begünstigten. Wird das Dienst- oder Anstellungsverhältnis aus Gründen, die in der Sphäre des Begünstigten liegen, vor Ende der Laufzeit beendet, verfallen alle virtuellen Aktien mit Ausnahme der jenigen, die aus dem "Ausgangsbetrag" resultierten.
Am Ende der Laufzeit wird zu jeder virtuellen Aktie die Summe der an die Aktionäre während der Laufzeit gezahlten Dividenden hinzuaddiert. Die Höhe des maximal an einen Planteilnehmer auszuzahlenden Betrags ist auf das Zweifache der Summe aus Ausgangsbetrag, Basis-Matching und Zielwert des Performance-Matchings begrenzt.
Sowohl die Ermittlung des Zielwertes bei Ausgabe als auch des Endkurses erfolgt jeweils anhand von 60-Tages-Durchschnittskursen, um den Effekt von zufälligen, nicht nachhaltigen Kursentwicklungen zu reduzieren. Zum Ausgleich der aufgrund der Abspaltung der Uniper SE eingetretenen Wertveränderung werden am Ende der Laufzeit sowohl der 60-Tage-Durchschnittskurs der E.ON-Aktie als auch die Summe der ab 2017 an einen Aktionär gezahlten Dividenden mit einem Korrekturfaktor multipliziert.
Der Plan beinhaltet ferner Anpassungsmechanismen, um zum Beispiel den Effekt von zwischenzeitlichen Kapitalmaßnahmen zu eliminieren.
Die Grundparameter der im Jahr 2017 aktiven Tranchen des Share Matching Plans lauten wie folgt:
| 5. Tranche | 4. Tranche | 3. Tranche | 2. Tranche | |
|---|---|---|---|---|
| Ausgabedatum | 1. Apr. 2017 | 1. Apr. 2016 | 1. Apr. 2015 | 1. Apr. 2014 |
| Laufzeit | 4 Jahre | 4 Jahre | 4 Jahre | 4 Jahre |
| Zielwert bei Ausgabe | 7,17 € | 8,63 € | 13,63 € | 13,65 € |
Für die Bilanzierung wird der 60-Tages-Durchschnitt der E.ON-Aktie zum Bilanzstichtag als Fair Value herangezogen. Zusätzlich dazu erfolgt beim Performance-Matching eine Simulation der ROCE-Entwicklung. Zum Bilanzstichtag beträgt die Rückstellung für die zweite, dritte, vierte und fünfte Tranche des E.ON Share Matching Plans 48,0 Mio € (2016: 45,5 Mio €). Der Aufwand für die zweite, dritte, vierte und fünfte Tranche betrug im Geschäftsjahr 2017 22,1 Mio € (2016: 3,6 Mio €).
In den Jahren 2015 und 2016 sagte E.ON den Führungskräften, denen nach den zuvor üblichen Gepflogenheiten virtuelle Aktien im Rahmen des Basis-Matchings und des Performance-Matchings gewährt worden wären, eine mehrjährige Tantieme mit vierjähriger Laufzeit zu. Der Zielwert der mehrjährigen Tantieme wurde den Begünstigten jeweils individuell mitgeteilt.
Für Führungskräfte im E.ON-Konzern entspricht die Auszahlung dem Zielwert, wenn der Kurs der E.ON-Aktie am Ende der Laufzeit gleich dem Kurs der E.ON-Aktie nach der Abspaltung von Uniper ist. Für den Fall, dass der Aktienkurs am Ende der Laufzeit höher oder niedriger als der Kurs nach der Abspaltung ist, erhöht oder vermindert sich der Auszahlungsbetrag gegenüber dem Zielwert im gleichen Verhältnis wie die Kursänderung, wobei eine Erhöhung maximal bis zur doppelten Höhe des Zielwerts möglich ist.
Eine Auszahlung erfolgt grundsätzlich erst nach Ende der vierjährigen Laufzeit. Dies gilt auch dann, wenn der Begünstigte zuvor in den Ruhestand tritt oder sein Vertrag aus betriebsbedingten Gründen oder durch Fristablauf innerhalb der Laufzeit endet. Eine Auszahlung vor Ende der Laufzeit erfolgt im Falle eines Change of Control oder bei Tod des Begünstigten. Wird das Dienst- oder Anstellungsverhältnis aus Gründen, die in der Sphäre des Begünstigten liegen, vor Ende der Laufzeit beendet, besteht kein Anspruch auf Auszahlung.
Sowohl die Ermittlung des Aktienkurses nach der Abspaltung als auch des Endkurses erfolgt jeweils anhand von 60-Tages-Durchschnittskursen, um den Effekt von zufälligen, nicht nachhaltigen Kursentwicklungen zu reduzieren.
Der Plan beinhaltet Anpassungsmechanismen, um zum Beispiel den Effekt von zwischenzeitlichen Kapitalmaßnahmen zu eliminieren.
Zum Bilanzstichtag beträgt die Rückstellung für die mehrjährige Tantieme 36,4 Mio € (2016: 13,7 Mio €). Der Aufwand betrug im Geschäftsjahr 2017 23,9 Mio € (2016: 9,1 Mio €).
Im Jahr 2017 gewährte E.ON den Vorstandsmitgliedern der E.ON SE und bestimmten Führungskräften des E.ON-Konzerns erstmals virtuelle Aktien im Rahmen des E.ON Share Performance Plans. Die Laufzeit einer Tranche beträgt vier Jahre. Sie beginnt jeweils am 1. Januar eines Jahres.
Der Begünstigte erhält virtuelle Aktien in Höhe des ihm vertraglich zugesagten Zielwerts. Die Umrechnung in virtuelle Aktien erfolgt dabei auf Basis des Fair Market Value bei Gewährung. Der Fair Market Value wird mittels anerkannter finanzmathematischer Methoden ermittelt und berücksichtigt die erwartete zukünftige Auszahlung und damit die Volatilität und das Risiko des EPP. Die Anzahl der zugeteilten virtuellen Aktien kann sich während der vierjährigen Laufzeit in Abhängigkeit vom Total Shareholder Return (TSR) der E.ON-Aktie im Vergleich zum TSR der Unternehmen einer Vergleichsgruppe (relativer TSR) verändern.
Der TSR ist die Aktienrendite der E.ON-Aktie und berücksichtigt die Entwicklung des Aktienkurses zuzüglich unterstellter reinvestierter Dividenden und ist bereinigt um Kapitalveränderungen. Als Vergleichsgruppe für den relativen TSR werden die weiteren Unternehmen des Branchenindex STOXX® Europe 600 Utilities herangezogen.
Während der Laufzeit einer Tranche wird jährlich die TSR-Performance von E.ON im Vergleich zu den Unternehmen der Vergleichsgruppe gemessen und für das betreffende Jahr festgeschrieben. Die TSR-Performance eines Jahres bestimmt die finale Anzahl von je einem Viertel der zu Laufzeitbeginn zugeteilten virtuellen Aktien. Dafür werden die TSR-Werte aller Unternehmen in eine Rangreihe gebracht und die relative Positionierung von E.ON anhand des erreichten Perzentils bestimmt. Liegt die Zielerreichung in einem Jahr unterhalb der vom Aufsichtsrat bei Zuteilung festgelegten Schwelle, reduziert sich die Anzahl der virtuellen
Aktien um ein Viertel. Bei einer Performance am oberen Kappungswert oder darüber vergrößert sich das auf das betreffende Jahr entfallende Viertel der zugeteilten virtuellen Aktien, jedoch maximal auf 150 Prozent. Zwischenwerte werden linear interpoliert.
Die sich am Ende der Laufzeit ergebende Stückzahl von virtuellen Aktien wird mit dem Durchschnittskurs der E.ON-Aktie der letzten 60 Tage vor dem Laufzeitende multipliziert. Dieser Betrag wird um die Dividenden, die sich für E.ON-Aktien während der Laufzeit ergeben haben, erhöht und ausgezahlt. Die Summe der Auszahlungen ist auf 200 Prozent des zugesagten Zielwerts begrenzt.
Die virtuellen Aktien verfallen ersatzlos, wenn das Anstellungsverhältnis des Begünstigten vor dem Ende der Laufzeit aus Gründen, die in der Sphäre des Begünstigten liegen, endet. Dies gilt insbesondere im Falle der Kündigung durch den Begünstigten und bei außerordentlicher Kündigung aus wichtigem Grund durch die Gesellschaft. Wird das Anstellungsverhältnis des Begünstigten durch Eintritt in den Ruhestand, durch Ende einer Befristung oder aus betriebsbedingten Gründen vor Laufzeitende beendet, verfallen die virtuellen Aktien nicht, sondern werden am Laufzeitende abgerechnet.
Endet das Anstellungsverhältnis vor dem Laufzeitende durch Tod oder dauerhafte Invalidität, werden die virtuellen Aktien vorzeitig abgerechnet, wobei in diesem Fall die durchschnittliche TSR-Performance der bereits vollständig abgelaufenen Geschäftsjahre für die Berechnung des Auszahlungsbetrages maßgeblich ist. Dasselbe gilt im Falle eines Change of Control bezogen auf die E.ON SE und auch dann, wenn die zuteilende Gesellschaft vor Laufzeitende aus dem E.ON-Konzern ausscheidet.
Die Grundparameter der im Jahr 2017 aktiven Tranche des E.ON Performance Plans lauten wie folgt:
| 1. Tranche | |
|---|---|
| Ausgabedatum | 1. Jan. 2017 |
| Laufzeit | 4 Jahre |
| Zielwert bei Ausgabe | 5,84 € |
Zum Bilanzstichtag beträgt die Rückstellung für die erste Tranche des E.ON Performance Plans 6,5 Mio €. Der Aufwand für die erste Tranche betrug im Geschäftsjahr 2017 6,6 Mio €.
Im Berichtsjahr beschäftigte E.ON durchschnittlich 42.657 Mitarbeiter (2016: 42.595). Dabei sind durchschnittlich 876 (2016: 884) Auszubildende nicht berücksichtigt.
Nach Segmenten setzt sich die Mitarbeiterzahl wie folgt zusammen:
| Personen | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Energienetze | 17.222 | 16.690 |
| Kundenlösungen | 19.091 | 18.785 |
| Erneuerbare Energien | 1.142 | 1.012 |
| Konzernleitung/Sonstiges 2) | 3.260 | 4.036 |
| Mitarbeiter Kerngeschäft | 40.715 | 40.523 |
| Nicht-Kerngeschäft (PreussenElektra) | 1.942 | 2.038 |
| Sonstiges (veräußerte Aktivitäten) | – | 34 |
| Mitarbeiter E.ON-Konzern | 42.657 | 42.595 |
1) ohne Vorstände, Geschäftsführer und Auszubildende 2) einschließlich E.ON Business Services
Vorstand und Aufsichtsrat der E.ON SE haben die nach § 161 AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung am 18. Dezember 2017 abgegeben und den Aktionären auf der Internetseite der Gesellschaft (www.eon.com) dauerhaft öffentlich zugänglich gemacht.
Für die in den Geschäftsjahren 2017 und 2016 erbrachten Dienstleistungen des Abschlussprüfers des Konzernabschlusses, PricewaterhouseCoopers (PwC), GmbH, Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, (Inland) sowie von Gesellschaften des internationalen PwC-Netzwerks sind folgende Honorare als Aufwand erfasst worden.
| in Mio € | 2017 | 2016 1) | 2016 |
|---|---|---|---|
| Abschlussprüfung | 19 | 30 | 21 |
| Inland | 14 | 24 | 15 |
| Sonstige Bestätigungs leistungen Inland |
4 3 |
9 7 |
18 16 |
| Steuerberatungsleistungen | 1 | 1 | 1 |
| Inland | – | – | – |
| Sonstige Leistungen | 1 | 2 | 2 |
| Inland | 1 | 2 | 2 |
| Summe | 25 | 42 | 42 |
| Inland | 18 | 33 | 33 |
1) Vorjahreszahlen näherungsweise geändert aufgrund der Neufassung des IDW RS HFA 36
Die deutliche Reduktion der Abschlussprüferhonorare im Jahr 2017 ist im Wesentlichen durch den Abgang der Uniper SE aus dem E.ON-Konzern im Jahr 2016 begründet.
Mit der Neufassung des IDW RS HFA 36 ergibt sich im Jahr 2017 eine Änderung bezüglich der Angabepflichten der Abschlussprüferhonorare gemäß § 314 Abs. 1 Nr. 9 HGB. Neben der Prüfung des Konzernabschlusses und der gesetzlich vorgeschriebenen Abschlüsse der E.ON SE und ihrer verbundenen Unternehmen beinhalten die Abschlussprüfungshonorare nun auch die Honorare für die prüferischen Durchsichten der IFRS-Zwischenabschlüsse sowie sonstige, unmittelbar durch die Abschlussprüfung veranlasste Prüfungen. Diese Anpassung in den Abschlussprüferhonoraren ist zur Herstellung der Vergleichbarkeit auch für die Vorjahreszahlen 2016 dargestellt.
Die Honorare für sonstige Bestätigungsleistungen beinhalten nun sämtliche Bestätigungsleistungen, die keine Abschlussprüfungsleistungen sind und nicht im Rahmen der Abschlussprüfung genutzt werden. Im Jahr 2017 setzen sich diese anteilig in etwa zur Hälfte zusammen aus den gesetzlich geforderten Bestätigungsleistungen (beispielsweise resultierend aus dem EEG und KWKG) und freiwilligen, sonstigen Bestätigungsleistungen (im Wesentlichen im Zusammenhang mit neuen IT-Systemen). Die Honorare für Steuerberatungsleistungen entfallen vor allem auf Leistungen im Steuer-Compliance-Bereich und steuerliche Beratung in Zusammenhang mit Verrechnungspreissystemen.
Die Honorare für sonstige Leistungen betreffen im Wesentlichen die fachliche Beratung in Zusammenhang mit der Umsetzung neuer Anforderungen in den Bereichen IT, Rechnungslegung und Reporting.
Die Angaben zum Beteiligungsbesitz gemäß § 313 Abs. 2 HGB sind integraler Bestandteil des Anhangs und auf den Seiten 209 bis 221 dargestellt.
Das Ergebnis je Aktie (EPS) für den Konzernüberschuss wird wie folgt berechnet:
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten | 4.180 | -2.165 |
| Abzüglich: Anteile ohne beherrschenden Einfluss | -255 | -217 |
| Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE) | 3.925 | -2.382 |
| Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten | – | -13.842 |
| Abzüglich: Anteile ohne beherrschenden Einfluss | – | 7.774 |
| Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE) | 0 | -6.068 |
| Konzernüberschuss/-fehlbetrag der Gesellschafter der E.ON SE | 3.925 | -8.450 |
| in € | ||
| Ergebnis je Aktie (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE) | ||
| aus fortgeführten Aktivitäten | 1,84 | -1,22 |
| aus nicht fortgeführten Aktivitäten | 0,00 | -3,11 |
| aus Konzernüberschuss/-fehlbetrag | 1,84 | -4,33 |
| Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt) in Mio Stück | 2.129 | 1.952 |
Die Ermittlung des verwässerten Ergebnisses je Aktie entspricht der Ermittlung des Basis-Ergebnisses je Aktie, da die E.ON SE keine potenziell verwässernden Stammaktien ausgegeben hat.
Die Entwicklung des Goodwills, der immateriellen Vermögenswerte und der Sachanlagen ist in den nachfolgenden Tabellen dargestellt:
| Anschaffungs- oder Herstellungskosten | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 1. Jan. 2017 | Währungs unterschiede |
Verände rungen Konsolidie rungskreis |
Zugänge | Abgänge | Um buchungen |
31. Dez. 2017 |
|
| Goodwill | 5.289 | -94 | -24 | 0 | 0 | 0 | 5.171 | |
| Marketingbezogene immaterielle Vermögenswerte | 2 | – | – | – | – | – | 2 | |
| Kundenbezogene immaterielle Vermögenswerte | 597 | -6 | – | – | – | – | 591 | |
| Vertraglich bedingte immaterielle Vermögenswerte | 1.835 | -81 | -1 | 62 | -34 | 28 | 1.809 | |
| Technologiebezogene immaterielle Vermögenswerte | 626 | -5 | – | 44 | -86 | 15 | 594 | |
| Selbst erstellte immaterielle Vermögenswerte | 217 | -5 | – | 55 | -57 | 118 | 328 | |
| Immaterielle Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer |
3.277 | -97 | -1 | 161 | -177 | 161 | 3.324 | |
| Immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmbarer Nutzungsdauer |
439 | -13 | – | 712 | -684 | 1 | 455 | |
| Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögenswerte |
401 | -18 | -2 | 160 | -18 | -155 | 368 | |
| Immaterielle Vermögenswerte | 4.117 | -128 | -3 | 1.033 | -879 | 7 | 4.147 | |
| Grundstücke und grundstücksgleiche Rechte | 614 | -5 | -12 | 2 | -14 | 4 | 589 | |
| Bauten | 3.169 | 6 | -38 | 30 | -107 | – | 3.060 | |
| Technische Anlagen und Maschinen | 49.892 | -681 | -1.081 | 1.539 | -1.208 | 697 | 49.158 | |
| Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung | 1.017 | 3 | -10 | 87 | -156 | 10 | 951 | |
| Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau | 2.115 | -58 | -9 | 1.407 | -20 | -761 | 2.674 | |
| Sachanlagen | 56.807 | -735 | -1.150 | 3.065 | -1.505 | -50 | 56.432 |
| Energienetze | Kundenlösungen | |||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Deutsch | land | Schweden | Zentral europa Ost/Türkei |
Deutsch land |
Groß britannien |
Sonstige | Erneuer bare Energien |
Nicht Kern geschäft |
Konzern leitung/ Sonstiges 1) |
E.ON Konzern |
||||
| 613 | 100 | 60 | 183 | 875 | 103 | 1.350 | 0 | 179 | 3.463 | |||||
| – | – | – | – | – | – | – | – | – | 0 | |||||
| – | – | -6 | – | – | – | – | – | – | -6 | |||||
| -24 | -3 | 2 | – | -30 | -1 | -64 | – | – | -120 | |||||
| 589 | 97 | 56 | 183 | 845 | 102 | 1.286 | 0 | 179 | 3.337 | |||||
| n.v. | – | – | – | 1,5 | – | n.v. | – | – | – | |||||
| n.v. | – | – | – | 8,0 | – | 4,6 | – | – | – | |||||
| -10 | – | -13 | -2 | -161 | -6 | -751 | – | -9 | -952 | |||||
| – | – | 7 | – | – | – | 10 | – | – | 17 | |||||
1) Zeitnaher Abgang des ausgewiesenen Goodwills aus dem Konsolidierungskreis erwartet.
2) Die sonstigen Veränderungen beinhalten Effekte aus konzerninternen Umstrukturierungen, Umbuchungen, Währungskursdifferenzen sowie Umgliederungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte. Darin sind auch die Wertminderungen des Goodwills von Abgangsgruppen enthalten (vergleiche hierzu auch Seite 154).
3) Wachstumsrate und Kapitalkosten für ausgewählte Cash Generating Units, deren jeweiliger Goodwill im Vergleich zum Buchwert des gesamten Goodwills wesentlich ist.
4) Die Bewertung der Energienetze Deutschland erfolgte unter Berücksichtigung der für Gas im Jahr 2018 und für Strom im Jahr 2019 bevorstehenden Regulierungsperiode auf Basis der Regulatory Asset Base.
5) Das sonstige Anlagevermögen beinhaltet immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen.
| Kumulierte Abschreibungen | Netto Buchwerte |
||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1. Jan. 2017 | Währungs unterschiede |
Verände rungen Konsolidie rungskreis |
Zugänge | Abgänge | Um buchungen |
Wertminde rungen |
Zuschrei bungen |
31. Dez. 2017 |
31. Dez. 2017 |
| -1.826 | -2 | 0 | 0 | 0 | 0 | -6 | 0 | -1.834 | 3.337 |
| -2 | – | – | – | – | – | – | – | -2 | 0 |
| -405 | 4 | – | -32 | – | – | -4 | – | -437 | 154 |
| -741 | 46 | 1 | -41 | 34 | 5 | -115 | – | -811 | 998 |
| -502 | 4 | – | -48 | 74 | -12 | -1 | – | -485 | 109 |
| -78 | 2 | – | -53 | 44 | – | -29 | – | -114 | 214 |
| -1.728 | 56 | 1 | -174 | 152 | -7 | -149 | 0 | -1.849 | 1.475 |
| -2 | – | – | – | – | – | – | – | -2 | 453 |
| -58 | 7 | – | – | 2 | – | -7 | 3 | -53 | 315 |
| -1.788 | 63 | 1 | -174 | 154 | -7 | -156 | 3 | -1.904 | 2.243 |
| -68 | 1 | 1 | -2 | 2 | – | -6 | – | -72 | 517 |
| -1.919 | -2 | 28 | -76 | 99 | 39 | -11 | – | -1.842 | 1.218 |
| -28.811 | 256 | 800 | -1.477 | 955 | -6 | -751 | 13 | -29.021 | 20.137 |
| -720 | -3 | 8 | -83 | 143 | – | -4 | 1 | -658 | 293 |
| -47 | – | – | – | – | -2 | -24 | – | -73 | 2.601 |
| -31.565 | 252 | 837 | -1.638 | 1.199 | 31 | -796 | 14 | -31.666 | 24.766 |
| Anschaffungs- oder Herstellungskosten | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 1. Jan. 2016 | Währungs unterschiede |
Verände rungen Konsolidie rungskreis |
Zugänge | Abgänge | Um buchungen |
31. Dez. 2016 |
|
| Goodwill | 11.943 | -185 | -6.469 | 0 | 0 | 0 | 5.289 | |
| Marketingbezogene immaterielle Vermögenswerte | 2 | – | – | – | – | – | 2 | |
| Kundenbezogene immaterielle Vermögenswerte | 717 | -10 | -66 | 3 | -47 | – | 597 | |
| Vertraglich bedingte immaterielle Vermögenswerte | 4.664 | 149 | -3.012 | 56 | -41 | 19 | 1.835 | |
| Technologiebezogene immaterielle Vermögenswerte | 795 | -5 | -169 | 35 | -43 | 13 | 626 | |
| Selbst erstellte immaterielle Vermögenswerte | 212 | -14 | -113 | 50 | -1 | 83 | 217 | |
| Immaterielle Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer |
6.390 | 120 | -3.360 | 144 | -132 | 115 | 3.277 | |
| Immaterielle Vermögenswerte mit unbestimmbarer Nutzungsdauer |
824 | -82 | -71 | 765 | -995 | -2 | 439 | |
| Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögenswerte |
326 | -14 | -35 | 242 | -6 | -112 | 401 | |
| Immaterielle Vermögenswerte | 7.540 | 24 | -3.466 | 1.151 | -1.133 | 1 | 4.117 | |
| Grundstücke und grundstücksgleiche Rechte | 2.715 | -57 | -1.949 | 4 | -103 | 4 | 614 | |
| Bauten | 6.557 | 46 | -3.451 | 50 | -84 | 51 | 3.169 | |
| Technische Anlagen und Maschinen | 78.151 | -1.491 | -30.743 | 3.948 | -864 | 891 | 49.892 | |
| Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung | 1.329 | -5 | -309 | 100 | -115 | 17 | 1.017 | |
| Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau | 4.268 | -97 | -2.517 | 1.565 | -89 | -1.015 | 2.115 | |
| Sachanlagen | 93.020 | -1.604 | -38.969 | 5.667 | -1.255 | -52 | 56.807 |
| Energienetze | Kundenlösungen | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Deutsch land |
Schweden | Zentral europa Ost/Türkei |
Deutsch land |
Groß britannien |
Sonstige | Erneuer bare Energien |
Nicht Kern geschäft 1) |
Konzern leitung/ Sonstiges 2) |
E.ON Konzern |
| 271 | 131 | 76 | 525 | 1.099 | 60 | 1.350 | 2.929 | 0 | 6.441 |
| – | – | – | – | – | 5 | – | – | – | 5 |
| – | – | – | – | – | – | – | – | – | 0 |
| 342 | -31 | -16 | -342 | -224 | 38 | – | -2.929 | 179 | -2.983 |
| 613 | 100 | 60 | 183 | 875 | 103 | 1.350 | 0 | 179 | 3.463 |
| 1,5 | – | – | – | 1,5 | – | n.v. | – | – | – |
| 2,7 | – | – | – | 6,6 | – | 3,8–4,1 | – | – | – |
| -71 | – | -19 | – | -72 | -3 | -278 | -2.891 | – | -3.334 |
| – | – | 52 | – | – | – | 5 | – | – | 57 |
1) Beinhaltet auch den Goodwill der zum 31. Dezember 2016 entkonsolidierten Uniper-Gruppe.
2) Zeitnaher Abgang des ausgewiesenen Goodwills aus dem Konsolidierungskreis erwartet.
3) Die Goodwill-Reallokation aufgrund der geänderten Struktur in der Segmentberichterstattung erfolgte zum 1. April 2016.
4) Die sonstigen Veränderungen beinhalten Effekte aus konzerninternen Umstrukturierungen, Umbuchungen, Währungskursdifferenzen sowie Umgliederungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte.
Darin sind auch die Wertminderungen des Goodwills von abgegebenen Geschäftsbereichen enthalten (vergleiche hierzu auch Seite 154).
5) Wachstumsrate und Kapitalkosten nach Steuern für ausgewählte Cash Generating Units, deren jeweiliger Goodwill im Vergleich zum Buchwert des gesamten Goodwills wesentlich ist.
6) Das sonstige Anlagevermögen beinhaltet immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen.
| Kumulierte Abschreibungen | Netto Buchwerte |
||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 1. Jan. 2016 | Währungs unterschiede |
Verände rungen Konsolidie rungskreis |
Zugänge | Abgänge | Um buchungen |
Wertminde rungen |
Zuschrei bungen |
31. Dez. 2016 |
31. Dez. 2016 |
| -5.502 | -4 | 3.680 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | -1.826 | 3.463 |
| -2 | – | – | – | – | – | – | – | -2 | 0 |
| -473 | 6 | 50 | -35 | 47 | – | – | – | -405 | 192 |
| -1.805 | -41 | 1.283 | -70 | 28 | -1 | -135 | – | -741 | 1.094 |
| -615 | 4 | 127 | -60 | 42 | – | – | – | -502 | 124 |
| -120 | 9 | 61 | -27 | – | – | -1 | – | -78 | 139 |
| -3.015 | -22 | 1.521 | -192 | 117 | -1 | -136 | 0 | -1.728 | 1.549 |
| -18 | 16 | -6 | – | – | 1 | 5 | – | -2 | 437 |
| -42 | -2 | 1 | 1 | – | – | -16 | – | -58 | 343 |
| -3.075 | -8 | 1.516 | -191 | 117 | 0 | -147 | 0 | -1.788 | 2.329 |
| -441 | 6 | 336 | -4 | 45 | – | -10 | – | -68 | 546 |
| -3.959 | 6 | 2.198 | -103 | 30 | – | -91 | – | -1.919 | 1.250 |
| -47.966 | 922 | 24.052 | -3.291 | 291 | 6 | -2.882 | 57 | -28.811 | 21.081 |
| -968 | 4 | 253 | -96 | 88 | – | -1 | – | -720 | 297 |
| -689 | 14 | 770 | – | 60 | 1 | -203 | – | -47 | 2.068 |
| -54.023 | 952 | 27.609 | -3.494 | 514 | 7 | -3.187 | 57 | -31.565 | 25.242 |
Die Entwicklung des Goodwills in den Segmenten sowie die Zuordnungen von Wertminderungen und Zuschreibungen je berichtspflichtiges Segment ergeben sich aus den Tabellen auf den Seiten 150 bis 153.
Nach IFRS 3 unterliegt der Goodwill keiner planmäßigen Abschreibung, sondern wird mindestens einmal jährlich auf der Betrachtungsebene der Cash Generating Units einer Werthaltigkeitsprüfung unterzogen. Darüber hinaus ist der Goodwill einzelner Cash Generating Units bei Eintritt besonderer Ereignisse, die zu einer Verringerung des erzielbaren Betrags der jeweiligen Cash Generating Unit führen können, auch unterjährig einer solchen Werthaltigkeitsprüfung zu unterziehen. Immaterielle Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer und Sachanlagevermögen sind grundsätzlich bei Vorliegen von bestimmten Ereignissen oder äußeren Umständen auf Werthaltigkeit zu testen.
Im Rahmen der Impairment-Tests werden zunächst die beizulegenden Zeitwerte abzüglich der Veräußerungskosten der Cash Generating Units ermittelt. Da im Jahr 2017 keine bindenden Verkaufstransaktionen oder Marktpreise für die jeweiligen Cash Generating Units vorhanden waren, erfolgte die Bestimmung auf Basis von Discounted-Cashflow-Verfahren.
Die Bewertungen basieren auf der vom Vorstand genehmigten Mittelfristplanung. Den Berechnungen für Zwecke der Werthaltigkeitstests liegen grundsätzlich die drei Planjahre der Mittelfristplanung zuzüglich zweier weiterer Detailplanungsjahre zugrunde. In begründeten Ausnahmefällen wird hiervon abweichend ein längerer Detailplanungszeitraum zugrunde gelegt. Für die über die Detailplanungsperiode hinausgehenden Cashflow-Annahmen werden auf Basis von Vergangenheitsanalysen und Zukunftsprognosen Wachstumsraten ermittelt, welche grundsätzlich den Inflationsraten in den jeweiligen Währungsräumen entsprechen, in denen die Cash Generating Units getestet werden. Die für den Euroraum verwendete Inflationsrate betrug im Geschäftsjahr 2017 1,5 Prozent (2016: 1,5 Prozent). Die Berechnung des erzielbaren Betrags bei den Erneuerbaren Energien erfolgt
seit dem Berichtsjahr 2016 ohne eine Terminal-Value-Kalkulation. Die zur Diskontierung verwendeten Nachsteuerzinssätze werden auf Grundlage von Marktdaten je Cash Generating Unit ermittelt und betrugen zum Bewertungsstichtag zwischen 3,5 und 8,7 Prozent (2016: zwischen 2,7 und 8,0 Prozent).
Wesentliche Annahmen, auf denen die Ermittlung des erzielbaren Betrags durch das Management beruht, sind die Prognosen der Marktpreise für Rohstoffe, künftiger Strom- und Gaspreise auf den Großhandels- und Endverbrauchermärkten, der unternehmensbezogenen Investitionstätigkeit, der regulatorischen Rahmenbedingungen sowie der Wachstumsraten und der Kapitalkosten. Diese Annahmen beruhen auf externen Marktdaten renommierter Anbieter sowie internen Einschätzungen.
Die obigen Ausführungen gelten entsprechend auch für die Durchführung von Werthaltigkeitstests für immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagevermögen beziehungsweise Gruppen von Vermögenswerten. Wenn der Goodwill einer Cash Generating Unit zusammen mit Vermögenswerten oder Gruppen von Vermögenswerten auf Werthaltigkeit überprüft wird, so sind zunächst die Vermögenswerte zu überprüfen.
Aus der Durchführung der Goodwill-Impairment-Tests im Geschäftsjahr 2017 ergab sich ein außerplanmäßiger Abschreibungsbedarf bei der Cash Generating Unit Energienetze Rumänien von 6 Mio € auf den erzielbaren Betrag von 418 Mio € (Nachsteuerzinssatz: 5,68 Prozent; 2016: 3,0 Mrd € im Zusammenhang mit Uniper auf den in dem nicht fortgeführten Geschäftsbereich enthaltenen Goodwill).
Der Goodwill sämtlicher Cash Generating Units, deren jeweiliger Goodwill zum Bilanzstichtag wesentlich im Vergleich zum Buchwert des Goodwills insgesamt ist, weist Überdeckungen der jeweiligen Buchwerte durch die erzielbaren Beträge auf, sodass, ausgehend von der aktuellen Beurteilung der wirtschaftlichen Lage, erst eine signifikante Änderung der wesentlichen Bewertungsparameter zu einem Wertminderungsbedarf auf diese Goodwills führen würde.
Auf das Sachanlagevermögen wurden im Geschäftsjahr 2017 außerplanmäßige Abschreibungen von 796 Mio € vorgenommen. Hiervon entfielen 628 Mio € auf das Sachanlagevermögen bei den Erneuerbaren Energien. Davon betrafen 40 Mio € den Offshore-Bereich. Die außerplanmäßigen Abschreibungen im Onshore-Bereich betrugen 589 Mio €. Am stärksten betroffen waren hierbei Windparks in den USA (553 Mio €). Um 133 Mio € wurde das Sachanlagevermögen im Segment Kundenlösungen Großbritannien abgewertet, vor allem bedingt durch technologische Entwicklungen sowie den deutlichen Anstieg der Kapitalkosten.
Die außerplanmäßigen Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte betrugen im Geschäftsjahr 2017 rund 156 Mio €. Davon entfielen 123 Mio € auf Windparks im Bereich Onshore-Wind/Solar bei den Erneuerbaren Energien.
Diese außerplanmäßigen Abschreibungen auf Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte bei Windparks in den USA sind bezogen auf mehrere einzelne Vermögenswerte, deren erzielbare Beträge sich in Summe auf 1.186 Mio € belaufen. Hauptgründe waren vor allem niedrigere Preiserwartungen für Strom, insbesondere aufgrund geänderter Einschätzung in Bezug auf CO2-Reduktionsbestrebungen in den USA.
Wertaufholungen auf die in den Vorjahren erfassten Wertminderungen des Sachanlagevermögens und der immateriellen Vermögenswerte beliefen sich im Geschäftsjahr 2017 auf 17 Mio €, wesentlich beeinflusst vor allem durch Entwicklungen in Ungarn und bei den Erneuerbaren Energien.
Auf das Sachanlagevermögen im Kerngeschäft entfielen im Geschäftsjahr 2016 außerplanmäßige Abschreibungen von insgesamt 387 Mio €. Bei den Erneuerbaren Energien im Bereich Onshore-Wind/Solar wurden Sachanlagen in Höhe von 211 Mio € in den USA, Polen und Italien abgewertet, im Wesentlichen durch niedrigere erwartete Erlöse in den genannten Ländern sowie nachteilige regulatorische Entwicklungen in Polen. Im Segment Energienetze Deutschland wurden außerplanmäßige Wertminderungen von 71 Mio € auf Sachanlagen erfasst. Größter Einzelposten war dabei ein Erdgasspeicher, der aufgrund der weiterhin schwierigen Vermarktungssituation der entsprechenden Kapazitäten und der Entwicklung der Handelsspanne zwischen
Sommer- und Winterpreisen um 56 Mio € abgewertet wurde. Außerplanmäßige Abschreibungen von 72 Mio € entfielen auf das Segment Kundenlösungen Großbritannien. Betroffen waren hier insbesondere verschiedene Vermögenswerte aus dem Bereich der Kraft-Wärme Kopplung, wofür vor allem eine geringere erwartete Profitabilität in späteren Kapazitätsmarktjahren verantwortlich ist.
Die außerplanmäßigen Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte im Kerngeschäft betrugen im Geschäftsjahr 2016 56 Mio €. Dies geht im Wesentlichen auf die Entwicklung bei den Erneuerbaren Energien Onshore-Wind/Solar zurück.
Wertaufholungen im Kerngeschäft auf die in den Vorjahren erfassten Wertminderungen beliefen sich im Geschäftsjahr 2016 auf 57 Mio €, wesentlich beeinflusst vor allem durch eine Reduktion des Körperschaftsteuersatzes und regulatorische Entwicklungen in Ungarn.
Darüber hinaus wurden weitere Wertminderungen im Zusammenhang mit Uniper erfasst. Nach dem Beschluss der Hauptversammlung über die Abspaltung der Uniper-Geschäfte und unmittelbar vor der Umgliederung der Buchwerte aller Vermögenswerte und Schulden in die nicht fortgeführten Aktivitäten wurde im zweiten Quartal 2016 auf Basis des IAS 36 ein außerplanmäßiger Wertminderungsbedarf auf langfristige Vermögenswerte in Höhe von 2,9 Mrd € festgestellt. Mit Aufnahme des Handels von Aktien der Uniper SE an der Frankfurter Wertpapierbörse waren die Vermögenswerte sowie der Buchwert der Uniper-Gruppe bei E.ON auf Basis des Aktienkurses zuzüglich einer marktüblichen Prämie erneut zu überprüfen. Der daraus resultierende weitere Wertminderungsbedarf im dritten und vierten Quartal 2016 von 7,0 Mrd € wurde zunächst mit 3,0 Mrd € dem Goodwill zugeordnet und auf Basis relativer Buchwerte weiter auf das Sachanlagevermögen (3,6 Mrd €) und die immateriellen Vermögenswerte (0,6 Mrd €) verteilt. Gegenläufig wirkten die latenten Steuern in Höhe von 0,2 Mrd €. Sämtliche Abwertungen sind im Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten enthalten.
Die planmäßigen Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte betrugen im Jahr 2017 174 Mio € (2016: 191 Mio €). Die Wertminderungen auf immaterielle Vermögenswerte beliefen sich auf 156 Mio € (2016: 147 Mio €).
Zuschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte wurden im Berichtsjahr in Höhe von 3 Mio € (2016: 0 Mio €) vorgenommen.
In den immateriellen Vermögenswerten sind Emissionsrechte und grüne Zertifikate verschiedener Handelssysteme mit einem Buchwert von 146 Mio € (2016: 130 Mio €) enthalten.
Im Berichtsjahr wurden 5 Mio € (2016: 14 Mio €) Forschungsund Entwicklungsaufwendungen im Sinne von IAS 38 aufwandswirksam erfasst.
Im Berichtsjahr wurden Fremdkapitalzinsen in Höhe von 43 Mio € (2016: 37 Mio €) als Bestandteil der Anschaffungsoder Herstellungskosten von Sachanlagen aktiviert.
Die planmäßigen Abschreibungen beliefen sich im Jahr 2017 auf 1.638 Mio € (2016: 3.494 Mio €). Die Veränderung zwischen den beiden Berichtsjahren resultiert vor allem aus der Wertberichtigung von aktivierten Entsorgungskosten von 1.568 Mio € im Jahr 2016. Diese steht in Zusammenhang mit der gesetzgeberischen Umsetzung der Kommission zur Überprüfung der Finanzierung des Kernenergieausstiegs (KFK).
Darüber hinaus wurden im Berichtsjahr außerplanmäßige Abschreibungen auf Sachanlagen in Höhe von 796 Mio € (2016: 3.187 Mio €) vorgenommen. Zuschreibungen auf Sachanlagen wurden im Berichtsjahr in Höhe von 14 Mio € (2016: 57 Mio €) vorgenommen.
Im Jahr 2017 unterlagen insbesondere Grundstücke und Gebäude sowie technische Anlagen und Maschinen in Höhe von 2.858 Mio € (2016: 2.415 Mio €) Veräußerungsbeschränkungen.
Die im Rahmen des Finanzierungsleasings aktivierten Sachanlagen weisen zum Bilanzstichtag folgende Netto-Buchwerte auf:
| 31. Dezember | ||
|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 |
| Grundstücke | 4 | 4 |
| Bauten | 24 | 27 |
| Technische Anlagen und Maschinen | 271 | 256 |
| Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung | 55 | 65 |
| Netto-Buchwert der aktivierten Leasinggegenstände | 354 | 352 |
Für die Leasingverträge bestehen teilweise Preisanpassungsklauseln sowie Verlängerungs- und Kaufoptionen. Die entsprechenden Zahlungsverpflichtungen aus Finanzierungsleasing-Verträgen werden wie folgt fällig:
| Mindestleasingzahlungen | Enthaltener Zinsanteil | Barwerte | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| Fälligkeit bis 1 Jahr | 56 | 55 | 19 | 18 | 37 | 37 |
| Fälligkeit 1–5 Jahre | 202 | 214 | 67 | 67 | 135 | 147 |
| Fälligkeit über 5 Jahre | 246 | 246 | 61 | 72 | 185 | 174 |
| Summe | 504 | 515 | 147 | 157 | 357 | 358 |
Der Barwert der Mindestleasingverpflichtungen wird unter den Leasingverbindlichkeiten ausgewiesen.
Zu den künftigen Verpflichtungen aus Operating-Lease-Verhältnissen, bei denen das wirtschaftliche Eigentum nicht bei E.ON als Leasingnehmer liegt, vergleiche Textziffer 27.
E.ON tritt auch als Leasinggeber auf. An bedingten Leasingzahlungen wurden im Berichtsjahr 28 Mio € (2016: 29 Mio €) vereinnahmt. Die zukünftig zu vereinnahmenden Leasingraten aus Operating-Lease-Verhältnissen weisen nebenstehende Fälligkeits struktur auf:
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Nominalwert der ausstehenden Leasingraten |
||
| Fälligkeit bis 1 Jahr | 20 | 22 |
| Fälligkeit 1–5 Jahre | 45 | 49 |
| Fälligkeit über 5 Jahre | 39 | 42 |
| Summe | 104 | 113 |
Zu Leasingforderungen aus Finanzierungsleasing-Verhältnissen vergleiche Textziffer 17.
Die at equity bewerteten Unternehmen und sonstigen Finanzanlagen setzen sich wie folgt zusammen:
| 31. Dezember 2017 | 31. Dezember 2016 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | E.ON Konzern |
Assoziierte Unter nehmen 1) |
Joint Ventures 1) |
E.ON Konzern |
Assoziierte Unter nehmen 1) |
Joint Ventures 1) |
| At equity bewertete Unternehmen | 3.547 | 1.469 | 2.078 | 6.352 | 4.096 | 2.256 |
| Beteiligungen | 792 | 256 | 5 | 821 | 254 | 3 |
| Langfristige Wertpapiere | 2.749 | – | – | 4.327 | – | – |
| Summe | 7.088 | 1.725 | 2.083 | 11.500 | 4.350 | 2.259 |
1) Soweit assoziierte Unternehmen und Joint Ventures als Beteiligungen ausgewiesen werden, handelt es sich um assoziierte Unternehmen und Joint Ventures, die aus Wesentlichkeitsgründen at cost bilanziert werden.
Die at equity bewerteten Unternehmen umfassen ausschließlich assoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen.
Die langfristigen Wertpapiere umfassen im Wesentlichen festverzinsliche Wertpapiere.
Im Geschäftsjahr 2017 betrugen die Wertminderungen auf at equity bewertete Unternehmen 8 Mio € (2016: 18 Mio €).
Die Wertminderungen auf sonstige Finanzanlagen beliefen sich auf 63 Mio € (2016: 48 Mio €). Der Buchwert der sonstigen Finanzanlagen, die wertberichtigt sind, beträgt zum Geschäftsjahresende 133 Mio € (2016: 299 Mio €).
Von den langfristigen Wertpapieren sind 0 € (2016: 744 Mio €) zur Erfüllung versicherungsrechtlicher Verpflichtungen der Versorgungskasse Energie i.L. (VKE) zweckgebunden (siehe Textziffer 31).
Die Buchwerte der unwesentlichen at equity bewerteten assoziierten Unternehmen betrugen 458 Mio € (2016: 480 Mio €) und der Joint Ventures 637 Mio € (2016: 497 Mio €).
Die von E.ON vereinnahmten Beteiligungserträge der at equity bewerteten Unternehmen betrugen im Berichtsjahr 294 Mio € (2016: 223 Mio €). Der Anstieg resultiert im Wesentlichen aus der Dividende der Uniper SE (94 Mio €).
Folgende Tabelle gibt einen Überblick über wesentliche Posten der aggregierten Gesamtergebnisrechnungen der at equity bewerteten unwesentlichen assoziierten Unternehmen und Joint Ventures:
| Assoziierte Unternehmen | Joint Ventures | Gesamt | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| Anteiliges Jahresergebnis aus fortgeführten Aktivitäten | 79 | 51 | 50 | 91 | 129 | 142 |
| Anteiliges Other Comprehensive Income | -11 | 5 | -33 | 4 | -44 | 9 |
| Anteiliges Gesamtergebnis | 68 | 56 | 17 | 95 | 85 | 151 |
Die unten stehenden Tabellen enthalten wesentliche Posten der aggregierten Bilanzen sowie der aggregierten Gesamtergebnisrechnungen der wesentlichen at equity bewerteten Unternehmen. Die wesentlichen assoziierten Unternehmen im E.ON-Konzern sind die Nord Stream AG, Gasag Berliner Gaswerke AG sowie Západoslovenská energetika a.s. und bis Ende September 2017 die Uniper SE. Diese wurde seit Ende September 2017 als zur Veräußerung gehaltene Beteiligung ausgewiesen und nicht mehr als at equity bewertetes Unternehmen, sodass Erträge aus der Equity-Bewertung nur in den ersten neun Monaten des Geschäftsjahres 2017 angefallen sind. In den unten stehenden Tabellen erfolgt eine Überleitung auf das anteilige Equity-Ergebnis bzw. den Beteiligungsbuchwert aus der Beteiligung an der Uniper SE
auf Basis der von Uniper zum 30. September 2017 veröffentlichten Daten.
Die in der Tabelle dargestellten Konzernanpassungen betreffen im Wesentlichen im Rahmen des Erstansatzes ermittelte Goodwills, temporäre Differenzen sowie Effekte aus der Eliminierung von Zwischenergebnissen.
In den unten stehenden Tabellen sind im Gegensatz zur Darstellung im Geschäftsbericht 2016 stille Reserven aus Kaufpreisverteilungen und Effekte aus der Währungsumrechnung unmittelbar den Gesellschaftsdaten zugeordnet worden. Dies gilt auch für die Vorjahreswerte.
| Uniper-Gruppe | Nord Stream AG | Gasag Berliner Gaswerke AG |
Západoslovenská energetika a.s. |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 1) | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| Langfristige Vermögenswerte 2) | 18.767 | 20.740 | 6.100 | 6.421 | 1.774 | 1.781 | 837 | 797 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | 18.353 | 21.672 | 696 | 589 | 242 | 293 | 214 | 194 |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten (einschließlich Rückstellungen) |
16.395 | 20.796 | 374 | 548 | 304 | 316 | 520 | 208 |
| Langfristige Verbindlichkeiten (einschließlich Rückstellungen) |
13.744 | 15.272 | 3.705 | 4.040 | 921 | 1.001 | 452 | 751 |
| Eigenkapital | 6.981 | 6.344 | 2.717 | 2.422 | 791 | 757 | 79 | 32 |
| Anteile ohne beherrschenden Einfluss | 627 | 582 | – | – | 67 | 64 | – | – |
| Anteilsquote in Prozent | 46,65 | 46,65 | 15,50 | 15,50 | 36,85 | 36,85 | 49,00 | 49,00 |
| Anteiliges Eigenkapital | 2.964 | 2.688 | 421 | 375 | 267 | 255 | 39 | 16 |
| Konzernanpassungen | -10 | – | 10 | 9 | 81 | 81 | 193 | 192 |
| Beteiligungsbuchwert | 2.954 | 2.688 | 431 | 384 | 348 | 336 | 232 | 208 |
1) Uniper-Werte zum 30. September 2017. Seit Ende September wird Uniper als zur Veräußerung gehaltene Beteiligung ausgewiesen und nicht mehr nach der Equity-Methode bewertet. 2) Aufgedeckte stille Reserven/Lasten aus Akquisitionsvorgängen sind den Vermögenswerten zugeordnet worden.
| Uniper-Gruppe Nord Stream AG |
Gasag Berliner Gaswerke AG |
Západoslovenská energetika a.s. |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 1) | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| Umsatz | 52.938 | 67.285 | 1.076 | 1.079 | 1.105 | 1.167 | 1.065 | 1.001 |
| Jahresergebnis aus fortgeführten Aktivitäten | 1.119 | -3.234 | 426 | 396 | 88 | 119 | 91 | 87 |
| Anteile ohne beherrschenden Einfluss am Jahresergebnis aus fortgeführten Aktivitäten |
99 | -17 | – | – | 10 | 10 | – | – |
| Jahresergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten |
– | – | – | – | -52 | -62 | – | – |
| Ausgeschüttete Dividende | 201 | – | 265 | 303 | 8 | 36 | 51 | 58 |
| Other Comprehensive Income | -263 | 804 | 134 | 49 | 14 | 47 | – | 1 |
| Gesamtergebnis | 856 | -2.430 | 560 | 445 | 50 | 104 | 91 | 88 |
| Anteilsquote in Prozent | 46,65 | 46,65 | 15,50 | 15,50 | 36,85 | 36,85 | 49,00 | 49,00 |
| Anteiliges Gesamtergebnis nach Steuern | 370 | -1.060 | 87 | 69 | 18 | 38 | 45 | 43 |
| Anteiliges Jahresergebnis nach Steuern | 476 | – | 66 | 61 | 9 | 17 | 45 | 43 |
| Konzernanpassungen | -10 | – | 1 | 4 | – | -2 | 3 | – |
| Equity-Ergebnis | 466 | 0 | 67 | 65 | 9 | 15 | 48 | 43 |
1) Uniper-Werte zum 30. September 2017. Seit Ende September wird Uniper als zur Veräußerung gehaltene Beteiligung ausgewiesen und nicht mehr nach der Equity-Methode bewertet.
In den nachstehenden Tabellen werden wesentliche Posten der aggregierten Bilanz sowie der aggregierten Gewinn- und Verlustrechnung der wesentlichen at equity bewerteten Joint Ventures, Enerjisa Enerji A.Ş. und Enerjisa Üretim Santralleri A.Ş.,
dargestellt. Enerjisa Üretim Santralleri A.Ş. wurde im September 2017 aus der Enerjisa Enerji A.Ş. ausgegründet, so dass keine Vorjahresvergleichszahlen zur Verfügung stehen. Weiterführende Informationen sind in Textziffer 4 enthalten.
| Enerjisa Enerji A.Ş. | Enerjisa Üretim Santralleri A.Ş. | |||
|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| Langfristige Vermögenswerte | 3.279 | 7.581 | 3.076 | – |
| Kurzfristige Vermögenswerte | 903 | 1.099 | 194 | – |
| Kurzfristige Verbindlichkeiten (einschließlich Rückstellungen) | 1.063 | 1.857 | 602 | – |
| Langfristige Verbindlichkeiten (einschließlich Rückstellungen) | 1.732 | 3.525 | 1.314 | – |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 38 | 28 | 8 | – |
| Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten | 433 | 1.225 | 455 | – |
| Langfristige Finanzverbindlichkeiten | 1.221 | 2.464 | 1.219 | – |
| Eigenkapital | 1.387 | 3.298 | 1.354 | – |
| Anteilsquote in Prozent | 50,00 | 50,00 | 50,00 | – |
| Anteiliges Eigenkapital | 694 | 1.649 | 677 | – |
| Konzernanpassungen | 11 | 110 | 59 | – |
| Beteiligungsbuchwert | 705 | 1.759 | 736 | – |
| Enerjisa Enerji A.Ş. | Enerjisa Üretim Santralleri A.Ş. | |||
|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| Umsatz | 2.715 | 3.389 | 915 | – |
| Jahresergebnis aus fortgeführten Aktivitäten | 181 | 31 | -181 | – |
| Planmäßige Abschreibungen | -88 | -190 | -106 | – |
| Zinsaufwand/-ertrag | -210 | -235 | -78 | – |
| Ertragsteuern | -65 | -65 | 47 | – |
| Ausgeschüttete Dividende | – | – | – | – |
| Other Comprehensive Income | -438 | -665 | -188 | – |
| Gesamtergebnis | -257 | -634 | -369 | – |
| Anteilsquote in Prozent | 50,00 | 50,00 | 50,00 | – |
| Anteiliges Gesamtergebnis nach Steuern | -128 | -317 | -184 | – |
| Anteiliges Jahresergebnis nach Steuern | 91 | 16 | -90 | – |
| Konzernanpassungen | -67 | 4 | 62 | – |
| Equity-Ergebnis | 24 | 20 | -28 | – |
Die wesentlichen assoziierten Unternehmen und Joint Ventures sind in verschiedenen Bereichen der Gas- beziehungsweise Stromwirtschaft tätig. Angaben zum Gesellschaftsnamen, zum Sitz der Gesellschaft und zu Kapitalanteilen im Sinne von IFRS 12 für wesentliche Joint Arrangements und assoziierte Unternehmen enthält die Anteilsbesitzliste gemäß § 313 Abs. 2 HGB (siehe Textziffer 36).
Zum 31. Dezember 2017 ist kein at equity bewertetes Unternehmen marktgängig. Die im Vorjahr ausgewiesenen Werte (Buchwerte 2016: 2.703 Mio €; Fair Values 2016: 2.707 Mio €) entfielen im Wesentlichen auf die Beteiligung an der Uniper SE, die zum 31. Dezember 2017 als zur Veräußerung gehaltener Vermögenswert ausgewiesen wird.
Von den Anteilen an assoziierten Unternehmen unterliegt zum Bilanzstichtag der Anteil an der Nord Stream AG (Buchwert 2017: 431 Mio €; 2016: 384 Mio €) Verfügungsbeschränkungen zur Sicherung von Fremdfinanzierungen.
Es liegen keine weiteren wesentlichen Restriktionen vor, die über die üblichen gesellschaftsrechtlichen und vertraglichen Regelungen hinausgehen.
Das Vorratsvermögen setzt sich zum 31. Dezember 2017 und 2016 wie folgt zusammen:
| 31. Dezember | ||
|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 |
| Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe | 617 | 677 |
| Handelswaren | 130 | 62 |
| Unfertige Leistungen und fertige Erzeugnisse |
47 | 46 |
| Summe | 794 | 785 |
Entsprechend ihren Restlaufzeiten setzen sich die Forderungen und sonstigen Vermögenswerte wie folgt zusammen:
| 31. Dezember 2017 | 31. Dezember 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| in Mio € | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig |
| Forderungen aus Finanzierungsleasing | 37 | 292 | 54 | 318 |
| Sonstige Finanzforderungen und finanzielle Vermögenswerte | 199 | 160 | 409 | 235 |
| Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte | 236 | 452 | 463 | 553 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen | 3.879 | – | 3.999 | – |
| Forderungen aus derivativen Finanzinstrumenten | 452 | 1.228 | 965 | 1.553 |
| Übrige betriebliche Vermögenswerte | 1.450 | 143 | 1.755 | 208 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte | 5.781 | 1.371 | 6.719 | 1.761 |
| Summe | 6.017 | 1.823 | 7.182 | 2.314 |
Rohstoffe, Handelswaren und fertige Erzeugnisse werden grundsätzlich nach der Durchschnittskostenmethode bewertet.
Die Wertberichtigungen im Jahr 2017 beliefen sich auf 8 Mio € (2016: 7 Mio €). Zuschreibungen erfolgten in Höhe von 11 Mio € (2016: 3 Mio €).
Es liegen keine Sicherungsübereignungen von Vorräten vor.
Im Geschäftsjahr 2017 bestehen zugunsten von E.ON als Leasinggeber im Rahmen von Finanzierungsleasing-Vereinbarungen nicht garantierte Restwerte in Höhe von 9 Mio € (2016: 12 Mio €). Für die Leasingverhältnisse bestehen teilweise Preisanpassungsklauseln sowie Verlängerungs- und Kaufoptionen.
Zum Bilanzstichtag enthalten die sonstigen finanziellen Vermögenswerte Forderungen gegen Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss von Gemeinschaftskraftwerken in Höhe von 50 Mio € (2016: 297 Mio €). Der Rückgang resultiert im Wesentlichen aus der Umsetzung des Gesetzes zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung.
Die Altersstrukturanalyse für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen stellt sich wie folgt dar:
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Nicht wertgemindert und nicht überfällig | 3.183 | 3.294 |
| Nicht wertgemindert und überfällig bis 60 Tage von 61 bis 90 Tage von 91 bis 180 Tage von 181 bis 360 Tage über 360 Tage |
584 388 38 66 54 38 |
614 420 37 63 61 33 |
| Nettowert wertberichtigte Forderungen | 112 | 91 |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen |
3.879 | 3.999 |
Die Wertberichtigungen auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen haben sich wie folgt entwickelt:
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Stand zum 1. Januar | -794 | -978 |
| Veränderung Konsolidierungskreis | – | 129 |
| Wertminderungen | -200 | -236 |
| Zuschreibungen | 63 | 87 |
| Abgänge | 187 | 188 |
| Sonstiges 1) | 7 | 16 |
| Stand zum 31. Dezember | -737 | -794 |
1) Unter "Sonstiges" sind unter anderem Währungsumrechnungsdifferenzen erfasst.
Die einzelnen wertberichtigten Forderungen bestehen gegenüber einer Vielzahl von Endkunden, bei denen ein vollstän diger Forderungseingang nicht mehr wahrscheinlich ist. Die Überwachung der Forderungsbestände erfolgt in den einzelnen Einheiten.
Hinsichtlich des nicht wertgeminderten und nicht überfälligen Bestands der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen deuten zum Abschlussstichtag keine Anzeichen darauf hin, dass die Schuldner ihren Zahlungsverpflichtungen nicht nachkommen werden.
Die Forderungen aus Finanzierungsleasing resultieren überwiegend aus Stromlieferverträgen, die nach IFRIC 4 als Leasingverhältnis zu bilanzieren sind. Die Nominal- und Barwerte der ausstehenden Leasingzahlungen weisen die folgenden Fälligkeiten auf:
| Bruttoinvestition in Finanzierungsleasing Verhältnisse |
Noch nicht realisierter Zinsertrag |
Barwert der Mindest leasingzahlungen |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| Fälligkeit bis 1 Jahr | 69 | 89 | 33 | 35 | 36 | 54 |
| Fälligkeit 1–5 Jahre | 236 | 241 | 103 | 109 | 133 | 132 |
| Fälligkeit über 5 Jahre | 188 | 233 | 28 | 47 | 160 | 186 |
| Summe | 493 | 563 | 164 | 191 | 329 | 372 |
Der Barwert der ausstehenden Leasingzahlungen wird unter den Forderungen aus Finanzierungsleasing ausgewiesen.
Darüber hinaus belaufen sich die Eventualforderungen des E.ON-Konzerns zum 31. Dezember 2017 auf 87 Mio € (Vorjahr: 17 Mio €). Diese ergeben sich im Wesentlichen aus der Übertragung der Verantwortung für Suche, Errichtung und Betrieb
von Endlagern auf den deutschen Staat. E.ON ist damit aus dem Regelungsbereich der Endlagervorausleistungsverordnung entlassen worden. In den Jahren 1982 bis 2003 sind in diesem Zusammenhang zunächst überhöhte Endlagervorausleistungen erbracht worden. Die mittlerweile erhaltene Erstattung umfasste jedoch nicht die darauf entfallenden Zinsansprüche. E.ON erwartet diesbezüglich einen Ausgleich in Höhe von 84 Mio €.
Die liquiden Mittel setzen sich entsprechend ihrer ursprünglichen Fälligkeit wie folgt zusammen:
| 31. Dezember | ||
|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 |
| Wertpapiere und Festgeldanlagen Kurzfristige Wertpapiere mit einer ursprüng lichen Fälligkeit von mehr als |
670 | 2.147 |
| 3 Monaten Festgeldanlagen mit einer ursprüngli |
647 | 2.146 |
| chen Fälligkeit von mehr als 3 Monaten | 23 | 1 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläqui valente, die einer |
||
| Verfügungsbeschränkung unterliegen | 1.782 | 852 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente |
2.708 | 5.574 |
| Summe | 5.160 | 8.573 |
Im Berichtsjahr existierten verfügungsbeschränkte Zahlungsmittel mit einer Fälligkeit von mehr als drei Monaten in Höhe von 17 Mio € (2016: 27 Mio €). Des Weiteren sind Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente mit einer Fälligkeit von weniger
Das Grundkapital ist eingeteilt in 2.201.099.000 auf den Namen lautende nennwertlose Stückaktien (Aktien ohne Nennbetrag) und beträgt 2.201.099.000 € (2016: 2.001.000.000 €). Das Grundkapital der Gesellschaft ist erbracht worden im Wege der Umwandlung der E.ON AG in eine Europäische Gesellschaft (SE) sowie durch eine am 20. März 2017 durchgeführte Kapitalerhöhung unter teilweiser Ausnutzung des am 2. Mai 2017 ausgelaufenen Genehmigten Kapitals 2012.
Die Ermächtigung der Gesellschaft zum Erwerb eigener Aktien durch Beschluss der Hauptversammlung vom 3. Mai 2012 ist am 2. Mai 2017 ausgelaufen. Gemäß Beschluss der Hauptversammlung vom 10. Mai 2017 ist die Gesellschaft ermächtigt, bis zum 9. Mai 2022 eigene Aktien zu erwerben. Auf die erworbenen Aktien dürfen zusammen mit anderen eigenen Aktien, die sich im Besitz der Gesellschaft befinden oder ihr nach den §§ 71a ff. AktG zuzurechnen sind, zu keinem Zeitpunkt mehr als 10 Prozent des Grundkapitals entfallen. Der Vorstand wurde auf der oben genannten Hauptversammlung ermächtigt, erworbene Aktien einzuziehen, ohne dass die Einziehung oder ihre Durchführung eines weiteren Hauptversammlungsbeschlusses bedarf. Die Gesamtzahl der im Umlauf befindlichen Aktien zum 31. Dezember 2017 betrug 2.167.149.433 (31. Dezember 2016: 1.952.396.600). Zum 31. Dezember 2017 befanden sich im
als drei Monaten in Höhe von 1.033 Mio € (2016: 0 Mio €) zur Erfüllung versicherungsrechtlicher Verpflichtungen der Versorgungskasse Energie VVaG i.L. (VKE i.L.) zweckgebunden.
Die VKE i.L. befindet sich zum Jahresende 2017 bereits in Liquidation. Die dem E.ON-Konzern zuzurechnenden Anteile des Deckungsvermögens der VKE i.L. werden im Laufe des ersten Halbjahres 2018 in das CTA (vergleiche Textziffer 24) als Anschlusslösung übertragen und künftig als Planvermögen behandelt. Konzernfremde Anteile des Deckungsvermögens der VKE i.L. werden korrespondierend in entsprechende Anschlusslösungen der betroffenen Mitgliedsunternehmen übertragen und damit zukünftig entkonsolidiert.
Im Vorjahr waren bei der VKE i.L. kurzfristige Wertpapiere mit einer ursprünglichen Fälligkeit von mehr als drei Monaten in Höhe von 275 Mio € zur Erfüllung versicherungsrechtlicher Verpflichtungen zweckgebunden, die im Berichtsjahr vollständig liquidiert wurden (siehe Textziffer 31).
In den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten sind Barmittel, Schecks, Kassenbestände und Guthaben bei der Bundesbank und anderen Kreditinstituten mit einer ursprünglichen Fälligkeit von weniger als drei Monaten in Höhe von 1.869 Mio € (2016: 4.668 Mio €) ausgewiesen, sofern sie nicht verfügungsbeschränkt sind.
Bestand der E.ON SE 33.949.567 eigene Aktien (31. Dezember 2016: 48.603.400) mit einem Buchwert von 1.126 Mio € (entsprechend 1,54 Prozent beziehungsweise einem rechnerischen Anteil von 33.949.567 € des Grundkapitals).
Die Gesellschaft wurde durch die Hauptversammlung weiterhin ermächtigt, Aktien auch unter Einsatz von Put- oder Call-Optionen oder einer Kombination aus beiden zu erwerben. Erfolgt der Erwerb unter Einsatz von Derivaten in Form von Put- oder Call-Optionen oder einer Kombination aus beiden, müssen die Optionsgeschäfte mit einem Kreditinstitut oder nach § 53 Abs. 1 Satz 1 oder § 53b Abs. 1 Satz 1 oder 7 KWG tätigen Unternehmen oder über die Börse zu marktnahen Konditionen abgeschlossen werden. Im Berichtsjahr wurden über dieses Modell keine Aktien erworben.
Im Rahmen der Wahldividende für das Geschäftsjahr 2016 wurden Dividendenansprüche der Aktionäre in Höhe von 107 Mio € durch Ausgabe von 14.653.833 eigenen Aktien bedient. Durch die Ausgabe eigener Aktien verringerte sich der Korrekturposten für eigene Anteile, bewertet mit historischen Anschaffungskosten, um 588 Mio €. Dieser Betrag entspricht der Differenz zwischen den historischen Anschaffungskosten und dem Bezugspreis der Aktien. Der auf den aktuellen Aktienkurs gewährte Abschlag in Höhe von 3 Mio € belastet die Gewinnrücklagen. Im Vorjahr wurde keine Wahldividende angeboten.
Der Vorstand war gemäß Beschluss der Hauptversammlung vom 3. Mai 2012 ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats bis zum 2. Mai 2017 das Grundkapital der Gesellschaft um bis zu 460 Mio € durch ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer, auf den Namen lautender Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital gemäß §§ 202 ff. AktG, Genehmigtes Kapital 2012). Bestandteil des Genehmigten Kapitals 2012 war unter anderem eine Ermächtigung des Vorstands, mit Zustimmung des Aufsichtsrats das Bezugsrecht der Aktionäre gemäß § 186 Abs. 3 Satz 4 AktG bei Kapitalerhöhungen gegen Bareinlagen auszuschließen, wenn der Ausgabebetrag der neuen Aktien den Börsenpreis nicht wesentlich unterschreitet und die in Ausnutzung dieser Ermächtigung zum Bezugsrechtsausschluss ausgegebenen Aktien insgesamt 10 Prozent des Grundkapitals nicht überschreiten, und zwar weder im Zeitpunkt des Wirksamwerdens noch im Zeitpunkt der Ausübung der Ermächtigung.
Am 16. März 2017 hat der Vorstand mit Zustimmung des Aufsichtsrates beschlossen, das Genehmigte Kapital 2012 teilweise auszunutzen und das Grundkapital der Gesellschaft unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre gemäß §§ 203 Abs. 2, 186 Abs. 3 Satz 4 AktG von 2.001.000.000 € um 200.099.000 € auf 2.201.099.000 € durch Ausgabe von 200.099.000 neuen, auf den Namen lautenden Stückaktien mit Gewinnbezugsrecht ab 1. Januar 2016 gegen Bareinlage zu erhöhen. Dies entspricht einer Erhöhung des im Zeitpunkt des Wirksamwerdens und zugleich im Zeitpunkt der Ausnutzung des Genehmigten Kapitals 2012 bestehenden Grundkapitals der Gesellschaft um etwas unter 10 Prozent. Der Bezugsrechtsausschluss war erforderlich, um die zum Zeitpunkt der teilweisen Ausnutzung des Genehmigten Kapitals 2012 aus Sicht der Verwaltung günstige Marktsituation für eine solche Kapitalmaßnahme kurzfristig ausnutzen und durch marktnahe Preisfestsetzung einen möglichst hohen Emissionserlös erzielen zu können.
Die Kapitalerhöhung ist am 20. März 2017 mit Eintragung ihrer Durchführung im Handelsregister der Gesellschaft wirksam geworden. Im Übrigen wurde das Genehmigte Kapital 2012 nicht in Anspruch genommen.
Der Vorstand wurde gemäß Beschluss der Hauptversammlung vom 10. Mai 2017 ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats bis zum 9. Mai 2022 das Grundkapital der Gesellschaft um bis zu 460 Mio € durch ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer, auf den Namen lautender Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital gemäß §§ 202 ff. AktG, Genehmigtes Kapital 2017).
Der Vorstand ist – mit Zustimmung des Aufsichtsrats – ermächtigt, über den Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre zu entscheiden. Das Genehmigte Kapital 2017 wurde nicht in Anspruch genommen.
Auf der Hauptversammlung vom 3. Mai 2012 wurde eine bis zum 2. Mai 2017 befristete bedingte Kapitalerhöhung des Grundkapitals – mit der Möglichkeit, das Bezugsrecht auszuschließen – von 175 Mio € beschlossen (Bedingtes Kapital 2012). Das Bedingte Kapital 2012 wurde nicht in Anspruch genommen.
Auf der Hauptversammlung vom 10. Mai 2017 wurde eine bis zum 9. Mai 2022 befristete bedingte Kapitalerhöhung des Grundkapitals – mit der Möglichkeit, das Bezugsrecht auszuschließen – von bis zu 175 Mio € beschlossen.
Die bedingte Kapitalerhöhung wird nur insoweit durchgeführt, wie die Inhaber von Options- oder Wandlungsrechten beziehungsweise die zur Wandlung Verpflichteten aus Options- oder Wandelanleihen, Genussrechten oder Gewinnschuldverschreibungen, die von der Gesellschaft E.ON SE oder einer Konzerngesellschaft der Gesellschaft E.ON SE im Sinne von § 18 AktG aufgrund der von der Hauptversammlung vom 10. Mai 2017 unter Tagesordnungspunkt 9 beschlossenen Ermächtigung ausgegeben bzw. garantiert werden, von ihren Options- beziehungsweise Wandlungsrechten Gebrauch machen oder, soweit sie zur Wandlung oder Optionsausübung verpflichtet sind, ihre Verpflichtung zur Wandlung beziehungsweise Optionsausübung erfüllen.
Das Bedingte Kapital 2017 wurde nicht in Anspruch genommen.
Nachfolgende Mitteilungen gemäß § 33 Abs. 1 WpHG zu den Stimmrechtsverhältnissen liegen vor:
| Veränderung | Erreichen der | Stimmrechte | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Aktionäre | Datum der Mitteilung |
Schwellen werte |
Stimmrechts anteile am |
Zurechnung | in % | absolut |
| BlackRock Inc., Wilmington, USA | 5. Sept. 2017 | 5 % | 31. Aug. 2017 | indirekt | 7,21 | 158.672.779 |
Die Kapitalrücklage erhöhte sich im Geschäftsjahr 2017 um 661 Mio € auf 9.862 Mio € (2016: 9.201 Mio €). Die Veränderung der Kapitalrücklage resultierte zum einen aus der am 16. März 2017 durchgeführten Kapitalerhöhung. In diesem
Zusammenhang wurde die Kapitalrücklage um 1.139 Mio € erhöht. Gegenläufig verringerte sich die Kapitalrücklage um 478 Mio € durch die Ausgabe eigener Aktien im Rahmen der Wahldividende. Dieser Betrag entspricht der Differenz zwischen den historischen Anschaffungskosten und dem Bezugspreis der Aktien.
Die Gewinnrücklagen des E.ON-Konzerns setzen sich wie folgt zusammen:
| 31. Dezember | ||
|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 |
| Gesetzliche Rücklagen | 45 | 45 |
| Andere Rücklagen | -4.597 | -8.540 |
| Summe | -4.552 | -8.495 |
Für Ausschüttungen an die Aktionäre der E.ON SE steht nach deutschem Aktienrecht der nach handelsrechtlichen Vorschriften ausgewiesene Bilanzgewinn der E.ON SE zur Verfügung.
Die Gewinnrücklagen nach handelsrechtlichen Vorschriften belaufen sich zum 31. Dezember 2017 auf insgesamt 1.884 Mio € (2016: 472 Mio €). Hiervon ist die gesetzliche Rücklage mit
(22) Veränderung des Other Comprehensive Income
Die Veränderung des Other Comprehensive Income resultiert im Wesentlichen aus erfolgsneutral erfassten Wechselkursdifferenzen. Die Veränderung des Vorjahres resultierte vor allem aus der ergebniswirksamen Realisierung des OCI der Uniper-Gruppe in Höhe von 3,7 Mrd € (davon entfielen 2,2 Mrd € auf die Anteile ohne beherrschenden Einfluss). Weitere Informationen enthält die Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen des E.ON-Konzerns auf Seite 111 und die Entwicklung des Konzerneigenkapitals auf Seite 116 und 117.
Die nebenstehende Tabelle stellt den Anteil des OCI dar, der auf at equity bewertete Unternehmen entfällt.
45 Mio € (2016: 45 Mio €) gemäß § 150 Abs. 3 und 4 AktG nicht ausschüttungsfähig. Die anderen Gewinnrücklagen reduzierten sich aufgrund des im Rahmen der Wahldividende auf den aktuellen Aktienkurs gewährten Abschlags um 3 Mio €.
Die grundsätzlich ausschüttbaren Gewinnrücklagen belaufen sich auf 1.839 Mio € (2016: 345 Mio €).
Für das Geschäftsjahr 2017 wird der Hauptversammlung die Ausschüttung einer Bardividende von 0,30 € je Aktie vorgeschlagen. Für das Geschäftsjahr 2016 wurde durch die Hauptversammlung am 10. Mai 2017 beschlossen, eine Dividende von 0,21 € je dividendenberechtigte Stückaktie auszuschütten. Bei einer Dividende von 0,30 € beträgt das Ausschüttungsvolumen 650 Mio € (2016: 410 Mio €).
Im Jahr 2017 hatten die Aktionäre die Möglichkeit, ihren Dividendenanspruch entweder in bar zu erhalten oder teilweise gegen E.ON-Aktien zu tauschen. Aufgrund einer Annahmequote von rund 33 Prozent wurden 14.653.833 eigene Aktien ausgegeben. Die in bar ausgeschüttete Dividende reduzierte sich damit auf 345 Mio €.
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Stand zum 31. Dezember (brutto) | -1.401 | -964 |
| Steueranteil | -3 | -1 |
| Stand zum 31. Dezember (netto) | -1.404 | -965 |
Die Veränderung des OCI, das auf at equity bewertete Unternehmen entfällt, resultiert im Wesentlichen aus nachteiligen Wechselkursänderungen, insbesondere aus Beteiligungen in der Türkei.
Die Anteile ohne beherrschenden Einfluss je Segment sind in der nachfolgenden Tabelle dargestellt:
| 31. Dezember | ||
|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 |
| Energienetze Deutschland Schweden Zentraleuropa Ost/Türkei |
1.677 1.306 – 371 |
1.513 1.135 – 378 |
| Kundenlösungen Deutschland Großbritannien Sonstige |
163 90 1 72 |
166 79 1 86 |
| Erneuerbare Energien | 580 | 376 |
| Nicht-Kerngeschäft | 1 | -1 |
| Konzernleitung/Sonstiges | 280 | 288 |
| E.ON-Konzern | 2.701 | 2.342 |
Die Erhöhung der Anteile ohne beherrschenden Einfluss resultiert im Wesentlichen aus Kapitalerhöhungen im Segment Erneuerbare Energien und Anteilsänderungen im Segment Energienetze Deutschland.
Die nachfolgende Tabelle stellt den Anteil des OCI dar, der auf Anteile ohne beherrschenden Einfluss entfällt:
| in Mio € | Cashflow Hedges | Weiterveräußerbare Wertpapiere |
Währungs umrechnungsdifferenz |
Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen |
|---|---|---|---|---|
| Stand zum 1. Januar 2016 | 6 | 5 | -631 | -146 |
| Veränderung | 2 | 4 | 534 | -116 |
| Stand zum 31. Dezember 2016 | 8 | 9 | -97 | -262 |
| Veränderung | -8 | -10 | -25 | 61 |
| Stand zum 31. Dezember 2017 | – | -1 | -122 | -201 |
Tochterunternehmen mit wesentlichen nicht beherrschenden Anteilen sind in verschiedenen Bereichen der Gas- beziehungsweise Stromwirtschaft tätig. Angaben zum Gesellschaftsnamen, zum Sitz der Gesellschaft und zu Kapitalanteilen im Sinne von IFRS 12 für Tochterunternehmen mit wesentlichen nicht beherrschenden Anteilen enthält die Anteilsbesitzliste gemäß § 313 Abs. 2 HGB (siehe Textziffer 36).
Die nachstehenden Tabellen geben einen Überblick über Cashflow und wesentliche Posten der aggregierten Gewinn- und Verlustrechnungen sowie der aggregierten Bilanzen von Tochterunternehmen mit wesentlichen nicht beherrschenden Anteilen:
| E.ON România-Gruppe | E.DIS-Gruppe | Avacon-Gruppe | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| Anteile der Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss am Eigenkapital |
442 | 463 | 495 | 463 | 743 | 707 |
| Anteile der Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss am Eigenkapital (in %) 1) |
29,6 | 28,0 | 33,0 | 33,0 | 38,5 | 38,5 |
| Ausgezahlte Dividenden an Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss |
47 | – | 35 | 23 | 90 | 58 |
| Operativer Cashflow | 38 | 151 | 376 | 254 | 504 | 374 |
| Langfristige Vermögenswerte | 1.077 | 1.031 | 2.255 | 2.054 | 2.978 | 2.905 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | 523 | 772 | 381 | 357 | 690 | 334 |
| Langfristige Schulden | 260 | 246 | 526 | 522 | 1.434 | 1.429 |
| Kurzfristige Schulden | 307 | 356 | 580 | 443 | 804 | 449 |
1) Anteile der Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss an der Führungsgesellschaft der jeweiligen Gruppe bzw. Segmentquote in Rumänien.
| E.ON România-Gruppe | E.DIS-Gruppe | Avacon-Gruppe | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| Gewinnanteil der Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss |
38 | 39 | 58 | 48 | 98 | 83 |
| Umsatz | 1.300 | 1.201 | 2.760 | 2.785 | 3.765 | 3.326 |
| Jahresergebnis | 89 | 123 | 175 | 146 | 231 | 203 |
| Comprehensive Income | 59 | 132 | 205 | 84 | 301 | 59 |
Es liegen keine wesentlichen Restriktionen vor, die über die üblichen gesellschaftsrechtlichen und vertraglichen Regelungen hinausgehen.
Den Verpflichtungen für die Versorgungsansprüche der ehemaligen und aktiven Mitarbeiter des E.ON-Konzerns in Höhe von 15,7 Mrd € stand zum 31. Dezember 2017 ein Planvermögen mit einem Fair Value von 12,1 Mrd € gegenüber. Dies entspricht einem Ausfinanzierungsgrad der Anwartschaften von 77 Prozent.
Neben dem ausgewiesenen Planvermögen wird durch die in den Konzernabschluss einbezogene Versorgungskasse Energie VVaG i.L. (VKE) ein zusätzliches Vermögen in Höhe von 1,1 Mrd € (2016: 1,0 Mrd €) verwaltet, das kein Planvermögen gemäß
IAS 19 darstellt, aber zum Großteil der Rückdeckung von Versorgungsverpflichtungen inländischer Konzerngesellschaften dient (siehe Textziffer 31). Die Rückdeckung von Versorgungsverpflichtungen über die VKE wurde im Berichtsjahr beendet. Die VKE befindet sich zum Ende des Berichtsjahres in Liquidation, nachdem die Mitgliederversammlung die Schließung beschlossen hat und diese durch die Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin) genehmigt wurde.
Der Anwartschaftsbarwert der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen, der Fair Value des Planvermögens und die Netto-Verbindlichkeit aus leistungsorientierten Versorgungsplänen (Finanzierungsstatus) stellen sich im Vergleich zum Vorjahr wie folgt dar:
| 31. Dezember | ||
|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 |
| Anwartschaftsbarwert aller leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen | ||
| Deutschland | 9.979 | 10.412 |
| Großbritannien | 5.690 | 5.933 |
| Übrige Länder | 44 | 47 |
| Summe | 15.713 | 16.392 |
| Fair Value des Planvermögens | ||
| Deutschland | 6.945 | 7.073 |
| Großbritannien | 5.137 | 5.299 |
| Übrige Länder | 11 | 11 |
| Summe | 12.093 | 12.383 |
| Netto-Verbindlichkeit/Netto-Vermögenswert (-) aus leistungsorientierten Versorgungsplänen | ||
| Deutschland | 3.034 | 3.339 |
| Großbritannien | 553 | 634 |
| Übrige Länder | 33 | 36 |
| Summe | 3.620 | 4.009 |
Als Ergänzung zu den Leistungen staatlicher Rentensysteme und der privaten Eigenvorsorge bestehen für die meisten ehemaligen und aktiven Mitarbeiter im E.ON-Konzern betriebliche Versorgungszusagen. Es bestehen sowohl leistungsori entierte (Defined-Benefit-Pläne) als auch beitragsorientierte Zusagen (Defined-Contribution-Pläne). Leistungen im Rahmen von leistungsorientierten Zusagen werden im Allgemeinen bei Erreichen des Renteneintrittsalters oder bei Invalidität beziehungsweise Tod gewährt.
E.ON überprüft regelmäßig die im Konzern bestehenden Pensionszusagen im Hinblick auf ihre finanzwirtschaftlichen Risiken. Typische Risikofaktoren für leistungsorientierte Zusagen sind Langlebigkeit, Nominalzinsänderungen, die Inflationsentwicklung und Gehaltssteigerungen. Zur Vermeidung künftiger Risiken aus betrieblichen Versorgungszusagen wurden seit dem Jahr 1998 bei den wesentlichen inländischen und ausländischen Konzernunternehmen neu konzipierte Pensionspläne eingeführt.
Die zum Bilanzstichtag bestehenden Ansprüche aus den leistungsorientierten Versorgungsplänen entfallen auf rund 48.000 Pensionäre und Hinterbliebene (2016: 50.000), rund 14.000 ausgeschiedene Mitarbeiter mit unverfallbaren Ansprüchen (2016: 14.000) sowie rund 27.000 aktive Mitarbeiter (2016: 28.000). Der korrespondierende Anwartschaftsbarwert der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen ist mit 9,3 Mrd € Pensionären und Hinterbliebenen (2016: 9,8 Mrd €), mit 2,5 Mrd € ausgeschiedenen Mitarbeitern mit unverfallbaren Ansprüchen (2016: 2,5 Mrd €) und mit 3,9 Mrd € aktiven Mitarbeitern (2016: 4,1 Mrd €) zuzuordnen.
Die Merkmale und Risiken leistungsorientierter Versorgungspläne ergeben sich aus den rechtlichen, steuer lichen und regulatorischen Rahmenbedingungen des jeweiligen Landes. Nachfolgend wird die Ausgestaltung der finanzwirtschaftlich wesentlichen leistungs- und beitragsorientierten Pläne im E.ON-Konzern beschrieben.
Bei den inländischen Konzerngesellschaften bestehen für die aktiven Anwärter größtenteils beitragsorientierte Leistungszusagen. Daneben existieren einzelvertraglich noch Final-Pay-Zusagen sowie vereinzelt Festbetragszusagen.
Der größte Teil des dargestellten Verpflichtungsumfangs für aktive Anwärter entfällt auf das Rentenbausteinsystem Betriebliche Alterssicherung (BAS-Plan) aus dem Jahr 2001 beziehungsweise auf eine Variante davon (Zukunftssicherung), die aus der im Jahr 2004 erfolgten Harmonisierung zahlreicher in der Vergangenheit erteilter Versorgungszusagen entstanden ist. Im Rahmen des Leistungsplans Zukunftssicherung werden zur Leistungsermittlung zusätzlich zu den beitragsorientierten Rentenbausteinen auch endgehaltsdynamische Besitzstände berücksichtigt. Diese Pläne sind für Neueintritte geschlossen.
Die zuvor beschriebenen Pläne sehen in der Regel laufende Rentenleistungen vor, die im Allgemeinen bei Erreichen der Altersgrenze, Invalidität oder Tod gezahlt werden.
Die einzige für Neuzugänge offene Versorgungszusage ist der Beitragsplan E.ON IQ (IQ-Plan). Hierbei handelt es sich um ein Kapitalbausteinsystem, das neben der Rentenzahlung die alternativen Auszahlungsoptionen der anteiligen Einmalzahlung beziehungsweise Ratenzahlungen vorsieht.
Der Versorgungsaufwand für alle oben genannten beitragsorientierten Versorgungszusagen ist gehaltsabhängig und wird in Abhängigkeit vom Verhältnis des Gehalts zur Beitragsbemessungsgrenze in der gesetzlichen Rentenversicherung mit unterschiedlichen Prozentsätzen bestimmt. Darüber hinaus besteht für den Mitarbeiter die Möglichkeit zur Entgeltumwandlung. In den beitragsorientierten Zusagen waren bis zum 31. Dezember 2016 unterschiedliche Verzinsungsannahmen der Rentenbeziehungsweise Kapitalbausteine enthalten. Seit dem 1. Januar 2017 wird für den BAS-Plan, die Zukunftssicherung und den IQ-Plan ein einheitliches Zinsmodell angewendet, in dem die Verzinsung an die Marktentwicklung angepasst und durch Sockelzinssätze abgesichert wird. Die für die vorangegangenen Jahre
gebildeten Rentenbausteine bleiben unverändert bestehen. Anhand der Marktentwicklung wird jährlich festgestellt, ob die Sockelzinssätze oder gegebenenfalls höhere Zinssätze für die Bildung der Renten- beziehungsweise Kapitalbausteine zur Anwendung kommen. Die künftigen Rentenanpassungen sind für große Teile der aktiven Anwärter mit 1 Prozent p.a. garantiert. Für die übrigen Anspruchsberechtigten folgen die Rentenanpassungen dagegen größtenteils der Inflationsrate, in der Regel im Dreijahresturnus.
Zur Finanzierung der Pensionszusagen wurde für die deutschen Konzerngesellschaften im Rahmen von Contractual Trust Arrangements (CTA) Planvermögen geschaffen. Der wesentliche Teil des Planvermögens wird durch den E.ON Pension Trust e. V. treuhänderisch gemäß den ihm vorgegebenen Anlagerichtlinien verwaltet. Zusätzliches inländisches Planvermögen wird von kleineren inländischen Pensionskassen gehalten.
Lediglich bei den Pensionskassen und der nunmehr in Liquidation befindlichen VKE bestehen regulatorische Vorschriften bezüglich der Kapitalanlage oder der Dotierungserfordernisse. Bei der VKE wird das Vermögen vor dem Hintergrund der laufenden Liquidation bis zur Übertragung in geeignete Anschlusslösungen – bei E.ON in Form des CTAs – in kurzfristiger, liquider Form gehalten und zum Jahresende 2017 als verfügungsbeschränktes Zahlungsmittel ausgewiesen. Mit Übertragung der Mittel in das CTA im Jahr 2018 wird zusätzliches Planvermögen geschaffen.
In Großbritannien bestehen unterschiedliche Pensionspläne. Bis zum Jahr 2005 beziehungsweise bis zum Jahr 2008 erhielten die Mitarbeiter leistungsorientierte, größtenteils endgehaltsabhängige Zusagen, die den Großteil der heute für Großbritannien ausgewiesenen Pensionsverpflichtungen darstellen. Diese Zusagen wurden für nach diesen Zeitpunkten eingestellte Mitarbeiter geschlossen. Seitdem wird für neue Mitarbeiter ein Defined-Contribution-Plan angeboten. Hieraus ergeben sich für den Arbeitgeber über die Beitragszahlung hinaus keine zusätzlichen Risiken.
Für die Begünstigten der derzeit bestehenden leistungsorientierten Pensionspläne erfolgt eine Inflationsanpassung der Rentenzahlung in Abhängigkeit vom britischen Inflationsindex RPI (Retail Price Index).
Das Planvermögen in Großbritannien wird im Rahmen eines Pension Trusts treuhänderisch verwaltet. Die Treuhänder werden durch die Mitglieder des Plans gewählt beziehungsweise durch das Unternehmen ernannt. Sie sind in dieser Funktion insbesondere für die Anlage des Planvermögens verantwortlich.
Die britische Regulierungsbehörde schreibt vor, dass alle drei Jahre eine sogenannte technische Bewertung der Finanzierungsbedingungen des Plans durchzuführen ist. Die zugrunde liegenden versicherungsmathematischen Annahmen werden zwischen den Treuhändern und der E.ON UK plc vereinbart. Diese beinhalten die zu unterstellende Lebenserwartung, die Gehaltsentwicklung, das Anlageergebnis, Inflationsannahmen sowie das Zinsniveau. Die letzte technische Bewertung erfolgte zum Stichtag 31. März 2015 und ergab ein technisches Finanzierungsdefizit von 967 Mio £. Im Rahmen des vereinbarten Deficit-Repair-Plans sind jährliche Zahlungen von 65 Mio £ an den Pension Trust bis einschließlich 2026 vorgesehen.
Die verbleibenden Pensionsverpflichtungen teilen sich auf verschiedene internationale Aktivitäten des E.ON-Konzerns auf.
Diese Versorgungszusagen in Schweden, Rumänien, Tschechien, Italien und in den USA sind jedoch aus Konzernsicht von untergeordneter Bedeutung.
Die leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen, gemessen am Anwartschaftsbarwert, haben sich wie folgt entwickelt:
| 2017 | 2016 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | Gesamt | Deutsch land |
Groß britannien |
Übrige Länder |
Gesamt | Deutsch land |
Groß britannien |
Übrige Länder |
| Stand Anwartschaftsbarwert zum 1. Januar | 16.392 | 10.412 | 5.933 | 47 | 17.920 | 11.453 | 6.280 | 187 |
| Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerwor benen Versorgungsansprüche |
150 | 89 | 60 | 1 | 237 | 169 | 63 | 5 |
| Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand | 46 | 36 | 10 | – | 10 | 4 | 6 | – |
| Gewinne (-)/Verluste (+) aus Planabgeltungen | – | – | – | – | – | – | – | – |
| Zinsaufwand auf den Barwert der leistungs orientierten Versorgungsverpflichtungen |
379 | 213 | 165 | 1 | 486 | 276 | 206 | 4 |
| Neubewertungen Versicherungsmathematische Gewinne (-)/ Verluste (+) aufgrund der Veränderung der |
-48 | -61 | 11 | 2 | 2.650 | 1.608 | 1.007 | 35 |
| demografischen Annahmen Versicherungsmathematische Gewinne (-)/ Verluste (+) aufgrund der Veränderung der finanziellen Annahmen |
-122 205 |
– – |
-121 202 |
-1 3 |
– 2.630 |
– 1.525 |
– 1.069 |
– 36 |
| Versicherungsmathematische Gewinne (-)/ Verluste (+) aufgrund erfahrungsbedingter Anpassungen |
-131 | -61 | -70 | – | 20 | 83 | -62 | -1 |
| Mitarbeiterbeiträge | – | – | – | – | – | – | – | – |
| Leistungszahlungen | -684 | -420 | -259 | -5 | -702 | -449 | -251 | -2 |
| Veränderungen Konsolidierungskreis | 2 | 2 | – | – | -3.290 | -2.660 | -449 | -181 |
| Währungsunterschiede | -209 | – | -207 | -2 | -928 | – | -929 | 1 |
| Sonstige | -315 | -292 | -23 | – | 9 | 11 | – | -2 |
| Stand Anwartschaftsbarwert zum 31. Dezember |
15.713 | 9.979 | 5.690 | 44 | 16.392 | 10.412 | 5.933 | 47 |
Die im Jahr 2017 entstandenen saldierten versicherungsmathematischen Gewinne resultieren aus der Veränderung der demografischen Annahmen in Großbritannien sowie erfahrungsbedingten Anpassungen. Teilweise gegenläufig wirkte die Absenkung des in Großbritannien verwendeten Rechnungszinssatzes.
Unter den sonstigen Veränderungen in Deutschland ist insbesondere die Umgliederung der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen der Hamburg Netz GmbH in die Bilanzposition "Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden" (siehe Textziffer 4) ausgewiesen.
Die versicherungsmathematischen Annahmen zur Bewertung der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen und zur Berechnung der Netto-Pensionsaufwendungen bei den Konzerngesellschaften in Deutschland und Großbritannien lauten zum Bilanzstichtag wie folgt:
| 31. Dezember | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| in Prozent | 2017 | 2016 | 2015 | ||
| Rechnungszinssatz | |||||
| Deutschland | 2,10 | 2,10 | 2,70 | ||
| Großbritannien | 2,70 | 2,90 | 3,80 | ||
| Gehaltstrend | |||||
| Deutschland | 2,50 | 2,50 | 2,50 | ||
| Großbritannien | 3,40 | 3,40 | 3,20 | ||
| Rententrend | |||||
| Deutschland 1) | 1,75 | 1,75 | 1,75 | ||
| Großbritannien | 3,20 | 3,20 | 3,00 |
1) Der Rententrend für Deutschland gilt für Anspruchsberechtigte, die nicht einer vereinbarten Garantieanpassung unterliegen.
Die im E.ON-Konzern verwendeten Rechnungszinssätze basieren auf den währungsspezifischen, zum Bilanzstichtag ermittelten Renditen hochwertiger Unternehmensanleihen mit einer der durchschnittlichen Laufzeit der jeweiligen Verpflichtung entsprechenden Duration.
Für die bilanzielle Bewertung der betrieblichen Pensionsverpflichtungen im E.ON-Konzern wurden als biometrische Rechnungsgrundlagen jeweils die länderspezifisch anerkannten und auf einem aktuellen Stand befindlichen Sterbetafeln ver wendet:
| Deutschland | Richttafeln 2005 G von K. Heubeck aus dem Jahr 2005 |
|---|---|
| Großbritannien | Standardsterblichkeitstafeln "00" unter Verwendung des Projektionsmodells CMI 2016 für künftige Sterblichkeitsverbesserungen |
Veränderungen der zuvor beschriebenen versicherungsmathematischen Annahmen würden zu folgenden Veränderungen des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen führen:
| Veränderung des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen |
|||||
|---|---|---|---|---|---|
| 31. Dezember 2017 | 31. Dezember 2016 | ||||
| Veränderung des Rechnungszinssatzes um (Basispunkte) | +50 | -50 | +50 | -50 | |
| Veränderung in Prozent | -7,77 | 8,69 | -8,04 | 9,12 | |
| Veränderung des Gehaltstrends um (Basispunkte) | +25 | -25 | +25 | -25 | |
| Veränderung in Prozent | 0,33 | -0,32 | 0,43 | -0,41 | |
| Veränderung des Rententrends um (Basispunkte) | +25 | -25 | +25 | -25 | |
| Veränderung in Prozent | 1,89 | -1,85 | 2,08 | -2,03 | |
| Veränderung der Sterbewahrscheinlichkeit um (Prozent) | +10 | -10 | +10 | -10 | |
| Veränderung in Prozent | -3,14 | 3,51 | -3,02 | 3,38 |
Ein Rückgang der Sterbewahrscheinlichkeit um 10 Prozent würde zu einer Erhöhung der Lebenserwartung des jeweiligen Begünstigten in Abhängigkeit von seinem individuellen Alter führen. Zum 31. Dezember 2017 würde sich die Lebenserwartung eines 63-jährigen männlichen E.ON-Rentners bei einer 10-prozentigen Reduzierung der Sterbewahrscheinlichkeit um ungefähr ein Jahr erhöhen.
Die Berechnung der angegebenen Sensitivitäten erfolgt auf Basis derselben Verfahrensweise und derselben Bewertungsprämissen, die auch zur Ermittlung des Barwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen angewendet werden.
Wird zur Berechnung der Sensitivität der Ergebnisse gegenüber Änderungen eines versicherungsmathematischen Bewertungsparameters dieser entsprechend geändert, werden alle übrigen Bewertungsparameter unverändert in die Berechnung einbezogen.
Bei der Berücksichtigung der Sensitivitäten ist zu beachten, dass bei gleichzeitiger Veränderung mehrerer Bewertungsannahmen die Veränderung des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen nicht zwingend als kumulierter Effekt gemäß den Einzelsensitivitäten zu ermitteln ist.
Die leistungsorientierten Versorgungszusagen werden durch zweckgebundene Vermögenswerte (Planvermögen) in eigens dafür errichteten und vom Unternehmen rechtlich separierten Pensionsvehikeln ausfinanziert. Der Fair Value dieses Planvermögens entwickelte sich wie folgt:
| 2017 | 2016 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | Gesamt | Deutsch land |
Groß britannien |
Übrige Länder |
Gesamt | Deutsch land |
Groß britannien |
Übrige Länder |
| Fair Value des Planvermögens, Stand zum 1. Januar |
12.383 | 7.073 | 5.299 | 11 | 13.712 | 8.133 | 5.554 | 25 |
| Zinsertrag auf das Planvermögen | 297 | 148 | 149 | – | 389 | 205 | 184 | – |
| Neubewertungen Erfolgsneutrale Erträge (+)/Aufwendungen (-) aus dem Planvermögen ohne Beträge, die im Zinsertrag auf das Planvermögen enthalten sind |
268 268 |
247 247 |
20 20 |
1 1 |
938 938 |
352 352 |
588 588 |
-2 -2 |
| Mitarbeiterbeiträge | – | – | – | – | – | – | – | – |
| Arbeitgeberbeiträge | 195 | 61 | 134 | – | 871 | 437 | 433 | 1 |
| Leistungszahlungen | -668 | -408 | -259 | -1 | -672 | -420 | -251 | -1 |
| Veränderungen Konsolidierungskreis | – | – | – | – | -2.037 | -1.639 | -387 | -11 |
| Währungsunterschiede | -186 | – | -186 | – | -823 | – | -822 | -1 |
| Sonstige | -196 | -176 | -20 | – | 5 | 5 | – | – |
| Fair Value des Planvermögens, Stand zum 31. Dezember |
12.093 | 6.945 | 5.137 | 11 | 12.383 | 7.073 | 5.299 | 11 |
Unter den sonstigen Veränderungen in Deutschland ist insbesondere die Umgliederung des Planvermögens der Hamburg Netz GmbH in die Bilanzposition ,,Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden" (siehe Textziffer 4) ausgewiesen.
Das Planvermögen entfällt im Jahr 2017 nicht mehr auf eigene Finanzinstrumente (2016: 0,1 Mrd €). Darüber hinaus enthält das Planvermögen nahezu keine selbst genutzten Immobilien oder Aktien und Anleihen von E.ON-Konzerngesellschaften. Die einzelnen Planvermögensbestandteile wurden den jeweiligen Vermögenskategorien wirtschaftlich zugeordnet.
Das Planvermögen nach Vermögenskategorien stellt sich wie folgt dar:
| 31. Dezember 2016 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Gesamt | Deutsch land |
Groß britannien |
Übrige Länder |
Gesamt | Deutsch land |
Groß britannien |
Übrige Länder |
|
| 18 | 22 | 13 | – | 18 | 22 | 12 | – | |
| 51 35 11 |
47 27 13 |
55 46 9 |
– – – |
50 38 10 |
49 31 13 |
52 46 6 |
– – – |
|
| 16 | 6 | 30 | – | 18 | 6 | 34 | – | |
| 85 | 75 | 98 | 0 | 86 | 77 | 98 | 0 | |
| 4 | 6 | 2 | – | 4 | 5 | 2 | – | |
| 1 | 2 | – | – | 2 | 3 | – | – | |
| 4 | 6 | – | – | 3 | 6 | – | – | |
| 2 | 4 | – | 100 | 2 | 3 | – | 100 | |
| 2 | 3 | – | – | 1 | 2 | – | – | |
| 2 | 4 | – | – | 2 | 4 | – | – | |
| 15 | 25 | 2 | 100 | 14 | 23 | 2 | 100 | |
| 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | 100 | |
| 31. Dezember 2017 |
1) In Deutschland sind 7 Prozent (2016: 5 Prozent) des Planvermögens in sonstigen Fremdkapitaltiteln, insbesondere Pfandbriefen, zusätzlich zu Staats- und Unternehmensanleihen investiert.
Das grundlegende Anlageziel für das Planvermögen ist die zeitkongruente Abdeckung der aus den jeweiligen Versorgungszusagen resultierenden Zahlungsverpflichtungen. Diese Anlagepolitik ergibt sich aus den entsprechenden Governance-Richtlinien des Konzerns. In diesen Richtlinien wird eine Erhöhung der Netto-Verbindlichkeit beziehungsweise eine Verschlechterung des Finanzierungsstatus infolge einer ungünstigen Entwicklung des Planvermögens beziehungsweise des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen als Risiko identifiziert, das im Rahmen eines Risikobudgetierungs-Konzepts gesteuert wird. E.ON prüft daher regelmäßig die Entwicklung des Finanzierungsstatus, um dieses Risiko zu überwachen.
Zur Umsetzung des Anlageziels verfolgt der E.ON-Konzern im Wesentlichen eine an der Struktur der Versorgungsverpflichtungen ausgerichtete Anlagestrategie. Diese langfristig ausgerichtete Anlagestrategie zielt auf ein Management des Finanzierungsstatus und bewirkt, dass der Fair Value des Planvermögens die insbesondere durch Zins- und Inflationsschwankungen verursachten Wertänderungen des Anwartschaftsbarwertes zu einem gewissen Grad periodengleich kompensiert. Bei der Umsetzung der Anlagestrategie können auch Derivate (zum Beispiel Zins- und Inflationsswaps sowie Instrumente zur Währungskurssicherung)
zum Einsatz kommen, um spezifische Risikofaktoren von Pensionsverbindlichkeiten steuern zu können. Diese Derivate sind in obiger Tabelle wirtschaftlich den jeweiligen Vermögenskategorien zugeordnet, in denen sie verwendet werden. Um den Finanzierungsstatus des E.ON-Konzerns positiv zu beeinflussen, wird ein Teil des Planvermögens zudem diversifiziert in Anlageklassen investiert, die langfristig eine über der für festverzinsliche Anleihen liegende Rendite und damit eine Rendite oberhalb des Rechnungszinssatzes erwarten lassen.
Die Ermittlung der Ziel-Portfoliostruktur für die einzelnen Planvermögen erfolgt auf der Basis regelmäßig durchgeführter Asset-Liability-Studien. Im Rahmen dieser Analysen wird die Ziel-Portfoliostruktur in einem ganzheitlichen Ansatz vor dem Hintergrund der bestehenden Anlagegrundsätze, des aktuellen Finanzierungsstatus, des Kapitalmarktumfelds und der Verpflichtungsstruktur überprüft und gegebenenfalls angepasst. Die in den Studien verwendeten Parameter werden zudem regelmäßig, mindestens einmal jährlich, überprüft. Zur Umsetzung der Ziel-Portfoliostruktur werden Vermögensverwalter mandatiert. Diese werden regelmäßig hinsichtlich ihrer Zielerreichung überwacht.
Der Gesamtaufwand für die leistungsorientierten Versorgungszusagen, der in den Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen enthalten ist, setzt sich wie folgt zusammen:
| 2017 | 2016 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | Gesamt | Deutsch land |
Groß britannien |
Übrige Länder |
Gesamt | Deutsch land |
Groß britannien |
Übrige Länder |
| Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerworbenen Versorgungsansprüche |
150 | 89 | 60 | 1 | 195 | 142 | 52 | 1 |
| Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand | 46 | 36 | 10 | – | 12 | 4 | 8 | – |
| Gewinne (-)/Verluste (+) aus Planabgeltungen | – | – | – | – | – | – | – | – |
| Netto-Zinsaufwand (+)/-Zinsertrag (-) auf die Netto-Verbindlichkeit/den Netto Vermögenswert aus leistungsorientierten Versorgungsplänen |
82 | 65 | 16 | 1 | 84 | 62 | 21 | 1 |
| Summe | 278 | 190 | 86 | 2 | 291 | 208 | 81 | 2 |
In den nachzuverrechnenden Dienstzeitaufwendungen sind weitestgehend Effekte im Zusammenhang mit Restrukturierungsmaßnahmen enthalten.
Zusätzlich zum Gesamtaufwand für leistungsorientierte Versorgungszusagen wurden im Jahr 2017 für ausschließlich beitragsorientierte Versorgungszusagen fest vereinbarte Beitragszahlungen an externe Versorgungsträger und ähnliche Dienstleister in Höhe von 59 Mio € (2016: 56 Mio €) geleistet.
Die Beiträge zu staatlichen Plänen betragen 0,2 Mrd € (2016: 0,2 Mrd €).
Im Jahr 2017 wurden zur Finanzierung der bestehenden leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen Arbeitgeberbeiträge in das Planvermögen in Höhe von 195 Mio € (2016: 871 Mio €) geleistet.
Für das folgende Geschäftsjahr werden insbesondere für die Finanzierung bestehender und neu entstandener Versorgungsanwartschaften konzernweit Arbeitgeberbeitragszahlungen in Höhe von 908 Mio € erwartet. Davon entfallen 782 Mio € auf Deutschland und 126 Mio € auf Großbritannien. In den erwarteten Arbeitgeberbeitragszahlungen für Deutschland ist die Übertragung des Vermögens der VKE in das CTA für die betroffenen Konzerngesellschaften bereits berücksichtigt.
Im Jahr 2017 erfolgten Leistungszahlungen für die Erfüllung von leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen in Höhe von 684 Mio € (2016: 702 Mio €), wovon Auszahlungen in Höhe von 16 Mio € (2016: 30 Mio €) nicht aus dem Planvermögen erfolgten.
Für die zum 31. Dezember 2017 bestehenden leistungsorientierten Versorgungszusagen werden für die nächsten zehn Jahre folgende Leistungszahlungen prognostiziert:
| in Mio € | Summe | Deutsch land |
Groß britannien |
Übrige Länder |
|---|---|---|---|---|
| 2018 | 645 | 420 | 223 | 2 |
| 2019 | 651 | 426 | 223 | 2 |
| 2020 | 666 | 435 | 229 | 2 |
| 2021 | 674 | 444 | 228 | 2 |
| 2022 | 678 | 443 | 233 | 2 |
| 2023–2027 | 3.509 | 2.283 | 1.212 | 14 |
| Summe | 6.823 | 4.451 | 2.348 | 24 |
Die gewichtete durchschnittliche Laufzeit (Duration) der im E.ON-Konzern bewerteten leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen beträgt zum 31. Dezember 2017 19,7 Jahre (2016: 19,8 Jahre).
Die bilanzierte Netto-Verbindlichkeit aus den leistungsorientierten Versorgungsplänen des E.ON-Konzerns resultiert aus einer Gegenüberstellung des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen und des Fair Values des Planvermögens:
| 2017 | 2016 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | Gesamt | Deutsch land |
Groß britannien |
Übrige Länder |
Gesamt | Deutsch land |
Groß britannien |
Übrige Länder |
| Stand Netto-Verbindlichkeit zum 1. Januar | 4.009 | 3.339 | 634 | 36 | 4.208 | 3.320 | 726 | 162 |
| Gesamtaufwand der leistungsorientierten Versorgungszusagen |
278 | 190 | 86 | 2 | 344 | 244 | 91 | 9 |
| Veränderungen aus den Neubewertungen | -316 | -308 | -9 | 1 | 1.712 | 1.256 | 419 | 37 |
| Arbeitgeberbeiträge zum Planvermögen | -195 | -61 | -134 | – | -871 | -437 | -433 | -1 |
| Netto-Leistungszahlungen | -16 | -12 | – | -4 | -30 | -29 | – | -1 |
| Veränderungen Konsolidierungskreis | 2 | 2 | – | – | -1.253 | -1.021 | -62 | -170 |
| Währungsunterschiede | -23 | – | -21 | -2 | -105 | – | -107 | 2 |
| Sonstige | -119 | -116 | -3 | – | 4 | 6 | – | -2 |
| Stand Netto-Verbindlichkeit zum 31. Dezember |
3.620 | 3.034 | 553 | 33 | 4.009 | 3.339 | 634 | 36 |
Die übrigen Rückstellungen setzen sich wie folgt zusammen:
| 31. Dezember 2017 | 31. Dezember 2016 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | Kurzfristig | Langfristig | Kurzfristig | Langfristig | |
| Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich | 408 | 10.047 | 10.530 | 10.848 | |
| Verpflichtungen im Personalbereich | 135 | 950 | 63 | 760 | |
| Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen | 28 | 1.190 | 17 | 1.120 | |
| Beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen | 7 | 30 | 3 | 25 | |
| Absatzmarktorientierte Verpflichtungen | 203 | 58 | 220 | 43 | |
| Umweltschutzmaßnahmen und ähnliche Verpflichtungen | 29 | 478 | 23 | 446 | |
| Sonstige | 1.231 | 1.628 | 1.152 | 2.367 | |
| Summe | 2.041 | 14.381 | 12.008 | 15.609 |
Nachfolgend wird die Entwicklung der übrigen Rückstellungen dargestellt:
| Absatzmarktorientierte Verpflichtungen |
263 | – | – | – | 70 | -29 | – | -43 | – | 261 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Beschaffungsmarktorien tierte Verpflichtungen |
28 | – | – | – | 13 | -3 | – | -1 | – | 37 |
| Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflich tungen |
1.137 | -23 | – | 12 | 10 | -8 | – | – | 90 | 1.218 |
| Verpflichtungen im Personalbereich |
823 | – | -8 | – | 485 | -175 | -3 | -37 | – | 1.085 |
| Entsorgungs verpflichtungen im Kernenergiebereich |
21.378 | – | – | 52 | 44 | -237 | -10.289 | – | -493 | 10.455 |
| in Mio € | Stand zum 1. Januar 2017 |
Wäh rungs unter schiede |
Verände rungen Konsoli dierungs kreis |
Auf zinsung |
Zufüh rung | Inan spruch nahme |
Um buchung1) |
Auf lösung | Schät zungs ände rungen |
Stand zum 31. Dezem ber 2017 |
1) Umbuchung der Rückstellungen für die Kosten der Zwischen- und Endlagerung in korrespondierende Verbindlichkeiten aufgrund der Verabschiedung des Gesetzes zur Neuordnung
der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung.
Die Aufzinsung im Rahmen der Rückstellungsentwicklung ist im Finanzergebnis (vergleiche Textziffer 9) enthalten. Die Rückstellungsbeträge sind entsprechend den Laufzeiten mit Zinssätzen zwischen 0 und 2,69 Prozent diskontiert.
Zum 31. Dezember 2017 entfallen die Rückstellungen mit Bezug auf die Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich ausschließlich auf Deutschland, die übrigen Rückstellungen beziehen sich im Wesentlichen auf die Länder des Euroraums und Großbritannien.
Die Rückstellungen für Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich zum 31. Dezember 2017 beinhalten ausschließlich Verpflichtungen aus deutschen Kernenergieaktivitäten in Höhe von 10,5 Mrd €.
Die auf deutscher atomrechtlicher Grundlage basierenden Rückstellungen für Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich beinhalten unter Bezugnahme auf Gutachten, externe und interne Kostenschätzungen, vertragliche Vereinbarungen sowie die ergänzenden Vorgaben des Entsorgungsfondsgesetzes und des Entsorgungsübergangsgesetzes sämtliche nuklearen Verpflichtungen für die Entsorgung von abgebrannten Brennelementen, schwach radioaktiven Betriebsabfällen sowie die Stilllegung und den Rückbau der nuklearen Kraftwerksanlagenteile.
Die in den Rückstellungen erfassten Stilllegungsverpflichtungen umfassen die erwarteten Kosten des Nach- beziehungsweise Restbetriebs der Anlage, der Demontage sowie der Beseitigung und Entsorgung der nuklearen Bestandteile des Kernkraftwerks.
Ebenfalls beinhalten die Rückstellungen im Rahmen der Entsorgung von Brennelementen und Betriebsabfällen die vertragsgemäßen Kosten zum einen für die Restabwicklung der Wiederaufarbeitung und die damit verbundene Rückführung von Abfällen in ein Zwischenlager und zum anderen die anfallenden Kosten für die fachgerechte Verpackung einschließlich der erforderlichen Zwischenlagerbehälter sowie die Kosten für den Transport zu einem Zwischenlager.
Die den Rückstellungen zugrunde liegenden Kostenansätze werden jährlich unter Bezugnahme auf externe Sachverständigengutachten beziehungsweise -analysen aktualisiert, sofern den Kostenansätzen nicht vertragliche Vereinbarungen zugrunde liegen. Bei der Bemessung der Rückstellungen wurden die Änderungen des Atomgesetzes vom 6. August 2011 sowie das im Dezember 2016 im Bundestag und Bundesrat beschlossene Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung berücksichtigt. Das Gesetz ist nach der positiven
beihilferechtlichen Entscheidung durch die EU-Kommission am 16. Juni 2017 in Kraft getreten. Wesentliche Inhalte des Gesetzes sind, dass E.ON inklusive der ihr zuzurechnenden Anteile der Beteiligungen gegen Zahlung eines Grundbetrages von rund 7,6 Mrd € die finanzielle Verantwortung für die Zwischen- und Endlagerung auf den Staat zu übertragen hat. Gegen Zahlung eines fakultativen Risikoaufschlages von rund 2,6 Mrd € erfolgt eine abschließende Enthaftung. E.ON hat sich entschieden, unter Abwägung der Vor- und Nachteile den Grundbetrag sowie den Risikoaufschlag zum 3. Juli 2017 als frühestmöglichem Zahlungszeitpunkt zu entrichten. E.ON ist damit hinsichtlich der finanziellen Verantwortung für die Zwischen- und Endlagerung abschließend enthaftet und bildet für die Kosten der Zwischenund Endlagerung dementsprechend keine Rückstellungen mehr.
Nachfolgend sind die Rückstellungspositionen nach Abzug geleisteter Anzahlungen nach technischen Kriterien gegliedert:
| 31. Dezember | ||
|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 |
| Bei E.ON verbleibend | ||
| Stilllegung und Rückbau | 8.872 | 9.550 |
| Behälter, Transporte, Betriebsabfälle, Sonstiges | 1.583 | 1.649 |
| Zwischensumme | 10.455 | 11.199 |
| Auf Entsorgungsfonds übergehend | ||
| Behälter, Transporte, Betriebsabfälle, Sonstiges | – | 1.477 |
| Zwischenlagerung | – | 2.210 |
| Endlager Schacht Konrad | – | 1.347 |
| Endlager für hoch radioaktiven Abfall | – | 2.731 |
| Zwischensumme | 0 | 7.765 |
| Risikozuschlag vor Weiterverrechnung an Minderheitsgesellschafter | – | 2.245 |
| Fortentwicklung des Zahlbetrages vom 31. Dezember 2016 bis zum 30. Juni 2017 | – | 169 |
| Summe | 10.455 | 21.378 |
Die Rückstellungen werden, sofern langfristig, mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag bewertet.
Aufgrund der 2017 übergegangenen Verantwortung, insbesondere der Zwischen- und Endlagerkosten, ist eine wesentliche Verkürzung der Laufzeit der Entsorgungsverpflichtung zu verzeichnen. Für den bei E.ON verbleibenden Teil der Entsorgungsverpflichtungen kommt ein risikoloser Diskontierungszinssatz von im Durchschnitt rund 0,6 Prozent zum Tragen (Vorjahr: 0,5 Prozent). Korrespondierend wurde eine grundsätzlich anwendbare Kostensteigerungsrate auf die bei E.ON verbleibenden Entsorgungsverpflichtungen von 1,5 Prozent p.a. angewandt (Vorjahr: 1,4 Prozent), entsprechend einem Nettozins von -0,9 Prozent (Vorjahr: -0,9 Prozent). Eine Veränderung des Nettozinses um 0,1 Prozentpunkte würde zu einer Veränderung des bilanzierten Rückstellungsbetrags um etwa 0,1 Mrd € führen.
Ohne Berücksichtigung von Diskontierungs- und Kostensteigerungseffekten beliefe sich der Verpflichtungsbetrag für die bei E.ON verbleibenden Entsorgungsverpflichtungen auf 9.486 Mio € mit einem mittleren Zahlungsziel von etwa 9 Jahren.
Für die verbleibenden Kernenergieaktivitäten ergaben sich im Jahr 2017 Schätzungsänderungen in Höhe von -603 Mio € (2016: 4.243 Mio €). Sie beinhalten im Wesentlichen die Effekte aus der Umsetzung der Optimierung von Stilllegung und Entsorgung der Kernkraftwerke. Die Inanspruchnahmen beliefen sich auf 237 Mio € (2016: 630 Mio €), von denen sich 166 Mio € (2016: 412 Mio €) auf im Rückbau beziehungsweise Nichtleistungsbetrieb befindliche Kernkraftwerke beziehen, denen Sachverhalte zugrunde lagen, für die Stilllegungs- und Rückbaukosten aktiviert waren.
Die Rückstellungen für Personalaufwendungen betreffen vor allem Rückstellungen für Vorruhestandsregelungen, erfolgsabhängige Gehaltsbestandteile, Deputatverpflichtungen, Restrukturierungen sowie andere Personalkosten.
Die Rückstellungen für sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen enthalten Stilllegungs- und Rückbauverpflichtungen für regenerative Kraftwerksanlagen und Infrastruktureinrichtungen. Darüber hinaus werden hier die Rückstellungen für den Rückbau der konventionellen Anlagenteile im Kernenergiebereich auf Basis zivilrechtlicher Vereinbarungen oder öffentlichrechtlicher Auflagen in Höhe von 437 Mio € (2016: 457 Mio €) berücksichtigt. Ohne Berücksichtigung von Diskontierungsund Kostensteigerungseffekten beliefe sich der Verpflichtungsbetrag für diese Entsorgungsverpflichtungen auf 363 Mio €.
Die Rückstellungen für beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen enthalten unter anderem Rückstellungen für Verlustrisiken aus schwebenden Einkaufskontrakten.
Die Rückstellungen für absatzmarktorientierte Verpflichtungen enthalten im Wesentlichen Verlustrisiken für Preisnachlässe sowie aus schwebenden Verkaufskontrakten.
Die Rückstellungen für Umweltschutzmaßnahmen betreffen vor allem Sanierungs- und Gewässerschutzmaßnahmen sowie die Beseitigung von Altlasten.
Die sonstigen Rückstellungen beinhalten zu einem wesentlichen Teil Rückstellungen aus dem Strom- und Gasgeschäft. Hierzu zählen mit 0,4 Mrd € unter anderem Rückstellungen für sogenannte Renewables Obligation Certificates (ROCs), die im Segment Kundenlösungen Großbritannien einen bedeutenden Mechanismus zur Förderung erneuerbarer Energien darstellen. Die ROCs repräsentieren einen festgelegten Anteil erneuerbarer Energien am Stromabsatz und können entweder durch Bezug aus erneuerbaren Quellen oder am Markt erworben werden. Im Rahmen einer zwölfmonatigen ROC-Periode werden die hierzu zurückgestellten Verpflichtungen mit den erworbenen Zertifikaten verrechnet und in Anspruch genommen. Darüber hinaus sind hier mögliche Verpflichtungen aus steuerlich bedingtem Zinsaufwand und sonstigen Steuern enthalten sowie bestimmte Rekultivierungs- und Sanierungsverpflichtungen von Vorgängergesellschaften (0,6 Mrd €).
Die Verbindlichkeiten setzen sich wie folgt zusammen:
| 31. Dezember 2017 | 31. Dezember 2016 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | Kurzfristig | Langfristig | Summe | Kurzfristig | Langfristig | Summe | |
| Finanzverbindlichkeiten | 3.099 | 9.922 | 13.021 | 3.792 | 10.435 | 14.227 | |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 1.800 | – | 1.800 | 2.040 | – | 2.040 | |
| Investitionszuschüsse | 17 | 230 | 247 | 11 | 313 | 324 | |
| Baukostenzuschüsse von Energieabnehmern | 194 | 1.705 | 1.899 | 190 | 1.750 | 1.940 | |
| Verbindlichkeiten aus derivativen Finanzinstrumenten | 817 | 2.139 | 2.956 | 382 | 2.485 | 2.867 | |
| Erhaltene Anzahlungen | 50 | 1 | 51 | 48 | 2 | 50 | |
| Übrige betriebliche Verbindlichkeiten | 5.221 | 615 | 5.836 | 4.217 | 697 | 4.914 | |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten |
8.099 | 4.690 | 12.789 | 6.888 | 5.247 | 12.135 | |
| Summe | 11.198 | 14.612 | 25.810 | 10.680 | 15.682 | 26.362 |
Im Folgenden werden die wichtigsten Kreditvereinbarungen und Programme zur Emission von Schuldtiteln des E.ON-Konzerns beschrieben. Unter Anleihen werden die ausstehenden Schuldverschreibungen gezeigt, einschließlich derjenigen unter dem "Debt-Issuance-Programm".
Im Rahmen der Finanzierungstätigkeit werden als Covenants (vertragliche Verpflichtungen) im Wesentlichen Change-of-Control-Klauseln (Kündigungsrechte bei Eigentümerwechsel), Negative-Pledge-Klauseln (Negativerklärungen), Pari-passu-Klauseln (Gleichrangerklärungen) sowie Cross-Default-Klauseln (Kündigungsklauseln mit Querverweis auf andere Verträge), jeweils beschränkt auf wesentliche Tatbestände, eingesetzt. Finanzielle Covenants, die an bilanzielle Kennzahlen gekoppelt sind, werden nicht eingesetzt.
Ein Debt-Issuance-Programm vereinfacht die zeitlich flexible Emission von Schuldtiteln in Form von öffentlichen und privaten Platzierungen an Investoren. Das Debt-Issuance-Programm der E.ON SE wurde zuletzt im März 2017 mit einem Programmrahmen von insgesamt 35 Mrd € erneuert. Die E.ON SE strebt im Jahr 2018 eine Erneuerung des Programms an.
Zum Jahresende 2017 standen folgende Anleihen der E.ON SE und EIF aus:
| Volumen in jeweiliger Währung |
Anfängliche Laufzeit |
Fälligkeit | Kupon |
|---|---|---|---|
| 2.000 Mio USD 2) | 10 Jahre | Apr 2018 | 5,800 % |
| 850 Mio GBP 3) | 12 Jahre | Okt 2019 | 6,000 % |
| 1.400 Mio EUR 4) | 12 Jahre | Mai 2020 | 5,750 % |
| 750 Mio EUR | 4 Jahre | Aug 2021 | 0,375 % |
| 500 Mio EUR | 7 Jahre | Mai 2024 | 0,875 % |
| 750 Mio EUR | 12 Jahre | Mai 2029 | 1,625 % |
| 975 Mio GBP 5) | 30 Jahre | Jun 2032 | 6,375 % |
| 900 Mio GBP | 30 Jahre | Okt 2037 | 5,875 % |
| 1.000 Mio USD 2) | 30 Jahre | Apr 2038 | 6,650 % |
| 700 Mio GBP | 30 Jahre | Jan 2039 | 6,750 % |
1) Listing: Alle Anleihen sind in Luxemburg gelistet, mit Ausnahme der beiden USD-Anleihen unter Rule 144A/Regulation S, die ungelistet sind.
2) Anleihe unter Rule 144A/Regulation S.
3) Die Anleihe wurde aufgestockt von ursprünglich 600 Mio GBP auf 850 Mio GBP. 4) Die Anleihe wurde aufgestockt von ursprünglich 1.000 Mio EUR auf 1.400 Mio EUR.
5) Die Anleihe wurde aufgestockt von ursprünglich 850 Mio GBP auf 975 Mio GBP.
Zusätzlich ausstehend waren zum 31. Dezember 2017 Privatplatzierungen im Gesamtvolumen von rund 0,9 Mrd € (2016: 1,0 Mrd €) sowie Schuldscheindarlehen im Gesamtvolumen von rund 0,4 Mrd € (2016: 0,4 Mrd €).
Das Euro-Commercial-Paper-Programm über 10 Mrd € ermöglicht es der E.ON SE, von Zeit zu Zeit Commercial Paper mit Laufzeiten von bis zu zwei Jahren abzüglich eines Tages an Investoren auszugeben. Das US-Commercial-Paper-Programm über 10 Mrd US-\$ ermöglicht es der E.ON SE, an Investoren von Zeit zu Zeit Commercial Paper mit Laufzeiten von bis zu 366 Tagen und Exten dible Notes mit Laufzeiten von ursprünglich bis zu 397 Tagen (und anschließender Verlängerungs option für den Investor) aus zugeben. Zum 31. Dezember 2017 standen sowohl unter dem Euro-Commercial-Paper-Programm (2016: 0 Mio €) als auch unter dem US-Commercial-Paper-Programm (2016: 0 Mio €) keine Commercial Paper aus.
Mit Wirkung zum 13. November 2017 hat E.ON mit 18 Banken eine syndizierte Kreditlinie mit einem Volumen von 2,75 Mrd € und einer Laufzeit von fünf Jahren – zuzüglich zweier Optionen zur Verlängerung um jeweils ein weiteres Jahr – abgeschlossen, die die bisherige Linie in Höhe von 3,5 Mrd € ersetzt hat. Alle 18 eingeladenen Banken haben sich an der Kreditlinie beteiligt und stellen damit E.ONs Kernbankengruppe dar. Die Kreditlinie ist nicht gezogen worden, sondern dient vielmehr als verlässliche und nachhaltige Liquiditätsreserve des Konzerns, unter anderem auch als Backup-Linie für die Commercial-Paper-Programme.
Die Fälligkeiten der Anleiheverbindlichkeiten der E.ON SE sowie der EIF und der E.ON Beteiligungen GmbH (jeweils mit Garantie der E.ON SE) werden in der folgenden Tabelle dargestellt. Bei Verbindlichkeiten in Fremdwährungen wurden ökonomische Sicherungsbeziehungen berücksichtigt, sodass die Angaben von den Bilanzwerten abweichen.
| Fälligkeit | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Fälligkeit | Fälligkeit | Fälligkeit | Fälligkeit | Fälligkeit | in 2022 | Fälligkeit | ||
| in Mio € | Summe | in 2017 | in 2018 | in 2019 | in 2020 | in 2021 | bis 2028 | nach 2028 |
| 31. Dezember 2017 | 11.298 | – | 1.703 | 1.221 | 1.400 | 750 | 1.789 | 4.435 |
| 31. Dezember 2016 | 12.452 | 2.669 | 1.989 | 1.238 | 1.400 | – | 539 | 4.617 |
Die Finanzverbindlichkeiten nach Segmenten setzen sich wie folgt zusammen:
| Energienetze | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Deutschland | Schweden | Zentraleuropa Ost/Türkei | ||||||
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | ||
| Anleihen | – | – | – | – | – | – | ||
| Commercial Paper | – | – | – | – | – | – | ||
| Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten | 49 | 46 | – | – | – | – | ||
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing | 270 | 248 | – | – | – | – | ||
| Sonstige Finanzverbindlichkeiten | 367 | 45 | – | – | – | – | ||
| Finanzverbindlichkeiten | 686 | 339 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten beinhalten unter anderem erhaltene Sicherheiten mit einem Fair Value von 56 Mio € (2016: 97 Mio €). Hierbei handelt es sich um von Banken hinterlegte Sicherheitsleistungen zur Begrenzung der Aus lastung von Kreditlimiten im Zusammenhang mit der Marktbewertung von Derivategeschäften. In den sonstigen Finanzverbindlichkeiten sind Schuldscheindarlehen in Höhe von 370 Mio € (2016: 370 Mio €) sowie Finanzgarantien in Höhe von 8 Mio € (2016: 8 Mio €) enthalten. Ebenfalls enthalten sind erhaltene Sicherheitsleistungen im Zusammenhang mit Lieferungen und Leistungen in Höhe von 21 Mio € (2016: 21 Mio €). E.ON kann diese erhaltenen Sicherheiten uneingeschränkt nutzen.
Die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen beliefen sich zum 31. Dezember 2017 auf 1.800 Mio € (2016: 2.040 Mio €).
Investitionszuschüsse in Höhe von 247 Mio € (2016: 324 Mio €) sind noch nicht erfolgswirksam vereinnahmt worden. Die bezuschussten Vermögenswerte verbleiben im Eigentum des E.ON-Konzerns. Diese Zuschüsse sind nicht rückzahlbar. Analog zum Abschreibungsverlauf wird ihre Auflösung in den sonstigen betrieblichen Erträgen erfasst.
| in Mio € | 1. Jan. 2017 | Zahlungs ströme |
Währungs unterschiede |
Sonstige | 31. Dez. 2017 |
|---|---|---|---|---|---|
| Anleihen | 11.905 | -478 | -729 | -57 | 10.641 |
| Commercial Paper | – | – | – | – | 0 |
| Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten | 148 | -32 | – | – | 116 |
| Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing | 358 | -64 | – | 63 | 357 |
| Sonstige Finanzverbindlichkeiten | 1.816 | 76 | -68 | 83 | 1.907 |
| Finanzverbindlichkeiten | 14.227 | -498 | -797 | 89 | 13.021 |
| Kundenlösungen | Erneuerbare | Nicht | Konzernleitung/ | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Deutschland | Großbritannien | Sonstige | Energien | Kerngeschäft | Sonstiges | E.ON-Konzern | |||||||
| 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| – | – | – | – | – | – | – | – | – | – | 10.641 | 11.905 | 10.641 | 11.905 |
| – | – | – | – | – | – | – | – | – | – | – | – | 0 | 0 |
| 2 | 2 | – | – | 7 | – | 2 | 3 | – | – | 56 | 97 | 116 | 148 |
| 1 | 1 | – | – | 20 | 21 | – | – | 3 | 4 | 63 | 84 | 357 | 358 |
| – | 1 | – | – | 51 | 58 | 639 | 508 | 304 | 634 | 546 | 570 | 1.907 | 1.816 |
| 3 | 4 | 0 | 0 | 78 | 79 | 641 | 511 | 307 | 638 | 11.306 | 12.656 | 13.021 | 14.227 |
Die Baukostenzuschüsse in Höhe von 1.899 Mio € (2016: 1.940 Mio €) wurden von Kunden gemäß den allgemein verbindlichen Bedingungen für die Errichtung neuer Strom- und Gasanschlüsse gezahlt. Diese Zuschüsse sind branchenüblich, in der Regel nicht rückzahlbar und werden grundsätzlich entsprechend der Nutzungsdauer ergebniserhöhend aufgelöst und den Umsatzerlösen zugerechnet.
Die übrigen betrieblichen Verbindlichkeiten umfassen im Wesentlichen abgegrenzte Schulden in Höhe von 3.444 Mio € (2016: 2.647 Mio €) und Zinsverpflichtungen in Höhe von 451 Mio € (2016: 499 Mio €). Darüber hinaus sind in den übrigen betrieblichen Verbindlichkeiten die fortgeführten Stillhalterverpflichtungen für den Erwerb zusätzlicher Anteile an bereits konsolidierten Tochterunternehmen in Höhe von 350 Mio € (2016: 398 Mio €) sowie Anteile ohne beherrschenden Einfluss an vollkonsolidierten Personengesellschaften, deren Gesellschaftern aufgrund der gesellschaftsrechtlichen Struktur ein gesetzliches Kündigungsrecht, verbunden mit einem Kompensationsanspruch, zusteht, in Höhe von 10 Mio € (2016: 95 Mio €) enthalten.
E.ON ist im Rahmen der Geschäftstätigkeit Eventualverbindlichkeiten und sonstige finanzielle Verpflichtungen eingegangen, die eine Vielzahl zugrunde liegender Sachverhalte betreffen. Hierzu zählen insbesondere Garantien und Bürgschaften, Verpflichtungen aus Rechtsstreitigkeiten und Schadensersatzansprüchen (für weitere Informationen wird auf Textziffer 28 verwiesen), kurz- und langfristige vertragliche und gesetz liche sowie sonstige Verpflichtungen.
Die Eventualverbindlichkeiten des E.ON-Konzerns belaufen sich zum 31. Dezember 2017 auf einen beizulegenden Zeitwert von 0,4 Mrd € und beinhalten im Wesentlichen Eventualverbindlichkeiten im Zusammenhang mit Haftungsverhältnissen sowie möglichen langfristigen Rekultivierungs- und Sanierungsmaßnahmen.
E.ON hat direkte und indirekte Garantien gegenüber Konzernfremden gewährt, die bei Eintritt bestimmter Ereignisse Zahlungsverpflichtungen auslösen können. Diese beinhalten vor allem Finanz- und Gewährleistungsgarantien.
Darüber hinaus hat E.ON Freistellungsvereinbarungen abgeschlossen. Diese sind in der Regel Bestandteil von Vereinbarungen über den Verkauf von Beteiligungen und betreffen vor allem die im Rahmen solcher Transaktionen üblichen Zusagen und Gewährleistungen in Bezug auf Haftungsrisiken für Umweltschäden sowie mögliche steuerliche Risiken. In manchen Fällen werden Verpflichtungen zuerst von Rückstellungen der ver kauften Gesellschaften abgedeckt, bevor E.ON selbst verpflichtet ist, Zahlungen zu leisten. Garantien, die von Gesellschaften gegeben wurden, die nach der Garantievergabe von der E.ON SE oder Rechtsvorgängern verkauft wurden, sind in Form von Freistellungserklärungen in den meisten Fällen Bestandteil der jeweiligen Verkaufsverträge.
E.ON haftet darüber hinaus gesamtschuldnerisch aus Beteiligungen an Gesellschaften bürgerlichen Rechts, Personenhandelsgesellschaften und Arbeitsgemeinschaften.
Die Garantien von E.ON beinhalten auch die Deckungsvorsorge aus dem Betrieb von Kernkraftwerken. Für die Risiken aus nuklearen Schäden haben die deutschen Kernkraftwerks betreiber nach Inkrafttreten des entsprechend novellierten Atomgesetzes (AtG) und der entsprechend novellierten Atomrechtlichen Deckungsvorsorge-Verordnung (AtDeckV) vom 27. April 2002 bis zu einem Maximalbetrag von 2,5 Mrd € je Schadensfall Deckungsvorsorge nachzuweisen.
Von dieser Vorsorge sind 255,6 Mio € über eine einheitliche Haftpflichtversicherung abgedeckt. Die Nuklear Haftpflicht GbR erfasst nur noch die solidarische Absicherung in Bezug auf Ansprüche im Zusammenhang mit behördlich angeord neten Evakuierungsmaßnahmen im Bereich zwischen 0,5 Mio € und 15 Mio €. Konzernunternehmen haben sich entsprechend ihren Anteilen an Kernkraftwerken verpflichtet, deren Betriebsgesellschaften liquiditätsmäßig so zu stellen, dass sie ihren Verpflichtungen aus ihrer Zugehörigkeit zur Nuklear Haftpflicht GbR jederzeit nachkommen können.
Zur Erfüllung der anschließenden Deckungsvorsorge in Höhe von 2.244,4 Mio € je Schadensfall haben die E.ON Energie AG (E.ON Energie) und die übrigen Obergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber mit Vertrag vom 11. Juli/27. Juli/ 21. August/28. August 2001, verlängert mit Vereinbarung vom 25. März/18. April/28. April/1. Juni 2011, vereinbart, den haftenden Kernkraftwerksbetreiber im Schadensfall – nach Ausschöpfung seiner eigenen Möglichkeiten und der seiner Muttergesellschaft – finanziell so aus zustatten, dass dieser seinen Zahlungsverpflichtungen nachkommen kann (Solidarvereinbarung). Vertragsgemäß beträgt der auf die E.ON Energie entfallende Anteil bezüglich der Haftung, zuzüglich 5,0 Prozent für Schadensabwicklungskosten, am 31. Dezember 2017 unverändert zum Vorjahr 42,0 Prozent. Die Liquiditätsvorsorge ist ausreichend und im Liquiditätsplan berücksichtigt.
Darüber hinaus begibt E.ON zum 31. Dezember 2017 noch Sicherheiten in Höhe von 2,5 Mrd € für ehemalige Konzerngesellschaften, welche zukünftig durch die Gesellschaften der Uniper-Gruppe weitgehend abgelöst beziehungsweise übernommen werden. Die anteilsmäßig höchste Zahlungsgarantie wurde für die Uniper Energy Storage GmbH in Höhe von 0,9 Mrd € begeben. Darüber hinaus sind Garantien im Zusammenhang mit den schwedischen Kernkraftaktivitäten enthalten. Die Übertragung dieser Garantien und Verpflichtungen von E.ON zu Uniper bedarf der Zustimmung der schwedischen Regierung. Die Zustimmung wurde noch nicht erteilt.
Neben bilanzierten Rückstellungen und Verbindlichkeiten sowie ausgewiesenen Eventualverbindlichkeiten bestehen sonstige größtenteils langfristige finanzielle Verpflichtungen, die sich weitestgehend aus mit Dritten geschlossenen Verträgen oder aufgrund gesetz licher Bestimmungen ergeben.
Zum 31. Dezember 2017 besteht ein Bestellobligo für Investitionen in immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen in Höhe von 1,1 Mrd € (2016: 1,9 Mrd €). Von diesen Verpflichtungen sind 0,8 Mrd € innerhalb eines Jahres fällig. Im dem Bestellobligo sind vor allem finanzielle Verpflichtungen für noch nicht vollzogene Investitionen, insbesondere in den Einheiten Erneuerbare Energien, Energienetze Deutschland und Schweden, enthalten. Diese Verpflichtungen belaufen sich am 31. Dezember 2017 auf 0,7 Mrd €. Weitere Investitionen in den Einheiten Erneuerbare Energien stehen im Zusammenhang mit dem Neubau, dem Ausbau und der Modernisierung von bestehenden Windkraftanlagen. Diese Verpflichtungen belaufen sich am 31. Dezember 2017 auf 0,4 Mrd €.
Weitere langfristige vertragliche Verpflichtungen bestehen im E.ON-Konzern zum 31. Dezember 2017 im Wesentlichen zur Abnahme von Strom und Gas. Die vertraglichen Verpflichtungen zur Stromabnahme bestehen zum 31. Dezember 2017 in Höhe von 3,5 Mrd € (Fälligkeit bis ein Jahr: 2,1 Mrd €). Die finanziellen Verpflichtungen aus den Gasabnahmeverträgen belaufen sich
am 31. Dezember 2017 auf rund 3,4 Mrd € (Fälligkeit bis ein Jahr: 1,0 Mrd €). Weitere Abnahmeverpflichtungen bestehen zum 31. Dezember 2017 in Höhe von 0,7 Mrd € (Fälligkeit bis ein Jahr: 0,1 Mrd €). Sie enthalten im Wesentlichen langfristige vertragliche Verpflichtungen zur Abnahme von Wärme und Ersatzbrennstoffen.
Darüber hinaus resultieren finanzielle Verpflichtungen aus Miet-, Pacht- und Operating-Lease-Verträgen. Die Fälligkeit der entsprechenden Mindestleasingzahlungen stellt sich wie folgt dar:
| Mindestleasingzahlungen | |||
|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | |
| Fälligkeit bis 1 Jahr | 124 | 138 | |
| Fälligkeit 1–5 Jahre | 353 | 320 | |
| Fälligkeit über 5 Jahre | 379 357 |
||
| Summe | 856 815 |
Die in der Gewinn- und Verlustrechnung erfassten Aufwendungen aus diesen Leasingvereinbarungen betragen 126 Mio € (2016: 138 Mio €). Hierin sind die bedingten Mietzahlungen enthalten.
Darüber hinaus bestehen zum 31. Dezember 2017 weitere finanzielle Verpflichtungen in Höhe von rund 1,6 Mrd € (Fälligkeit bis ein Jahr: 1,0 Mrd €). Sie enthalten unter anderem finanzielle Verpflichtungen aus zu beziehenden Dienstleistungen, Kapitalverpflichtungen aus Joint Ventures, Verpflichtungen zum Erwerb von als Finanzanlagen gehaltenen Immobilienfonds sowie Kapitalmaßnahmen.
Gegen Konzernunternehmen sind verschiedene gerichtliche Prozesse, behördliche Untersuchungen und Verfahren sowie andere Ansprüche anhängig oder könnten in der Zukunft eingeleitet oder geltend gemacht werden. Dazu zählen insbesondere Klagen und Verfahren auf Vertrags- und Preisanpassungen zur Abbildung von Marktumbrüchen oder (auch als Folge der Energiewende) geänderten wirtschaftlichen Verhältnissen im Strom- und Gasbereich sowie wegen Preiserhöhungen und marktmissbräuchlichen Verhaltens. Daneben sind Verfahren im Zusammenhang mit dem Bau und dem Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien anhängig.
Deutschlandweit sind in der gesamten Branche eine Vielzahl von Gerichtsverfahren im Zusammenhang mit Preisanpassungsklauseln und Preisanpassungen im vertrieblichen Endkundengeschäft in der Grundversorgung sowie mit Sonderkunden im Strom-, Gas- und Wärmebereich anhängig. Die genannten Verfahren schließen Klagen auf Rückforderung von vereinnahmten Erhöhungsbeträgen im Zusammenhang mit der Feststellung der Unwirksamkeit von Preisanpassungsklauseln oder der Unbilligkeit von Preisanpassungen mit ein. Zu den Grundversorgungsverordnungen im Strom- und Gasbereich hat der Europäische
Gerichtshof durch Urteil vom Oktober 2014 entschieden, dass diese gegen europäische Richtlinien verstoßen. Der Bundesgerichtshof hat in mehreren Urteilen über die Rechtsfolgen dieses Verstoßes im deutschen Recht befunden. Obwohl keine Konzernunternehmen an diesen Vorlageverfahren unmittelbar beteiligt sind, besteht das Risiko, dass Ansprüche auf Rückforderung vereinnahmter Erhöhungsbeträge auch gegen Konzernunternehmen mit Erfolg durchgesetzt werden.
Am 13. April 2017 hat das Bundesverfassungsgericht das Kernbrennstoffsteuergesetz für mit dem Grundgesetz unvereinbar und nichtig erklärt. Die durch E.ON gezahlte Kernbrennstoffsteuer wurde nebst Zinsen erstattet. Im Zusammenhang mit der Übertragung der Verantwortung für die Zwischen- und Endlagerung an den Bund wurden diesbezügliche Klagen und die Klagen im Zusammenhang mit dem Kernenergiemoratorium zurückgenommen.
Aus der Abgabe konsolidierter Beteiligungen und Aktivitäten sind E.ON als Gegenleistung im Berichtsjahr insgesamt 517 Mio € in bar zugeflossen (2016: 345 Mio €). Dieser Wert beinhaltet auch die bereits im Jahr 2017 erfolgte Zahlung aus dem Verkauf von Aktivitäten der Hamburg Netz GmbH, deren Geschäftsanteile zum 1. Januar 2018 auf die Käuferin übertragen wurden. Die liquiden Mittel der Hamburg Netz GmbH werden erst im Jahr 2018 abgehen und den Verkaufspreis entsprechend mindern. Darüber hinaus wurden keine weiteren Zahlungsmittel mit veräußert (2016: 21 Mio €). Der Verkauf der konsolidierten Aktivitäten führte zu Minderungen bei den Vermögenswerten von 134 Mio € (2016: 741 Mio €) sowie bei den Rückstellungen und Verbindlichkeiten von 34 Mio € (2016: 597 Mio €).
Der operative Cashflow lag mit -3,0 Mrd € um 5,9 Mrd € unter dem Vorjahresniveau. Der Rückgang resultierte vor allem aus der im Juli an den Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung geleisteten Zahlung von 10,3 Mrd €. Gegenläufig wirkten sich die Zahlungen im Zusammenhang mit den Erstattungen der deutschen Kernbrennstoffsteuer aus, die sich nach teilweiser Weitergabe an die Mitgesellschafter der Anlagen auf rund 3,1 Mrd € belaufen. Weitere Effekte ergaben sich aus einer positiven Entwicklung des Working Capitals.
Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten lag mit -0,4 Mrd € deutlich über dem Wert des Vorjahres (-3 Mrd €). Die Veränderung von +2,6 Mrd € ging im Wesentlichen auf höhere Nettoeinzahlungen aus dem Verkauf von Wertpapieren und Festgeldanlagen sowie der Tilgung von Finanzforderungen
zurück. Gegenläufig belastete ein Anstieg der verfügungsbeschränkten liquiden Mittel zur Erfüllung versicherungsrechtlicher Verpflichtungen der Versorgungskasse Energie VVaG i.L. (VKE i.L.) den investiven Cashflow. Die zahlungswirksamen Investitionen und Desinvestitionen lagen mit -2,5 Mrd € um -0,2 Mrd € leicht über dem Vorjahresniveau von -2,3 Mrd €. Die Desinvestitionen entfielen im Wesentlichen auf den anstehenden Verkauf von Aktivitäten der Hamburg Netz GmbH im Segment Energienetze Deutschland sowie auf die Veräußerung der E.ON Värme Lokala Energilösningar AB im Segment Kundenlösungen in Schweden.
Im Berichtszeitraum betrug der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten +0,5 Mrd € gegenüber -1,2 Mrd € im Vorjahreszeitraum. Die Veränderung von +1,7 Mrd € beruhte vor allem auf Maßnahmen zur Finanzierung der im Juli geleisteten Zahlung an den staatlichen Fonds zur Finanzierung der kerntechnischen Entsorgung. Im Wesentlichen handelte es sich um Einzahlungen aus der Begebung von Anleihen in Höhe von 2,0 Mrd €, eine im März von der E.ON SE vorgenommene Kapitalerhöhung in Höhe von 1,35 Mrd € sowie eine im Vergleich zum Vorjahr um 0,6 Mrd € niedrigere Dividendenzahlung an die Aktionäre der E.ON SE. Gegenläufig wurden im vierten Quartal des Geschäftsjahres 2017 Anleihen getilgt (-1,9 Mrd €).
Im Geschäftsjahr 2017 wurden durch Übertragung von Steuervergünstigungen (beschleunigte Abschreibungen, sogenannte "MACRS" und Production Tax Credits, "PTCs") an Tax Equity Investoren Tax Equity Verbindlichkeiten in Höhe von 228 Mio € (2016: 88 Mio €) getilgt. Diese nicht zahlungswirksamen Tilgungen hatten keinen Einfluss auf die Kapitalflussrechnung.
Der Einsatz von Derivaten ist gemäß E.ON-Richtlinien erlaubt, wenn ihnen bilanzierte Vermögenswerte oder Verbindlich keiten, vertragliche Ansprüche oder Verpflichtungen beziehungsweise geplante Transaktionen zugrunde liegen.
Hedge Accounting gemäß den Regelungen des IAS 39 wird im E.ON-Konzern vornehmlich im Zusammenhang mit der Sicherung langfristiger Verbindlichkeiten und zukünftig zu begebenden Anleihen durch Zinsderivate sowie zur Sicherung langfristiger Fremdwährungsforderungen und -verbindlichkeiten und Investitionsvorhaben im Ausland durch Währungsderivate angewandt. Darüber hinaus sichert E.ON Auslands beteiligungen gegen Fremdwährungsrisiken (Hedge of a Net Investment in a Foreign Operation).
Im Commodity-Bereich wurden in der Vergangenheit Schwankungen zukünftiger Zahlungsströme gesichert, die insbesondere aus dem geplanten konzernexternen und -internen Stromein- und -verkauf sowie dem erwarteten Brennstoffeinkauf und Gaseinund -verkauf resultieren.
Fair Value Hedges dienen der Absicherung gegen das Risiko von Marktwertschwankungen. Die Ergebnisse aus den Sicherungsinstrumenten sind in der Regel in dem Posten der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen, in dem auch das gesicherte Grundgeschäft abgebildet wird.
Cashflow Hedges dienen der Absicherung gegen Risiken aus variablen Zahlungsströmen. Zur Begrenzung des Zinsänderungs- und Währungsrisikos werden insbesondere Zins-, Zins-/ Währungsswaps, Swaptions und Zinsoptionen eingesetzt. Diese Instrumente sichern Zahlungsströme aus verzinslichen langfristigen Finanzforderungen und -verbindlichkeiten sowie Investitionsvorhaben in Fremdwährungen und in Euro durch Cashflow Hedge Accounting in der funktionalen Währung der jeweiligen E.ON-Gesellschaft.
Zur Begrenzung der Schwankungen zukünftiger Zahlungsströme aus dem Stromgeschäft aufgrund variabler Marktpreise werden Futures eingesetzt, für die ebenfalls Cashflow Hedge Accounting angewendet wird.
Zum 31. Dezember 2017 sind bestehende Grundgeschäfte in Cashflow Hedges mit Laufzeiten bis zu 20 Jahren (2016: bis zu 19 Jahren) im Fremdwährungsbereich und mit Laufzeiten bis zu 29 Jahren (2016: bis zu 30 Jahren) im Bereich der Zinssicherungen einbezogen. Im Commodity-Bereich betragen die Laufzeiten geplanter Grundgeschäfte bis zu 12 Jahre.
Zum 31. Dezember 2017 ergab sich aus dem ineffektiven Teil von Cashflow Hedges ein Ertrag in Höhe von 5 Mio € (2016: Ertrag von 20 Mio €).
Nach den am Bilanzstichtag vorliegenden Informationen ergeben sich in den Folgeperioden die nachstehenden Effekte aus der Umgliederung des OCI in die Gewinn- und Verlustrechnung:
| Erwartete Gewinne/Verluste | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | Buchwerte | 2018 | 2019 | 2020–2022 | >2022 |
| OCI – Fremdwährungs-Cashflow-Hedges | -226 | -189 | 8 | 19 | -64 |
| OCI – Zins-Cashflow-Hedges | -832 | -60 | -52 | -130 | -590 |
| OCI – Commodity-Cashflow-Hedges | 46 | -1 | 1 | 7 | 39 |
1) Other Comprehensive Income, Angaben vor Steuern
| Erwartete Gewinne/Verluste | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | Buchwerte | 2017 | 2018 | 2019–2021 | >2021 |
| OCI – Fremdwährungs-Cashflow-Hedges | -212 | – | 7 | 13 | -232 |
| OCI – Zins-Cashflow-Hedges | -1.048 | -5 | -8 | -21 | -1.014 |
| OCI – Commodity-Cashflow-Hedges | 13 | – | 1 | 2 | 10 |
1) Other Comprehensive Income, Angaben vor Steuern
Die Ergebnisse aus der Umgliederung werden in der Regel in dem Posten der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen, in dem auch das gesicherte Grundgeschäft abgebildet wird. Die Ergebnisse aus ineffektiven Teilen von Cashflow Hedges werden unter den sonstigen betrieblichen Erträgen beziehungsweise Aufwendungen erfasst. Bei Zinssicherungen erfolgt der Ausweis im sonstigen Zinsergebnis. Die Fair Values der innerhalb von Cashflow Hedges designierten Derivate betragen -931 Mio € (2016: -624 Mio €).
Im Jahr 2017 wurde ein Ertrag von 135 Mio € (2016: Aufwand von 673 Mio €) dem Other Comprehensive Income zugeführt. Im gleichen Zeitraum wurde ein Ertrag von 63 Mio € (2016: Ertrag von 342 Mio €) in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert.
Zur Sicherung der Netto-Aktiva ausländischer Beteiligungen werden Devisentermingeschäfte, Devisenswaps, und originäre Fremdwährungsdarlehen eingesetzt. Zum 31. Dezember 2017 wurden 123 Mio € (2016: 568 Mio €) aus Fair-Value-Veränderungen von Derivaten und der Stichtagskurs umrechnung von originären Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit Net Investment Hedges im Other Comprehensive Income in dem Posten Währungsumrechnung aus gewiesen. Im Jahr 2017 ergab sich, wie im Vorjahr, keine Ineffektivität aus den Net Investment Hedges.
Der Fair Value derivativer Finanzinstrumente ist abhängig von der Entwicklung der zugrunde liegenden Marktfaktoren. Die jeweiligen Fair Values werden in regelmäßigen Abständen ermittelt und überwacht. Der für alle derivativen Finanzinstrumente ermittelte Fair Value ist der Preis, der beim Verkauf eines Vermögenswertes oder der Übertragung einer Schuld im Rahmen einer gewöhnlichen Transaktion am Bewertungsstichtag zwischen unabhängigen Marktteilnehmern gezahlt würde (Exit Price). E.ON berücksichtigt hierbei ebenfalls das Kontrahentenausfallrisiko für das eigene Kreditrisiko (Debt Value Adjustment) und das Risiko der entsprechenden Gegenpartei (Credit Value Adjustment). Die Fair Values der derivativen Finanzinstrumente werden mit markt üblichen Bewertungs methoden unter Berücksichtigung der am Bewertungsstichtag vorliegenden Marktdaten ermittelt.
Die der Bewertung der eingesetzten derivativen Finanzinstrumente zugrunde liegenden Bewertungsmethoden und Annahmen stellen sich wie folgt dar:
Die Marktpreise von Zins-, Strom- und Gasoptionen werden nach marktüblichen Bewertungsmethoden ermittelt. Caps, Floors und Collars werden anhand von Marktnotierungen oder auf der Grundlage von Optionspreismodellen bewertet.
Die Fair Values von Instrumenten zur Sicherung von Zinsrisiken werden durch Diskontierung der zukünftigen Cashflows ermittelt. Die Diskontierung erfolgt anhand der marktüblichen Zinsen über die Restlaufzeit der Instrumente. Für Zins-, Währungs- und Zins-/Währungsswaps werden zum Bilanzstichtag für jede einzelne Transaktion die Barwerte ermittelt. Die Zinserträge und Zinsaufwendungen werden zum Zahlungszeitpunkt beziehungsweise bei der Abgrenzung zum Stichtag erfolgswirksam erfasst.
Zu Jahresbeginn war ein Nettoaufwand von 58 Mio € aus der Zugangsbewertung von Derivaten abgegrenzt. Im Berichtsjahr erhöhte sich der abgegrenzte Aufwand um 10 Mio € auf 68 Mio €, welcher gemäß der Vertragserfüllung in den Folgeperioden wirksam wird.
Die beiden folgenden Tabellen enthalten sowohl Derivate, die im Hedge Accounting nach IAS 39 stehen, als auch Derivate, bei denen auf die Anwendung von Hedge Accounting verzichtet wird:
| 31. Dezember 2017 | 31. Dezember 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| in Mio € | Nominalwert | Fair Value | Nominalwert | Fair Value |
| Devisentermingeschäfte | 13.613 | 78 | 18.849 | -112 |
| Zwischensumme | 13.613 | 78 | 18.849 | -112 |
| Währungsswaps | 6.821 | -101 | 7.931 | 322 |
| Zins-/Währungsswaps | 36 | 25 | 36 | 36 |
| Zwischensumme | 6.857 | -76 | 7.967 | 358 |
| Zinsswaps Festzinszahler Festzinsempfänger |
4.533 2.283 2.250 |
-842 -866 24 |
2.043 1.793 250 |
-811 -847 36 |
| Zinsoptionen | – | – | 1.000 | -203 |
| Zwischensumme | 4.533 | -842 | 3.043 | -1.014 |
| Sonstige Derivate | 3.756 | -682 | 55 | -28 |
| Zwischensumme | 3.756 | -682 | 55 | -28 |
| Summe | 28.759 | -1.522 | 29.914 | -796 |
| 31. Dezember 2017 | 31. Dezember 2016 | |||
|---|---|---|---|---|
| in Mio € | Nominalwert | Fair Value | Nominalwert | Fair Value |
| Stromtermingeschäfte | 1.834 | 52 | 1.645 | 256 |
| Börsengehandelte Stromtermingeschäfte | 189 | -1 | – | – |
| Stromswaps | 893 | 150 | 1.466 | 176 |
| Stromoptionen | 399 | -15 | 107 | -54 |
| Gastermingeschäfte | 525 | 49 | 434 | 50 |
| Börsengehandelte Gastermingeschäfte | – | – | – | – |
| Gasswaps | 76 | 13 | 318 | 18 |
| Gasoptionen | – | – | – | – |
| Kohletermin- und -swapgeschäfte | 1 | – | – | – |
| Börsengehandelte Kohletermingeschäfte | – | – | – | – |
| Ölbezogene Derivate | 33 | – | 28 | -3 |
| Börsengehandelte ölbezogene Derivate | – | – | – | – |
| Emissionsrechtbezogene Derivate | – | – | 3 | 2 |
| Börsengehandelte emissionsrechtbezogene Derivate | – | – | – | – |
| Sonstige Derivate | 8 | -3 | 24 | 2 |
| Börsengehandelte sonstige Derivate | – | – | – | – |
| Summe | 3.958 | 245 | 4.025 | 447 |
Die Buchwerte der Finanzinstrumente, die Aufteilung nach Bewertungskategorien gemäß IAS 39, die Fair Values und deren Bewertungsquellen nach Klassen sind in folgender Tabelle dargestellt:
| in Mio € | Buchwerte | Buchwerte im Anwen dungsbereich des IFRS 7 |
Bewer tungs kategorien gemäß IAS 39 1) |
Fair Value | Anhand von Börsen kursen ermittelt (Level 1) |
Von Markt werten abgeleitet (Level 2) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Beteiligungen | 792 | 792 | AfS | 792 | 6 | 259 |
| Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte Forderungen aus Finanzierungsleasing Sonstige Finanzforderungen und finanzielle Vermögenswerte |
688 329 359 |
688 329 359 |
n/a LaR |
329 359 |
– | – |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte Forderungen aus Lieferungen und Leistungen Derivate ohne Hedging-Beziehungen Derivate mit Hedging-Beziehungen Sonstige betriebliche Vermögenswerte |
7.152 3.879 1.401 279 1.593 |
6.405 3.879 1.401 279 846 |
LaR HfT n/a LaR |
1.401 279 846 |
29 – – |
1.240 279 – |
| Wertpapiere und Festgeldanlagen | 3.419 | 3.419 | AfS | 3.419 | 2.888 | 531 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 2.708 | 2.708 | LaR | |||
| Zahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen |
1.782 | 1.782 | LaR | |||
| Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte | 3.301 | – | AfS | – | – | – |
| Summe Vermögenswerte | 19.842 | 15.794 | ||||
| Finanzverbindlichkeiten Anleihen Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing Sonstige Finanzverbindlichkeiten |
13.021 10.641 116 357 1.907 |
12.080 10.641 116 357 966 |
AmC AmC n/a AmC |
13.280 116 467 982 |
13.280 55 – |
– 8 564 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen Derivate ohne Hedging-Beziehungen Derivate mit Hedging-Beziehungen Verbindlichkeiten Put-Optionen nach IAS 32 2) Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten |
12.789 1.800 1.797 1.159 360 7.673 |
9.226 1.800 1.797 1.159 360 4.110 |
AmC HfT n/a AmC AmC |
1.797 1.159 360 4.110 |
14 – – – |
1.756 1.159 – – |
| Summe Verbindlichkeiten | 25.810 | 21.306 |
1) AfS: Available-for-Sale; LaR: Loans and Receivables; HfT: Held-for-Trading; AmC: Amortized Cost. Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 1 verwiesen, wobei sich die Beträge aus den eigenen Bewertungsmethoden (Fair-Value-Stufe 3), aus der Differenz zwischen Fair Value und den aufgeführten Bewertungskategorien, ergeben. 2) Die Verbindlichkeiten aus Put-Optionen beinhalten Stillhalterverpflichtungen und Anteile ohne beherrschenden Einfluss an vollkonsolidierten Personengesellschaften (siehe Textziffer 26).
Für die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente sowie für Forderungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen gelten aufgrund der kurzen Restlaufzeit die Buchwerte als realistische Schätzung ihrer Fair Values.
Soweit sich der Wert für ein Finanzinstrument ohne erfor derliche Anpassung aus einem aktiven Markt herleiten lässt, wird dieser Wert verwendet. Dies betrifft insbesondere gehaltene Aktien sowie gehaltene und begebene Anleihen.
| in Mio € | Buchwerte | Buchwerte im Anwen dungsbereich des IFRS 7 |
Bewer tungs kategorien gemäß IAS 39 1) |
Fair Value | Anhand von Börsen kursen ermittelt (Level 1) |
Von Markt werten abgeleitet (Level 2) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Beteiligungen | 821 | 821 | AfS | 821 | 66 | 206 |
| Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte Forderungen aus Finanzierungsleasing Sonstige Finanzforderungen und finanzielle Vermögenswerte |
1.016 372 644 |
1.016 372 644 |
n/a LaR |
372 644 |
– | – |
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte Forderungen aus Lieferungen und Leistungen Derivate ohne Hedging-Beziehungen Derivate mit Hedging-Beziehungen Sonstige betriebliche Vermögenswerte |
8.480 3.999 1.647 871 1.963 |
7.737 3.999 1.647 871 1.220 |
LaR HfT n/a LaR |
1.647 871 1.220 |
29 – – |
1.413 871 – |
| Wertpapiere und Festgeldanlagen | 6.474 | 6.474 | AfS | 6.474 | 6.091 | 383 |
| Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente | 5.574 | 5.574 | LaR | |||
| Zahlungsmittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen |
852 | 852 | LaR | |||
| Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte | 12 | – | AfS | – | – | – |
| Summe Vermögenswerte | 23.229 | 22.474 | ||||
| Finanzverbindlichkeiten Anleihen Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing Sonstige Finanzverbindlichkeiten |
14.227 11.905 148 358 1.816 |
13.690 11.905 148 358 1.279 |
AmC AmC n/a AmC |
16.930 148 481 1.317 |
16.930 97 506 |
– 51 811 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen Derivate ohne Hedging-Beziehungen Derivate mit Hedging-Beziehungen Verbindlichkeiten Put-Optionen nach IAS 32 2) Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten |
12.135 2.040 1.295 1.572 493 6.735 |
8.721 2.040 1.295 1.572 493 3.321 |
AmC HfT n/a AmC AmC |
1.295 1.572 493 3.321 |
43 – – – |
1.152 1.572 – – |
| Summe Verbindlichkeiten | 26.362 | 22.411 |
1) AfS: Available-for-Sale; LaR: Loans and Receivables; HfT: Held-for-Trading; AmC: Amortized Cost. Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 1 verwiesen, wobei sich die Beträge aus den eigenen Bewertungsmethoden (Fair-Value-Stufe 3), aus der Differenz zwischen Fair Value und den aufgeführten Bewertungskategorien, ergeben. 2) Die Verbindlichkeiten aus Put-Optionen beinhalten Stillhalterverpflichtungen und Anteile ohne beherrschenden Einfluss an vollkonsolidierten Personengesellschaften (siehe Textziffer 26).
Der Fair Value von Anteilen an nicht börsennotierten Gesellschaften sowie nicht aktiv gehandelten Schuldtiteln wie Darlehen, Ausleihungen und Finanzverbindlichkeiten wird durch Diskontierung der zukünftigen Cashflows ermittelt. Die gegebenenfalls notwendige Diskontierung erfolgt anhand der aktuellen marktüblichen Zinsen über die Restlaufzeit der Finanzinstrumente.
Für Betei ligungen mit einem Buchwert in Höhe von 92 Mio € (2016: 56 Mio €) wurde auf eine Bewertung zum Fair Value aufgrund nicht verlässlich ermittelbarer Cashflows verzichtet. Die Beteiligungen sind im Vergleich zur Gesamtposition des Konzerns unwesentlich.
Zur Fair-Value-Ermittlung von derivativen Finanzinstrumenten wird auf Textziffer 30 verwiesen.
Im Berichtsjahr gab es keine wesentlichen Umgliederungen zwischen den Bewertungsleveln der Stufe 1 und der Stufe 2. E.ON prüft zum Ende jeder Berichtsperiode, ob es einen Anlass zu einer Umgruppierung in oder aus einem Bewertungslevel gibt. Die Eingangsparameter der Fair-Value-Stufe 3 bei Unternehmensbeteiligungen werden unter Berücksichtigung von wirtschaftlichen Entwicklungen und verfügbaren Branchen- und Unternehmensdaten festgelegt (siehe auch Textziffer 1). Die Überleitung der durch Bewertungsmethoden ermittelten Fair Values für Finanzinstrumente, die zum beizulegenden Zeitwert bilanziert werden, wird in der folgenden Tabelle dargestellt:
| Stand | Umgliederungen | Stand zum | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | zum 1. Januar 2017 |
Käufe (inklusive Zugängen) |
Verkäufe (inklusive Abgängen) |
Abwick lung |
Gewinne/ Verluste in der GuV |
in Level 3 |
aus Level 3 |
Gewinne/ Verluste im OCI |
31. De zember 2017 |
| Beteiligungen | 549 | 38 | -50 | – | -26 | – | -1 | 17 | 527 |
| Derivative Finanzinstrumente | 105 | 31 | -3 | -3 | -56 | – | -3 | 34 | 105 |
| Summe | 654 | 69 | -53 | -3 | -82 | 0 | -4 | 51 | 632 |
Der Umfang der bilanziellen Aufrechnung von finanziellen Vermögenswerten, die Gegenstand von Aufrechnungsvereinbarungen sind, wird in den nachfolgenden Tabellen dargestellt:
| in Mio € | Bruttobetrag | Verrechneter Betrag |
Bilanzwert | Bedingter Saldierungs betrag (Netting Agreements) |
Erhaltene/ Gegebene finanzielle Sicherheit |
Nettowert |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Finanzielle Vermögenswerte | ||||||
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen | 3.879 | – | 3.879 | 25 | – | 3.854 |
| Zins- und Währungsderivate | 1.305 | – | 1.305 | – | 56 | 1.249 |
| Commodity-Derivate | 373 | – | 373 | 128 | – | 245 |
| Summe | 5.557 | 0 | 5.557 | 153 | 56 | 5.348 |
| Finanzielle Verbindlichkeiten | ||||||
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 1.800 | – | 1.800 | 25 | – | 1.775 |
| Zins- und Währungsderivate | 2.146 | – | 2.146 | – | 692 | 1.454 |
| Commodity-Derivate | 128 | – | 128 | 128 | – | – |
| Summe | 4.074 | 0 | 4.074 | 153 | 692 | 3.229 |
| in Mio € | Bruttobetrag | Verrechneter Betrag |
Bilanzwert | Bedingter Saldierungs betrag (Netting Agreements) |
Erhaltene/ Gegebene finanzielle Sicherheit |
Nettowert |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Finanzielle Vermögenswerte | ||||||
| Forderungen aus Lieferungen und Leistungen | 3.999 | – | 3.999 | 41 | – | 3.958 |
| Zins- und Währungsderivate | 1.858 | – | 1.858 | – | 97 | 1.761 |
| Commodity-Derivate | 660 | – | 660 | 15 | – | 645 |
| Summe | 6.517 | 0 | 6.517 | 56 | 97 | 6.364 |
| Finanzielle Verbindlichkeiten | ||||||
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 2.040 | – | 2.040 | 41 | – | 1.999 |
| Zins- und Währungsderivate | 2.654 | – | 2.654 | – | 800 | 1.854 |
| Commodity-Derivate | 213 | – | 213 | 15 | – | 198 |
| Summe | 4.907 | 0 | 4.907 | 56 | 800 | 4.051 |
Transaktionen und Geschäftsbeziehungen, aus denen die dargestellten derivativen finanziellen Forderungen und finanziellen Verbindlichkeiten resultieren, werden im Allgemeinen auf der Grundlage von Standardverträgen abgeschlossen, die im Falle einer Insolvenz eines Geschäftspartners eine Aufrechnung der offenen Transaktionen (Netting) ermöglichen.
Die Aufrechnungsvereinbarungen beruhen beispielsweise auf Nettingvereinbarungen in Rahmenverträgen wie ISDA ("International Swaps and Derivatives Association"), DRV ("Deutscher Rahmenvertrag für Finanztermingeschäfte"), EFET ("European Federation of Energy Traders") und FEMA ("Financial Energy
Master Agreement"). Die in Bezug auf Verbindlichkeiten und Vermögenswerte gegenüber Kreditinstituten hinterlegten Sicherheitsleistungen begrenzen die Auslastung von Kreditlimiten bei der Marktbewertung von Zins- und Währungsderivaten und sind in der Tabelle ausgewiesen. Bei Commodity-Derivaten wird die Aufrechnungsmöglichkeit nicht bilanziell abgebildet, da die rechtliche Durchsetzbarkeit der Aufrechnungsvereinbarungen länderspezifisch bedingt ist. Bei den Zins- und Währungsderivaten sowie bei den originären Finanzinstrumenten wird auf eine bilanzielle Aufrechnung verzichtet.
In den beiden nachfolgenden Tabellen sind die vertraglich vereinbarten (undiskontierten) Mittelabflüsse der Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7 dargestellt:
| Mittel | Mittel | Mittel | Mittel | |
|---|---|---|---|---|
| in Mio € | abflüsse 2018 |
abflüsse 2019 |
abflüsse 2020–2022 |
abflüsse ab 2023 |
| Anleihen | 2.160 | 1.369 | 3.103 | 9.469 |
| Commercial Paper | – | – | – | – |
| Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten | 77 | 4 | 10 | 30 |
| Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing | 56 | 102 | 100 | 246 |
| Sonstige Finanzverbindlichkeiten | 949 | 18 | 2 | 2 |
| Finanzgarantien | 8 | – | – | – |
| Mittelabflüsse Finanzverbindlichkeiten | 3.250 | 1.493 | 3.215 | 9.747 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 1.800 | – | – | – |
| Derivate (mit/ohne Hedging-Beziehungen) | 5.948 | 642 | 921 | 2.737 |
| Verbindlichkeiten Put-Optionen nach IAS 32 | 17 | 69 | 270 | 100 |
| Übrige betriebliche Verbindlichkeiten | 4.136 | 7 | 1 | 3 |
| Mittelabflüsse Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | ||||
| und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten | 11.901 | 718 | 1.192 | 2.840 |
| Mittelabflüsse Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7 | 15.151 | 2.211 | 4.407 | 12.587 |
| Mittel | Mittel | Mittel | Mittel | |
|---|---|---|---|---|
| in Mio € | abflüsse 2017 |
abflüsse 2018 |
abflüsse 2019–2021 |
abflüsse ab 2022 |
| Anleihen | 3.277 | 2.358 | 3.358 | 7.937 |
| Commercial Paper | – | – | – | – |
| Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten | 108 | 11 | 10 | 23 |
| Verbindlichkeiten Finanzierungsleasing | 55 | 111 | 103 | 246 |
| Sonstige Finanzverbindlichkeiten | 918 | 399 | – | – |
| Finanzgarantien | 97 | – | – | – |
| Mittelabflüsse Finanzverbindlichkeiten | 4.455 | 2.879 | 3.471 | 8.206 |
| Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen | 2.040 | – | – | – |
| Derivate (mit/ohne Hedging-Beziehungen) | 9.349 | 761 | 1.284 | 2.030 |
| Verbindlichkeiten Put-Optionen nach IAS 32 | 33 | 97 | 66 | 335 |
| Übrige betriebliche Verbindlichkeiten | 3.313 | 5 | 5 | 2 |
| Mittelabflüsse Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten |
14.735 | 863 | 1.355 | 2.367 |
| Mittelabflüsse Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7 | 19.190 | 3.742 | 4.826 | 10.573 |
Finanzgarantien wurden in einem Nominalvolumen von 8 Mio € (2016: 97 Mio €) an konzernexterne Gesellschaften vergeben. Dies stellt den Maximalbetrag dar, den E.ON begleichen müsste, wenn die Garantien in Anspruch genommen würden, wobei 8 Mio € (2016: 8 Mio €) passiviert wurden.
Sofern finanzielle Verbindlichkeiten mit einem variablen Zinssatz ausgestattet sind, wurden zur Ermittlung der zukünftigen Zinszahlungen die am Bilanzstichtag fixierten Zinssätze auch für die folgenden Perioden verwendet. Sofern finanzielle Verbindlichkeiten jederzeit gekündigt werden können, werden diese, wie Verbindlichkeiten aus jederzeit ausübbaren Put-Optionen, dem frühesten Laufzeitband zugeordnet. Im Jahr 2017 wurden alle Covenants eingehalten.
Bei brutto erfüllten Derivaten (in der Regel Währungsderivate und Commodity-Derivate) stehen den Auszahlungen korrespondierende Mittel- beziehungsweise Warenzuflüsse gegenüber.
Das Nettoergebnis der Finanzinstrumente nach Bewertungskategorien gemäß IAS 39 stellt sich wie folgt dar:
| Summe | -1.382 | 550 |
|---|---|---|
| Amortized Cost | -511 | -736 |
| Held-for-Trading | -1.077 | 745 |
| Available-for-Sale | 338 | 751 |
| Loans and Receivables | -132 | -210 |
| in Mio € | 2017 | 2016 |
1) Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf die Textziffer 1 verwiesen.
Das Nettoergebnis der Bewertungskategorie Loans and Receivables umfasst neben Zinserträgen aus Finanzforderungen im Wesentlichen Wertberichtigungen auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen. Die Gewinne und Verluste aus der Veräußerung von Available-for-Sale-Wertpapieren und -Beteiligungen werden in den sonstigen betrieb lichen Erträgen und Aufwendungen ausgewiesen.
Das Nettoergebnis der Kategorie Amortized Cost ergibt sich im Wesentlichen aus den Zinsen und der Währungsumrechnung der Finanzverbindlichkeiten sowie den aktivierten Bauzeitzinsen. Sowohl Marktwertänderungen aus den derivativen Finanzinstrumenten als auch die Erträge und Aufwendungen aus der Realisierung sind im Nettoergebnis der Bewertungskategorie Held-for-Trading enthalten. Die Marktwertveränderungen werden vor allem durch die Marktbewertung von Commodity-Derivaten und realisierten Ergebnissen aus Währungsderivaten beeinflusst.
Die vorgeschriebenen Abläufe, Verantwortlichkeiten und Maßnahmen im Rahmen des Finanz- und Risikomanagements sind in internen Konzernrichtlinien detailliert dargestellt. Die Einheiten haben darüber hinaus eigene Richtlinien entwickelt, die sich im Rahmen der Konzernrichtlinien bewegen. Um ein effizientes Risikomanagement im E.ON-Konzern zu gewährleisten, sind die Abteilungen Handel (Front Office), Finanzcontrolling (Middle Office) und Finanzabwicklung (Back Office) als voneinander unabhängige Einheiten aufgebaut. Die Risikosteuerung und -berichterstattung im Zins-, Währungs-, Kredit- und Liquiditätsbereich wird vom Finanzcontrolling durch geführt, während die Risikosteuerung und -berichterstattung im Commodity-Bereich auf Konzernebene in einer gesonderten Abteilung durchgeführt wird.
E.ON setzt im Finanzbereich ein konzernweites System für Treasury, Risikomanagement und Berichterstattung ein. Bei diesem System handelt es sich um eine vollständig integrierte Standard-IT-Lösung, die fortlaufend aktualisiert wird. Das System dient zur Analyse und Überwachung von Risiken des E.ON-Konzerns in den Bereichen Liquidität, Fremdwährungen und Zinsen. Die konzernweite Überwachung und Steuerung von Kreditrisiken erfolgt im Finanzcontrolling mit Unterstützung einer Standardsoftware.
Gesonderte Risikogremien sind für die Sicherstellung und Weiterentwicklung der durch den Vorstand der E.ON SE beschlossenen Strategie zur Risikopolitik im Commodity-, Treasury- und Kreditrisikobereich verantwortlich.
Wesentliche Ziele des Liquiditätsmanagements von E.ON sind die jederzeitige Sicherstellung der Zahlungsfähigkeit, die rechtzeitige Erfüllung vertraglicher Zahlungsverpflichtungen sowie die Kostenoptimierung im E.ON-Konzern.
Das Cashpooling und die externen Finanzierungen sind weitgehend auf die E.ON SE und bestimmte Finanzierungsgesellschaften zentralisiert. Die Mittel werden basierend auf einer Inhousebanking-Lösung bedarfsgerecht den Konzernunternehmen zur Verfügung gestellt.
Die E.ON SE ermittelt auf Basis von kurz- und mittelfristigen Liquiditätsplanungen den Finanzbedarf des Konzerns. Die Finanzierung des Konzerns wird entsprechend dem geplanten Finanzbedarf/-überschuss vorausschauend gesteuert und umgesetzt. In die Betrachtung einbezogen werden unter anderem der operative Cashflow, Investitionen, Desinvestitionen, Marginzahlungen und die Fälligkeit von Anleihen und Commercial Paper.
Im Rahmen der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist der E.ON-Konzern Preisänderungsrisiken im Fremdwährungs-, Zins- und Commodity-Bereich sowie im Assetmanagement ausgesetzt. Aus diesen Risiken resultieren Ergebnis-, Eigenkapital-, Verschuldungs- und Cashflow-Schwankungen. Zur Begrenzung beziehungsweise Ausschaltung dieser Risiken hat E.ON verschiedene Strategien entwickelt, die unter anderem den Einsatz derivativer Finanzinstrumente beinhalten.
E.ON ist aufgrund ihrer operativen Geschäftstätigkeit sowie durch den Einsatz von Finanzinstrumenten Kreditrisiken ausgesetzt. Die Überwachung und Steuerung der Kreditrisiken erfolgt durch konzernweit einheitliche Vorgaben zum Kreditrisikomanagement, welche die Identifikation, Bewertung und Steuerung umfassen.
Die nachstehend beschriebene Analyse der risikoreduzierenden Tätigkeiten von E.ON sowie die mittels der Profit-at-Risk-(PaR-), Value-at-Risk-(VaR-) und Sensitivitätsanalysen generierten Beträge stellen zukunftsorientierte und somit risikobehaftete und ungewisse Angaben dar. Aufgrund unvorhersehbarer Entwicklungen an den weltweiten Finanzmärkten können sich die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von den angeführten Hochrechnungen unterscheiden. Die in den Risikoanalysen verwendeten Methoden sind nicht als Pro gnosen zukünftiger Ereignisse oder Verluste anzusehen. So sieht sich E.ON beispielsweise Risiken ausgesetzt, die entweder nicht finanziell oder nicht quantifizierbar sind. Diese Risiken beinhalten hauptsächlich Länder-, Geschäfts-, regulatorische und Rechtsrisiken, die nicht in den folgenden Analysen berücksichtigt wurden.
Die E.ON SE übernimmt die Steuerung der Währungsrisiken des Konzerns.
Aufgrund der Beteiligung an geschäftlichen Aktivitäten außerhalb des Euro-Währungsraumes entstehen im E.ON-Konzern Translationsrisiken. Durch Wechselkursschwankungen ergeben sich bilanzielle Effekte aus der Umrechnung der Bilanz- und GuV-Positionen der ausländischen Konzerngesellschaften im Konzernabschluss. Die Absicherung von Translationsrisiken erfolgt durch Verschuldung in der entsprechenden lokalen Währung, die gegebenenfalls auch Gesellschafterdarlehen in Fremdwährung beinhaltet. Darüber hinaus werden bei Bedarf derivative und originäre Finanzinstrumente eingesetzt. Die Sicherungsmaß nahmen werden als Absicherung einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb qualifiziert und im Rahmen des Hedge Accountings gemäß IFRS bilanziell abgebildet. Die Translationsrisiken des Konzerns werden regelmäßig überprüft und der Sicherungsgrad gegebenenfalls angepasst. Maßgrößen sind hierbei der jeweilige Debt Factor, das Netto-Reinvermögen sowie der Unternehmenswert in der Fremdwährung.
Für den E.ON-Konzern bestehen zusätzlich operative und finanzielle Transaktionsrisiken aus Fremdwährungstransaktionen. Die Tochtergesellschaften sind für die Steuerung der operativen Währungsrisiken verantwortlich. Die E.ON SE übernimmt die konzernweite Koordination der Absicherungsmaßnahmen der Konzerngesellschaften und setzt bei Bedarf externe derivative Finanzinstrumente ein.
Finanzielle Transaktionsrisiken ergeben sich aus Zahlungen, die aus finanziellen Forderungen und Verbindlichkeiten entstehen. Sie resultieren sowohl aus externen Finanzierungen in verschiedenen Fremdwährungen als auch aus konzerninternen Gesellschafterdarlehen in Fremdwährung. Die finanziellen Transaktionsrisiken werden grundsätzlich vollständig gesichert.
Der Ein-Tages-Value-at-Risk (99 Prozent Konfidenz) aus der Währungsumrechnung von Geldanlagen und -aufnahmen in Fremdwährung zuzüglich der Fremdwährungsderivate betrug zum 31. Dezember 2017 100 Mio € (2016: 113 Mio €) und resultiert im Wesent lichen aus den Positionen in Britischen Pfund, US-Dollar und Schwedischen Kronen.
Aus variabel verzinslichen Finanzverbindlichkeiten ist E.ON Ergebnisrisiken ausgesetzt. Positionen, die auf Festzinsen basieren, führen hingegen zu Änderungen des Zeitwertes bei Schwankungen des Marktzinsniveaus. E.ON strebt einen bestimmten Mix von festverzinslichem und variablem Fremdkapital im Zeitablauf an, wobei sich die Ausrichtung unter anderem an der Art des Geschäftsmodells, bestehenden Verpflichtungspositionen und an regulatorischen Rahmenbedingungen orientiert. Zur Steuerung werden auch Zinsderivate eingesetzt.
Nach Berücksichtigung von Zinsderivaten betrug zum 31. Dezember 2017 der Anteil der variabel verzinsten Finanzverbindlichkeiten 0 Prozent (2016: 0 Prozent). Das Volumen der Finanzverbindlichkeiten mit Zinsfestschreibung würde unter sonst gleichen Umständen von 9,7 Mrd € zum Jahresende 2017 über 8,6 Mrd € im Jahr 2018 auf 7,2 Mrd € im Jahr 2019 abnehmen. Die effektive Zins duration der Finanzverbindlichkeiten nach Berücksichtigung von Zinsderivaten betrug 12,0 Jahre zum 31. Dezember 2017 (2016: 9,9 Jahre). Die volumengewichtete
Durchschnittsver zinsung der Finanzverbindlichkeiten nach Berücksichtigung von Zinsderivaten betrug 5,4 Prozent zum 31. Dezember 2017 (2016: 5,6 Prozent).
Der E.ON-Konzern hielt zum 31. Dezember 2017 Zinsderivate mit einem Nennwert von 4.533 Mio € (2016: 3.043 Mio €).
Eine Sensitivitätsanalyse wurde für das kurzfristige und variabel verzinsliche Fremdkapital unter Einbeziehung entsprechender Sicherungen sowohl des Zins- als auch des Währungsrisikos durchgeführt. Diese Kennzahl wird für das interne Risikocontrolling verwendet und spiegelt die ökonomische Position des E.ON-Konzerns wider. Eine Veränderung des Zinsniveaus um ±1 Prozentpunkt (über alle Währungen) würde die Zinsbelastung im Folgejahr um 0 Mio € erhöhen beziehungsweise verringern (2016: ±43,7 Mio €).
Die physischen Anlagen, die Langfristverträge und der Endkundenvertrieb des E.ON-Portfolios sind aufgrund schwankender Preise von Commodities erheblichen Risiken ausgesetzt. Die Marktpreisrisiken treten für E.ON in den folgenden Commodity-Bereichen auf: Strom, Gas und Emissionszertifikate.
Ziel des Risikomanagements für den Commodity-Bereich ist es, durch physische und finanzielle Transaktionen den Wert des Portfolios zu optimieren und gleichzeitig die potenziellen negativen Abweichungen vom angestrebten EBIT zu reduzieren.
Seit der Abspaltung von Uniper hat E.ON seine Beschaffungsmöglichkeiten für das Sales-Geschäft aufgebaut und somit den Marktzugang für die verbliebene Energieproduktion gesichert. Im Rahmen der regulären Betriebsabläufe der zugrundeliegenden Energieproduktion und der Vertriebsaktivitäten sind die einzelnen
E.ON-Management-Einheiten den Unsicherheiten der Marktpreisentwicklung ausgesetzt, was die operativen Gewinne und Kosten beeinflusst. Alle an externen Commodity Märkten abgeschlossenen Handelsgeschäfte müssen zu einer Reduzierung dieser offenen Commodity-Position beitragen und mit der genehmigten Commodity-Hedging-Strategie in Einklang stehen.
Durch den dezentralisierten Steuerungsansatz sowie den primären Fokus auf der Beschaffung und der reinen Absicherung der Geschäfte entfällt die Allokation von Risiko-Eigenkapital. Die Prozesse und operativen Steuerungsmodelle im Rahmen des Handelssystems werden durch die lokalen Marktrisiko-Teams überwacht und zentral durch den Risikomanagementbereich gesteuert. Ende 2017 war für den Berichtszeitraum 2018 bis 2020 die offene Position aus der Beschaffung der Märkte in Deutschland, Großbritannien, Tschechien, Schweden und Ungarn pro Commodity jeweils nicht über 400 GWh groß.
Der E.ON-Konzern hielt zum 31. Dezember 2017 vor allem strom- und gasbezogene Derivate mit einem Nennwert von 3.958 Mio € (2016: 4.025 Mio €).
Wesentliche Grundlage des Risikomanagementsystems im Commodity-Bereich ist die konzernweit gültige Richtlinie für den Umgang mit Commodity-Risiken und entsprechende interne Richtlinien der Einheiten. Dort sind die Risikokontrollgrundsätze für das Risikomanagement im Commodity-Bereich, Mindestanforderungen, klare Führungsstrukturen und operative Verantwortlichkeiten festgelegt.
Die Risikorichtlinie wurde Anfang 2017 mit Fokus auf dem Erzeugungsgeschäft bei den Erneuerbaren Energien und PreussenElektra sowie dem regionalen Vertriebsgeschäft aktualisiert. Der zentrale marktorientierte Geschäftsansatz wurde durch ein dezentrales Commodity-Risikomanagement mit regionalem Marktzugang ersetzt.
Monatlich findet eine Berichterstattung über die konzernweite Entwicklung der Risiken und offenen Positionen aus dem Commodity-Bereich an die Mitglieder des Risikokomitees statt.
Um Kreditrisiken aus der operativen Geschäftstätigkeit sowie dem Einsatz von Finanzinstrumenten zu minimieren, werden Transaktionen nur mit Geschäftspartnern geschlossen, welche die internen Mindestanforderungen erfüllen. Auf Basis von internen und externen (sofern verfügbar) Bonitätseinstufungen werden Limite für das maximale Kreditrisiko vergeben. Der Prozess der Limitvergabe und -überwachung erfolgt dabei im Rahmen von Mindestvorgaben, basierend auf einer konzernweiten Kreditrisikomanagement-Richtlinie. Nicht vollumfassend in diesem Prozess ent halten sind Langfristverträge des operativen Geschäfts und Transaktionen des Assetmanagements. Diese werden auf Ebene der zuständigen Einheiten gesondert überwacht.
Grundsätzlich sind die jeweiligen Konzerngesellschaften für das Kreditrisikomanagement des operativen Geschäfts verantwortlich. In Abhängigkeit von der Art der Geschäftstätigkeit und der Höhe des Kreditrisikos findet eine ergänzende Überwachung und Steuerung des Kreditrisikos sowohl durch die Einheiten als auch durch die Konzernleitung statt. Das Risikokomitee wird monatlich über die Höhe der Kredit limite sowie deren Auslastung informiert. Eine intensive, standardisierte Überwachung von quantitativen und qualitativen Frühwarnindikatoren sowie ein enges Monitoring der Bonität von Geschäftspartnern versetzen das Kreditrisikomanagement von E.ON in die Lage, frühzeitig risikomini mierend zu agieren.
Soweit möglich, werden im Rahmen des Kreditrisikomanagements mit Geschäftspartnern Sicherheiten zur Minderung des Kreditrisikos verhandelt. Als Sicherheiten werden Garantien der jeweiligen Mutterunternehmen oder der Nachweis von Gewinnabführungsverträgen in Verbindung mit Patronatserklärungen (Letter of Awareness) akzeptiert. Darüber hinaus werden in geringerem Umfang Bankgarantien beziehungsweise Bankbürgschaften und die Hinterlegung von Barmitteln und Wertpapieren als Sicherheiten zur Reduzierung des Kredit risikos eingefordert. Im Rahmen der Risikosteuerung wurden Sicherheiten in Höhe von 864 Mio € akzeptiert.
Zur Höhe und den Details der als Sicherheiten erhaltenen finanziellen Vermögenswerte wird auf die Textziffern 18 und 26 verwiesen.
Derivative Finanzinstrumente werden im Allgemeinen auf der Grundlage von Standardverträgen abgeschlossen, bei denen eine Aufrechnung (Netting) aller offenen Transaktionen mit den Geschäftspartnern möglich ist. Zur weiteren Reduzierung des Kreditrisikos werden mit ausgewählten Geschäftspartnern bilaterale Margining-Vereinbarungen getroffen. Das aus bilateralen Margining-Vereinbarungen und Börsenclearing resul tierende Verschuldungs- und Liquiditätsrisiko wird limitiert.
Bei mit Börsen abgeschlossenen Termin- und Optionskontrakten mit einem Nominalwert von insgesamt 189 Mio € (2016: 0 Mio €) bestehen zum Bilanzstichtag keine Kreditrisiken. Für die übrigen Finanzinstrumente entspricht das maximale Ausfallrisiko ihren Buchwerten.
Bei E.ON erfolgt die Anlage liquider Mittel grundsätzlich bei Banken mit guter Bonität, in Geldmarktfonds mit erstklassigem Rating oder in kurzfristigen Wertpapieren (zum Beispiel Commercial Paper) von Emittenten mit hoher Kreditwürdigkeit. Darüber hinaus wird in Anleihen von öffentlichen und privaten Emittenten investiert. Konzernunternehmen, die aufgrund rechtlicher Beschränkungen nicht in das Cashpooling einbezogen sind, legen Gelder bei führenden lokalen Banken an. Neben der standardisierten Bonitätsprüfung und Limither leitung werden die CDS-(Credit-Default-Swap-)Level der Banken sowie anderer wesentlicher Geschäftspartner täglich überwacht.
Zum Zweck der Finanzierung langfristiger Zahlungsverpflichtungen, unter anderem auch von Entsorgungsverpflichtungen (siehe Textziffer 25), beziehungsweise als Geldanlage wurden per 31. Dezember 2017 vorwiegend von inländischen Konzerngesellschaften Kapitalanlagen in Höhe von insgesamt 3,3 Mrd € (2016: 5,3 Mrd €) gehalten.
Für dieses Finanzvermögen wird eine "Akkumulationsstrategie" (Total-Return-Ansatz) verfolgt, mit einer breiten Diversifikation über die Assetklassen Geldmarkt, Renten, Immobilien und Aktien. Für die Ermittlung der Ziel-Portfoliostruktur werden in
regelmäßigen Abständen Asset-Allocation-Studien durchgeführt. Der Großteil des Vermögens wird in Investmentfonds angelegt, die von externen Fondsmanagern verwaltet werden. Die fortlaufende Überwachung des Gesamtrisikos und der einzelnen Fondsmanager erfolgt durch das Konzern-Assetmanagement der E.ON SE, das Teil des Finanzbereichs der E.ON SE ist. Das Risikomanagement erfolgt auf Basis eines Risikobudgets, dessen Auslastung regelmäßig überwacht wird. Der Drei-Monats-VaR mit einem Konfidenzintervall von 98 Prozent beträgt für dieses Finanzvermögen insgesamt 38 Mio € (2016: 175 Mio €).
Zusätzlich verwaltet die Versorgungskasse Energie VVaG i.L. (VKE) zum Jahresende Finanzanlagen in Höhe von 1,1 Mrd € (2016: 1,0 Mrd €), die zum überwiegenden Großteil der Rückdeckung von Versorgungsverpflichtungen inländischer Konzerngesellschaften dienen. Das Vermögen der VKE stellt kein Planvermögen gemäß IAS 19 dar (siehe Textziffer 24) und wird unter den liquiden Mitteln in der Bilanz gezeigt. Die VKE unterliegt den Regelungen des Versicherungsaufsichtsgesetzes (VAG) und der Geschäfts betrieb untersteht der Aufsicht der Bundesanstalt für Finanzdienstleistungsaufsicht (BaFin). Bis Ende 2017 erfolgte die Kapitalanlage und das fortlaufende Risikomanagement in dem von der BaFin vorgegebenen Regulierungsrahmen. Die VKE befindet sich zum 31. Dezember 2017 bereits in Liquidation, nachdem die Mitgliederversammlung der Kasse deren Schließung beschlossen und die BaFin hierzu ihre Genehmigung erteilt hat. Der Drei-Monats-VaR mit einem Konfidenzintervall von 98 Prozent beträgt für dieses Finanzvermögen aufgrund der Liquidation sämtlicher Kapitalanlagen zum 31. Dezember 2017 0 € (2016: 49 Mio €). Die dem E.ON-Konzern zuzurechnenden Anteile des Deckungsvermögens der VKE werden im Laufe des ersten Halbjahres 2018 in das CTA (vergleiche Textziffer 24) als gleichwertige Anschlusslösung übertragen. Konzernfremde Anteile des Deckungsvermögens der VKE werden korrespondierend in entsprechende Anschlusslösungen der betroffenen Mitgliedsunternehmen übertragen und damit zukünftig entkonsolidiert.
Im Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit steht E.ON mit zahlreichen Unternehmen im Lieferungs- und Leistungsaustausch. Darunter befinden sich als nahestehende Unternehmen insbesondere at equity bewertete assoziierte Unternehmen und deren Tochterunternehmen. In den Forderungen und Verbindlichkeiten gegenüber assoziierten Unternehmen sind im Wesentlichen die Beziehungen zu den vollkonsolidierten Tochtergesellschaften des Uniper-Konzerns enthalten. Erträge und Aufwendungen aus Transaktionen mit vollkonsolidierten Gesellschaften des Uniper-Konzerns wurden dagegen 2016 noch konsolidiert und sind damit nur im Jahr 2017 enthalten. Weiterhin sind als nahestehende Unternehmen auch Gemeinschaftsunternehmen sowie zum Fair Value bilanzierte Beteiligungen und nicht vollkonsolidierte Tochterunternehmen berücksichtigt. Mit diesen Unternehmen wurden Transaktionen getätigt, die sich im Berichts- und Vorjahr wie folgt ausgewirkt haben:
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Erträge | 3.049 | 554 |
| Assoziierte Unternehmen | 2.825 | 349 |
| Gemeinschaftsunternehmen | 17 | 61 |
| Sonstige nahestehende Unternehmen | 207 | 144 |
| Aufwendungen | 6.885 | 626 |
| Assoziierte Unternehmen | 6.517 | 279 |
| Gemeinschaftsunternehmen | 10 | 29 |
| Sonstige nahestehende Unternehmen | 358 | 318 |
| Forderungen | 868 | 1.499 |
| Assoziierte Unternehmen | 643 | 1.294 |
| Gemeinschaftsunternehmen | 1 | 7 |
| Sonstige nahestehende Unternehmen | 224 | 198 |
| Verbindlichkeiten | 1.671 | 2.166 |
| Assoziierte Unternehmen | 1.250 | 1.771 |
| Gemeinschaftsunternehmen | 32 | 54 |
| Sonstige nahestehende Unternehmen | 389 | 341 |
| Rückstellungen | 54 | 55 |
| Assoziierte Unternehmen | 34 | 55 |
| Sonstige nahestehende Unternehmen | 20 | – |
Zum 31. Dezember 2017 bestehen Forderungen in Höhe von 463 Mio € (2016: 1.136 Mio €) und Verbindlichkeiten in Höhe von 572 Mio € (2016: 908 Mio €) gegenüber Gesellschaften des Uniper-Konzerns, die im Wesentlichen aus Strom- und Gastransaktionen sowie aus der Bewertung von Commodity-Derivaten resultieren. Zudem wurden Umsätze in Höhe von 2.399 Mio € (2016: 2.982 Mio €), Zinserträge von 2 Mio € (2016: 188 Mio €), sonstige Erträge von 94 Mio € (2016: 1.579 Mio €), sonstige Aufwendungen in Höhe von 6.203 Mio € (2016: 8.237 Mio €) und Zinsaufwendungen von 5 Mio € (2016: 11 Mio €) mit den vollkonsolidierten Gesellschaften der Uniper-Gruppe erzielt.
Des Weiteren erzielt EON Erträge aus Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen aus Lieferungen von Gas und Strom an Weiterverteiler und kommunale Unternehmen, insbesondere an Stadtwerke. Die Geschäftsbeziehungen zu diesen Unternehmen unterscheiden sich grundsätzlich nicht von jenen Beziehungen, die mit kommunalen Unternehmen ohne Beteiligung von E.ON bestehen. Aufwendungen mit nahestehenden Unternehmen entstehen vor allem durch Strom- und Gasbezüge.
In den Verbindlichkeiten gegenüber nahestehenden Unternehmen sind zum Bilanzstichtag 104 Mio € (2016: 281 Mio €) aus Lieferungs- und Leistungsbeziehungen sowie Gesellschafterdarlehen mit Gemeinschafts-Kernkraftwerken enthalten. Die Gesellschafterdarlehen haben keine feste Laufzeit und werden mit 1,0 Prozent (2016: 1,0 Prozent) verzinst. E.ON hat mit diesen Kraftwerken unverändert einen Kostenübernahmevertrag sowie einen Vertrag über Strombezug zu einem Tarif auf Basis der Kosten zuzüglich einer Marge (cost plus fee) abgeschlossen. Die Abrechnung dieser Transaktionen erfolgt hauptsächlich über Verrechnungskonten.
E.ON hat Sicherheiten für den Uniper-Konzern aus gegeben. Die Darstellung dieser Haftungsverhältnisse ist der Textziffer 27 zu entnehmen.
Nach IAS 24 sind zudem die Leistungen anzusetzen, die dem Management in Schlüsselpositionen (Vorstandsmitglieder und Mitglieder des Aufsichtsrats der E.ON SE) im Berichtsjahr gewährt wurden.
Der Aufwand für das Geschäftsjahr für Mitglieder des Vorstands beträgt für kurzfristig fällige Leistungen 9,7 Mio € (2016: 9,7 Mio €) und für Leistungen nach Been digung des Dienstverhältnisses 2,2 Mio € (2016: 2,3 Mio €). Als Leistung nach Beendigung des Dienstverhältnisses wird der aus den Pensionsrückstellungen resultierende Versorgungsaufwand (service and interest cost) ausgewiesen. Darüber hinaus sind im Berichtsjahr versicherungsmathematische Gewinne in Höhe von 1,1 Mio € (2016: versicherungsmathematische Verluste von 1,9 Mio €) zu berücksichtigen.
Der nach den Maßgaben von IFRS 2 ermittelte Aufwand für die im Geschäftsjahr bestehenden Zusagen aus aktienbasierten Vergütungen beträgt 6,5 Mio € (2016: 2,3 Mio €).
Zum Bilanzstichtag beliefen sich die Rückstellungen für diese Zusagen auf 14,9 Mio € (2016: 9,5 Mio €).
Die Mitglieder des Aufsichtsrats erhielten im Berichtsjahr für ihre Tätigkeit eine Vergütung von 4,5 Mio € (2016: 3,6 Mio €). Den Arbeitnehmervertretern des Aufsichtsrats wurde im Rahmen der bestehenden Arbeitsverträge mit Tochtergesellschaften eine Vergütung in Höhe von insgesamt 0,6 Mio € (2016: 0,6 Mio €) gezahlt.
Detaillierte und individualisierte Angaben hinsichtlich der Vergütung finden sich im Vergütungsbericht auf den Seiten 84 bis 99.
Der von der Konzernleitung in Essen geführte E.ON- Konzern ist in die nachfolgend beschriebenen sieben Berichtssegmente, das Nicht-Kerngeschäft und Konzernleitung/Sonstiges gegliedert, die nach IFRS 8 berichtet werden. Die zusammengefassten nicht separat berichtspflichtigen Segmente in der Einheit Energienetze Zentraleuropa Ost/Türkei und in der Einheit Kundenlösungen Sonstige sind von untergeordneter Bedeutung, weisen ähnliche ökonomische Merkmale auf und sind in Bezug auf Kundenstruktur, Produkte und Vertriebswege vergleichbar. Informationen zur Uniper SE befinden sich in Textziffer 4.
In diesem Segment werden die Verteilnetze für Strom und Gas und die damit verbundenen Aktivitäten in Deutschland zusammengefasst.
Das Segment umfasst das Geschäft mit Strom- und Gasnetzen in Schweden.
In diesem Segment werden die Verteilnetzaktivitäten in Tschechien, Ungarn, Rumänien, der Slowakei und der Türkei zusammengefasst.
Dieses Segment umfasst die Versorgung unserer Kunden in Deutschland mit Strom, Gas und Wärme sowie den Vertrieb von Produkten und Dienstleistungen zur Steigerung der Energieeffizienz und Energieautarkie.
Das Segment umfasst die Vertriebsaktivitäten und Kundenlösungen in Groß britannien.
In diesem Segment werden die entsprechenden Kundenlösungen in Schweden, Italien, Tschechien, Ungarn, Rumänien und E.ON Connecting Energies zusammengefasst.
Das Segment Erneuerbare Energien beinhaltet die Aktivitäten zur Erzeugung aus Windkraftanlagen (Onshore- und Offshore-) sowie aus Fotovoltaikanlagen.
Im Segment Nicht-Kerngeschäft werden die nicht strategischen Aktivitäten des E.ON-Konzerns geführt. Dies betrifft den Betrieb der deutschen Kernkraftwerke, die von der operativen Einheit PreussenElektra gesteuert werden.
Konzernleitung/Sonstiges beinhaltet die E.ON SE selbst und die direkt bei der E.ON SE geführten Beteiligungen sowie anteilig für 2016 noch Beiträge der inzwischen veräußerten E&P-Aktivitäten in der Nordsee. Auch die nach der Equity-Methode in den Konzernabschluss einbezogene Uniper-Gruppe wird hier zugeordnet. Der Uniper-Ergebnisbeitrag wird im nicht operativen Ergebnis ausgewiesen.
| Energienetze | Kundenlösungen | ||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Deutschland | Schweden | Zentraleuropa Ost/Türkei |
Deutschland | Großbritannien | Sonstige | ||||||||
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | |
| Außenumsatz | 12.536 | 11.622 | 1.038 | 1.014 | 742 | 698 | 7.368 | 7.707 | 7.147 | 7.689 | 6.656 | 6.552 | |
| Innenumsatz | 1.663 | 1.583 | 34 | 15 | 977 | 960 | 84 | 74 | 58 | 102 | 254 | 244 | |
| Umsatzerlöse | 14.199 | 13.205 | 1.072 | 1.029 | 1.719 | 1.658 | 7.452 | 7.781 | 7.205 | 7.791 | 6.910 | 6.796 | |
| Abschreibungen 1) | -591 | -613 | -158 | -164 | -237 | -231 | -74 | -67 | -103 | -95 | -144 | -136 | |
| Bereinigtes EBIT darin Equity-Ergebnis 2) |
1.050 74 |
894 66 |
474 – |
398 – |
417 44 |
379 63 |
118 – |
232 – |
250 – |
365 – |
158 14 |
215 10 |
|
| Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern 3) |
2.451 | 1.588 | 640 | 575 | 605 | 605 | 317 | 351 | 403 | 435 | 247 | 381 | |
| Investitionen | 702 | 846 | 345 | 291 | 371 | 282 | 75 | 73 | 211 | 220 | 309 | 287 |
1) bereinigt um nicht operative Effekte
2) Wertminderungen und Wertaufholungen auf at equity bewertete Unternehmen und auf sonstige Finanzanlagen werden nach IFRS im Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen beziehungsweise im Finanzergebnis erfasst, diese Effekte sind nicht Bestandteil des bereinigten EBIT.
3) operativer Cashflow aus fortgeführten Aktivitäten
4) Der operative Cashflow vor Zinsen und Steuern beinhaltet die Auszahlung an den Fonds für kerntechnische Entsorgung in Höhe von 10,3 Mrd €.
5) Beinhaltet Effekte aus der Sicherung von Translationsrisiken nach IAS 7. Im Sinne einer besseren Vergleichbarkeit wurden die Vorjahreszahlen angepasst.
Die folgende Tabelle zeigt die Überleitung vom operativen Cashflow vor Zinsen und Steuern zum operativen Cashflow:
| in Mio € | 2017 | 2016 | Differenz |
|---|---|---|---|
| Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern |
-2.235 | 3.974 | -6.209 |
| Zinszahlungen | -234 | -537 | 303 |
| Ertragsteuerzahlungen | -483 | -476 | -7 |
| Operativer Cashflow | -2.952 | 2.961 | -5.913 |
1) operativer Cashflow aus fortgeführten Aktivitäten
Bei den in den Segmentinformationen nach Bereichen ausgewiesenen Investitionen handelt es sich um die in der Kapitalflussrechnung enthaltenen Auszahlungen für Investitionen.
Zur internen Steuerung und als wichtigster Indikator für die nachhaltige Ertragskraft eines Geschäfts wird bei E.ON ein um nicht operative Effekte bereinigtes Ergebnis vor Zinsen und Steuern ("bereinigtes EBIT") verwendet.
Der E.ON-Vorstand ist überzeugt, dass das bereinigte EBIT die geeignete Kennzahl für die Bestimmung des Erfolgs eines Geschäfts ist, weil diese Kennzahl den operativen Ertrag einzelner Geschäfte unabhängig von nicht operativen Einflüssen sowie Zinsen und Steuern darstellt.
Das unbereinigte Ergebnis vor Zinsen und Steuern ("EBIT") ist das um Steuern vom Einkommen und vom Ertrag sowie das Finanz- und Beteiligungsergebnis korrigierte Ergebnis des E.ON- Konzerns gemäß den IFRS-Standards. Zur Erhöhung der Aussagekraft als Indikator für die nachhaltige Ertragskraft des E.ON-Geschäfts wird das unbereinigte Ergebnis vor Steuern und Zinsen um bestimmte nicht operative Effekte bereinigt.
Die nicht operativen Ergebniseffekte, um die das EBIT bereinigt wird, umfassen insbesondere Erträge und Aufwendungen aus der Marktbewertung von derivativen Finanzinstrumenten aus Sicherungsgeschäften sowie, soweit von wesentlicher Bedeutung, Buchgewinne/-verluste, bestimmte Aufwendungen für Restrukturierung, außerplanmäßige Wertberichtigungen/Wertaufholungen auf das Anlagevermögen, auf Beteiligungen an verbundenen oder assoziierten Unternehmen und auf Goodwill im Rahmen von Werthaltigkeitstests und sonstige nicht operative Ergebnisbeiträge. Die Rückerstattung der Kernbrennstoffsteuer wird ebenfalls im nicht operativen Ergebnis aus gewiesen.
Darüber hinaus werden ab dem Geschäftsjahr 2017 Effekte aus der stichtagsbezogenen Bewertung bestimmter Rückstellungen im neutralen Ergebnis ausgewiesen. Der geänderte Ausweis führt zu einer verbesserten Darstellung der nachhaltigen Ertragskraft. Eine Anpassung von Vorjahreswerten ist vor dem Hintergrund der fundamentalen Veränderung des Geschäfts im Jahr 2016 und der strukturellen Veränderung dieser Aktivitäten nicht sinnvoll möglich.
Im Geschäftsjahr 2017 lagen die Netto-Buchgewinne deutlich über dem Vorjahreswert. Sie resultierten aus der Veräußerung von Wertpapieren, die im Zusammenhang mit der im Juli fälligen Überweisung an den staatlichen Fonds zur Finanzierung der Zwischen- und Endlagerung von Atommüll verkauft wurden, und
| Erneuerbare Energien | Nicht-Kerngeschäft 4) | Konzernleitung/Sonstiges 5) | Konsolidierung | E.ON-Konzern | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| 767 | 890 | 1.585 | 1.538 | 125 | 439 | 1 | 24 | 37.965 | 38.173 |
| 837 | 467 | – | – | 671 | 685 | -4.578 | -4.130 | 0 | 0 |
| 1.604 | 1.357 | 1.585 | 1.538 | 796 | 1.124 | -4.577 | -4.106 | 37.965 | 38.173 |
| -331 | -366 | -148 | -91 | -95 | -65 | – | 1 | -1.881 | -1.827 |
| 454 | 430 | 506 | 553 | -342 | -369 | -11 | 15 | 3.074 | 3.112 |
| 24 | 15 | 55 | 63 | 67 | 65 | -1 | – | 277 | 282 |
| 601 | 699 | -7.357 | 93 | -147 | -756 | 5 | 3 | -2.235 | 3.974 |
| 1.225 | 1.070 | 14 | 15 | 53 | 106 | 3 | -21 | 3.308 | 3.169 |
dem Verkauf einer Beteiligung im Bereich Kundenlösungen in Schweden. Im Jahr 2016 standen Buchgewinnen aus der Veräußerung von Wertpapieren ein Abgangsverlust aus der Abgabe des britischen Explorations- und Produktionsgeschäfts gegenüber.
Die Aufwendungen für Restrukturierung sind im Vergleich zum Vorjahr deutlich gestiegen. Die Aufwendungen fielen hierbei wie im Vorjahr im Wesentlichen im Rahmen der eingeleiteten internen Restrukturierungsprogramme und im Rahmen des One2two-Projekts an. Der Anstieg ist vor allem auf den höheren Aufwand im Rahmen der internen Restrukturierungsprogramme, insbesondere des Reorganisationsprojektes Phoenix, zurückzuführen.
Aus der stichtagsbezogenen Marktbewertung von Derivaten, mit denen das operative Geschäft gegen Preisschwankungen abgesichert wird, sowie sonstigen Derivaten, resultierte ein negativer Effekt von 951 Mio € (Vorjahr: +932 Mio €). Im Wesentlichen stammt der Effekt aus dem Bereich Konzernleitung/Sonstiges, dem Geschäftsfeld Kundenlösungen und dem Nicht-Kerngeschäft. Im Vorjahr resultierte der positive Effekt vor allem aus dem Geschäftsfeld Kundenlösungen.
Im Berichtszeitraum 2017 fielen Wertberichtigungen insbesondere in den Bereichen Erneuerbare Energien und Kundenlösungen in Großbritannien an. Im Vorjahr wurden Wertberichtigungen in den Bereichen Erneuerbare Energien und Kundenlösungen in Großbritannien sowie auf einen Gasspeicher in Deutschland vorgenommen.
Der signifikante Anstieg im sonstigen nicht operativen Ergebnis ist vor allem auf Effekte infolge der höchstrichterlichen Entscheidung über die Nichtigkeit der Kernbrennstoffsteuer zurückzuführen. Ferner trug der bis Ende September 2017 aufgelaufene Equity-Ergebnisbeitrag von Uniper zu der Erhöhung bei. Das Ergebnis im Jahr 2016 war im Wesentlichen durch Effekte im Zusammenhang mit dem im Dezember 2016 von Bundestag und Bundesrat beschlossenen Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung geprägt, die hier vollständig einschließlich der damit zusammenhängenden Wertberichtigungen enthalten waren.
Die folgende Tabelle zeigt die Überleitung des Ergebnisses vor Finanzergebnis und Steuern auf das bereinigte EBIT:
| in Mio € | 2017 | 2016 |
|---|---|---|
| Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis und Steuern | 4.664 | -411 |
| Beteiligungsergebnis | -3 | -19 |
| EBIT | 4.661 | -430 |
| Nicht operative Bereinigungen | -1.587 | 3.542 |
| Netto-Buchgewinne/-Buchverluste | -375 | -63 |
| Aufwendungen für Restrukturierung | 541 | 274 |
| Marktbewertung derivativer Finanzinstrumente | 951 | -932 |
| Wertberichtigungen (+)/Wertaufholungen (-) | 916 | 394 |
| Sonstiges nicht operatives Ergebnis | -3.620 | 3.869 |
| Bereinigtes EBIT | 3.074 | 3.112 |
Eine weitere Erläuterung zur Überleitung vom Konzernüberschuss auf das bereinigte EBIT erfolgt auf den Seiten 31 und 32 im zusammengefassten Lagebericht.
Der Außenumsatz nach Produkten teilt sich wie folgt auf:
| Summe | 37.965 | 38.173 |
|---|---|---|
| Sonstige | 1.890 | 1.948 |
| Gas | 5.897 | 6.378 |
| Strom | 30.178 | 29.847 |
| in Mio € | 2017 | 2016 |
Unter dem Posten Sonstige sind insbesondere Umsätze aus Dienstleistungen enthalten.
Der Außenumsatz (nach Sitz der Kunden und Gesellschaften), die immateriellen Vermögenswerte, die Sachanlagen und die at equity bewerteten Unternehmen stellen sich nach Regionen wie folgt dar:
| Deutschland | Großbritannien | Schweden | Übriges Europa | Sonstige | Summe | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| in Mio € | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 | 2017 | 2016 |
| Außenumsatz nach Sitz des Kunden |
21.953 | 21.803 | 7.056 | 7.824 | 2.194 | 2.139 | 6.551 | 6.218 | 211 | 189 | 37.965 | 38.173 |
| Außenumsatz nach Sitz der Gesell schaften |
21.995 | 21.547 | 7.360 | 8.184 | 2.123 | 2.085 | 6.278 | 6.169 | 209 | 188 | 37.965 | 38.173 |
| Immaterielle Vermögenswerte |
560 | 574 | 395 | 380 | 146 | 133 | 1.088 | 1.039 | 54 | 203 | 2.243 | 2.329 |
| Sachanlagen | 10.555 | 11.076 | 3.708 | 3.570 | 4.679 | 4.674 | 3.517 | 3.388 | 2.307 | 2.534 | 24.766 | 25.242 |
| At equity bewertete Unternehmen |
1.123 | 3.593 | – | – | 90 | 110 | 2.054 | 2.306 | 280 | 343 | 3.547 | 6.352 |
Aus der Kundenstruktur des Konzerns ergibt sich ein Schwerpunkt für die Region Deutschland. Darüber hinaus ergeben sich keine wesentlichen Konzentrationen auf bestimmte geografische Regionen oder Geschäftsbereiche. Aufgrund der großen Anzahl von Kunden und der Vielzahl der Geschäfts aktivitäten gibt es keine Kunden, deren Geschäftsvolumen im Vergleich zum Gesamtgeschäftsvolumen des Konzerns wesentlich ist.
Die Gesamtbezüge der Mitglieder des Aufsichtsrats betrugen 4,5 Mio € (2016: 3,6 Mio €).
Im Geschäftsjahr 2017 bestanden wie im Vorjahr keine Kredite gegenüber Mitgliedern des Aufsichtsrats.
Das System der Vergütung des Aufsichtsrats sowie die Bezüge jedes einzelnen Aufsichtsratsmitglieds sind im Vergütungsbericht auf der Seite 98 und 99 dargestellt.
Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Aufsichtsrats finden sich auf den Seiten 222 und 223.
Die Gesamtbezüge des Vorstands betrugen 14,0 Mio € (2016: 13,8 Mio €) und enthalten die Grundvergütung, die Tantieme, die sonstigen Bezüge sowie die aktienbasierte Vergütung.
Die Gesamtbezüge der früheren Vorstandsmitglieder und ihrer Hinterbliebenen betrugen 12,4 Mio € (2016: 11,6 Mio €). Für die Pensionsverpflichtungen gegenüber früheren Vorstandsmitgliedern und ihren Hinterbliebenen sind 159,0 Mio € (2016: 172,8 Mio €) zurückgestellt.
Im Geschäftsjahr 2017 bestanden wie im Vorjahr keine Kredite gegenüber Vorstandsmitgliedern.
Das System der Vergütung des Vorstands sowie die Bezüge jedes einzelnen Vorstandsmitglieds sind im Vergütungsbericht auf den Seiten 84 bis 97 dargestellt.
Weitere Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands finden sich auf der Seite 224.
Die E.ON SE hat am 12. März 2018 mit der RWE AG den Erwerb der von RWE gehaltenen 76,8-Prozent-Beteiligung an der innogy SE vereinbart. Der Erwerb erfolgt im Rahmen eines weitreichenden Tauschs von Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen.
E.ON wird RWE im Tausch gegen die 76,8-Prozent-Beteiligung an innogy zunächst eine Beteiligung an der E.ON SE in Höhe von durchgerechnet 16,67 Prozent gewähren. Die Aktien werden im Rahmen einer 20-Prozent-Sachkapitalerhöhung aus bestehendem genehmigten Kapital ausgegeben. Zudem wird E.ON an RWE einen weitgehenden Teil des erneuerbaren Energiegeschäfts und die von der E.ON-Tochter PreussenElektra gehaltenen Minderheitsbeteiligungen an den von RWE betriebenen Kernkraftwerken Emsland und Gundremmingen übertragen. Des Weiteren wird RWE das gesamte erneuerbare Energiegeschäft von innogy sowie innogys Gasspeichergeschäft und den Anteil am österreichischen Energieversorger Kelag erhalten. Die Übertragung der Geschäftsaktivitäten und Beteiligungen würde mit ökonomischer Wirkung zum 1. Januar 2018 erfolgen. Die Transaktion sieht ferner eine Barzahlung von RWE an E.ON in Höhe von 1,5 Mrd € vor.
Weiterhin wird E.ON den Aktionären der innogy SE ein freiwilliges Übernahmeangebot in bar unterbreiten. Dieses Angebot beinhaltet für die Aktionäre von innogy zum heutigen Zeitpunkt einen Gesamtwert in Höhe von 40 € je Aktie. Der Gesamtwert setzt sich aus einem Angebotspreis von 36,76 € je Aktie, sowie den Zahlungen aus unterstellten Dividenden der innogy SE für die Geschäftsjahre 2017 und 2018 von insgesamt 3,24 € je Aktie zusammen. RWE wird sich an dem Angebot nicht beteiligen.
Die Durchführung der gesamten Transaktion erfolgt in mehreren Schritten und steht unter dem Vorbehalt üblicher kartellrechtlicher Freigaben, die Mitte des Jahres 2019 erwartet werden.
Auswirkungen auf den Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2017 ergaben sich nicht. Aussagen zu möglichen künftigen Auswirkungen aus dem Erwerb von innogy SE im Rahmen eines weitreichenden Tauschs von Geschäftsaktivitäten mit RWE AG sind insbesondere auch aufgrund des Vorbehalts üblicher kartellrechtlicher Freigaben im Geschäftsbericht zum jetzigen Zeitpunkt nicht enthalten.
Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und im Konzernlagebericht, der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst ist, der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns beschrieben sind.
Essen, den 12. März 2018
Der Vorstand
Birnbaum
Spieker
Wildberger
| Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
|---|---|---|---|
| :agile accelerator GmbH, DE, Düsseldorf 2) | 100,0 | Amrum-Offshore West GmbH, DE, Düsseldorf 1) | 100,0 |
| :agile accelerator limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | Anacacho Holdco, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Abens-Donau Netz GmbH & Co. KG, DE, Mainburg 6) | 50,0 | Anacacho Wind Farm, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| Abens-Donau Netz Verwaltung GmbH, DE, Mainburg 6) | 50,0 | ANCO Sp. z o.o., PL, Jarocin 2) | 100,0 |
| Abfallwirtschaft Dithmarschen GmbH, DE, Heide 6) | 49,0 | AV Packaging GmbH, DE, München 1) | 0,0 |
| Abfallwirtschaft Schleswig-Flensburg GmbH, DE, Schleswig 6) | 49,0 | Avacon AG, DE, Helmstedt 1) | 61,5 |
| Abfallwirtschaft Südholstein GmbH - AWSH -, DE, Elmenhorst 6) | 49,0 | Avacon Beteiligungen GmbH, DE, Helmstedt 1) | 100,0 |
| Abfallwirtschaftsgesellschaft Rendsburg-Eckernförde mbH, DE, Borgstedt 6) |
49,0 | Avacon Hochdrucknetz GmbH, DE, Helmstedt 1) | 100,0 |
| Abwasser und Service Burg, Hochdonn GmbH, DE, Burg 6) | 39,0 | Avacon Natur GmbH, DE, Sarstedt 1) | 100,0 |
| Abwasser und Service Mittelangeln GmbH, DE, Satrup 6) | 33,3 | Avacon Netz GmbH, DE, Helmstedt 1) | 100,0 |
| Abwasserbeseitigung Nortorf-Land GmbH, DE, Nortorf 6) | 49,0 | Avon Energy Partners Holdings, GB, Coventry 2) | 100,0 |
| Abwasserentsorgung Albersdorf GmbH, DE, Albersdorf 6) | 49,0 | AWE-Arkona-Windpark Entwicklungs-GmbH, DE, Hamburg 4) | 50,0 |
| Abwasserentsorgung Amt Achterwehr GmbH, DE, Achterwehr 6) | 49,0 | BAG Port 1 GmbH, DE, Regensburg 2) | 100,0 |
| Abwasserentsorgung Bargteheide GmbH, DE, Bargteheide 6) | 27,0 | Bayernwerk AG, DE, Regensburg 1) | 100,0 |
| Abwasserentsorgung Bleckede GmbH, DE, Bleckede 6) | 49,0 | Bayernwerk Energiedienstleistungen Licht GmbH, DE, Regensburg 2) |
100,0 |
| Abwasserentsorgung Brunsbüttel GmbH (ABG), DE, Brunsbüttel 6) | 49,0 | Bayernwerk Energietechnik GmbH, DE, Regensburg 2) | 100,0 |
| Abwasserentsorgung Friedrichskoog GmbH, DE, Friedrichskoog 6) | 49,0 | Bayernwerk Natur 1. Beteiligungs-GmbH, DE, Regensburg 2) | 100,0 |
| Abwasserentsorgung Kappeln GmbH, DE, Kappeln 6) | 25,0 | Bayernwerk Natur GmbH, DE, Unterschleißheim 1) | 100,0 |
| Abwasserentsorgung Kropp GmbH, DE, Kropp 6) | 20,0 | Bayernwerk Netz GmbH, DE, Regensburg 1) | 100,0 |
| Abwasserentsorgung Marne-Land GmbH, DE, | Bayernwerk Portfolio GmbH & Co. KG, DE, Regensburg 2) | 100,0 | |
| Diekhusen-Fahrstedt 6) | 49,0 | Bayernwerk Portfolio Verwaltungs GmbH, DE, Regensburg 1) | 100,0 |
| Abwasserentsorgung Schladen GmbH, DE, Schladen 6) | 49,0 | Beteiligung H1 GmbH, DE, Helmstedt 2) | 100,0 |
| Abwasserentsorgung Schöppenstedt GmbH, DE, Schöppenstedt 6) | 49,0 | Beteiligung H2 GmbH, DE, Helmstedt 2) | 100,0 |
| Abwasserentsorgung St. Michaelisdonn, Averlak, Dingen, Eddelak GmbH, DE, St. Michaelisdonn 6) |
25,1 | Beteiligung N1 GmbH, DE, Helmstedt 2) | 100,0 |
| Abwasserentsorgung Tellingstedt GmbH, DE, Tellingstedt 6) | 25,0 | Beteiligung N2 GmbH, DE, Helmstedt 2) | 100,0 |
| Abwasserentsorgung Uetersen GmbH, DE, Uetersen 6) | 49,0 | Beteiligungsgesellschaft der Energieversorgungsunternehmen | |
| Abwassergesellschaft Bardowick mbH & Co. KG, DE, Bardowick 6) | 49,0 | an der Kerntechnische Hilfsdienst GmbH GbR, DE, Eggenstein-Leopoldshofen 6) |
46,3 |
| Abwassergesellschaft Bardowick Verwaltungs-GmbH, DE, | Beteiligungsgesellschaft e.disnatur mbH, DE, Potsdam 2) | 100,0 | |
| Bardowick 6) | 49,0 | BHL Biomasse Heizanlage Lichtenfels GmbH, DE, Lichtenfels 6) | 25,1 |
| Abwassergesellschaft Gehrden mbH, DE, Gehrden 6) | 49,0 | BHO Biomasse Heizanlage Obernsees GmbH, DE, Hollfeld 6) | 40,7 |
| Abwassergesellschaft Ilmenau mbH, DE, Melbeck 6) | 49,0 | BHP Biomasse Heizwerk Pegnitz GmbH, DE, Pegnitz 6) | 46,5 |
| Abwasserwirtschaft Fichtelberg GmbH, DE, Fichtelberg 6) | 25,0 | Bioenergie Merzig GmbH, DE, Merzig 2) | 51,0 |
| Abwasserwirtschaft Kunstadt GmbH, DE, Burgkunstadt 6) | 30,0 | Bioerdgas Hallertau GmbH, DE, Wolnzach 2) | 90,0 |
| Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
|---|---|---|---|
| Bioerdgas Schwandorf GmbH, DE, Schwandorf 2) | 100,0 | CHN Special Projects Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 |
| Biogas Ducherow GmbH, DE, Ducherow 2) | 80,0 | Citigen (London) Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 |
| Biogas Steyerberg GmbH, DE, Steyerberg 2) | 100,0 | Colbeck's Corner, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| Biomasseverwertung Straubing GmbH, DE, Straubing 2) | 100,0 | Colbeck's Corner Holdco, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Bio-Wärme Gräfelfing GmbH, DE, Gräfelfing 6) | 40,0 | Colonia-Cluj-Napoca-Energie S.R.L., RO, Cluj-Napoca 6) | 33,3 |
| Blackbeard Solar, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Cordova Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Blackbriar Battery, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Cremlinger Energie GmbH, DE, Cremlingen 6) | 49,0 |
| Blackjack Creek Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Cuculus GmbH, DE, Ilmenau 6) | 20,4 |
| BMV Energie Beteiligungs GmbH, DE, Fürstenwalde/Spree 2) | 100,0 | Dampfversorgung Ostsee-Molkerei GmbH, DE, Wismar 6) | 50,0 |
| BMV Energie GmbH & Co. KG, DE, Fürstenwalde/Spree 6) | 25,6 | DD Turkey Holdings S.à r.l., LU, Luxemburg 1) | 100,0 |
| BO Baltic Offshore GmbH, DE, Hamburg 2) | 98,0 | Delgaz Grid S.A., RO, Târgu Mureş 1) | 56,5 |
| Boiling Springs Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Deutsche Gesellschaft für Wiederaufarbeitung von | |
| Broken Spoke Solar, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Kernbrennstoffen AG & Co. oHG, DE, Gorleben 6) | 42,5 |
| Bruenning's Breeze Holdco, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | DOTI Deutsche Offshore-Testfeld- und Infrastruktur-GmbH & Co. KG, DE, Oldenburg 5) |
26,3 |
| Bruenning's Breeze Wind Farm, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | DOTI Management GmbH, DE, Oldenburg 6) | 26,3 |
| Brunnshög Energi AB, SE, Malmö 2) | 100,0 | DOTTO MORCONE S.r.l., IT, Mailand 2) | 100,0 |
| BTB Bayreuther Thermalbad GmbH, DE, Bayreuth 6) | 33,3 | Drivango GmbH, DE, Düsseldorf 2) | 100,0 |
| Bursjöliden Vind AB, SE, Malmö 2) | 100,0 | Dutch Energy Projects C.V., NL, Amsterdam 6) | 50,0 |
| Bützower Wärme GmbH, DE, Bützow 6) | 20,0 | Dutchdelta Finance S.à r.l., LU, Luxemburg 1) | 100,0 |
| Cameleon B.V., NL, Rotterdam 2) | 100,0 | E WIE EINFACH GmbH, DE, Köln 1) | 100,0 |
| Camellia Solar LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | e.dialog Netz GmbH, DE, Potsdam 2) | 100,0 |
| Camellia Solar Member LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | E.DIS AG, DE, Fürstenwalde/Spree 1) | 67,0 |
| Cardinal Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | E.DIS Netz GmbH, DE, Fürstenwalde/Spree 1) | 100,0 |
| Carnell Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | e.discom Telekommunikation GmbH, DE, Rostock 2) | 100,0 |
| Cattleman Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | e.disnatur Erneuerbare Energien GmbH, DE, Potsdam 1) | 100,0 |
| Cattleman Wind Farm II, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | e.distherm Wärmedienstleistungen GmbH, DE, Potsdam 1) | 100,0 |
| Celle-Uelzen Netz GmbH, DE, Celle 1) | 97,5 | e.kundenservice Netz GmbH, DE, Hamburg 1) | 100,0 |
| Celsium Serwis Sp. z o.o., PL, Skarżysko-Kamienna 2) | 100,0 | E.ON (Cross-Border) Pension Trustees Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 |
| Celsium Sp. z o.o., PL, Skarżysko-Kamienna 2) | 87,8 | E.ON 4. Verwaltungs GmbH, DE, Essen 2) | 100,0 |
| Champion WF Holdco, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | E.ON Agile Nordic AB, SE, Malmö 2) | 100,0 |
| Champion Wind Farm, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | E.ON Asset Management GmbH & Co. EEA KG, DE, Grünwald 1), 8) | 100,0 |
| Charge-ON GmbH, DE, Essen 1) | 100,0 | E.ON Bayern Verwaltungs AG, DE, Essen 2) | 100,0 |
| CHN Contractors Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | E.ON Beteiligungen GmbH, DE, Düsseldorf 1), 8) | 100,0 |
| CHN Electrical Services Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | E.ON Bioerdgas GmbH, DE, Essen 1) | 100,0 |
| CHN Group Ltd, GB, Coventry 2) | 100,0 | E.ON Biofor Sverige AB, SE, Malmö 1) | 100,0 |
| Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
|---|---|---|---|
| E.ON Business Services (UK) Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 | E.ON Climate & Renewables UK Robin Rigg West Limited, GB, | |
| E.ON Business Services Berlin GmbH, DE, Berlin 1) | 100,0 | Coventry 1) | 100,0 |
| E.ON Business Services Cluj S.R.L., RO, Cluj-Napoca 1) | 100,0 | E.ON Climate & Renewables UK Wind Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 |
| E.ON Business Services Czech Republic s.r.o., CZ, | E.ON Climate & Renewables UK Zone Six Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 | |
| České Budějovice 2) | 100,0 | E.ON Connecting Energies GmbH, DE, Essen 1) | 100,0 |
| E.ON Business Services GmbH, DE, Hannover 1) | 100,0 | E.ON Connecting Energies Italia S.r.l., IT, Mailand 1) | 100,0 |
| E.ON Business Services Hungary Kft., HU, Budapest 2) | 100,0 | E.ON Connecting Energies Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 |
| E.ON Business Services Iași S.A., RO, Iași 2) | 100,0 | E.ON Connecting Energies SAS, FR, Levallois-Perret 2) | 100,0 |
| E.ON Business Services Italia S.r.l., IT, Mailand 2) | 100,0 | E.ON Czech Holding AG, DE, München 1), 8) | 100,0 |
| E.ON Business Services Regensburg GmbH, DE, Regensburg 1) | 100,0 | E.ON Danmark A/S, DK, Frederiksberg 1) | 100,0 |
| E.ON Business Services Slovakia spol. s.r.o., SK, Bratislava 2) | 51,0 | E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati Zrt., HU, Pécs 1) | 100,0 |
| E.ON Business Services Sverige AB, SE, Malmö 2) | 100,0 | E.ON Dél-dunántúli Gázhálózati Zrt., HU, Pécs 1) | 100,0 |
| E.ON Carbon Sourcing North America LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | E.ON Distribuce, a.s., CZ, České Budějovice 1) | 100,0 |
| E.ON CDNE S.p.A., IT, Mailand 2) | 81,1 | E.ON edis Contracting GmbH, DE, Fürstenwalde/Spree 2) | 100,0 |
| E.ON Česká republika, s.r.o., CZ, České Budějovice 1) | 100,0 | E.ON edis energia Sp. z o.o., PL, Warschau 1) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables Canada Ltd., CA, Saint John 1) | 100,0 | E.ON Elektrárne s.r.o., SK, Trakovice 1) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables France, FR, Levallois-Perret 2) | 100,0 | E.ON Elnät Stockholm AB, SE, Malmö 1) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables GmbH, DE, Essen 1) | 100,0 | E.ON Energetikai Tanácsadó Kft., HU, Budapest 2) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables Italia S.r.l., IT, Mailand 1) | 100,0 | E.ON Energia S.p.A., IT, Mailand 1) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables Netherlands B.V., NL, Amsterdam 2) | 100,0 | E.ON Energiakereskedelmi Kft., HU, Budapest 1) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables North America, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | E.ON Energiaszolgáltató Kft., HU, Budapest 1) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables Services GmbH, DE, Essen 2) | 100,0 | E.ON Energiatermelő Kft., HU, Debrecen 1) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables UK Biomass Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 | E.ON Energidistribution AB, SE, Malmö 1) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables UK Blyth Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 | E.ON Energie 25. Beteiligungs-GmbH, DE, München 2) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables UK Developments Limited, GB, | E.ON Energie 38. Beteiligungs-GmbH, DE, München 2) | 100,0 | |
| Coventry 1) | 100,0 | E.ON Energie AG, DE, Düsseldorf 1), 8) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables UK Humber Wind Limited, GB, Coventry 1) |
100,0 | E.ON Energie Deutschland GmbH, DE, München 1) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables UK Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 | E.ON Energie Deutschland Holding GmbH, DE, München 1) | 99,8 |
| E.ON Climate & Renewables UK London Array Limited, GB, | E.ON Energie Dialog GmbH, DE, Potsdam 2) | 100,0 | |
| Coventry 1) | 100,0 | E.ON Energie Kundenservice GmbH, DE, Landshut 1) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables UK Offshore Wind Limited, GB, | E.ON Energie Odnawialne Sp. z o.o., PL, Szczecin 1) | 100,0 | |
| Coventry 1) | 100,0 | E.ON Energie Real Estate Investment GmbH, DE, München 2) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables UK Operations Limited, GB, | E.ON Energie România S.A., RO, Târgu Mureş 1) | 68,2 | |
| Coventry 1) | 100,0 | E.ON Energie, a.s., CZ, České Budějovice 1) | 100,0 |
| E.ON Climate & Renewables UK Robin Rigg East Limited, GB, Coventry 1) |
100,0 | E.ON Energienetze Datteln GmbH, DE, Essen 2) | 100,0 |
| E.ON Energihandel Nordic AB, SE, Malmö 1) | 100,0 |
| Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
|---|---|---|---|
| E.ON Energilösningar AB, SE, Malmö 1) | 100,0 | E.ON IT UK Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 |
| E.ON Energy Gas (Eastern) Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | E.ON Italia S.p.A., IT, Mailand 1) | 100,0 |
| E.ON Energy Gas (Northwest) Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | E.ON Közép-dunántúli Gázhálózati Zrt., HU, Nagykanizsa 1) | 99,8 |
| E.ON Energy Installation Services Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 | E.ON Kundsupport Sverige AB, SE, Malmö 1) | 100,0 |
| E.ON Energy Projects GmbH, DE, München 1) | 100,0 | E.ON Mälarkraft Värme AB, SE, Örebro 1) | 99,8 |
| E.ON Energy Services, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | E.ON Metering GmbH, DE, München 2) | 100,0 |
| E.ON Energy Solutions GmbH, DE, Unterschleißheim 2) | 100,0 | E.ON NA Capital LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON Energy Solutions Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 | E.ON Nord Sverige AB, SE, Malmö 1) | 100,0 |
| E.ON Energy Trading S.p.A., IT, Mailand 1) | 100,0 | E.ON Nordic AB, SE, Malmö 1) | 100,0 |
| E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati Zrt., HU, Győr 1) | 100,0 | E.ON Norge AS, NO, Stavanger 2) | 100,0 |
| E.ON Fastigheter 1 AB, SE, Malmö 2) | 100,0 | E.ON North America Finance, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON Fastigheter 2 AB, SE, Malmö 2) | 100,0 | E.ON Off Grid Solutions GmbH, DE, Düsseldorf 2) | 100,0 |
| E.ON Fastigheter Sverige AB, SE, Malmö 1) | 100,0 | E.ON Perspekt GmbH, DE, Düsseldorf 2) | 70,0 |
| E.ON Finanzanlagen GmbH, DE, Düsseldorf 1), 8) | 100,0 | E.ON Power Innovation Pty Ltd, AU, Brisbane 2) | 100,0 |
| E.ON Finanzholding Beteiligungs-GmbH, DE, Berlin 2) | 100,0 | E.ON Power Plants Belgium BVBA, BE, Mechelen 2) | 100,0 |
| E.ON Finanzholding SE & Co. KG, DE, Essen 1), 8) | 100,0 | E.ON Produktion Danmark A/S, DK, Frederiksberg 1) | 100,0 |
| E.ON First Future Energy Holding B.V., NL, Rotterdam 2) | 100,0 | E.ON Produzione S.p.A., IT, Mailand 1) | 100,0 |
| E.ON Fünfundzwanzigste Verwaltungs GmbH, DE, Düsseldorf 1), 8) | 100,0 | E.ON Project Earth Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 |
| E.ON Gas Mobil GmbH, DE, Essen 2) | 100,0 | E.ON RAG Beteiligungsgesellschaft mbH, DE, Düsseldorf 1) | 100,0 |
| E.ON Gas Sverige AB, SE, Malmö 1) | 100,0 | E.ON RE Investments LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON Gashandel Sverige AB, SE, Malmö 1) | 100,0 | E.ON Real Estate GmbH, DE, Essen 2) | 100,0 |
| E.ON Gasol Sverige AB, SE, Malmö 1) | 100,0 | E.ON Rhein-Ruhr Ausbildungs-GmbH, DE, Essen 2) | 100,0 |
| E.ON Gaz Furnizare S.A., RO, Târgu Mureş 1) | 68,2 | E.ON România S.R.L., RO, Târgu Mureş 1) | 100,0 |
| E.ON Gazdasági Szolgáltató Kft., HU, Győr 1) | 100,0 | E.ON Ruhrgas GPA GmbH, DE, Essen 1), 8) | 100,0 |
| E.ON Gruga Geschäftsführungsgesellschaft mbH, DE, Düsseldorf 1) | 100,0 | E.ON Ruhrgas Portfolio GmbH, DE, Essen 1), 8) | 100,0 |
| E.ON Gruga Objektgesellschaft mbH & Co. KG, DE, Essen 1), 8) | 100,0 | E.ON Sechzehnte Verwaltungs GmbH, DE, Düsseldorf 1), 8) | 100,0 |
| E.ON Human Resources International GmbH, DE, Hannover 1), 8) | 100,0 | E.ON Service GmbH, DE, Essen 2) | 100,0 |
| E.ON Hungária Energetikai Zártkörűen Működő | E.ON Servicii Clienţi S.R.L., RO, Târgu Mureş 1) | 100,0 | |
| Részvénytársaság, HU, Budapest 1) | 100,0 | E.ON Servicii S.R.L., RO, Târgu Mureş 1) | 100,0 |
| E.ON Iberia Holding GmbH, DE, Düsseldorf 1), 8) | 100,0 | E.ON Servicii Tehnice S.R.L., RO, Târgu Mureş 1) | 100,0 |
| E.ON Inhouse Consulting GmbH, DE, Essen 2) | 100,0 | E.ON Servisní, s.r.o., CZ, České Budějovice 1) | 100,0 |
| E.ON Innovation Co-Investments Inc., US, Wilmington 1) | 100,0 | E.ON Slovensko, a.s., SK, Bratislava 1) | 100,0 |
| E.ON Innovation Hub S.A., RO, Târgu Mureş 2) | 100,0 | E.ON Smart Living AB, SE, Malmö 1) | 100,0 |
| E.ON Insurance Services GmbH, DE, Essen 2) | 100,0 | E.ON Software Development SRL, RO, Târgu Mureş 2) | 100,0 |
| E.ON INTERNATIONAL FINANCE B.V., NL, Amsterdam 1) | 100,0 | E.ON Solar GmbH, DE, Essen 2) | 100,0 |
| E.ON Invest GmbH, DE, Grünwald 2) | 100,0 |
| Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
|---|---|---|---|
| E.ON Solutions GmbH, DE, Essen 2) | 100,0 | E.ON Wind Services A/S, DK, Rødby 1) | 100,0 |
| E.ON Sverige AB, SE, Malmö 1) | 100,0 | E.ON Wind Sweden AB, SE, Malmö 1) | 100,0 |
| E.ON Telco, s.r.o., CZ, České Budějovice 2) | 100,0 | E.ON Zweiundzwanzigste Verwaltungs GmbH, DE, Düsseldorf 2) | 100,0 |
| E.ON Tiszántúli Áramhálózati Zrt., HU, Debrecen 1) | 100,0 | East Midlands Electricity Distribution Holdings, GB, Coventry 2) | 100,0 |
| E.ON Ügyfélszolgálati Kft., HU, Budapest 1) | 100,0 | East Midlands Electricity Share Scheme Trustees Limited, GB, | |
| E.ON UK CHP Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 | Coventry 2) | 100,0 |
| E.ON UK CoGeneration Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 | EBERnetz GmbH & Co. KG, DE, Ebersberg 2) | 100,0 |
| E.ON UK Directors Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | EBERnetz Verwaltungs GmbH, DE, Ebersberg 2) | 100,0 |
| E.ON UK Energy Markets Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 | EBY Immobilien GmbH & Co KG, DE, Regensburg 2) | 100,0 |
| E.ON UK Energy Services Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | EBY Port 1 GmbH, DE, München 1), 8) | 100,0 |
| E.ON UK Heat Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | EBY Port 3 GmbH, DE, Regensburg 1) | 100,0 |
| E.ON UK Holding Company Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 | EC&R Asset Management, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON UK Industrial Shipping Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | EC&R Canada Ltd., CA, Saint John 1) | 100,0 |
| E.ON UK Pension Trustees Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | EC&R Development, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON UK plc, GB, Coventry 1) | 100,0 | EC&R Energy Marketing, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON UK Property Services Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | EC&R Ft. Huachuca Solar, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| E.ON UK PS Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | EC&R Grandview Holdco, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| E.ON UK Secretaries Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | EC&R Investco EPC Mgmt, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON UK Trustees Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | EC&R Investco Mgmt, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON US Corporation, US, Wilmington 1) | 100,0 | EC&R Investco Mgmt II, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON US Energy LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | EC&R Magicat Holdco, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON US Holding GmbH, DE, Düsseldorf 1), 8) | 100,0 | EC&R NA Solar PV, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON Vânzări S.A., RO, Târgu Mureş 2) | 100,0 | EC&R O&M, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON Varme Danmark ApS, DK, Frederiksberg 1) | 100,0 | EC&R Panther Creek Wind Farm III, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON Värme Sverige AB, SE, Malmö 1) | 100,0 | EC&R QSE, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON Värme Timrå AB, SE, Sundsvall 1) | 100,0 | EC&R Services, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON Verwaltungs AG Nr. 1, DE, München 2) | 100,0 | EC&R Sherman, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| E.ON Verwaltungs SE, DE, Düsseldorf 2) | 100,0 | EC&R Solar Development, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| E.ON Wind Denmark AB, SE, Malmö 2) | 100,0 | Economy Power Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 |
| E.ON Wind Denmark 2 AB, SE, Malmö 2) | 100,0 | EDT Energie Werder GmbH, DE, Werder (Havel) 2) | 100,0 |
| E.ON Wind Kårehamn AB, SE, Malmö 1) | 100,0 | EEP 2. Beteiligungsgesellschaft mbH, DE, München 2) | 100,0 |
| E.ON Wind Norway AB, SE, Malmö 2) | 100,0 | EFG Erdgas Forchheim GmbH, DE, Forchheim 6) | 24,9 |
| E.ON Wind Nysater AB, SE, Malmö 2) | 100,0 | EFR Europäische Funk-Rundsteuerung GmbH, DE, München 6) | 39,9 |
| E.ON Wind Service GmbH, DE, Neubukow 2) | 100,0 | El Algodon Alto Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| E.ON WIND SERVICE ITALIA S.r.l., IT, Mailand 2) | 100,0 | Elektrizitätsnetzgesellschaft Grünwald mbH & Co. KG, DE, Grünwald 6) |
49,0 |
| Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
|---|---|
| Elektrizitätswerk Schwandorf GmbH, DE, Schwandorf 2) | 100,0 |
| Elevate Wind Holdco, LLC, US, Wilmington 4) | 50,0 |
| Elmregia GmbH, DE, Schöningen 6) | 49,0 |
| EMSZET Első Magyar Szélerőmű Korlátolt Felelősségű Társaság, HU, Kulcs 2) |
74,7 |
| ENACO Energieanlagen- und Kommunikationstechnik GmbH, DE, Maisach 6) |
26,0 |
| Energetyka Cieplna Opolszczyzny S.A., PL, Opole 6) | 46,7 |
| Energie und Wasser Potsdam GmbH, DE, Potsdam 5) | 35,0 |
| Energie und Wasser Wahlstedt/Bad Segeberg GmbH & Co. KG (ews), DE, Bad Segeberg 6) |
50,1 |
| Energie Vorpommern GmbH, DE, Trassenheide 6) | 49,0 |
| Energie-Agentur Weyhe GmbH, DE, Weyhe 6) | 50,0 |
| Energieerzeugungswerke Geesthacht GmbH, DE, Geesthacht 6) | 33,4 |
| energielösung GmbH, DE, Regensburg 2) | 100,0 |
| Energienetz Neufahrn/Eching GmbH & Co. KG, DE, Neufahrn bei Freising 6) |
49,0 |
| Energienetze Bayern GmbH, DE, Regensburg 1) | 100,0 |
| Energienetze Schaafheim GmbH, DE, Regensburg 2) | 100,0 |
| Energie-Pensions-Management GmbH, DE, Hannover 2) | 70,0 |
| Energieversorgung Alzenau GmbH (EVA), DE, Alzenau 6) | 69,5 |
| Energieversorgung Buching-Trauchgau (EBT) Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Halblech 6) |
50,0 |
| Energieversorgung Putzbrunn GmbH & Co. KG, DE, Putzbrunn 6) | 50,0 |
| Energieversorgung Putzbrunn Verwaltungs GmbH, DE, Putzbrunn 6) |
50,0 |
| Energieversorgung Sehnde GmbH, DE, Sehnde 6) | 30,0 |
| Energieversorgung Vechelde GmbH & Co. KG, DE, Vechelde 6) | 49,0 |
| Energie-Wende-Garching GmbH & Co. KG, DE, Garching 6) | 50,0 |
| Energie-Wende-Garching Verwaltungs-GmbH, DE, Garching 6) | 50,0 |
| Energiewerke Isernhagen GmbH, DE, Isernhagen 6) | 49,0 |
| Energiewerke Osterburg GmbH, DE, Osterburg (Altmark) 6) | 49,0 |
| Energy Collection Services Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 |
| Enerjisa Enerji A.Ş., TR, Istanbul 4) | 50,0 |
| Enerjisa Üretim Santralleri A.Ş., TR, Istanbul 4) | 50,0 |
| EPS Polska Holding Sp. z o.o., PL, Warschau 1) | 100,0 |
| Ergon Energia S.r.l. in liquidazione, IT, Brescia 6) | 50,0 |
| Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
|---|---|
| Ergon Overseas Holdings Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 |
| ESN EnergieSystemeNord GmbH, DE, Schwentinental 2) | 55,0 |
| etatherm GmbH, DE, Potsdam 6) | 20,4 |
| EVG Energieversorgung Gemünden GmbH, DE, Gemünden am Main 6) |
49,0 |
| ews Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Bad Segeberg 6) | 50,2 |
| EZV Energie- und Service GmbH & Co. KG Untermain, DE, Wörth am Main 6) |
28,9 |
| EZV Energie- und Service Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Wörth am Main 6) |
28,8 |
| Falkenbergs Biogas AB, SE, Malmö 2) | 65,0 |
| Farma Wiatrowa Barzowice Sp. z o.o., PL, Warschau 1) | 100,0 |
| Fernwärmeversorgung Freising Gesellschaft mit beschränkter Haftung (FFG), DE, Freising 6) |
50,0 |
| FEVA Infrastrukturgesellschaft mbH, DE, Wolfsburg 6) | 49,0 |
| FIDELIA Holding LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| Fifth Standard Solar PV, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Fitas Verwaltung GmbH & Co. Dritte Vermietungs-KG, DE, Pullach im Isartal 2) |
90,0 |
| FITAS Verwaltung GmbH & Co. REGIUM-Objekte KG, DE, Pullach im Isartal 2) |
90,0 |
| Flatlands Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Florida Solar and Power Group LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Forest Creek Investco, Inc., US, Wilmington 1) | 100,0 |
| Forest Creek WF Holdco, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| Forest Creek Wind Farm, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| Fortuna Solar, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| GASAG AG, DE, Berlin 5) | 36,9 |
| Gasnetzgesellschaft Laatzen-Süd mbH, DE, Laatzen 6) | 49,0 |
| Gasversorgung Bad Rodach GmbH, DE, Bad Rodach 6) | 50,0 |
| Gasversorgung Ebermannstadt GmbH, DE, Ebermannstadt 6) | 50,0 |
| Gasversorgung im Landkreis Gifhorn GmbH, DE, Gifhorn 1) | 95,0 |
| Gasversorgung Unterfranken Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Würzburg 5) |
49,0 |
| Gasversorgung Wismar Land GmbH, DE, Lübow 6) | 49,0 |
| Gasversorgung Wunsiedel GmbH, DE, Wunsiedel 6) | 50,0 |
| Gelsenberg GmbH & Co. KG, DE, Düsseldorf 1), 8) | 100,0 |
| Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
|---|---|---|---|
| Gelsenberg Verwaltungs GmbH, DE, Düsseldorf 2) | 100,0 | Hams Hall Management Company Limited, GB, Coventry 6) | 46,6 |
| Gelsenwasser Beteiligungs-GmbH, DE, München 2) | 100,0 | HanseGas GmbH, DE, Quickborn 1) | 100,0 |
| Gemeindewerke Gräfelfing GmbH & Co. KG, DE, Gräfelfing 6) | 49,0 | HanseWerk AG, DE, Quickborn 1) | 66,5 |
| Gemeindewerke Gräfelfing Verwaltungs GmbH, DE, Gräfelfing 6) | 49,0 | HanseWerk Natur GmbH, DE, Hamburg 1) | 100,0 |
| Gemeindewerke Leck GmbH, DE, Leck 6) | 49,9 | Harzwasserwerke GmbH, DE, Hildesheim 5) | 20,8 |
| Gemeindewerke Uetze GmbH, DE, Uetze 6) | 49,0 | Havelstrom Zehdenick GmbH, DE, Zehdenick 6) | 49,0 |
| Gemeindewerke Wedemark GmbH, DE, Wedemark 6) | 49,0 | Heizwerk Holzverwertungsgenossenschaft Stiftland eG & Co. | |
| Gemeindewerke Wietze GmbH, DE, Wietze 6) | 49,0 | oHG, DE, Neualbenreuth 6) | 50,0 |
| Gemeinnützige Gesellschaft zur Förderung des E.ON Energy Research Center mbH, DE, Aachen 6) |
50,0 | HGC Hamburg Gas Consult GmbH, DE, Hamburg 2) HOCHTEMPERATUR-KERNKRAFTWERK GmbH (HKG), |
100,0 |
| Gemeinschaftskernkraftwerk Grohnde GmbH & Co. oHG, DE, | Gemeinsames europäisches Unternehmen, DE, Hamm 6) | 26,0 | |
| Emmerthal 1) | 100,0 | Högbytorp Kraftvärme AB, SE, Malmö 2) | 100,0 |
| Gemeinschaftskernkraftwerk Grohnde Management GmbH, DE, Emmerthal 2) |
83,2 | Holsteiner Wasser GmbH, DE, Neumünster 6) | 50,0 |
| Gemeinschaftskernkraftwerk Isar 2 GmbH, DE, Essenbach 2) | 75,0 | iamsmart GmbH, DE, Essen 2) | 100,0 |
| Gemeinschaftskraftwerk Weser GmbH & Co. oHG., DE, | Improbed AB, SE, Malmö 2) Inadale Wind Farm, LLC, US, Wilmington 1) |
100,0 100,0 |
|
| Emmerthal 1) | 66,7 | Induboden GmbH, DE, Düsseldorf 2) | 100,0 |
| Geotermisk Operaterselskab ApS, DK, Kirke Saby 6) | 20,0 | Induboden GmbH & Co. Grundstücksgesellschaft OHG, DE, | |
| Geothermie-Wärmegesellschaft Braunau-Simbach mbH, AT, Braunau am Inn 6) |
20,0 | Essen 2) | 100,0 |
| Gesellschaft für Energie und Klimaschutz Schleswig-Holstein | Industriekraftwerk Greifswald GmbH, DE, Kassel 6) | 49,0 | |
| GmbH, DE, Kiel 6) | 33,3 | Industry Development Services Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 |
| GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, DE, Essen 6) | 41,7 | InfraServ-Bayernwerk Gendorf GmbH, DE, Burgkirchen a. d. Alz 6) | 50,0 |
| GHD Bayernwerk Natur GmbH & Co. KG, DE, Dingolfing 2) | 75,0 | Infrastrukturgesellschaft Stadt Nienburg/Weser mbH, DE, Nienburg/Weser 6) |
49,9 |
| GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH, DE, Essen 6) | 48,0 | ||
| GOLLIPP Bioerdgas GmbH & Co KG, DE, Gollhofen 6) | 50,0 | Intelligent Maintenance Systems Limited, GB, Milton Keynes 6) | 25,0 |
| GOLLIPP Bioerdgas Verwaltungs GmbH, DE, Gollhofen 6) | 50,0 | Iron Horse Battery Storage, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Gondoskodás-Egymásért Alapítvány, HU, Debrecen 2) | 100,0 | Jihočeská plynárenská, a.s., CZ, České Budějovice 2) | 100,0 |
| Grandview Wind Farm, LLC, US, Wilmington 4) | 50,0 | Kalmar Energi Försäljning AB, SE, Kalmar 6) | 40,0 |
| Grandview Wind Farm III, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Kalmar Energi Holding AB, SE, Kalmar 4) | 50,0 |
| Grandview Wind Farm IV, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Kasson Manteca Solar, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Grandview Wind Farm V, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Kernkraftwerk Brokdorf GmbH & Co. oHG, DE, Hamburg 1) | 80,0 |
| Green Sky Energy Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 | Kernkraftwerk Brunsbüttel GmbH & Co. oHG, DE, Hamburg 5) | 33,3 |
| greenited GmbH, DE, Hamburg 6) | 50,0 | Kernkraftwerk Gundremmingen GmbH, DE, Gundremmingen 5) | 25,0 |
| greenXmoney.com GmbH, DE, Neu-Ulm 6) | 29,4 | Kernkraftwerk Krümmel GmbH & Co. oHG, DE, Hamburg 3) | 50,0 |
| GrönGas Partner A/S, DK, Hirtshals 6) | 50,0 | Kernkraftwerk Stade GmbH & Co. oHG, DE, Hamburg 1) | 66,7 |
| Hamburg Netz GmbH, DE, Hamburg 1) | 74,9 | Kernkraftwerke Isar Verwaltungs GmbH, DE, Essenbach 1) | 100,0 |
| KGW - Kraftwerk Grenzach-Wyhlen GmbH, DE, München 1) | 100,0 |
| Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
|---|---|---|---|
| Kinneil CHP Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | Maricopa Land Holding, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Kite Power Systems Limited, GB, Chelmsford 6) | 20,0 | Maricopa West Solar PV 2, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Komáromi Kogenerációs Erőmű Kft., HU, Budapest 2) | 100,0 | Matrix Control Solutions Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 |
| KommEnergie Erzeugungs GmbH, DE, Eichenau 6) | 100,0 | MEON Pensions GmbH & Co. KG, DE, Grünwald 1), 8) | 100,0 |
| KommEnergie GmbH, DE, Eichenau 6) | 61,0 | MEON Verwaltungs GmbH, DE, Grünwald 2) | 100,0 |
| Kommunale Energieversorgung GmbH Eisenhüttenstadt, DE, Eisenhüttenstadt 6) |
49,0 | MFG Flughafen-Grundstücksverwaltungsgesellschaft mbH & Co. Gamma oHG i.L., DE, Grünwald 2) |
90,0 |
| Kommunale Klimaschutzgesellschaft Landkreis Celle gemeinnützige GmbH, DE, Celle 6) |
25,0 | Midlands Electricity Limited, GB, Coventry 2) MINUS 181 GmbH, DE, Parchim 6) |
100,0 25,1 |
| Kommunale Klimaschutzgesellschaft Landkreis Uelzen gemeinnützige GmbH, DE, Celle 6) |
25,0 | Mosoni-Duna Menti Szélerőmű Kft., HU, Győr 2) | 100,0 |
| Kraftwerk Burghausen GmbH, DE, München 1) | 100,0 | Munnsville Investco, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| Kraftwerk Hattorf GmbH, DE, München 1) | 100,0 | Munnsville WF Holdco, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| Kraftwerk Marl GmbH, DE, München 1) | 100,0 | Munnsville Wind Farm, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| Kraftwerk Plattling GmbH, DE, München 1) | 100,0 | Nahwärme Ascha GmbH, DE, Ascha 2) | 90,0 |
| Kraftzwerg GmbH, DE, Essen 2) | 100,0 | Naranjo Battery, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, DE, Essen 6) | 41,7 | Netz- und Wartungsservice (NWS) GmbH, DE, Schwerin 2) | 100,0 |
| Kurgan Grundstücks-Verwaltungsgesellschaft mbH & Co. oHG, | Netzanschluss Mürow Oberdorf GbR, DE, Bremerhaven 6) | 34,8 | |
| DE, Grünwald 1) | 90,0 | Netzgesellschaft Bad Münder GmbH & Co. KG, DE, Bad Münder 6) | 49,0 |
| Lake Fork Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Netzgesellschaft Barsinghausen GmbH & Co. KG, DE, | |
| LandE GmbH, DE, Wolfsburg 1) | 69,6 | Barsinghausen 6) | 49,0 |
| Landwehr Wassertechnik GmbH, DE, Schöppenstedt 2) | 100,0 | Netzgesellschaft Gehrden mbH, DE, Gehrden 6) | 49,0 |
| Lighting for Staffordshire Holdings Limited, GB, Coventry 1) | 60,0 | Netzgesellschaft Hemmingen mbH, DE, Hemmingen 6) | 49,0 |
| Lighting for Staffordshire Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 | Netzgesellschaft Hennigsdorf Strom mbH, DE, Hennigsdorf 6) | 50,0 |
| Lillo Energy NV, BE, Brüssel 6) | 50,0 | Netzgesellschaft Hildesheimer Land GmbH & Co. KG, DE, Giesen 6) | 49,0 |
| Limfjordens Bioenergi ApS, DK, Frederiksberg 2) | 78,0 | Netzgesellschaft Hildesheimer Land Verwaltung GmbH, DE, Giesen 6) |
49,0 |
| Local Energies, a.s., CZ, Zlín-Malenovice 2) | 100,0 | Netzgesellschaft Hohen Neuendorf Strom GmbH & Co. KG, DE, | |
| London Array Limited, GB, Coventry 6) | 30,0 | Hohen Neuendorf 6) | 49,0 |
| LSW Energie Verwaltungs-GmbH, DE, Wolfsburg 6) | 57,0 | Netzgesellschaft Ronnenberg GmbH & Co. KG, DE, Ronnenberg 6) | 49,0 |
| LSW Holding GmbH & Co. KG, DE, Wolfsburg 5) | 57,0 | Netzgesellschaft Schwerin mbH (NGS), DE, Schwerin 6) | 40,0 |
| LSW Holding Verwaltungs-GmbH, DE, Wolfsburg 6) | 57,0 | Netzgesellschaft Stuhr/Weyhe mbH i. L., DE, Helmstedt 2) | 100,0 |
| LSW Netz Verwaltungs-GmbH, DE, Wolfsburg 6) | 57,0 | Netzgesellschaft Syke GmbH, DE, Syke 6) | 49,0 |
| Luna Lüneburg GmbH, DE, Lüneburg 6) | 49,0 | Neumünster Netz Beteiligungs-GmbH, DE, Neumünster 1) | 50,1 |
| Magicat Holdco, LLC, US, Wilmington 5) | 20,0 | New Cogen Sp. z o.o., PL, Warschau 2) | 100,0 |
| Major Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Nord Stream AG, CH, Zug 5) | 15,5 |
| Maricopa East Solar PV, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | NORD-direkt GmbH, DE, Neumünster 2) | 100,0 |
| Maricopa East Solar PV 2, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | NordNetz GmbH, DE, Quickborn 2) | 100,0 |
| Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
|---|---|---|---|
| Northern Orchard Solar PV, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Powergen Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 |
| Northern Orchard Solar PV 2, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Powergen Luxembourg Holdings S.à r.l., LU, Luxemburg 1) | 100,0 |
| Novo Innovations Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | Powergen Power No. 1 Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 |
| Oberland Stromnetz GmbH & Co. KG, DE, Murnau a. Staffelsee 2) | 100,0 | Powergen Power No. 2 Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 |
| Oberland Stromnetz Verwaltungs GmbH, DE, Murnau a. Staffelsee 2) |
100,0 | Powergen Serang Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 |
| Oebisfelder Wasser und Abwasser GmbH, DE, Oebisfelde 6) | 49,0 | Powergen UK Investments, GB, Coventry 2) | 100,0 |
| Offshore Trassenplanungs GmbH i. L., DE, Hannover 2) | 50,0 | Powergen Weather Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 |
| Offshore-Windpark Delta Nordsee GmbH, DE, Hamburg 2) | 100,0 | PreussenElektra GmbH, DE, Hannover 1) | 100,0 |
| OMNI Energy Kft., HU, Kiskunhalas 6) | 50,0 | Purena Consult GmbH, DE, Wolfenbüttel 2) | 100,0 |
| OOO E.ON Connecting Energies, RU, Moskau 4) | 50,0 | Purena GmbH, DE, Wolfenbüttel 1) | 94,1 |
| OOO E.ON IT, RU, Moskau 2) | 100,0 | Pyron Wind Farm, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| Radford's Run Holdco, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | ||
| Oskarshamn Energi AB, SE, Oskarshamn 4) | 50,0 | Radford's Run Wind Farm, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| Owen Prairie Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Rampion Offshore Wind Limited, GB, Coventry 1) | 50,1 |
| OWN1 First Offshore Wind Netherlands B.V., NL, Amsterdam 2) OWN2 Second Offshore Wind Netherlands B.V., NL, Amsterdam 2) |
100,0 100,0 |
Rauschbergbahn Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Ruhpolding 2) |
77,4 |
| OWN3 Third Offshore Wind Netherlands B.V., NL, Amsterdam 2) | 100,0 | Raymond Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| PannonWatt Energetikai Megoldások Zrt., HU, Győr 6) | 49,9 | RDE Regionale Dienstleistungen Energie GmbH & Co. KG, DE, | |
| Panther Creek Solar, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Würzburg 2) | 100,0 |
| Panther Creek Wind Farm I&II, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | RDE Verwaltungs-GmbH, DE, Würzburg 2) | 100,0 |
| Paradise Cut Battery, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Redsted Varmetransmission ApS, DK, Frederiksberg 2) | 100,0 |
| Pawnee Spirit Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Refarmed ApS, DK, Kopenhagen 6) | 20,0 |
| PEG Infrastruktur AG, CH, Zug 1) | 100,0 | REGAS GmbH & Co KG, DE, Regensburg 6) | 50,0 |
| Peißenberger Kraftwerksgesellschaft mit beschränkter Haftung, | REGAS Verwaltungs-GmbH, DE, Regensburg 6) | 50,0 | |
| DE, Peißenberg 2) | 100,0 | REGENSBURGER ENERGIE- UND WASSERVERSORGUNG AG, DE, Regensburg 6) |
35,5 |
| Peißenberger Wärmegesellschaft mbH, DE, Peißenberg 6) | 50,0 | regiolicht GmbH, DE, Helmstedt 2) | 89,8 |
| Perstorps Fjärrvärme AB, SE, Perstorp 6) | 50,0 | RegioNetzMünchen GmbH & Co. KG, DE, Garching 2) | 100,0 |
| Peyton Creek Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | ||
| Pinckard Solar LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | RegioNetzMünchen Verwaltungs GmbH, DE, Garching 2) | 100,0 |
| Pinckard Solar Member LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Regnitzstromverwertung Aktiengesellschaft, DE, Erlangen 6) | 33,3 |
| Pioneer Trail Wind Farm, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | Renewables Power Netherlands B.V., NL, Amsterdam 6) | 50,0 |
| Pipkin Ranch Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | REWAG REGENSBURGER ENERGIE- UND WASSERVERSORGUNG AG & CO KG, DE, Regensburg 5) |
35,5 |
| Portfolio EDL GmbH, DE, Helmstedt 1), 8) | 100,0 | R-KOM Regensburger Telekommunikationsgesellschaft mbH & | |
| Powergen Holdings B.V., NL, Rotterdam 1) | 100,0 | Co. KG, DE, Regensburg 6) | 20,0 |
| Powergen Holdings S.à r.l., LU, Luxemburg 2) | 100,0 | R-KOM Regensburger Telekommunikationsverwaltungs gesellschaft mbH, DE, Regensburg 6) |
20,0 |
| Powergen International Limited, GB, Coventry 1) | 100,0 |
| Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
|---|---|---|---|
| Roadrunner, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Settlers Trail Wind Farm, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| Rødsand 2 Offshore Wind Farm AB, SE, Malmö 5) | 20,0 | Sjöbygden Skog AB, SE, Malmö 2) | 100,0 |
| Roscoe WF Holdco, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | Skive GreenLab Biogas ApS, DK, Frederiksberg 2) | 100,0 |
| Roscoe Wind Farm, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | ŠKO ENERGO, s.r.o., CZ, Mladá Boleslav 6) | 21,0 |
| Rose Rock Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | ŠKO-ENERGO FIN, s.r.o., CZ, Mladá Boleslav 5) | 42,5 |
| Rosengård Invest AB, SE, Malmö 6) | 25,0 | Snow Shoe Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| S.C. Salgaz S.A., RO, Salonta 2) | 58,3 | Söderåsens Bioenergi AB, SE, Malmö 2) | 63,3 |
| Safetec Entsorgungs- und Sicherheitstechnik GmbH, DE, Heidelberg 2) |
100,0 | Sønderjysk Biogas Bevtoft A/S, DK, Vojens 6) | 50,0 |
| Sand Bluff WF Holdco, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | Sparta North, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Sand Bluff Wind Farm, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | Sparta South, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Scarweather Sands Limited, GB, Coventry 6) | 50,0 | SPIE Energy Solutions Harburg GmbH, DE, Hamburg 6) | 35,0 |
| Schleswig-Holstein Netz AG, DE, Quickborn 1) | 81,6 | Städtische Betriebswerke Luckenwalde GmbH, DE, Luckenwalde 6) | 29,0 |
| Schleswig-Holstein Netz Verwaltungs-GmbH, DE, Quickborn 1) | 100,0 | Städtische Werke Magdeburg GmbH & Co. KG, DE, Magdeburg 5) | 26,7 |
| SEC A Sp. z o.o., PL, Szczecin 2) | 100,0 | Städtische Werke Magdeburg Verwaltungs-GmbH, DE, Magdeburg 6) |
26,7 |
| SEC B Sp. z o.o., PL, Szczecin 2) | 100,0 | Stadtnetze Neustadt a. Rbge. GmbH & Co. KG, DE, | |
| SEC Barlinek Sp. z o.o., PL, Barlinek 2) | 100,0 | Neustadt a. Rbge. 6) | |
| SEC C Sp. z o.o., PL, Szczecin 2) | 100,0 | Stadtnetze Neustadt a. Rbge. Verwaltungs-GmbH, DE, Neustadt a. Rbge. 6) |
|
| SEC D Sp. z o.o., PL, Szczecin 2) | 100,0 | Stadtversorgung Pattensen GmbH & Co. KG, DE, Pattensen 6) | 24,9 49,0 |
| SEC Dębno Sp. z o.o., PL, Debno 2) | 100,0 | Stadtversorgung Pattensen Verwaltung GmbH, DE, Pattensen 6) | 49,0 |
| SEC E Sp. z o.o., PL, Szczecin 2) | 100,0 | Stadtwerke Bad Bramstedt GmbH, DE, Bad Bramstedt 6) | 36,0 |
| SEC Energia Sp. z o.o., PL, Szczecin 2) | 100,0 | Stadtwerke Barth GmbH, DE, Barth 6) | 49,0 |
| SEC F Sp. z o.o., PL, Szczecin 2) | 100,0 | Stadtwerke Bayreuth Energie und Wasser GmbH, DE, Bayreuth 5) | 24,9 |
| SEC G Sp. z o.o., PL, Szczecin 2) | 100,0 | Stadtwerke Bergen GmbH, DE, Bergen 6) | 49,0 |
| SEC H Sp. z o.o., PL, Szczecin 2) | 100,0 | Stadtwerke Blankenburg GmbH, DE, Blankenburg 6) | 30,0 |
| SEC HR Sp. z o.o., PL, Szczecin 2) | 100,0 | Stadtwerke Bogen GmbH, DE, Bogen 6) | 41,0 |
| SEC Łobez Sp. z o.o., PL, Łobez 2) | 100,0 | Stadtwerke Bredstedt GmbH, DE, Bredstedt 6) | 49,9 |
| SEC Myślibórz Sp. z o.o., PL, Myślibórz 2) | 89,9 | Stadtwerke Burgdorf GmbH, DE, Burgdorf 6) | 49,0 |
| SEC Połczyn-Zdrój Sp. z o.o., PL, Połczyn-Zdrój 2) | 100,0 | Stadtwerke Ebermannstadt Versorgungsbetriebe GmbH, DE, | |
| SEC Serwis Sp. z o.o., PL, Szczecin 2) | 100,0 | Ebermannstadt 6) | 25,0 |
| SEC Słubice Sp. z o.o., PL, Słubice 2) | 100,0 | Stadtwerke Eggenfelden GmbH, DE, Eggenfelden 6) | 49,0 |
| SEC Strzelce Krajeńskie Sp. z o.o., PL, Strzelce Krajeńskie 2) | 100,0 | Stadtwerke Frankfurt (Oder) GmbH, DE, Frankfurt (Oder) 5) | 39,0 |
| SERVICE plus GmbH, DE, Neumünster 2) | 100,0 | Stadtwerke Garbsen GmbH, DE, Garbsen 6) | 24,9 |
| Service Plus Recycling GmbH, DE, Neumünster 2) | 100,0 | Stadtwerke Geesthacht GmbH, DE, Geesthacht 6) | 24,9 |
| Servicii Energetice pentru Acasa - SEA Complet S.A., RO, | Stadtwerke Husum GmbH, DE, Husum 6) | 49,9 | |
| Târgu Mureş 2) | 96,0 | Stadtwerke Lübz GmbH, DE, Lübz 6) | 25,0 |
| Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
|---|---|---|---|
| Stadtwerke Ludwigsfelde GmbH, DE, Ludwigsfelde 6) | 29,0 | Stromversorgung Penzberg GmbH & Co. KG, DE, Penzberg 2) | 100,0 |
| Stadtwerke Neunburg vorm Wald Strom GmbH, DE, | Stromversorgung Penzberg Verwaltungs GmbH, DE, Penzberg 2) | 100,0 | |
| Neunburg vorm Wald 6) | 24,9 | Stromversorgung Pfaffenhofen a. d. Ilm GmbH & Co. KG, DE, | |
| Stadtwerke Niebüll GmbH, DE, Niebüll 6) | 49,9 | Pfaffenhofen 6) | 49,0 |
| Stadtwerke Olching Stromnetz GmbH & Co. KG, DE, Olching 2) | 100,0 | Stromversorgung Pfaffenhofen a. d. Ilm Verwaltungs GmbH, | |
| Stadtwerke Olching Stromnetz Verwaltungs GmbH, DE, Olching 2) | 100,0 | DE, Pfaffenhofen 6) | 49,0 |
| Stadtwerke Parchim GmbH, DE, Parchim 6) | 25,2 | Stromversorgung Ruhpolding Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Ruhpolding 2) |
100,0 |
| Stadtwerke Premnitz GmbH, DE, Premnitz 6) | 35,0 | Stromversorgung Unterschleißheim GmbH & Co. KG, DE, | |
| Stadtwerke Pritzwalk GmbH, DE, Pritzwalk 6) | 49,0 | Unterschleißheim 6) | 49,0 |
| Stadtwerke Ribnitz-Damgarten GmbH, DE, Ribnitz-Damgarten 6) | 39,0 | Stromversorgung Unterschleißheim Verwaltungs GmbH, DE, | |
| Stadtwerke Schwedt GmbH, DE, Schwedt/Oder 6) | 37,8 | Unterschleißheim 6) | 49,0 |
| Stadtwerke Tornesch GmbH, DE, Tornesch 6) | 49,0 | strotög GmbH Strom für Töging, DE, Töging am Inn 6) | 50,0 |
| Stadtwerke Vilshofen GmbH, DE, Vilshofen 6) | 41,0 | StWB Stadtwerke Brandenburg an der Havel GmbH & Co. KG, | |
| Stadtwerke Wismar GmbH, DE, Wismar 5) | 49,0 | DE, Brandenburg an der Havel 5) | 36,8 |
| Stadtwerke Wittenberge GmbH, DE, Wittenberge 6) | 22,7 | StWB Verwaltungs GmbH, DE, Brandenburg an der Havel 6) | 36,8 100,0 |
| Stadtwerke Wolfenbüttel GmbH, DE, Wolfenbüttel 6) | 26,0 | SüdWasser GmbH, DE, Erlangen 2) | |
| Stadtwerke Wolmirstedt GmbH, DE, Wolmirstedt 6) | 49,4 | SVH Stromversorgung Haar GmbH, DE, Haar 6) | |
| Stella Holdco, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | SVI-Stromversorgung Ismaning GmbH, DE, Ismaning 6) | |
| Stella Wind Farm, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | SVO Holding GmbH, DE, Celle 1) | |
| Stella Wind Farm II, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | SVO Vertrieb GmbH, DE, Celle 1) | 100,0 |
| Stockton Solar I, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | SWN Stadtwerke Neustadt GmbH, DE, Neustadt bei Coburg 6) | 25,1 |
| Stockton Solar II, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | SWS Energie GmbH, DE, Stralsund 5) | 49,0 |
| Strom Germering GmbH, DE, Germering 2) | 90,0 | Szczecińska Energetyka Cieplna Sp. z o.o., PL, Szczecin 1) | 66,5 |
| Strombewegung GmbH, DE, Düsseldorf 2) | 100,0 | Szombathelyi Erőmű Zrt., HU, Győr 2) | 55,0 |
| Stromnetz Kulmbach GmbH & Co. KG, DE, Kulmbach 6) | 49,0 | Szombathelyi Távhőszolgáltató Kft., HU, Szombathely 6) | 25,0 |
| Stromnetz Kulmbach Verwaltungs GmbH, DE, Kulmbach 6) | 49,0 | Tech Park Solar, LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 |
| Stromnetz Weiden i.d.OPf. GmbH & Co. KG, DE, Weiden i.d.OPf. 6) | 49,0 | The Power Generation Company Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 |
| Stromnetz Würmtal GmbH & Co. KG, DE, Gauting 2) | 74,5 | Three Rocks Solar, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Stromnetz Würmtal Verwaltungs GmbH, DE, München 2) | 100,0 | Tierra Blanca Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Stromnetze Peiner Land GmbH, DE, Ilsede 6) | 49,0 | Tipton Wind, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Stromnetzgesellschaft Bad Salzdetfurth-Diekholzen mbH & | Tishman Speyer Real Estate Venture VI Parallel (ON), L.P., US, New York City 2) |
99,0 | |
| Co. KG, DE, Bad Salzdetfurth 6) | 49,0 | TPG Wind Limited, GB, Coventry 6) | 50,0 |
| Stromnetzgesellschaft Barsinghausen GmbH & Co. KG, DE, Barsinghausen 6) |
49,0 | Trocknungsanlage Zolling GmbH & Co. KG, DE, Zolling 6) | 33,3 |
| Stromnetzgesellschaft Wunstorf GmbH & Co. KG, DE, Wunstorf 6) | 49,0 | Trocknungsanlage Zolling Verwaltungs GmbH, DE, Zolling 6) | 33,3 |
| Stromversorgung Angermünde GmbH, DE, Angermünde 6) | 49,0 | Turkey Run, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
Gesellschaft, Sitz | Kapital anteil % |
|---|---|---|---|
| Überlandwerk Leinetal GmbH, DE, Gronau 6) | 48,0 | Wasserwerk Gifhorn GmbH & Co KG, DE, Gifhorn 6) | |
| Umspannwerk Miltzow-Mannhagen GbR, DE, Sundhagen 6) | 22,2 | Wasserwirtschafts- und Betriebsgesellschaft Grafenwöhr | |
| Union Grid s.r.o., CZ, Prag 6) | 34,0 | GmbH, DE, Grafenwöhr 6) | 49,0 |
| Uniper SE, DE, Düsseldorf 5) | 46,7 | WEA Schönerlinde GbR mbH Kiepsch & Bosse & | |
| Uranit GmbH, DE, Jülich 4) | 50,0 | Beteiligungsges. e.disnatur mbH, DE, Berlin 2) | 70,0 |
| Utility Debt Services Limited, GB, Coventry 2) | 100,0 | Weißmainkraftwerk Röhrenhof Aktiengesellschaft, DE, Bad Berneck 2) |
93,5 |
| Valencia Solar, LLC, US, Tucson 1) | 100,0 | werkkraft GmbH, DE, Unterschleißheim 6) | 50,0 |
| Valverde Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | West of the Pecos Solar, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| VEBA Electronics LLC, US, Wilmington 1) | 100,0 | WEVG Salzgitter GmbH & Co. KG, DE, Salzgitter 1) | 50,2 |
| VEBACOM Holdings LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | WEVG Verwaltungs GmbH, DE, Salzgitter 2) | 50,2 |
| Venado Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Wildcat Wind Farm II, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Versorgungsbetrieb Waldbüttelbrunn GmbH, DE, | Wildcat Wind Farm III, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | |
| Waldbüttelbrunn 6) | 49,0 | Windenergie Leinetal 2 Verwaltungs GmbH, DE, Freden (Leine) 2) | 100,0 |
| Versorgungsbetriebe Helgoland GmbH, DE, Helgoland 6) | 49,0 | Windenergie Leinetal GmbH & Co. KG, DE, Freden (Leine) 6) | 26,2 |
| Versorgungskasse Energie (VVaG) i. L., DE, Hannover 1) | 71,6 | Windenergie Leinetal Verwaltungs GmbH, DE, Freden (Leine) 6) | |
| Versuchsatomkraftwerk Kahl GmbH, DE, Karlstein 6) | 20,0 | Windenergie Osterburg GmbH & Co. KG, DE, Osterburg (Altmark) 2) | |
| Veszprém-Kogeneráció Energiatermelő Zrt., HU, Budapest 2) | 100,0 | Windenergie Osterburg Verwaltungs GmbH, DE, | 100,0 |
| Vici Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Osterburg (Altmark) 2) | |
| Vici Wind Farm II, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | WINDENERGIEPARK WESTKÜSTE GmbH, DE, | |
| Vici Wind Farm III, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 | Kaiser-Wilhelm-Koog 2) | |
| Visioncash, GB, Coventry 1) | 100,0 | Windkraft Gerolsbach GmbH & Co. KG, DE, Gerolsbach 6) | 23,2 |
| Wärmeversorgung Schenefeld GmbH, DE, Schenefeld 6) | 40,0 | Windpark Anhalt-Süd (Köthen) OHG, DE, Potsdam 2) | 83,3 |
| Wärmeversorgungsgesellschaft Königs Wusterhausen mbH, | Windpark Mutzschen OHG, DE, Potsdam 2) | 77,8 | |
| DE, Königs Wusterhausen 2) | 50,1 | Windpark Naundorf OHG, DE, Potsdam 2) | 66,7 |
| Wasser- und Abwassergesellschaft Vienenburg mbH, DE, Goslar 6) | 49,0 | Wiregrass, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Wasserkraft Baierbrunn GmbH, DE, Unterschleißheim 6) | 50,0 | WIT Ranch Wind Farm, LLC, US, Wilmington 2) | 100,0 |
| Wasserkraft Farchet GmbH, DE, Bad Tölz 2) | 60,0 | WUN Energie GmbH, DE, Wunsiedel 6) | 25,1 |
| Wasserkraftnutzung im Landkreis Gifhorn GmbH, DE, | WVM Wärmeversorgung Maßbach GmbH, DE, Maßbach 6) | 22,2 | |
| Müden/Aller 6) | 50,0 | Yorkshire Windpower Limited, GB, Coventry 6) | 50,0 |
| Wasserversorgung Sarstedt GmbH, DE, Sarstedt 6) | 49,0 | Západoslovenská energetika a.s. (ZSE), SK, Bratislava 5) | 49,0 |
| Wasserwerk Gifhorn Beteiligungs-GmbH, DE, Gifhorn 6) | 49,8 | Zenit-SIS GmbH, DE, Düsseldorf 2) | 100,0 |
| Gesellschaft, Sitz | Kapitalanteil % | ||
|---|---|---|---|
| Sondervermögen | |||
| ASF, DE, Düsseldorf 1) | 100,0 | ||
| HANSEFONDS, DE, Düsseldorf 1) | 100,0 | ||
| OB 2, DE, Düsseldorf 1) | 100,0 | ||
| OB 4, DE, Düsseldorf 1) | 100,0 | ||
| OB 5, DE, Düsseldorf 1) | 100,0 | ||
| VKE-FONDS, DE, Düsseldorf 1) | 100,0 | ||
| Gesellschaft, Sitz | Kapitalanteil % | Eigen kapital Mio € | Ergebnis Mio € |
| Übrige Beteiligungen | |||
| e-werk Sachsenwald GmbH, DE, Reinbek 7) | 16,0 | 27,6 | 4,2 |
| Herzo Werke GmbH, DE, Herzogenaurach 7) | 19,9 | 12,8 | 0,0 |
| HEW HofEnergie+Wasser GmbH, DE, Hof 7) | 19,9 | 22,1 | 0,0 |
| infra fürth gmbh, DE, Fürth 7) | 19,9 | 70,4 | 0,0 |
| Stadtwerke Bamberg Energie- und Wasserversorgungs GmbH, DE, Bamberg 7) | 10,0 | 30,1 | 0,0 |
| Stadtwerke Straubing Strom und Gas GmbH, DE, Straubing 7) | 19,9 | 7,2 | 0,0 |
1) konsolidiertes verbundenes Unternehmen · 2) nicht konsolidiertes verbundenes Unternehmen aufgrund untergeordneter Bedeutung (bewertet zu Anschaffungskosten) · 3) gemeinsame Tätigkeiten nach IFRS 11 · 4) Gemeinschaftsunternehmen nach IFRS 11 · 5) assoziiertes Unternehmen (bewertet nach Equity-Methode) · 6) assoziiertes Unternehmen (nicht bewertet nach Equity-Methode aufgrund untergeordneter Bedeutung) · 7) übrige Beteiligungen · 8) Für die Gesellschaft wird § 264 (3) HGB bzw. § 264b HGB in Anspruch genommen.
Stadtwerke Wertheim GmbH, DE, Wertheim 7) 10,0 20,5 0,0
Vorsitzender des Aufsichtsrats der E.ON SE
Mitglied des Gesellschafterausschusses der Henkel AG & Co. KGaA Stellvertretender Vorsitzender des Aufsichtsrats der E.ON SE
Stellvertretender Vorsitzender des Aufsichtsrats der E.ON SE Mitglied im ver.di-Bundesvorstand, Fachbereichsleiter Ver- und Entsorgung
Uniper SE (bis 8. Juni 2017)
Hauptamtlicher Vertreter der Gewerkschaft General, Municipal, Boilermakers and Allied Trade Union (GMB)
Senior Vice President, Global Integrated Accounts und Chairman, IBM Europe
Gesamtbetriebsratsvorsitzender E.ON Hungária Zrt. Stellvertretender Vorsitzender des SE-Betriebsrats der E.ON SE Betriebsratsvorsitzender E.ON Észak-dunántúli
Áramhálózati Zrt.
E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati Zrt.
Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats der HanseWerk AG Vorsitzender des Betriebsrats Hamburg der HanseWerk AG HanseWerk AG
Chief Financial Officer der ASSA ABLOY AB
Anwältin am Supreme Court Mitglied im britischen Oberhaus
Monzo Bank Ltd. (Vorsitz)
Vorsitzender des Gas-Gewerkschaftsverbands Gaz România Vorsitzender der Arbeitnehmervertreter Rumäniens
Aufsichtsratsvorsitzender der HSBC Trinkaus & Burkhardt AG
Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen
Vorsitzender des SE-Betriebsrats der E.ON SE Stellvertretender Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der E.ON SE Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats der E.DIS AG Vorsitzender des Betriebsrats der Region Ost der E.DIS Netz GmbH
Betriebsratsvorsitzende Západoslovenská energetika a.s. (ZSE) Mitglied im SE-Betriebsrat der E.ON SE
Juristin
Geschäftsführender Gesellschafter de Haen-Carstanjen & Söhne
Elisabeth Wallbaum Referentin SE-Betriebsrat der E.ON SE und Konzernbetriebsrat
Unternehmensberater
Stellvertretender Vorsitzender des SE-Betriebsrats der E.ON SE Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der E.ON SE Vorsitzender des Spartenbetriebsrats der Bayernwerk AG Vorsitzender des Betriebsrats der Region Ostbayern der Bayernwerk Netz GmbH
Dr. Karl-Ludwig Kley, Vorsitzender Prof. Dr. Ulrich Lehner, stellvertretender Vorsitzender Andreas Scheidt, stellvertretender Vorsitzender Fred Schulz
Dr. Theo Siegert, Vorsitzender Fred Schulz, stellvertretender Vorsitzender Thies Hansen (bis 31. Dezember 2017) Dr. Karl-Ludwig Kley (bis 31. März 2017) Andreas Schmitz (seit 1. April 2017) Elisabeth Wallbaum (seit 1. Januar 2018)
(bis 31. März 2017 Finanz- und Investitionsausschuss) Dr. Karl-Ludwig Kley, Vorsitzender (bis 31. März 2017) Dr. Karen de Segundo, Vorsitzende (Vorsitzende seit 1. April 2017) Eugen-Gheorghe Luha, stellvertretender Vorsitzender (stellvertretender Vorsitzender bis 1. August 2017) Albert Zettl, stellvertretender Vorsitzender (seit 1. April 2017, stellvertretender Vorsitzender seit 2. August 2017) Clive Broutta Carolina Dybeck Happe (seit 1. April 2017) Ewald Woste (seit 1. April 2017)
Dr. Karl-Ludwig Kley, Vorsitzender Prof. Dr. Ulrich Lehner, stellvertretender Vorsitzender Dr. Karen de Segundo
Alle Angaben beziehen sich – wenn nicht anders angegeben – auf den 31. Dezember 2017, bei unterjährig ausgeschiedenen Organmitgliedern auf den Tag ihres Ausscheidens. Aufsichtsratsmandate gemäß § 100 Abs. 2 AktG
Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen
Geb. 1959 in Hildesheim, Vorsitzender des Vorstands seit 2010 Mitglied des Vorstands seit 2004 Strategie & Unternehmensentwicklung, Türkei, Personal, Politik & Kommunikation, Recht & Compliance, Revision, Reorganisationsprojekt
Geb. 1967 in Ludwigshafen,
Mitglied des Vorstands seit 2013 Energienetze in regionalen Einheiten, Erneuerbare Energien, Politik & Regulierung, Gesundheit/Sicherheit & Umweltschutz, Nachhaltigkeit, Einkauf & Immobilienmanagement, Beratung, PreussenElektra
Geb. 1968 in Korschenbroich, Mitglied des Vorstands seit 2015 Finanzen, Mergers & Acquisitions, Risikomanagement, Rechnungswesen & Controlling, Investor Relations, Steuern, Uniper
Geb. 1975 in Essen, Mitglied des Vorstands seit 1. Januar 2017 Finanzen, Mergers & Acquisitions, Risikomanagement, Rechnungswesen & Controlling, Investor Relations, Steuern, Uniper Uniper SE Nord Stream AG (seit 1. Juni 2017)
Geb. 1969 in Gießen, Mitglied des Vorstands seit 2016 Vertrieb und Kundenlösungen in regionalen Einheiten, Dezentrale Erzeugung, Energiemanagement, Marketing, Digitale Trans formation, Innovation, IT
Alle Angaben beziehen sich – wenn nicht anders angegeben – auf den 31. Dezember 2017, bei unterjährig ausgeschiedenen Organmitgliedern auf den Tag ihres Ausscheidens. Aufsichtsratsmandate gemäß § 100 Abs. 2 AktG
Mitgliedschaft in vergleichbaren in- und ausländischen Kontrollgremien von Wirtschaftsunternehmen
1) freigestellte Konzernmandate gemäß § 100 Abs. 2 Satz 2 AktG 2) weitere Konzernmandate
Der Vorstand hat sich mit den Angaben nach § 289a Abs. 1, § 315a Abs. 1 HGB im Lagebericht zum Stand 31. Dezember 2017 befasst und gibt hierzu folgende Erklärung ab:
Die im zusammengefassten Lagebericht der Gesellschaft enthaltenen Angaben zu den Übernahmehindernissen sind zutreffend und entsprechen den Kenntnissen des Vorstands. Daher beschränkt der Vorstand sich auf die folgenden Ausführungen:
Über die im Lagebericht gemachten Angaben hinaus (und gesetzliche Beschränkungen wie etwa das Stimmverbot nach § 136 des Aktiengesetzes) sind dem Vorstand keine Beschränkungen bekannt, die Stimmrechte oder die Übertragung von Aktien betreffen. Mitteilungen über Beteiligungen am Kapital der Gesellschaft, die zehn vom Hundert der Stimmrechte überschreiten, sind der Gesellschaft nicht gemacht worden und entfallen daher. Eine Beschreibung von Aktien mit Sonderrechten, die Kontrollbefugnis verleihen, entfällt, da solche Aktien nicht ausgegeben worden sind; ebenfalls entfallen kann die Erläuterung besonderer Stimmrechtskontrolle bei Beteiligungen von Arbeitnehmern, da die am Kapital der Gesellschaft beteiligten Arbeitnehmer ihre Kontrollrechte – wie andere Aktionäre auch – unmittelbar ausüben.
Soweit mit den Mitgliedern des Vorstands für den Fall eines Kontrollwechsels eine Entschädigung vereinbart ist, dient die Vereinbarung dazu, die Unabhängigkeit der Mitglieder des Vorstands zu erhalten.
Darüber hinaus hat der Vorstand sich zusätzlich mit den Angaben im zusammengefassten Lagebericht nach § 289 Abs. 4 HGB befasst. Die im zusammengefassten Lagebericht enthaltenen Angaben zu den wesentlichen Merkmalen des internen Kontrollund Risikomanagementsystems im Hinblick auf den Rechnungslegungsprozess sind vollständig und umfassend.
Interne Kontrollen sind bei E.ON integraler Bestandteil der Rechnungslegungsprozesse. In einem konzernweit einheitlichen Rahmenwerk sind die Dokumentationsanforderungen und Verfahren für den Prozess der Finanzberichterstattung definiert. Die Einhaltung dieser Regelungen soll wesentliche Falschdarstellungen im Konzernabschluss, im zusammengefassten Lagebericht und in den Zwischenberichten aufgrund von Fehlern oder Betrug mit hinreichender Sicherheit verhindern.
Essen, 12. März 2018
E.ON SE Der Vorstand
Teyssen Birnbaum
Spieker Wildberger
| in Mio € | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 |
|---|---|---|---|---|---|
| Umsatz und Ergebnis | |||||
| Umsatz | 119.615 | 113.095 | 42.656 | 38.173 | 37.965 |
| Bereinigtes EBITDA3) | 9.191 | 8.376 | 5.844 | 4.939 | 4.955 |
| Bereinigtes EBIT3) | 5.642 | 4.695 | 3.563 | 3.112 | 3.074 |
| Konzernüberschuss/-fehlbetrag | 2.459 | -3.130 | -6.377 | -16.007 | 4.180 |
| Konzernüberschuss/-fehlbetrag der Gesellschafter der E.ON SE | 2.091 | -3.160 | -6.999 | -8.450 | 3.925 |
| Bereinigter Konzernüberschuss3) | 2.126 | 1.646 | 1.076 | 904 | 1.427 |
| Wertentwicklung | |||||
| ROACE/ab 2015 ROCE (in Prozent) | 9,2 | 8,6 | 10,9 | 10,4 | 10,6 |
| Kapitalkosten vor Steuern (in Prozent) | 7,5 | 7,4 | 6,7 | 5,8 | 6,4 |
| Value Added4) | 1.031 | 640 | 1.217 | 1.370 | 1.211 |
| Vermögens- und Kapitalstruktur | |||||
| Langfristige Vermögenswerte | 95.580 | 83.065 | 73.612 | 46.296 | 40.164 |
| Kurzfristige Vermögenswerte | 36.750 | 42.625 | 40.081 | 17.403 | 15.786 |
| Gesamtvermögen | 132.330 | 125.690 | 113.693 | 63.699 | 55.950 |
| Eigenkapital | 36.638 | 26.713 | 19.077 | 1.287 | 6.708 |
| Gezeichnetes Kapital | 2.001 | 2.001 | 2.001 | 2.001 | 2.201 |
| Anteile ohne beherrschenden Einfluss | 2.915 | 2.128 | 2.648 | 2.342 | 2.701 |
| Langfristige Schulden Rückstellungen |
63.179 28.153 |
63.335 31.376 |
61.172 30.655 |
39.287 19.618 |
35.198 18.001 |
| Finanzverbindlichkeiten | 18.051 | 15.784 | 14.954 | 10.435 | 9.922 |
| Übrige Verbindlichkeiten und Sonstiges | 16.975 | 16.175 | 15.563 | 9.234 | 7.275 |
| Kurzfristige Schulden | 32.513 | 35.642 | 33.444 | 23.125 | 14.044 |
| Rückstellungen | 4.353 | 4.120 | 4.280 | 12.008 | 2.041 |
| Finanzverbindlichkeiten Übrige Verbindlichkeiten und Sonstiges |
4.673 23.487 |
3.883 27.639 |
2.788 26.376 |
3.792 7.325 |
3.099 8.904 |
| Gesamtkapital | 132.330 | 125.690 | 113.693 | 63.699 | 55.950 |
| Cashflow/Investitionen und Kennziffern | |||||
| Operativer Cashflow5) | 6.260 | 6.354 | 4.191 | 2.961 | -2.952 |
| Zahlungswirksame Investitionen | 7.992 | 4.637 | 3.227 | 3.169 | 3.308 |
| Eigenkapitalquote (in Prozent) | 28 | 21 | 17 | 2 | 12 |
| Wirtschaftliche Netto-Verschuldung (31. Dezember) | 32.218 | 33.394 | 27.714 | 26.320 | 19.248 |
| Debt Factor6) | 3,5 | 4,0 | 3,7 | 5,3 | 3,9 |
| Operativer Cashflow in Prozent des Umsatzes | 5,2 | 5,6 | 9,8 | 7,8 | – |
| Aktie und langfristiges Rating der E.ON SE | |||||
| Ergebnis je Aktie in € (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE) | 1,1 | -1,64 | -3,6 | -4,33 | 1,84 |
| Eigenkapital7) je Aktie (in €) | 17,68 | 12,72 | 8,42 | -0,50 | 1,85 |
| Höchstkurs8) (in €) | 14,71 | 15,46 | 12,98 | 8,49 | 10,69 |
| Tiefstkurs8) (in €) | 11,94 | 12,56 | 6,28 | 6,04 | 6,64 |
| Jahresendkurs8), 9) (in €) | 13,42 | 14,2 | 7,87 | 6,70 | 9,06 |
| Dividende je Aktie10) (in €) | 0,60 | 0,50 | 0,50 | 0,21 | 0,30 |
| Dividendensumme | 1.145 | 966 | 976 | 410 | 650 |
| Marktkapitalisierung9), 11) (in Mrd €) | 25,6 | 27,4 | 17,4 | 13,1 | 19,6 |
| Moody's | A3 | A3 | Baa1 | Baa1 | Baa2 |
| Standard & Poor's | A- | A- | BBB+ | BBB+ | BBB |
| Mitarbeiter | |||||
| Mitarbeiter (31. Dezember) | 61.327 | 58.811 | 43.162 | 43.138 | 42.699 |
1) um nicht fortgeführte Aktivitäten und die Anwendung von IFRS 10, 11 und IAS 32 angepasste Werte · 2) GuV-Werte 2016 und 2015 bereinigt um Uniper, vor 2015 inklusive Uniper; Bilanzwerte 2016 ohne Uniper und vor 2016 inklusive Uniper · 3) bereinigt um nicht operative Effekte · 4) Ausweis auf Basis der Stichtagsbetrachtung · 5) entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten · 6) Verhältnis zwischen wirtschaft licher Netto-Verschuldung und bereinigtem EBITDA; 2015 nicht um Uniper bereinigt · 7) Anteil der Gesellschafter der E.ON SE 8) Xetra, 2015 und 2016 bereinigt um die Uniper-Abspaltung · 9) Ende Dezember · 10) für das jeweilige Geschäftsjahr; Vorschlag für 2017 · 11) auf Basis ausstehender Aktien
Inhaberschuldverschreibung, die das Recht auf Rückzahlung des Nennwertes zuzüglich einer Verzinsung verbrieft. Anleihen werden von der "öffentlichen Hand", von Kreditinstituten oder Unternehmen begeben und über Banken verkauft. Sie dienen dem Emittenten zur mittel- und langfristigen Finanzierung durch Fremdkapital.
Verfahren zur Berücksichtigung von Beteiligungsgesellschaften, die nicht auf Basis einer Vollkonsolidierung mit allen Aktiva und Passiva in den Konzernabschluss einbezogen werden. Hierbei wird der Beteiligungsbuchwert um die Entwicklung des anteiligen Eigenkapitals der Beteiligung fort geschrieben. Diese Veränderung geht in die Gewinn- und Verlustrechnung der Eigentümergesellschaft ein.
Mit dieser Kennzahl messen wir die operativen Kosten, die durch das Management maßgeblich steuerbar sind. Sie beinhaltet Teile des Materialaufwands (insbesondere Instandhaltungskosten und Aufwendungen für bezogene Waren), Teile der sonstigen betrieblichen Erträge und Aufwendungen und den Großteil des Personalaufwands.
Das von E.ON verwendete bereinigte EBIT (Earnings before Interest and Taxes) ist ein bereinigtes Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis und Steuern. Bereinigt werden im Wesentlichen nicht operative Aufwendungen und Erträge (vergleiche neutrales Ergebnis). Das bereinigte EBIT ist unsere wichtigste interne Ergebniskennzahl und Indikator für die nachhaltige Ertragskraft unserer Geschäfte.
Earnings before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization – entspricht dem von E.ON verwendeten EBIT vor Abschreibungen beziehungsweise Amortisation.
Ergebnisgröße nach Zinsen, Steuern vom Einkommen und vom Ertrag sowie Anteilen ohne beherrschenden Einfluss, die um nicht operative 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 (nach Steuern und Anteilen ohne beherrschenden Einfluss), sofern von wesentlicher Bedeutung, und der neutrale Zinsaufwand/-ertrag. Dieser ergibt sich aus dem auf nicht operative Effekte enfallenden Zinsergebnis.
Maß für das relative Risiko einer einzelnen Aktie im Vergleich zum Gesamtmarkt (Beta größer 1 = höheres Risiko, Beta kleiner 1 = niedrigeres Risiko).
Das Capital Employed spiegelt das im Konzern gebundene und zu verzinsende Kapital wider. Bei der Ermittlung wird das unverzinslich zur Verfügung stehende Kapital von den betrieblich gebundenen lang- und kurzfristigen Vermögenswerten der Geschäftsfelder abgezogen. Hierbei werden die übrigen Beteiligungen nicht zu Marktwerten, sondern zu ihren Anschaffungskosten angesetzt.
Die Cash Conversion Rate berechnet sich aus dem Verhältnis von operativem Cashflow vor Zinsen und Steuern und dem bereinigten EBITDA. Diese Kennzahl weist darauf hin, ob aus dem operativen Ergebnis ausreichend Liquidität generiert wird.
Kurzfristige Schuldverschreibungen von Unter nehmen und Kreditinstituten. CP werden im Regelfall auf abgezinster Basis emittiert. Die Rückzahlung erfolgt dann zum Nennbetrag.
Treuhandmodell für die Finanzierung von Pensionsrückstellungen. Im Rahmen des CTA überträgt das Unternehmen sicherungshalber für die Erfüllung seiner Pensionsverpflichtungen Vermögen auf einen unabhängigen und rechtlich selbstständigen Treuhänder.
Finanzinstrument zur Absicherung von Ausfallrisiken bei Krediten, Anleihen oder Schuldnernamen.
Verhältnis von wirtschaftlicher Netto-Verschuldung zu bereinigtem EBITDA. Der Debt Factor dient als Steuerungsgröße für die Kapitalstruktur.
Vertraglicher Rahmen und Musterdokumentation für die Begebung von Anleihen im In- und Ausland.
Bei der Eigenkapitalverzinsung handelt es sich um die Verzinsung, die ein Eigenkapitalinvestor aus der Anlage (hier: in E.ON-Aktien) erhält. Diese Verzinsung berechnet sich nach Unternehmenssteuern, aber vor der individuellen Versteuerung auf Ebene des Investors.
(siehe At-equity-Bilanzierung)
Wert, zu dem Vermögensgegenstände, Schulden und derivative Finanzinstrumente zwischen sachverständigen, vertragswilligen und voneinander unabhängigen Geschäftspartnern gehandelt würden.
Vertragliche Vereinbarungen, die sich auf einen Basiswert (zum Beispiel Referenzzinssätze, Wertpapierpreise, Rohstoffpreise etc.) und einen Nominal betrag (zum Beispiel Fremdwährungsbetrag, bestimmte Anzahl von Aktien etc.) beziehen.
Im Konzernabschluss aus der Kapitalkonsolidierung nach Auf lösung stiller Reserven/Lasten resultierender Wert aus der Aufrechnung des Beteiligungsbuchwertes der Muttergesellschaft mit dem anteiligen Eigenkapital der Tochtergesellschaft.
Aktienkapital einer Aktiengesellschaft, entspricht zahlen mäßig dem Nennwert aller ausgegebenen Aktien. In der Bilanz wird es als gezeichnetes Kapital auf der Passivseite ausgewiesen.
Werthaltigkeitsprüfung, bei der der Buchwert eines Vermögensgegenstands mit seinem erzielbaren Betrag (Fair Value) verglichen wird. Für den Fall, dass der erzielbare Betrag den Buchwert unterschreitet, ist eine außerplanmäßige Abschreibung (Impairment) auf den Vermögensgegenstand vorzunehmen. Von besonde rer Bedeutung für Firmenwerte (Goodwill), die mindestens einmal jährlich einem solchen Impairment-Test zu unterziehen sind.
Internationale Rechnungslegungsvorschriften, die aufgrund der Verordnung des Europäischen Parlaments und des Europä ischen Rates von kapitalmarktorientierten EU-Unternehmen anzuwenden sind.
Zahlungswirksame Investitionen gemäß Kapitalflussrechnung.
Die Kapitalflussrechnung dient der Ermittlung und Darstellung des Zahlungsmittelflusses, den ein Unternehmen in einem Geschäftsjahr aus laufender Geschäfts-, Investitions- und Finanzierungstätigkeit erwirtschaftet oder verbraucht hat.
Kapitalkosten für das eingesetzte Kapital werden als gewichteter Durchschnitt der Eigen- und Fremdkapitalkosten ermittelt (Weighted-Average Cost of Capital, WACC). Eigenkapitalkosten entsprechen der Rendite, die Anleger bei einer Investition in Aktien erwarten. Die Fremdkapitalkosten orientieren sich an den Marktkonditionen für Kredite und Anleihen. In den Fremdkapitalkosten wird berücksichtigt, dass Fremdkapitalzinsen steuerlich abzugsfähig sind (Tax Shield).
Aufteilung des Kaufpreises nach einer Unternehmensakquisition auf die einzelnen Vermögensgegenstände und Schulden.
Der Konzernabschluss wird so aufgestellt, als ob alle Konzernunternehmen ein rechtlich einheitliches Unternehmen bilden. Alle Aufwendungen und Erträge sowie Zwischen ergebnisse aus Lieferungen und Leistungen und sonstigen Transaktionen zwischen den Konzernunternehmen werden durch Aufrechnung (Aufwands- und Ertrags- sowie Zwischenergebniskonsolidierung) eliminiert. Beteiligungen an Konzernunternehmen werden gegen deren Eigenkapital aufgerechnet (Kapitalkonsolidierung) und alle konzerninternen Forderungen und Verbindlichkeiten eliminiert (Schuldenkonsolidierung), da solche Rechtsverhältnisse innerhalb einer juristischen Person nicht existieren. Aus der Summierung und Konsolidierung der verbleibenden Posten der Jahresabschlüsse ergeben sich die Konzernbilanz und die Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung.
Saldo aus einerseits liquiden Mitteln und langfristigen Wertpapieren sowie andererseits Finanzverbindlichkeiten (einschließlich der Effekte aus der Währungssicherung) gegenüber Kredit instituten und Dritten sowie aus Beteiligungsverhältnissen.
Das neutrale Ergebnis enthält nicht operative Geschäftsvorfälle. Hierzu zählen vor allem Buchgewinne und -verluste aus größeren Desinvestitionen sowie Restrukturierungsaufwendungen (vergleiche bereinigtes EBIT).
Abgrenzbare Geschäftseinheiten, die zum Verkauf bestimmt sind oder bereits veräußert wurden. Sie unterliegen besonderen Ausweisregeln.
Aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten erwirtschafteter Mittelzufluss/-abfluss.
Recht, den zugrunde liegenden Optionsgegenstand (beispielsweise Wertpapiere oder Devisen) zu einem vorweg fest ver einbarten Preis (Basispreis) zu einem bestimmten Zeitpunkt beziehungsweise in einem bestimmten Zeitraum vom Kontrahenten (Stillhalter) zu kaufen (Kaufoption/Call) oder an ihn zu verkaufen (Verkaufsoption/Put).
Risikomaß, das die potenzielle negative Abweichung von der erwarteten Marge aufgrund von Marktpreisveränderungen angibt, die mit einer gegebenen Konfidenzwahrscheinlichkeit (zum Beispiel 95 Prozent) über die Haltedauer in Abhängigkeit von der Marktliquidität nicht überschritten wird. Die wesentlichen Marktpreise sind hierbei Strom-, Gas-, Kohle- und CO2-Preise.
(siehe Kaufpreisverteilung)
Klassifikation kurz- und langfristiger Schuldtitel oder Schuldner entsprechend der Sicherheit der zukünftigen Zins- und Tilgungszahlungen in Bonitätsklassen oder Ratingkategorien. Die Haupt funktion eines Ratings ist, Transparenz und somit Vergleichbarkeit für Investoren und Gläubiger hinsichtlich des Ausfallrisikos einer Finanzanlage zu schaffen.
Return on Average Capital Employed – Renditemaß für die periodische Erfolgskontrolle des operativen Geschäfts. Der ROACE wird als Quotient aus dem bereinigten EBIT und dem durchschnittlich investierten Kapital (Average Capital Employed) berechnet. Das Capital Employed spiegelt das im Konzern gebundene und zu verzinsende Vermögen wider.
Return on Capital Employed – Renditemaß für die periodische Erfolgskontrolle. Der ROCE wird als Quotient aus dem bereinigten EBIT und dem durchschnittlich investierten Kapital (Average Capital Employed) berechnet. Das Average Capital Employed spiegelt das im Konzern gebundene und zu verzinsende Ver mögen wider.
Von einem Bankenkonsortium verbindlich zugesagte Kreditlinie.
Zentraler Indikator für den absoluten Wertbeitrag einer Periode. Als Residualgewinn drückt er den Erfolgsüberschuss aus, der über die Kosten des Eigen- und Fremdkapitals hinaus erwirtschaftet wird. Der Value Added wird als Produkt von Rendite-Spread (ROCE – Kapitalkosten) und dem durchschnittlichen Kapitaleinsatz (Average Capital Employed) berechnet.
Risikomaß, das den potenziellen Verlust angibt, den ein Portfolio mit einer gegebenen Konfidenzwahrscheinlichkeit (zum Beispiel 99 Prozent) über eine bestimmte Haltedauer (zum Beispiel einen Tag) nicht überschreiten wird. Aufgrund von Korrelationen zwischen einzelnen Transaktionen ist das Risiko eines Portfolios in der Regel geringer als die Summe der individuellen Risiken.
Die versicherungsmathematische Berechnung der Pensionsrückstellungen beruht im Wesentlichen auf zu prognostizierenden Parametern (wie zum Beispiel den Lohn- und Rentenentwicklungen). Wenn sich die tatsäch lichen Entwicklungen später von den Annahmen unterscheiden, resul tieren daraus versicherungsmathematische Gewinne oder Verluste.
(siehe Impairment-Test)
Kennziffer, die neben der Netto-Finanzposition auch die Pensions- und Entsorgungsverpflichtungen einschließt. Bei wesentlichen Rückstellungswerten, die auf Basis eines negativen Realzinses berechnet wurden, wird der Verpflichtungsbetrag anstatt des Bilanzwertes bei der Berechnung der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung berücksichtigt.
Finanzkennzahl, die sich aus den kurzfristigen operativen Vermögenswerten abzüglich der kurzfristigen operativen Verbindlichkeiten ergibt.
Weitere Informationen
E.ON SE Brüsseler Platz 1 45131 Essen
T 02 01-1 84-00 [email protected] www.eon.com
Für Journalisten T 02 01-1 84-42 36 [email protected]
Für Analysten und Aktionäre T 02 01-1 84-28 06 [email protected]
Für Anleiheinvestoren T 02 01-1 84-65 26 [email protected]
| Produktion & Satz: | Jung Produktion, Düsseldorf |
|---|---|
| Druck: | G. Peschke Druckerei, Parsdorf |
Bildnachweis: Foto Merck KGaA (S. 6)
Das für diesen Geschäftsbericht verwendete Papier wurde aus Zellstoffen hergestellt, die aus verantwortungsvoll bewirtschafteten und gemäß den Bestimmungen des Forest Stewardship Council zertifizierten Forst betrieben stammen.
| 8. Mai 2018 | Quartalsmitteilung Januar – März 2018 |
|---|---|
| 9. Mai 2018 | Hauptversammlung 2018 |
| 8. August 2018 | Halbjahresfinanzbericht Januar – Juni 2018 |
| 14. November 2018 | Quartalsmitteilung Januar – September 2018 |
| 13. März 2019 | Veröffentlichung des Geschäftsberichts 2018 |
| 13. Mai 2019 | Quartalsmitteilung Januar – März 2019 |
| 14. Mai 2019 | Hauptversammlung 2019 |
| 7. August 2019 | Halbjahresfinanzbericht Januar – Juni 2019 |
| 13. November 2019 | Quartalsmitteilung Januar – September 2019 |
Brüsseler Platz 1 45131 Essen T 02 01 - 1 84 - 00 [email protected]
eon.com
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.