Strategie und Kennzahlen 2003 - E.ON AG

2003
Strategie und Kennzahlen 2003

Disclaimer
Dieses Dokument enthält bestimmte Aussagen, die weder veröffentlichte Bilanzdaten noch andere historische
Informationen darstellen; diese Aussagen beruhen allein auf den Überzeugungen des E.ON-
Managements sowie auf Annahmen durch E.ON und auf Informationen, die E.ON jetzt zur Verfügung stehen.
Diese Aussagen sind zukunftsgerichtete Aussagen im Sinne der „Safe-Harbor“-Bestimmungen der US-amerikanischen
Bundesvorschriften zum Wertpapierrecht. Da diese zukunftsgerichteten Aussagen Risiken und
Unsicherheiten unterliegen und auf Annahmen beruhen, können die tatsächlichen Daten und Ergebnisse in
der Zukunft erheblich von denen abweichen, die in diesen Aussagen enthalten sind. Viele dieser Risiken und
Unsicherheiten beruhen auf Faktoren, die außerhalb unserer Kontrolle und jenseits unserer Möglichkeiten zu
sicheren Vorhersagen liegen; solche Faktoren sind namentlich: künftige Markt- und Wirtschaftsbedingungen,
Währungs- und Zinsschwankungen, das Verhalten der anderen Marktteilnehmer und der Verbraucher,
Maßnahmen der Regulierungsbehörden, Nicht-Vollendung oder Nicht-Durchführung geplanter Akquisitionen
oder Veräußerungen sowie auch andere Risiken, einschließlich derjenigen, die in unseren Eingaben an die
US-amerikanische Wertpapier- und Börsenaufsichtsbehörde (Securities and Exchange Commission, SEC) im
Einzelnen aufgeführt sind. Um diejenigen Faktoren identifizieren zu können, die dazu führen können, dass
tatsächliche Daten und Ergebnisse erheblich von denen abweichen, die in den zukunftsgerichteten Aussagen
vorhergesagt werden, sollten Sie unsere Eingaben an die SEC heranziehen, insbesondere solche, die im
Abschnitt „Item 3. Key Information: Risk Factors“ unseres Jahresberichts „2002 Annual Report on Form 20 F“
enthalten sind. Wir warnen davor, sich auf übertriebene Weise auf diese zukunftsgerichteten Aussagen, die
ausschließlich am heutigen Tage gelten, zu verlassen. Wir übernehmen keinerlei Verpflichtung, irgendeine der
zukunftsgerichteten Aussagen derart zu aktualisieren, dass sie Ereignisse, die nach dem Tag dieses
Dokuments eintreten werden, widerspiegelt, und haben auch nicht die Absicht, dies zu tun.
Die Bilanz der E.ON AG wird nach den United States Generally Accepted Accounting Principles (US-GAAP) aufgestellt.
In diesem Dokument wird auf bestimmte Kennzahlen (einschließlich Konzernbetriebsergebnis, EBIT,
EBITDA, Netto-Finanzposition und Free Cashflow) Bezug genommen, die nicht in Übereinstimmung mit US-
GAAP Rechnungslegungsstandards ermittelt wurden. Diese Kennzahlen werden als nicht nach US-GAAP
ermittelte Maß- und Verhältniszahlen (Non-GAAP financial measures) gemäß dem amerikanischen Federal
Securities Law bezeichnet. Das Management ist der Ansicht, dass die von E.ON verwendeten Non-GAAP
financial measures, wenn sie in Verbindung mit – aber nicht anstelle von – anderen gemäß US-GAAP
ermittelter Kennzahlen betrachtet werden, das Verständnis der Liquiditäts- und Ergebnisentwicklung des
Unternehmens erhöhen. Eine Vielzahl dieser Non-GAAP financial measures werden allgemein von Analysten,
Ratingagenturen und Investoren verwendet, um ein Unternehmen zu bewerten und die unterjährige und
zukünftige Unternehmensentwicklung und den Wert von E.ON zu anderen Wettbewerbern zu vergleichen.
Entsprechend der geltenden US-Rules and Regulations hat E.ON die Überleitung der historischen Non-GAAP
financial measures auf die nächsten durch US-GAAP Rechnungslegungsstandard regulierten Größen und die
entsprechenden US-GAAP Ziele für alle zukunftsgerichteten Größen in diesem Dokument oder auf der Internetseite
unter www.eon.com dargestellt. Die Non-GAAP financial measures sollten nicht isoliert als Kennzahl für
die Ertragslage oder Liquidität von E.ON betrachtet werden. Sie sollten deshalb nicht als Ersatz, sondern stets
als Zusatz zu Konzernüberschuss, Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten und anderen
gemäß US-GAAP ermittelten Ertrags- oder Cashflowgrößen gesehen werden. Die Non-GAAP financial
measures, die von E.ON verwendet werden, können sich von denen anderer Unternehmen unterscheiden und
sind somit nicht notwendiger Weise mit gleichlautenden Kennzahlen anderer Unternehmen vergleichbar.
001

Inhalt
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Wesentliche E.ON-Kennzahlen
Management-Struktur
1. Strategie und neue Organisationsstruktur
Zukünftige Organisationsstruktur
Neue Rolle des Corporate Center
Unsere Zielsetzung
Mittelfristige strategische Ausrichtung
Starke Positionen in den fünf Zielmärkten
Paneuropäisches Gas – Stärkung und Diversifikation
Paneuropäisches Gas – Realisierung der Integrationspotenziale aus der Ruhrgas-Akquisition
Zentraleuropa – Festigung der starken Marktpositionen
UK – Integration von TXU und Steigerung der Profitabilität
Nordeuropa – Verbesserung der Position in einem sich konsolidierenden Markt
USA, Mittlerer Westen – Langfristige Wachstumsoption, aber derzeitige Prioritäten in Europa
Finanzielle Ziele
Verbesserung der Performance
Mittelfristiger Investitionsplan
Externes Wachstum nur bei Erfüllung strenger Akquisitionskriterien
Trennung von Nicht-Versorgungsaktivitäten
2. Energie
E.ON: Starke Position im weltweiten Energiemarkt
2.1. E.ON Energie (Kontinentaleuropa)
E.ON Energie – Aktivitäten
E.ON Energie – Umsatz 2002
E.ON Energie – Regionalversorgungsunternehmen im deutschen Strommarkt
E.ON Energie – Engagement im deutschen Gasmarkt
E.ON Energie – Internationale Beteiligungen und Kooperationen Strom
E.ON Energie – Internationale Beteiligungen und Kooperationen Gas
E.ON Energie – Aktivitäten in den Niederlanden
E.ON Energie – Aktivitäten in Nordeuropa
E.ON Energie – Osteuropa Strom
E.ON Energie – Osteuropa Gas
E.ON Energie – Alpenregion/Italien
E.ON Energie – Beschaffung und Absatz 2002
E.ON Energie – Kostengünstige Stromerzeugungsstruktur
E.ON Energie – Kraftwerksstandorte
E.ON Energie – Kraftwerkspark Region Deutschland/Benelux
E.ON Energie – Kraftwerkspark Region Deutschland/Benelux
E.ON Energie – Kraftwerkspark Region Deutschland/Benelux
E.ON Energie – Kraftwerkspark Region Deutschland/Benelux und Osteuropa
E.ON Energie – Kraftwerkspark Region Nordeuropa
E.ON Energie – Kraftwerkspark Region Nordeuropa
E.ON Energie – Reduzierung der einsetzbaren Kraftwerksleistung
E.ON Energie – Windenergie
E.ON Energie – Transportnetz
E.ON Energie – Lieferstruktur
E.ON Energie – Belieferte Stromkunden in Europa
002

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100
Neuordnung der deutschen Energiewirtschaft (Verbundebene)
Stromimporte/-exporte in Deutschland 2002
Stromverbrauch und -austausch in Europa (2000)
Verbändevereinbarung II+ – Wesentliche Punkte
Zusammensetzung Strompreise in Deutschland (Beispiele)
Netznutzungsentgelte inklusive Sonderlasten in Deutschland (Beispiele)
Netznutzungsentgelte im europäischen Vergleich
Netzübertragungskapazitäten in Europa (1)
Netzübertragungskapazitäten in Europa (2)
Strompreise für Industriekunden in Europa
Strompreise für Haushaltskunden in Europa
Grad der Marktöffnung in der EU (2002)
E.ON Energie – Entsorgungsrückstellungen
E.ON Energie – Kennzahlen
2.2 Ruhrgas
Ruhrgas – Wesentliche Aktivitäten
Ruhrgas – Umsatz 2002
Ruhrgas – Lieferstruktur in Deutschland
Ruhrgas – Beschaffungsstruktur 2002
Ruhrgas – Upstream-Aktivitäten in der norwegischen Nordsee
Ruhrgas – Upstream-Aktivitäten in der britischen Nordsee
Ruhrgas – Absatzstruktur 2002
Ruhrgas – Auslandsabsatz 1998–2002
Ruhrgas – Gasabsatz 2002
Ruhrgas – Gas Release-Programm
Ruhrgas – Engagement im deutschen Gasmarkt
Ruhrgas – Pipeline- und Speicher-Joint Ventures
Ruhrgas – Internationale Beteiligungen und Kooperationen
Ruhrgas – Aktivitäten in Russland
Ruhrgas – Aktivitäten in der Slowakei
Wesentliche Eckpunkte der Verbändevereinbarung Gas
Erdgasverbrauch nach Sektoren in Deutschland 2002
Wohnungsbeheizung in Deutschland
Gasabsatz der größten europäischen Gasgesellschaften
Europäischer Erdgasverbund
Erdgas – Reserven, Produktion und Verbrauch 2002
Ruhrgas – Kennzahlen
2.3 Powergen
Powergen UK – Geschäftsaktivitäten
Powergen UK – Umsatz 2002
Powergen UK – Aktivitäten
Powergen UK – Strombeschaffung und -absatz 2002
Powergen UK – Stromerzeugungsstruktur
Powergen UK – Kraftwerkspark
Powergen UK – Kraftwerkspark
Powergen UK – Kraftwerkspark
Regionalverteiler in UK
Powergen UK – Belieferte Strom- und Gaskunden
Powergen UK – Lieferstruktur

Inhalt
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Powergen UK – Strom- und Gashandel
LG&E Energy – Aktivitäten
LG&E Energy – Umsatz 2002
LG&E Energy – Versorgungsgebiet im Strombereich
LG&E Energy – Versorgungsgebiet im Gasbereich
LG&E Energy – Beschaffung und Absatz 2002
LG&E Energy – Stromerzeugungsstruktur
LG&E Energy – Kraftwerkstandorte
LG&E Energy – Kraftwerkspark
LG&E Energy – Transportnetz
LG&E Energy – Belieferte Strom- und Gaskunden
LG&E Energy – Lieferstruktur
Mittlerer Westen – Eine attraktive Region innerhalb der USA
USA – Grad der Liberalisierung
USA – Strompreise im Mittleren Westen im Vergleich (Beispiele)
Powergen – Kennzahlen
3. Weitere Aktivitäten
Chemie
Degussa – Struktur
Degussa – Umsatz Kerngeschäfte 2002
Degussa – Strategie
Degussa – Desinvestitionen von Randaktivitäten
Degussa – Kennzahlen
Immobilien
Viterra – Umsatz 2002
Viterra – Größter privater Wohnungseigentümer
Viterra – Kennzahlen
4. Konzern-Kennzahlen
Bilanz
Gewinn- und Verlustrechnung
Umsatz und Betriebsergebnis
Renditeentwicklung
Renditeentwicklung nach Bereichen
Investitionen nach Unternehmensbereichen
Mitarbeiter nach Unternehmensbereichen
Solide Liquiditätslage mit hoher Flexibilität
Konservative Finanzierungsstrategie
Fälligkeitsstruktur der Anleihen
Aktionärsstruktur
E.ON-Aktie
Finanzkalender
004

E.ON Wesentliche E.ON-Kennzahlen
E.ON-Konzern in Zahlen
in Mio apple 2002 2001 1)
Umsatz
37.059 37.273
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit
– 704 3.201
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten
– 696 2.559
Konzernüberschuss
2.777 2.570
EBITDA
7.680 6.649
EBIT
4.732 3.695
Betriebsergebnis
3.890 3.157
ROCE (in %)
9,3 9,6
Capital Employed im Jahresdurchschnitt
51.052 38.402
Eigenkapitalrendite nach Steuern (in %) 11,1 9,8
24.182 6.909
3.690 2.652
25.653 24.462
113.065 101.659
107.856 92.754
4,26 3,81
– 1,06 3,80
5,03 0,05
0,29 – 0,04
1,75 1,60
39,33 36,30
2)
Investitionen
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten
Eigenkapital
Bilanzsumme
Mitarbeiter am 31. Dezember
Ergebnis je Aktie (in apple)
aus fortgeführten Aktivitäten
aus nicht fortgeführten Aktivitäten
aus der Erstanwendung neuer US-GAAP Vorschriften
Je Aktie (in apple)
Dividende
Eigenkapital 4)
1) um „Nicht fortgeführte Aktivitäten” und Firmenwertabschreibungen angepasste Werte
2) Konzernüberschuss + jahresdurchschnittliches Eigenkapital (Werte jeweils ohne Anteile Konzernfremder)
3) Veränderung in Prozentpunkten
4) ohne Anteile Konzernfremder
+/- %
– 1
–
–
+ 8
+ 16
+ 28
+ 23
– 0,3 3)
+ 33
+ 1,3 3)
+ 250
+ 39
+ 5
+ 11
+ 16
+ 12
–
–
–
+ 9
+ 8
005

E.ON Management-Struktur 1)
E.ON Energie
E.ON Energie 100 %
– Deutschland
• Strom
• Gas
– Ausland
– Sonstige
1) bis 31.12.2003
Ruhrgas
Ruhrgas 100 %
– Deutschland
– Ausland
Energie
E.ON AG
Powergen
Powergen 100 %
– Großbritannien
– USA
Weitere Aktivitäten
006
Chemie
Degussa 46,5 %
Immobilien
Viterra 100 %
Telekommunikation
ONE 50,1 %

1. Strategie und neue Organisationsstruktur

E.ON Zukünftige Organisationsstruktur 1)
Klare Marktorientierung durch neue Organisationsstruktur
Hauptelemente
• Organisationsstruktur besteht aus drei Ebenen
1. Business Units
2. Market Units
3. Corporate Center
• Rollen und Zuständigkeiten klar definiert
1. Führung des operativen Geschäfts durch die Business
Units
2. Integriertes Marktmanagement durch Market Units
(existierende Führungsgesellschaften)
3. Marktübergreifende Führung des Gesamtkonzerns
durch das Corporate Center
1) ab 01.01.2004 erwartet
UK
Kentucky/
Mittlerer
Westen
Zentraleuropa
Powergen Sydkraft
LG&E
Energy
E.ON Energie
E.ON
Corporate
Center
Potenzielle
neue Märkte
Italien Russland
Ruhrgas
Nordeuropa
Paneuropa
008

E.ON Neue Rolle des Corporate Centers 1)
Stärkung des integrierten Konzerns durch neue und erweiterte
Funktionen des Corporate Centers
Führungsprinzipien
• Klare Ergebnisvorgaben
• Ergebnis- und leistungsorientierte Vergütung
• Aufbau operativer Führungsfunktionen im Corporate Center
– Gesamtoptimierung durch market-unit-übergreifendes
Management
– Konzernweites Best Practice
– Koordinierter Ansatz zur Mitgestaltung von
Regulierungsprozessen
– Laufende Optimierung bestehender
Steuerungsfunktionen
– Direkte Betreuung und Entwicklung der Top 200
Führungskräfte
1) ab 01.01.2004 erwartet
Strategisches
Markt-
Management
Regulierungsmanagement
E.ON
Corporate
Center
Führungskräfteentwicklung
Business
units
Market
units
Operational
Excellence
009

E.ON Unsere Zielsetzung
Unser Ziel ist es, unseren Fokus zu verlagern …
• vom Streben nach Größe zu mehr Effizienz,
• um vorhandene Potenziale zu nutzen und kontinuierlich
Verbesserungen zu erzielen
• damit zum eindeutigen Marktführer unserer Branche aufzusteigen
… und somit Wert für unsere Investoren zu schaffen.
010

E.ON Mittelfristige strategische Ausrichtung
Bestätigung eines integrierten Geschäftsmodells mit starker
Markt- und Kundenorientierung
• Klarer Fokus auf Strom und Gas (Vorteile aus Konvergenz und
Synergien)
• Management der gesamten Wertschöpfungskette (Vertikale
Integration bei Strom und Gas)
Klarer geographischer Fokus durch Definition von fünf
Zielmärkten
• Gasaktivitäten in Beschaffung, Handel und Transport
(paneuropäisches Gas)
• Integrierte Märkte für Strom und Gasverteilung und –vertrieb
(Zentraleuropa, UK, Nordeuropa, Mittlerer Westen der USA)
• Italien als potenzieller sechster Zielmarkt – Russland wird
geprüft
Klare strategische Prioritäten – mittelfristiger Investitionsfokus
auf Europa, nicht USA
• Stärkung der bestehenden Gasaktivitäten, insbesondere durch
selektive Investitionen in Gasfelder
• Vertikale Integration und Ergänzung bestehender
Marktpositionen
• Weder Investitionen noch Desinvestitionen in den USA –
derzeit kein Handlungsbedarf
Kleinere Investitionen statt Großakquisitionen
• Fokus auf ausgewählte Akquisitionen und Investitionen
(Gasinfrastruktur und Stromerzeugung)
• Mittelfristig keine Großakquisitionen
011

E.ON Starke Positionen in den fünf Zielmärkten
Paneuropäisches Gas
USA, Mittlerer Westen
Chicago
MAIN
ECAR
LG&E
Louisville
Detroit
MAAC
Paneuropäisches Gas
• Nr. 3 in der Gasversorgung in einem Gesamtmarkt von
insgesamt 4.600 TWh
Zentraleuropa
1) 2)
• Nr. 2 in der Stromerzeugung mit 13 % von insgesamt 1.050 TWh
• Nr. 1 im Strom-/Gasvertrieb mit 20 % von insgesamt ca. 120 Mio Kunden
UK
• Nr. 2 in der Stromerzeugung mit 11 % von insgesamt 350 TWh
• Nr. 2 im Strom-/Gasvertrieb mit 18 % von insgesamt 49 Mio Kunden
Nordeuropa
• Nr. 4 in der Stromerzeugung mit 9 % von insgesamt 390 TWh
• Nr. 3 im Strom-/Gasvertrieb mit 7 % von insgesamt 14 Mio Kunden
Kentucky, Mittlerer Westen
• Nr. 1 in der Stromerzeugung mit 47 % von insgesamt 95 TWh
• Nr. 1 im Strom-/Gasvertrieb mit 42 % von insgesamt 2,8 Mio Kunden
1) beinhaltet Deutschland, Niederlande, Österreich, Schweiz, Ungarn, Slowakei, Tschechien, Polen
2) einschließlich Minderheitsbeteiligungen größer oder gleich 20 %
UK
Nordeuropa
Zentraleuropa
012
1) 2)

E.ON Paneuropäisches Gas – Stärkung und Diversifikation
Strategische Ausrichtung von E.ON
• Selektive Investitionen in Gasfelder in der Nordsee sowie Stärkung
der Partnerschaft mit Gazprom
• Infrastrukturinvestitionen in UK und Skandinavien
• Ausbau des internationalen Vertriebs
• Engagement bei der Privatisierung von Midstream-Gesellschaften
• Expansion nach Italien
Kernthemen
• Aufbrechen historischer, regionaler Produktions-/Importverhältnisse
in Europa
• Zunehmende Öffnung der europäischen Gasmärkte birgt neue Herausforderungen,
schafft aber gleichzeitig die Möglichkeiten für den
Ausbau des internationalen Vertriebs
• Großbritanniens zunehmende Importabhängigkeit eröffnet Investitionsmöglichkeiten
für den Ausbau von Infrastruktur und Gasversorgung
• Privatisierung osteuropäischer Gasgesellschaften bietet Chancen für
Investitionen in Gasinfrastruktur sowie zur Steigerung des Gasabsatzes
• Prüfung einer möglichen Aufstockung der Gazprom-Beteiligung
013

E.ON Paneuropäisches Gas – Realisierung der
Integrationspotenziale aus der Ruhrgas-Akquisition
Paneuropäisches Gas
• Stärkung der Position gegenüber Gasproduzenten
• Ausbau der Arbitrage-Möglichkeiten in Europa
• Optimierung der Infrastruktur
Zentraleuropa
• Gemeinsame Marktbearbeitung mit Regionalversorgern
• Integration der Gashandelsaktivitäten
• Übertragung der Thüga von E.ON Energie auf Ruhrgas
• Bündelung der Downstream-Aktivitäten in Osteuropa
• Bündelung des technischen Strom-/Gas-Know-hows
UK
• Verbesserte Versorgungsmöglichkeiten für Powergen
• Koordinierte Handelsaktivitäten
• Bedarfsorientierte Optimierung der künftigen
Speicherkapazitäten
Nordeuropa
• Verbesserte Versorgungsmöglichkeiten für Sydkraft
• Gemeinsamer Aufbau von Infrastruktur
Italien
• Integration der Strom-/Gasaktivitäten
• Ergänzung der Downstream-Aktivitäten durch vorgelagerte
Wertschöpfungsstufen
014

E.ON Zentraleuropa – Festigung der starken Marktpositionen
Niederlande
Schweiz
Deutschland
Österreich
Strategische Ausrichtung von E.ON
Deutschland
• Diversifikation der Stromerzeugung, zum Beispiel Müllheizkraftwerke
• Konsolidierung der Downstreamaktivitäten
• Vorbereitung auf langfristige neue Investitionen in der Erzeugung
Tschechien/Slowakei/Ungarn
• Absicherung der Verteilungs-/Vertriebsposition durch
Erzeugungsgeschäft
• Realisierung regionaler Synergien bei Strom und Gas
Kernthemen
• Integration und Weiterentwicklung der starken Positionen im Stromund
Gasbereich zur Sicherung der führenden Rolle im bedeutendsten
Markt für E.ON
• Gezielte Investitionen zur Vervollständigung bestehender Positionen
in Teilmärkten entlang der Wertschöpfungskette
• Mitgestaltung des derzeitigen Regulierungsprozesses
• Vorbereitung auf den absehbaren Investitionsbedarf in
Stromerzeugung durch Integration der Gasbezugsaktivitäten
Polen
Slowakei
Ungarn
Tschechien
015

E.ON UK – Integration von TXU und Steigerung der Profitabilität
Strategische Ausrichtung von E.ON
• Investitionen in erneuerbare Energien
• Fortführung der Kostensenkungen bei Verteilung und Vertrieb
• Potenzielle Investitionen in Stromverteilung und Gas-Assets
Kernthemen
• Langfristige Erholung der Großhandelspreise zu erwarten
• Umweltgesetze bieten Potenzial für Investitionen in
erneuerbare Energien
• Chancen für Integrationssynergien durch Konsolidierung der
Downstream-Aktivitäten
• Höhere Importabhängigkeit von Gas erfordert Investitionen in
die Infrastruktur
UK
016

E.ON Nordeuropa – Verbesserung der Position in einem sich
konsolidierenden Markt
Dänemark
Norwegen
Schweden
Finnland
Strategische Ausrichtung von E.ON
• Zusätzliche Erzeugungskapazität in Schweden, Norwegen und
Finnland
• Größenvorteile durch synergiegetriebene Akquisitionen in den
Bereichen Distribution und Fernwärme in Schweden, Dänemark
und Finnland
• Beteiligung am Aufbau von Gasbeschaffung und -infrastruktur
in Schweden
Kernthemen
• Konsolidierung des derzeit noch fragmentierten Marktes
eröffnet Perspektiven
• Energieengpässe führen zu steigenden Großhandelspreisen
und bieten somit Chancen für Erzeuger
• Substitution von Öl durch Gas schafft Wachstumschancen bei
Industrie- und kommunalen Kunden
• Neue Energiepolitik in Dänemark eröffnet Möglichkeiten zum
Markteintritt
017

E.ON USA, Mittlerer Westen – Langfristige Wachstumsoption,
aber derzeitige Prioritäten in Europa
Chicago
MAIN
ECAR
LG&E
Louisville
Detroit
Strategische Ausrichtung von E.ON
• Fokus mittelfristig auf Kentucky
MAAC
New York
Philadelphia
Kernthemen
• Nachhaltige Wettbewerbsposition durch starke lokale
Marktabdeckung und stabiles regulatives Umfeld in Kentucky
• Stetige Ergebnisverbesserung im bestehenden Geschäft
• Anhaltende Unsicherheit über die weitere Entwicklung des
US-Energiemarktes dämpft derzeit das Akquisitionsinteresse
• Langfristige Wachstumsoptionen intakt aufgrund von
Konsolidierungsmöglichkeiten im fragmentierten Markt
018

E.ON Finanzielle Ziele
Ehrgeizige finanzielle Ziele bei gleichzeitiger Verpflichtung zu
mindestens einem „strong single A-Rating“:
ROCE 1)
in %
9,5 %
definierter
Kapitalkosten-
Benchmark
(2002)
Free Cashflow
9,3 >10,5
2002 2006e
in Mrd apple 2003e–2006e kumuliert
Dividende pro Aktie
in apple
21,0 11,5 9,5
Mittelzufluss Invest. Free
aus lfd. in Cashflow
Geschäfts- Anlagetätigkeit
vermögen
1,75
> 10%
CAGR 3)
2002 2006e
019
• Basierend auf einem durchschnittlichen
Capital Employed
von 51 Mrd apple in 2002 und
64 Mrd apple in 2006e 2)
• Ergebnisverbesserung durch operative
Exzellenz und Optimierung
der Kapitalproduktivität
• Realisierung eines durchschnittlichen
Free Cash-flows von mindestens
2,4 Mrd apple pro Jahr
• Weitere Potenziale durch cashwirksameVerbesserungsprogramme
• Zusätzliche finanzielle Flexibilität
durch geplante Desinvestitionen
• Im Durchschnitt zweistelliges
Dividendenwachstum pro Jahr
• Erhöhung der Ausschüttungsquote
auf ca. 50 % des Jahresüberschusses
bis 2006e
1) Für Informationen zur Überleitung des ROCE verweisen wir auf Seite 1
2) entsprechende US-GAAP Ziele: erwartete Bilanzsumme 2006e von 110 Mrd apple, erwarteter Jahresüberschuss 2006e von 3,4 Mrd apple
3) Compound Annual Growth Rate (Durchschnittliche jährliche Wachstumsrate)

E.ON Verbesserung der Performance
Erwartete Steigerung des EBIT von 2 Mrd ¤ bis 2006e gegenüber 2002
EBIT
in Mrd apple
4,7 6,7
2002 1)
+ 43%
2006e 2)
Hebel für EBIT-Steigerung
• Beitrag aus akquirierten Gesellschaften (Powergen, Ruhrgas)
• Organisches Wachstum
• Operative Verbesserung von 1 Mrd apple 3) durch
– Operative Exzellenz (zum Beispiel Austausch und
Anwendung von Best-Practice in Erzeugung, Handel und
Vertrieb, Schnittstellen-Optimierung in
Verwaltungsbereichen)
– Integrationssynergien (zum Beispiel TXU, Ruhrgas)
– Weitere Einsparungen (zum Beispiel Einkaufsoptimierung,
Neuverhandlung von Verträgen)
Einmalkosten von 430 Mio apple 4) über die nächsten 3 Jahre, um
operative Verbesserung zu erzielen
Kostensenkungs- und Restrukturierungsmaßnahmen 1993–2002
realisiert realisiert realisiert
in Mio apple 1993–2001 2002 1993–2002
Energie
Chemie
Holding
Gesamt
2.123
926
50
3.099
400
265
–
665
2.523
1.191
50
3.764
1) EBIT ist eine Non-GAAP measure. Für eine Überleitung des EBIT auf Betriebsergebnis und von Betriebsergebnis auf Ergebnis der
gewöhnlichen Geschäftstätigkeit verweisen wir auf den E.ON Geschäftsbericht für 2002, zugänglich auf www.eon.com
2) entsprechendes US-GAAP Ziel: Jahresüberschuss von 3,4 Mrd apple in 2006e
3) entsprechendes US-GAAP Ziel: Jahresüberschuss von 650 Mio apple
4) entsprechendes US-GAAP Ziel: Jahresüberschuss von 280 Mio apple
020

E.ON Mittelfristiger Investitionsplan
Mittelfristiger Investitionsplan basierend auf strengen
Renditekriterien und einem ROCE-Ziel von 10,5 % bis 2006e
in Mrd apple
Beteiligungen
Sachanlagen
18 8–10
5,1
3,7
1,0
8,2
bereits realisiert
bereits realisiert
Investitionen Zusätzliche
2003–2005 strategische
(Geschäfts- Investitionen
bericht 2002)
021

E.ON Externes Wachstum nur bei Erfüllung strenger
Akquisitionskriterien
Strategische Kriterien
• Attraktivität des Marktes (Rendite, Wachstum, Regulierung)
• Attraktivität des Übernahmekandidaten (Qualität der
Anlagen, Marktposition, Qualität des Managements)
• Wertschöpfungspotenzial (Kostensenkung, Integrationsvorteile,
Nutzung von “Best Practice”-Erfahrungen)
Finanzielle Kriterien
Akquisitionen müssen
• bereits im ersten vollen Jahr nach der Akquisition
ergebnissteigernd wirken
• spätestens drei Jahre nach der Akquisition Renditen
erwirtschaften, die über den Kapitalkosten liegen
• geringe landesspezifische Risiken aufweisen
022

E.ON Trennung von Nicht-Versorgungsaktivitäten
Beteiligung
Erlöse
(Equity Enterprise
in Mio apple % Umsatz value) value Anmerkung
11.745 6.000
2.800
2.300
–
500
–
–
1.100
6.500
3.100
1.000
11.400
1.800
2.600
1.000
4.300
44.400
1)
12.304 2)
1.891 3)
944 3)
836 4)
1.216 1)
–
–
26.422 2)
3.438 3)
3.279 2)
–
–
3.926 3)
Börsennotierte Gesellschaften
Degussa
64,6
–
teilweise
veräußert
Stinnes
65,4
1.600
veräußert in 10/02
Schmalbach-Lubeca
49,0
800
veräußert in 08/02
MEMC
71,8
–
veräußert in 11/01
Gerresheimer Glas
Weitere Gesellschaften
71,0
215
veräußert in 07/00
Viterra
100,0
–
Viterra Energy
veräußert in 06/03
ONE
50,1
–
Bouygues Telecom
15,9
960
teilweise
veräußert
VEBA Oel
100,0
3.300
veräußert in 07/02
VAW aluminium
100,0
1.900
veräußert in 03/02
Klöckner & Co
100,0
300
veräußert in 10/01
VIAG Interkom
45,0
7.250
veräußert in 02/01
Orange Communications
42,5
1.320
veräußert in 11/00
VEBA Electronics
100,0
1.000
veräußert in 10/00
Cablecom
32,0 – 870
veräußert in 03/00
E-Plus
31,0 – 3.800
veräußert in 02/00
Summe
71.638 23.315
1) Umsatz 2002
2) Umsatz 2001
3) Umsatz 2000
4) Umsatz 1999
023

2. Energie

Energie E.ON: Starke Position im weltweiten Energiemarkt 1)
Kunden in Mio
2001 Strom Erdgas
EdF
E.ON
ENEL
Tokyo Electric
RWE
Centrica
GdF
SNAM
AEP
E.ON
Gasunie
SNAM
RWE
EdF
Centrica
GdF
Tokyo Electric
ENEL
AEP
0 10 20 30 40 50 60
Energieabsatz (Strom und Erdgas) in TWh
2001 Strom Erdgas
0 200 400 600 800 1.000 1.200
1) pro-forma 2001 inkl. Powergen und Ruhrgas: ohne Energiehändler
025

2.1. E.ON Energie (Kontinentaleuropa)

Energie E.ON Energie – Aktivitäten
Stand 01.08.2003
Führungsgesellschaft
E.ON Energie AG 100 %
• Zentrale Strategie-, Controlling- und
Servicefunktionen
• Mergers & Acquisitions
Konventionelle Kraftwerke
E.ON Kraftwerke GmbH 100 %
• Stromerzeugung in konventionellen Kraftwerken
E.ON Fernwärme GmbH 100 %
• Fernwärme, Abfallverbrennung
Kernkraftwerke
E.ON Kernkraft GmbH 100 %
• Stromerzeugung in nuklearen Kraftwerken
Wasserkraftwerke
E.ON Wasserkraft GmbH 100 %
• Stromerzeugung in Wasserkraftwerken
Hoch- und Höchstspannungsnetze
E.ON Netz GmbH 100 %
• Stromverteilung über Hoch- und
Höchstspannungsnetze
(110 kV-380 kV)
• Allgemeine Netzdienstleistungen
Regionale Versorger
10 Regionalverteiler 1) 27 % bis 100 %
• Verteilung und Vertrieb von Strom, Gas, Wärme
und Wasser in Regionalgebieten
• Energieberatung
Kommunale und regionale Energiebeteiligungen
Thüga AG 87,1 %
• Beteiligungen an kommunalen und regionalen
Versorgungsunternehmen (im Wesentlichen
Strom, Gas, Wasser)
• Eigene Vertriebs- und Versorgungsaktivitäten
(Strom und Gas)
1) nur direkte Beteiligungen
Stromhandel- und vertrieb
E.ON Sales & Trading GmbH 100 %
• Optimierung der Konzernstrombeschaffung
• Stromeigenhandel
• Risikomanagement
• Stromvertriebskonzeption und
-servicefunktion
• Betreuung Topkunden
RuhrEnergie GmbH 100 %
• Strom- und Fernwärmeversorgung von
Industriekunden im Ruhrgebiet
Wesentliche ausländische Beteiligungen
E.ON Benelux 100 %
E.ON Czech Holding 100 %
E.ON Hungaria 100 %
E.ON Italia 100 %
E.ON Scandinavia 100 %
Consulting/Ingenieurdienstleistungen
E.ON Engineering GmbH 100 %
• Konzerninterne und -externe Beratungs- und
Planungsdienstleistungen im energiewirtschaftlichen
Sektor
• Vermarktung des Know-hows aus der konventionellen
Stromerzeugung
E.ON Energy Projects 100 %
• Entwicklung, Finanzierung und Betrieb von
Energieanlagen
Sonstige Beteiligungen
E.ON Immobilien GmbH 100 %
E.ON Facility Management GmbH 51 %
PfE GmbH (Prüfungsgesellschaft für
Energieversorgungsgesellschaften) 100 %
is: energy GmbH 74,8 %
027

Energie E.ON Energie – Umsatz 2002
Umsatz nach Bereichen
Wasser 1,4 %
Ausland 19,3 %
Sonstiges/
Konsolidierung 0,2 %
1) ohne Stromsteuer
Bedeutende Marktpositionen:
16,7 % Gas
62,4 % Strom
Gesamt apple 18.585 Mio 1) Deutschland 80,5 %
• Eines der führenden Elektrizitätsversorgungsunternehmen
Europas
• Größter inländischer Stromversorger
• Im Inland werden 12,4 Mio Stromkunden bedient
• Signifikante Position im deutschen Gasmarkt
• Zweitgrößtes Elektrizitätsversorgungsunternehmen in
Schweden
• Weitere starke internationale Positionen insbesondere in
den Niederlanden, Ungarn, Tschechien und der Slowakei
028

Energie E.ON Energie – Regionalversorgungsunternehmen
im deutschen Strommarkt
E.ON Hanse
Absatz: 9.400 GWh
Kunden: 706.000
EWE
Absatz: 13.200 GWh
Kunden: 1.004.000
E.ON Westfalen-Weser
Absatz: 10.300 GWh
Kunden: 659.000
EAM 1)
Absatz: 10.000 GWh
Kunden: 695.000
1) 2001
Mehrheitsbeteiligungen
Minderheitsbeteiligungen
E.ON Energie – Wesentliche Beteiligungen
Stand 15.07.2003 %
Avacon
56,5
EAM
73,3
E.DIS
71,0
E.ON Bayern
97,3
E.ON Hanse
73,8
E.ON Westfalen-Weser
63,4
EWE
27,4
TEAG
72,7
Kennzahlen Strom
029
E.DIS
Absatz: 12.700 GWh
Kunden: 1.202.000
Avacon
Absatz: 16.400 GWh
Kunden: 1.300.000
TEAG
Absatz: 8.200 GWh
Kunden: 640.000
E.ON Bayern
Absatz: 28.900 GWh
Kunden: 2.039.000
Stand 31.12.2002 E.ON
Energie
Beteili- Gesamtgungen
1)
markt
Absatz 2)
Kundenanzahl
Netzlänge 3)
Kraftwerkskapazitäten
1) Beteiligungen > 50 %
2) ohne Stromhandel
3) ≥ 110 kV
4) lt. VDEW Stand 2001
Mrd kWh
Mio
km
MW
189
rd. 7
42.000
25.287
477
43,5
115.460 4)
102.572 4)

Energie E.ON Energie – Engagement im deutschen Gasmarkt
E.ON Hanse
EWE
Avacon
E.ON Westfalen-Weser
Gelsenwasser
badenova
E.ON Energie – Wesentliche Beteiligungen
Stand 15.07.2003 % %
Avacon
badenova
Bayerngas
E.DIS
egm
E.ON Hanse
E.ON Westfalen-Weser
Erdgas Schwaben (EGS)
Erdgas Südsachsen
ESB
Kennzahlen Gas
56,5
48,7
22,0
71,0
100,0
73,8
63,4
64,9
49,0
50,0
Stand 31.12.2002 E.ON
Energie
Beteili- Gesamtgungen
1)
markt
960
17,4 4)
Absatz
> 300
Kundenanzahl
1) Beteiligungen ≥ 20 %
2) inkl. Doppelzählung
3) vollkonsolidiert rd. 1,4 Mio Kunden
4) 01.01.2001
2)
> 5 3)
Mrd kWh
Mio
EWE
FGN
Fränkische Gas-Lieferungsgesellschaft
Frankengas
GASAG
Gasversorgung Thüringen
Mainova
swb (Stadtwerke Bremen)
Thüga
030
27,4
16,9
100,0
40,6
24,9
49,0
24,4
22,0
87,1
E.DIS
EWE
Thüga
E.ON Bayern
Thüga
ESB
EGS

Energie E.ON Energie – Internationale Beteiligungen
und Kooperationen Strom
Schweden
Sydkraft
Graninge
Niederlande
E.ON Benelux
Deutschland
Schweiz
BKW
Italien
E.ON Italia
Fokusregion
Mehrheitsbeteiligungen
Minderheitsbeteiligungen ≥ 20
keine Verteilungsaktivitäten
E.ON Energie – Wesentliche Beteiligungen
BKW
100,0
DEDASZ
65,6
EDASZ
36,4
Electra Italia
E.ON Benelux
E.ON Czech Holding
E.ON Italia
2)
E.ON Polska
Espoon Sähkö
Graninge
Sydkraft 55,2
92,4
49,0
1)
Stand 14.08.2003 Beteiligungs- Beteiligungsquote
% quote %
20,0
92,4
95,6
19,9
100,0 TITASZ
100,0 ZSE
100,0
1) Stimmenanteil 56,5 %
2) zusätzliche 36,3 % unter Vorbehalt kartellrechtlicher Genehmigung
031
Finnland
Espoon Sähkö
Tschechien
JCE (13,6 %), JME
SME, VCE
ZCE
Polen
E.ON Polska
Slowakei
ZSE
Ungarn
DEDASZ
EDASZ
TITASZ

Energie E.ON Energie – Internationale Beteiligungen
und Kooperationen Gas
E.ON Energie – Wesentliche Beteiligungen
E.ON Czech Holding
100,0
14,2
KÖGAZ
31,2
30,0
Sydkraft 55,2
74,9
18,8
100,0
1) (durch Sydgas)
Latvijas Gaze 2)
Lietuvos Dujos 3)
Stand 14.08.2003 Beteiligungs- Beteiligungsquote
% quote %
RAG
D-Gas
Thüga Italia
1) Stimmenanteil 56,5 %
2) Beteiligung von 47 % im Konsortium mit Ruhrgas
3) Beteiligung von 34 % im Konsortium mit Ruhrgas
032
Schweden
Sydgas Latvijas
Latvijas Gaze (18,8 %)
Niederlande
D-Gas
Deutschland
Italien
Thüga Italia
Mehrheitsbeteiligungen
Minderheitsbeteiligungen ≥ 20
keine Verteilungsaktivitäten
Fokusregion
Litauen
Lietuvos Dujos (14,2 %)
Tschechien
JMP
JCP (13,1 %)
ZCP
Österreich
RAG
Ungarn
KÖGAZ

Energie E.ON Energie – Aktivitäten in den Niederlanden
Maasvlakte
Den Haag
Delft
U Gaskraftwerk
h Steinkohlekraftwerk
· Sitz E.ON Benelux
E.ON Energie – Beteiligungen
Voorburg
Galileïstraat
Stand 01.04.2003 %
E.ON Benelux
100,0
D-Gas
74,9
Kennzahlen
h
Stand 31.12.2002 E.ON Gesamt-
Strom
Energie
Beteiligungen
markt
Absatz
TWh 14 104
Kraftwerkskapazitäten
MWel 1.770 21.000
U
U
·
U
U
U
Leiden
RoCa
033

Energie E.ON Energie – Aktivitäten in Nordeuropa
Kennzahlen
Stand 31.12.2002 E.ON
Energie
Beteili- Gesamtgungen
markt
Finnland
Strom (Espoon Sähkö)
Absatz
Dänemark
Kundenanzahl
Netzlänge 1)
Kraftwerkskapazität
1) 60 – 110 kV
Graninge
E.ON Energie – Beteiligungen
Norwegen
Stand 14.08.2003 %
Sydkraft
55,2
Espoon Sähkö
65,6
Graninge
1) zusätzliche 36,3 % unter Vorbehalt kartellrechtlicher Genehmigung
TWh
km
MWel 3
150.000
1.525
180
36,4 1)
79
2.800.000
136.582
16.576
Schweden
Sydkraft
Kennzahlen
034
Stand 31.12.2002 E.ON
Energie
Beteili- Gesamtgungen
markt
Schweden
Strom (Sydkraft und
Graninge)
Absatz
Kundenanzahl
Netzlänge 1)
Kraftwerkskapazität
Erdgas (Sydkraft/Sydgas)
Absatz
Kundenanzahl
Netzlänge
1) 70 – 130 kV
Finnland
Mehrheitsbeteiligung
Minderheitsbeteiligung
TWh
km
MWel Espoon Sähkö
TWh
km
50
1.300.000
3.844
6.516
8,0
24.000
200
146
5.300.000
30.409
30.894
9,5
n.v.
500

Energie E.ON Energie – Osteuropa Strom
Tschechien
ZCE
SCE
JCE
STE
Mehrheitsbeteiligung
Minderheitsbeteiligung
Minderheitsbeteiligung;
unternehmerische Führung bei E.ON
E.ON Energie – Beteiligungen 1)
VCE
Stand 15.07.2003
Slowakei
%
ZSE
49,0
Tschechien2) JCE 3)
JME 3)
SME
VCE
ZCE
Ungarn
DEDASZ
EDASZ
TITASZ
JME
13,6
44,9
30,3
41,7
35,5
92,4
95,6
92,4
1) ab 10 %
2) Beteiligungstausch mit CEZ vereinbart (kartellrechtliche Freigabe
steht noch aus): Erhöhung bei JME um 35,2 % auf 80,1 %
und bei JCE um 34,0 % auf 47,6 %. Zusätzliche Optionsvereinbarung
zur Abgabe der Anteile an SME und SCE (5,9 %). Abgabe
von Anteilen an ZCE und VCE an CEZ.
3) Mehrheit im Konsortium zusammen mit Energie AG
Oberösterreich
EDASZ
SME
ZSE
DEDASZ
Kennzahlen
ELMÜ
1) ≥ 110 kV
2) Gesamtlänge aller kV
SSE VSE
DEMASZ
EMASZ
TITASZ
Ungarn
035
Slowakei
Stand 31.12.2001 E.ON
Energie
Beteili- Gesamtgungen
markt
Slowakei
Absatz
Kundenanzahl
Netzlänge 1)
Kraftwerkskapazitäten
Tschechien
Absatz
Kundenanzahl
Netzlänge 1)
Kraftwerkskapazitäten
Ungarn
Absatz
Kundenanzahl
Netzlänge 2)
Kraftwerkskapazitäten
TWh
Mio
km
MW
TWh
Mio
km
MW
TWh
Mio
km
MW
6,9
1,0
2.700
–
28,9
3,4
5.850
–
14,9
2,4
3.350
154
21,0
2,3
12.000
8.300
53
4,9
13.512
17.000
31,4
5,2
10.100
8.282

Energie E.ON Energie – Osteuropa Gas
ZCP
Tschechien
Minderheitsbeteiligung
SCP
JCP
STP
E.ON Energie – Beteiligungen 1)
VCP
JMP
Stand 01.04.2003 %
Tschechien
JCP 2)
JMP
ZCP
Ungarn
KÖGAZ
1) ab 10 %
2) Mehrheit im Konsortium zusammen mit Oberösterreichische
Ferngas AG
EGAZ
13,1
39,3
20,3
31,2
KÖGAZ
SMP
DDGAZ
Kennzahlen
DEGAZ
TIGAZ
Ungarn
036
Slowakei
Stand 31.12.2001 E.ON
Energie
Beteili- Gesamtgungen
markt
Tschechien
Absatz
Kundenanzahl
Ungarn
Absatz
Kundenanzahl
FÖGAZ
TWh
Mio
TWh
Mio
35,4
0,9
7,4
0,26
105
2,6
108
2,98

Energie E.ON Energie – Alpenregion/Italien
Thüga
Mehrheitsbeteiligung
Minderheitsbeteiligung
Öl- und Gasgewinnung
Schweiz
E.ON Energie – Beteiligungen
BKW
Stand 01.04.2003 %
Schweiz
BKW
20,0
Italien
Thüga Italia
100,0
Österreich
RAG
30,0
RAG
Kennzahlen
Italien
Österreich
037
Stand 31.12.2002 E.ON
Energie
Beteili- Gesamtgungen
markt
Schweiz (Strom)
Absatz
Kundenanzahl
Netzlänge
Kraftwerkskapazitäten
Italien (Gas)
Absatz
Kundenanzahl
TWh
Mio
km
MW
TWh
Mio
6,5
0,3
1.200
ca. 2.000
6,6
0,4
47
n.v.
6.000
ca. 17.000
ca. 750
ca. 16

Energie E.ON Energie – Beschaffung und Absatz 2002 038
in TWh, ohne Handel
KonzerneigeneKraftwerke
156 Strombeschaffung
262
Fremde
Bezüge 1)
106
Stromabsatz
251
Netzverluste,
Pumpstrom 11
Beschaffung Absatz
1) davon 15 TWh aus Gemeinschaftskraftwerken
Regionale und
kommunale EVU
140
Sondervertragskunden
71
Tarifkunden 40

Energie E.ON Energie – Kostengünstige
Stromerzeugungsstruktur
Anteile Stromerzeugung
4,9 % 2)
Erdgas/Öl/Sonstige 6,6 % 1)
9,1 % 4)
Erdgas/Öl/Sonstige
9,4 % 3)
E.ON Energie Deutschland
2002 2001 2002 2001
Braunkohle
6,9 % 9,6 %
Kernenergie
51,1 % 45,0 %
1) Erdgas/Öl 5,2 % – Sonstige 1,4 %
2) Erdgas/Öl 4,1 % – Sonstige 0,8 %
3) Erdgas/Öl 7,9 % – Sonstige 1,5 %
4) Erdgas/Öl 7,3 % – Sonstige 1,8 %
Wasser
11,4 % 10,2 %
Steinkohle
24,0 % 30,3 %
Wasser
5,1 % 5,0 %
Braunkohle
29,7 % 29,2 %
Kernenergie
32,2 % 33,8 %
Steinkohle
23,6 % 22,9 %
039

Energie E.ON Energie – Kraftwerksstandorte
Stand 31.12.2002
≈
≈
≈
≈ ≈
≈
h
h
h h
U
Uh
U
U
U
U
h h h
hUUU
h
U
h h
U
h
h h
h U
UU
Uh
U
U
h
U
h
Niederlande
h
h
h
Deutschland
h
h
≈
≈≈≈ ≈
≈≈≈
≈≈
≈≈
≈
≈ ≈
≈
≈≈ ≈ ≈
≈ ≈ ≈ ≈≈≈
≈≈ ≈
≈≈≈≈
≈
≈≈≈≈≈≈ U U
U
U
U
≈≈ ≈≈ ≈≈
≈≈
≈ ≈
≈ ≈ ≈ ≈ ≈
≈
≈
≈ ≈≈
≈
≈
≈≈≈ ≈≈ ≈≈≈ ≈
≈
≈
≈≈
≈≈≈
Schweden
Kernkraftwerk (einschließlich Gemeinschaftskernkraftwerke)
h Steinkohlekraftwerk
h Braunkohlekraftwerk
U Gaskraftwerk
Ölkraftwerk
≈ Wasserkraftwerk (in Deutschland nur Werkgruppen)
≈
Ungarn
U
U
Finnland
h
040

Energie E.ON Energie – Kraftwerkspark
Region Deutschland/Benelux
Kernkraftwerke
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-Anteil Inbetrieb-
Gesellschafter MW % MW nahme
Deutschland
Brokdorf
Brunsbüttel
Emsland
Grafenrheinfeld
Grohnde
Gundremmingen B
Gundremmingen C
Isar 1
Isar 2
Krümmel
Stade
Unterweser
Summe
Erdgas
E.ON/VE
E.ON/VE
E.ON/RWE
E.ON
E.ON/GKW
E.ON/RWE
E.ON/RWE
E.ON
E.ON/SWM
E.ON/VE
E.ON/VE
E.ON
1.370
771
1.329
1.275
1.360
1.284
1.288
878
1.400
1.260
640
1.345
14.200
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-Anteil Inbetrieb-
Gesellschafter MW % MW nahme
Deutschland
Bad Salzungen
E.ON/Diverse 10 73,0 7 1993
Emden GT
E.ON 50 100,0 50 1972
Franken I/1
E.ON 382 100,0 382 1973
Franken I/2 (Kombi)
E.ON 440 100,0 440 1976
GKW Weser/Veltheim 4 GT
E.ON/Stw. Bielefeld/EMR 460 51,7 238 1975
GT Ummeln
E.ON/Stw. Bielefeld/EMR 60 51,7 31 1973
Huntorf
E.ON 290 100,0 290 1977
Irsching 3
E.ON 415 100,0 415 1974
Jena-Süd
E.ON/Diverse 199 73,0 145 1996
Kirchmöser
E.ON 178 100,0 178 1994
Merxleben
E.ON/Diverse 2 73,0 1 1997
Mühlhausen-Grabe
E.ON/Diverse 10 73,0 7 1996
Robert Frank 4
E.ON 487 100,0 487 1973
Staudinger 4
E.ON 622 100,0 622 1977
Summe Deutschland
Niederlande
3.605
3.293
Galileistraat
E.ON 209 100,0 209 1988
Leiden
E.ON 81 100,0 81 1986
RoCa 3
E.ON 220 100,0 220 1996
The Hague
E.ON 78 100,0 78 1982
Sonstige (< 50 MW)
142
142
Summe Niederlande
730
730
Gesamtsumme
4.335
4.032
80,0
33,3
12,5
100,0
83,3
25,0
25,0
100,0
75,0
50,0
66,7
100,0
1.096
257
166
1.275
1.133
321
322
878
1.050
630
417
1.345
8.890
041
1986
1976
1988
1981
1984
1984
1984
1977
1988
1983
1972
1978

Energie E.ON Energie – Kraftwerkspark
Region Deutschland/Benelux
Steinkohle
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-Anteil Inbetrieb-
Gesellschafter MW % MW nahme
Deutschland
Bexbach 1
Buer
Datteln 1
Datteln 2
Datteln 3
Farge
GKW Weser/Veltheim 2
GKW Weser/Veltheim 3
Glückstadt
Heyden
Kiel
Knepper C
Mehrum C
Rostock
Scholven B
Scholven C
Scholven D
Scholven E
Scholven F
Shamrock
Staudinger 3
Staudinger 5
Wilhelmshaven
Zolling
Summe Deutschland
Niederlande
Maasvlakte 1
Maasvlakte 2
Summe Niederlande
Gesamtsumme
E.ON/EnBW
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON/Stw. Bielefeld/EMR
E.ON/Stw. Bielefeld/EMR
E.ON
E.ON
E.ON/Stw. Kiel
E.ON
E.ON/Stw. Hannover, Braunschw. Vers. AG
E.ON/E.DIS/RWE/VE
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
714
70
95
95
113
325
100
320
14
865
323
345
654
508
345
345
345
345
676
132
293
510
747
449
8.728
520
520
1.040
9.768
33,3
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
51,7
51,7
100,0
100,0
50,0
100,0
50,0
50,4
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
238
70
95
95
113
325
52
166
14
865
162
345
327
256
345
345
345
345
676
132
293
510
747
449
7.310
520
520
1.040
8.350
042
1983
1985
1964
1964
1969
1969
1965
1970
1983
1987
1970
1971
1979
1994
1968
1969
1970
1971
1979
1957
1970
1992
1976
1986
1988
1987

043
Energie E.ON Energie – Kraftwerkspark
Region Deutschland/Benelux
Wasserkraft
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-Anteil Inbetrieb-
Gesellschafter MW % MW nahme
27
50
81
26
73
220
38
25
160
20
66
54
164
26
37
30
43
22
105
35
46
48
23
28
25
85
124
120
440
24
843
3.108
1924
1953
1944
1925
1942
1964
1970
1938
1958
1915
1955
1927
1975
1951
1982
1992
1965
1929
1955
1960
1954
1961
1955
1959
1938
1924
1924
1931
1975
1938
100,0
50,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
50,0
100,0
100,0
100,0
76,5
50,0
50,0
100,0
100,0
100,0
100,0
50,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
27
100
81
26
73
220
38
25
160
20
132
54
164
26
48
60
86
22
105
35
46
96
23
28
25
85
124
120
440
24
889
3.402
Deutschland
Aufkirchen
Braunau-Simbach
Egglfing
Eitting
Ering
Erzhausen
Feldkirchen
Gars
Happurg
Hemfurth
Jochenstein
Kachlet
Langenprozelten
Neuötting
Nußdorf
Oberaudorf-Ebbs
Passau-Ingling
Pfrombach
Reisach
Rosenheim
Roßhaupten
Schärding-Neuhaus
Stammham
Tanzmühle
Teufelsbruck
Töging
Walchensee
Waldeck 1
Waldeck 2
Wasserburg
Sonstige
Summe
E.ON
E.ON/Verbund
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON/Verbund
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON/Verbund
E.ON/Verbund
E.ON/Verbund
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON/Verbund
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON

Energie E.ON Energie – Kraftwerkspark
Region Deutschland/Benelux und Osteuropa
Braunkohle
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-Anteil Inbetrieb-
Gesellschafter MW % MW nahme
Deutschland
Arzberg 5
Buschhaus
Kassel
Lippendorf S
Schkopau
Summe
Heizöl
E.ON
E.ON
E.ON/KFW
E.ON/EnBW
E.ON/Saale Energie
104
330
33
865
900
2.232
100,0
100,0
50,0
50,0
55,6
104
330
17
433
500
1.384
1966
1985
1988
1999
1995
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-Anteil Inbetrieb-
Gesellschafter MW % MW nahme
Deutschland
Audorf
Hausham GT 1
Hausham GT 2
Hausham GT 3
Hausham GT 4
Ingolstadt 3
Ingolstadt 4
Itzehoe
Wilhelmshaven
Zolling GT 1
Zolling GT 2
Summe
Sonstige Deutschland/Niederlande
Erdgas Osteuropa
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
87
25
25
25
25
386
386
87
56
25
25
1.152
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
87
25
25
25
25
386
386
87
56
25
25
1.152
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-
MW Anteil MW
1562) 1911) Summe
1) davon Deutschland 185 MW
2) davon Deutschland 150 MW
1973
1982
1982
1982
1982
1973
1974
1972
1973
1976
1976
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-Anteil Inbetrieb-
Gesellschafter MW % MW nahme
Debrecen, DKCE
E.ON 95 100,0 95 2000
Sonstige (< 50 MW)
62
60
Summe
157
155
044

Energie E.ON Energie – Kraftwerkspark
Region Nordeuropa
Kernkraftwerke
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-Anteil Inbetrieb-
MW % MW nahme
Schweden
Barsebäck 2
Forsmark 1
Forsmark 2
Forsmark 3
Oskarshamn I
Oskarshamn II
Oskarshamn III
Ringhals 1
Ringhals 2
Ringhals 3
Ringhals 4
Summe
Heizöl
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-Anteil Inbetrieb-
MW % MW nahme
Schweden
Åbyverket G1, G2, G3
Händelö (Norrköping)
Karlshamn G1
Karlshamn G2
Karlshamn G3
Karskär G4
Sonstige (< 50 MW)
Summe
Erdgas
600
961
959
1.155
445
602
1.160
835
872
920
915
9.424
151
100
330
330
328
125
37
1.401
25,8
9,3
9,3
10,8
54,5
54,5
54,5
25,8
25,8
25,8
25,8
100,0
100,0
70,0
70,0
70,0
50,0
155
89
89
125
243
328
632
215
225
237
236
2.574
151
100
231
231
230
62
37
1.042
1977
1980
1981
1985
1972
1974
1985
1976
1975
1981
1983
1962 – 1974
1983
1971
1971
1973
1968
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-Anteil Inbetrieb-
MW % MW nahme
Schweden
Barsebäck GT
Halmstad G11
Halmstad G12
Heleneholm G11, G12
Öresundsverket GT
Oskarshamn GT
Sonstige (< 50 MW)
Summe Schweden
Finnland
Suomenoja
Summe Finnland
Gesamtsumme
84
78
172
130
126
80
36
706
50
50
756
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
54,5
100,0
84
78
172
130
126
44
36
670
50
50
720
1974
1973
1993
1966 + 1970
1971 + 1972
1973
1989
045

Energie E.ON Energie – Kraftwerkspark
Region Nordeuropa
Wasserkraft
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-Anteil Inbetrieb-
MW % MW nahme
Schweden
Bålforsen
Bergeforsen
Bjurfors nedre
Blåsjön
Edensforsen (Åseleälven)
Edsele
Gulsele (Åseleälven)
Hällby (Åseleälven)
Hammarforsen
Harrsele
Hjälta
Järnvägsforsen
Korselbränna (Fjällsjöälven)
Moforsen
Olden (Långan)
Pengfors
Ramsele
Rätan
Stensjön (Hårkan)
Storfinnforsen
Trångfors
Sonstige (< 50 MW)
Summe
Steinkohle
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-Anteil Inbetrieb-
MW % MW nahme
Finnland
Suomenoja
Summe
Sonstige Nordeuropa
E.ON Energie Gesamt
86
160
75
60
67
59
64
84
79
216
176
100
123
139
112
56
157
60
94
109
73
820
2.969
80
80
100,0
44,0
100,0
50,0
4,7
100,0
15,0
15,0
100,0
50,6
100,0
94,9
100,0
100,0
100,0
65,0
100,0
100,0
50,0
100,0
100,0
100,0
86
70
75
30
3
59
10
13
79
109
176
95
123
139
112
37
157
60
47
109
73
740
2.402
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-
MW Anteil MW
Summe
141
116
Stand 31.12.2002 netto E.ON Energie-
MW Anteil MW
E.ON Energie Deutschland
33.504
25.287
E.ON Energie International
16.704
8.865
Gesamtsumme E.ON Energie
50.208
34.152
80
80
1958
1955
1959
1957
1956
1965
1955
1970
1928
1957
1949
1975
1961
1968
1974
1954
1958
1968
1968
1953
1975
1977
046

Energie E.ON Energie – Reduzierung der einsetzbaren
Kraftwerksleistung
bis zum Jahr 2003 Konserviert/
E.ON- Stillgelegt
Energie- MW
netto Anteil Inbetrieb- Stand
Gesellschafter MW % nahme 30.04.03
Reduzierung der einsetzbaren Leistung
durch Stilllegungen
– KW Offleben
E.ON 280 100,0 1973
– Rauxel 2
E.ON 164 100,0 1967 164
– Westerholt 1
E.ON 138 100,0 1959
– Westerholt 2
E.ON 138 100,0 1961 138
– KKW Stade
E.ON/VE 630 66,7 1972
– KW Arzberg 5
E.ON 104 100,0 1966
– KW Arzberg 7
E.ON 121 100,0 1979 121
– KW Schwandorf D
E.ON 292 100,0 1972
– KW Franken II B1
E.ON 206 100,0 1966 206
– KW Franken II B2
E.ON 206 100,0 1967 206
Summe
Reduzierung der einsetzbaren Leistung
durch Konservierungen
2.279
835
– KW Staudinger 2
E.ON 249 100,0 1965 249
– KW Pleinting 2
E.ON 402 100,0 1976 402
– KW Emden 4
E.ON 430 100,0 1972 430
– KW Arzberg 6
E.ON 252 100,0 1974
– Winterbetrieb Staudinger 1
E.ON 249 100,0 1965 249
Summe
Stilllegung von konservierten Anlagen
1.582
1.330
– KW Aschaffenburg 21
E.ON 150 100,0 1963 150
– KW Aschaffenburg 31
E.ON 143 100,0 1971 143
Summe
Aufrechterhaltung von Langzeitkonservierungen
293
293
– KW Irsching 1
E.ON 151 100,0 1969 151
– KW Irsching 2
E.ON 312 100,0 1972 312
– KW Pleinting 1
E.ON 292 100,0 1968 292
Summe
755
755
Gesamtsumme ursprünglicher Plan
4.909
3.213
Zusätzliche Stilllegungen in 2002 1)
– Scholven G
– Scholven H
– Schwandorf B
– Schwandorf C
Summe zusätzlicher Stilllegungen in 2002
Gesamtsumme reduzierter Kraftwerksleistung
1) nicht im ursprünglichen Plan enthalten
E.ON
E.ON
E.ON
E.ON
672
672
99
99
1.542
6.451
50,0
50,0
100,0
100,0
19
1974
1975
1959
1961
047
336
336
99
99
870
4.083

Energie E.ON Energie – Windenergie
Köln
Bremen
Flensburg
Hamburg
Hannover
Kassel
Frankfurt/Main
Stuttgart
Windkraft
Anzahl Anlagen Gesamtleistung
(MW)
2002 2001 2002 2001
Deutschland 12.000 8.750
7.500 5.700
1)
Bei ReVUs mit
E.ON Energie Beteiligung 2)
13.760 11.440
8.900 7.700
1) Quelle: Deutsches Windenergieinstitut
2) ISET, Universität Kassel
Rostock
Leipzig
München
Berlin
Dresden
048
Windgeschwindigkeitsberechnung
unter 4 m/s - Windenergienutzung
ungünstig
4 bis 5 m/s - Windenergienutzung möglich
über 5 m/s - Windenergie wirtschaftlich
nutzbar, volle Leistung bei Windgeschwindigkeiten
größer als 10 m/s, gemessen 10 m
über Erdboden
m/s = Meter pro Sekunde

Energie E.ON Energie – Transportnetz 049
RWE
EnBW
Niederlande
Verwaltung
Umspannwerk
380-kV-Leitung
220-kV-Leitung
Gleichstromübertragung
Dänemark
Systemlänge
Baltic Cable
Vattenfall
Europe
E.ON Netz GmbH (Bayreuth)
Tschechien
Österreich
in km 380 kV 220 kV 110 kV 1)
E.ON Netz GmbH
5.382 5.529 21.800
Deutschland
18.800 19.800 75.000
1) 110 kV in der Grafik nicht dargestellt
• 42.000 km Gesamtnetzlänge konzernweit
(inkl. 110 kV der Regionalversorger)

Energie E.ON Energie – Lieferstruktur 050
Große
kommunale EVU
E.ON Energie AG Vattenfall Europe
E.ON Sales & Trading
Große
Industriekunden
Regionale
Vertriebszentren
• Optimale Vermarktung der Kraftwerkskapazitäten
über Handel und Vertrieb
• Auf regionaler Ebene Angebot von Strom, Gas und
zum Teil Wärme und Wasser aus einer Hand
Regionale
Versorgungsunternehmen
Kommunale EVU
Privatkunden Gewerbe- und
Industriekunden

Energie E.ON Energie – Belieferte Stromkunden in Europa
Kunden in Mio
Direkt belieferte ca. 7,4
Kunden in D
(über konsolidierte
Konzernunternehmen
Avacon, EAM, E.DIS,
E.ON Bayern,
E.ON Westfalen-Weser,
SCHLESWAG, TEAG)
Direkt belieferte ca. 3,8
Kunden
im Ausland
Gesamt über 21
ca. 5 Indirekt belieferte
Kunden in D
(über EWE sowie
kommunale
Versorger mit und
ohne Beteiligung)
>5 Indirekt belieferte
Kunden im europäischen
Ausland
mit Beteiligungen
> 20 %
• Konzentration auf rentable Kundensegmente
• Differenzierte Segmentbearbeitung (Preis, Produkt,
Betreuung, Marketing) nach strikten Ertragsgesichtspunkten
• Neukunden-Akquisition vorwiegend unter
Ergebnisgesichtspunkten
051

Energie Neuordnung der deutschen Energiewirtschaft
(Verbundebene)
Stand 1999
HEW
PreussenElektra
VEW
RWE
EnBW
Stand 2003
E.ON
RWE
EnBW
Vattenfall
Europe
BEWAG
VEAG
Bayernwerk
052

Energie Stromimporte/-exporte in Deutschland 2002
in Mio kWh
Niederlande
14.000
900
Luxemburg
4.800
Frankreich
Quelle: VDN
1.400
18.800
5.000
11.900
Dänemark
Schweiz
2.900
Import gesamt: 46.200
Export gesamt: 45.600
3.800
800
10.600
200
Schweden
1.400
8.500
Tschechien
4.300
Österreich
600
Polen
1.900
053

Energie Stromverbrauch und -austausch in Europa (2000)
38
2,3
8,4
1) in TWh
Quelle: DVG/VDEW
Verbundsysteme 1)
UCTE
NORDEL
EES/VES
GB
CENTREL
COMELEC
194
21
9,0
311
13
24
9
15,0
424
8,6
8,3
82
2,0
11,0
72
6
15,7
16,5
18,7
5,2
56
22,3
15,7
6,9
4,8
492
124
35
4,4
1,9
299
13,0
16,6
5,0
4,4
0,7
9,1
49
11
147
2,7
63
5,5
3,3
1,3
14
0,3
6,8
5,5
0,5
4,4
138
26
7,6
9,1
1,8
38
0,8
12
0,0
0,4
2
1,0
32
2,8
79
0,0
1,0
0,3
10
45
8
2,5
6
1,3
0,2
1,6
1,2
1,0
0,1
1,3
0,0
0,6
0,6
0,8
51
2,5
40
0,0
36
4,5
0,6
0,3
0,0
0,0
0,2
8,1
11
623
(europ.Teil)
167
6,2
3,3
0,7
054
83

Energie Verbändevereinbarung II+ – Wesentliche Punkte
Netznutzungsentgelte in Deutschland – Verbändevereinbarung Strom II+
Vorherige Verbändevereinbarung
(bis 31.12.2001)
1. Bestimmungen für Kunden
• Getrennte Netzanschluss- und
Netznutzungsverträge
• Wechselentgelte bei Versorgerwechsel wurden
vereinzelt (nicht von E.ON-Gesellschaften)
erhoben
2. Preisgestaltung
• Preisfindung basierend auf kalkulatorischen
Kosten
• Point-of-connection-Tarif (Briefmarken)
• Vergleichsmarktprinzip grundsätzlich vorgesehen
3. Organisatorische Gegebenheiten
• Marktgerechte Regelenergiebeschaffung
• Day-ahead-Handel
• Ansätze zur Vergütung vermiedener
Netzentgelte bei dezentraler Stromerzeugung
Verbändevereinbarung II+
(ab 01.01.2002)
1. Verbesserung für Kunden
• Zusätzliche Möglichkeit für All-inclusive-Verträge
insbesondere bei Tarifkunden
• Keine Wechselentgelte
2. Verbesserung der Preistransparenz
• Erhöhte Preistransparenz durch die Bildung
von Strukturklassen zur Erklärung von
Preisunterschieden
• Überarbeitung des Kalkulationsleitfadens
(Kostendeckungsprinzip bestätigt)
3. Organisatorische Verbesserungen
• Schaffung eines Regelenergiemarktes über
Ausschreibungsverfahren
• Zusätzlich Intra-day Handel
• Vereinfachung und Standardisierung der
Vergütung von dezentraler Stromerzeugung auf
Basis vermiedener Netzentgelte
055

Energie Zusammensetzung Strompreise in Deutschland
(Beispiele)
Stand 2003
Haushaltskunde
mit 3.500 kWh Jahresverbrauch einschließlich aller Steuern; in ct/kWh
KWK-Gesetz 0,31
Konzessionsabgabe 1) 1,79
Stromsteuer 2,05
Staatsanteil: 41 %
1) je nach Gemeindegröße zwischen 1,32 und 2,39 ct/kWh
Quelle: VDEW
Großkunde
0,41 EEG
2,36 MWSt
Durchschnittlicher Strompreis für das produzierende Gewerbe; in ct/kWh
KWK-Gesetz 0,05
Konzessionsabgabe 0,11
Staatsanteil: 33 %
Quelle: VDEW
Ökosteuer 1,23
10,2 Stromerzeugung,
-transport und
-vertrieb
0,41 EEG
17,12 ct/kWh
3,67 Stromerzeugung,
-transport und
-vertrieb
5,47 ct/kWh
056

Energie Netznutzungsentgelte inklusive Sonderlasten
in Deutschland (Beispiele)
Januar 2003
Verbrauchscharakteristik
Netz
KWK-Gesetz
Konzessionsabgabe
Stromsteuer
Mehrwert- bzw.
Vorsteuer
Insgesamt
Kleiner Großer Großer
Gewerbekunde Gewerbekunde Industriekunde
(Produzierendes (Produzierendes (Produzierendes
Tarifkunde Gewerbe) Gewerbe) Gewerbe, stromintensiv)
3.500kWh
5 kW
700 h
0,4 kV
6,82 ct/kWh
0,31 ct/kWh
Höchstsatz 1,33 ct/kWh
(Gemeinden
< 25.000 Einwohner)
bis 2,4 ct/kWh
(Gemeinden
> 500.000 Einwohner)
2,05 ct/kWh
1,68 bis 1,85 ct/kWh
12,19 bis 13,43 ct/kWh
100.000 kWh
40 kW
2.500 h
20 kV
4,5 ct/kWh
0,31 ct/kWh
Höchstsatz 0,11 ct/kWh
1,23 ct/kWh
0,98 ct/kWh
7,13 ct/kWh
2.000.000 kWh
400 kW
5.000 h
20 kV
1,86 ct/kWh
0,06 ct/kWh
Höchstsatz 0,11 ct/kWh
1,23 ct/kWh
0,52 ct/kWh
3,78 ct/kWh
12.000.000 kWh
2.000 kW
6.000 h
110 kV
1,0 ct/kWh
0,025 ct/kWh
Keine
1,23 ct/kWh
0,36 ct/kWh
2,62 ct/kWh
057

Energie Netznutzungsentgelte im europäischen Vergleich
Dezember 2001
in apple/MWh 8.760 Stunden/Jahr 4.200 Stunden/Jahr 3.760 Stunden/Jahr
Belgien
Dänemark (Ost)
Dänemark (Ost) 1)
Dänemark (West)
Dänemark (West) 1)
Deutschland
Deutschland 1)
England
Finnland
Frankreich
Irland
Italien
Italien 1)
Niederlande
Niederlande 1)
Norwegen
Österreich
Portugal
Schweden
Spanien
Spanien 1)
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20
1) ohne staatliche Auflagen Quelle: Instituto de Investigación Tecnológica – Universidad Pontificia Comillas
058

Energie Netzübertragungskapazitäten in Europa (1)
Sommer 2002 1)
Von nach MW Von nach MW
Österreich
Deutschland
1.150 Deutschland
Tschechien
390
Italien
200
Tschechien und Polen 2.000
Tschechien
390 Deutschland und Österreich
1.800
Italien und Slowenien 650 Schweiz
Deutschland
und Schweiz
2.900 Großbritannien
und Nordirland
Frankreich
2.000
Ungarn
300
Irland
170
Belgien
Frankreich
3.100 Italien
Österrreich
k. A.
Niederlande
2.200
und Slowenien
Belgien und
Deutschland
Niederlande
3.600
Frankreich
und Schweiz
k. A.
Tschechien und Polen Deutschland
2.350
Griechenland
500
Tschechien
Deutschland
2.040
Italien und Slowenien Österreich
k. A.
Österreich
1.030
Niederlande
Belgien
1.700
Dänemark (West)
Dänemark (Ost)
Finnland
Frankreich
Polen
Slowakei
Deutschland
Schweden
Norwegen
Deutschland
Schweden
Schweden
Norwegen
Großbritannien
und Nordirland
550
1.320
1.200
610
950
550
1.700
1.600
100
2.000
Norwegen
Polen
Portugal
Slowakei
Belgien und
Deutschland
Deutschland
Dänemark (West)
Schweden
Finnland
Tschechien
Spanien
Tschechien
Ungarn
Polen
3.600
1.700
1.000
2.900
70
1.645
550
750
950/900
500
Belgien
1.500
Slowenien
Italien
300
Deutschland
2.350
Spanien
Portugal
600
Belgien und
Deutschland
3.100
Frankreich
Marokko
700
400
Italien
2.310 Schweden
Deutschland
460
Schweiz und Italien 5.500
Dänemark (West)
580
Spanien
1.200
Dänemark (Ost)
1.300
Frankreich und Schweiz Italien
4.800
Finnland
1.900
Deutschland
Österreich
1.850
Norwegen
2.800
Belgien und
3.800
Polen
600
Niederlande
Schweiz
Deutschland
2.950
Schweiz
4.400
Österreich
k. A.
Frankreich
1.750
Frankreich
k. A.
Dänemark (West)
800
Italien
2.900/2.490
Schweden
370 Ungarn
Österreich
700
Dänemark (Ost)
550
Slowakei
700/650
1) werktags zu Spitzenzeiten (unverbindliche Werte) Quelle: ETSO (European Transmission System Operators)
059

Energie Netzübertragungskapazitäten in Europa (2)
Winter 2002–2003 1)
Von nach MW Von nach MW
Österreich
Tschechien
400 Deutschland
Polen
1.300
Tschechien
1.100
Schweden
370
und Ungarn
Schweiz
2.750
Deutschland
1.500 Deutschland
Österreich
2.000/1.600
Deutschland 3.000/1.400 und Schweiz
und Schweiz
Ungarn
Österreich
700
Ungarn
100
Slowakei
600
Italien
220 Italien
Österreich
k.A.
Slowenien
600-800/800
und Slowenien
Belgien
Frankreich
2.650
Frankreich
k.A.
Niederlande
2.950
und Schweiz
Belgien und
Niederlande
4.600
Griechenland
500
Deutschland
Niederlande
Belgien
2.500
Tschechien und Polen Deutschland 2.500/2.700
Belgien und
4.600
Tschechien und Ungarn Österreich
600-800
Deutschland
Tschechien
Österreich
1.170
Deutschland
5.600
Deutschland
2.320 Norwegen
Dänemark (West)
1.000
Polen
800/550
Schweden
2.700
Slowakei
1.740/1.100
Finnland
70
Dänemark (West) Deutschland
1.200 Polen
Tschechien
1.645/1.560
Schweden
610
Slowakei
500
Norwegen
950 Portugal
Spanien
650
Dänemark (Ost) Deutschland
550 Slowakei
Tschechien
1.200/600
Schweden
1.700
Ungarn
800/950
Finnland
Schweden
1.650
Polen
500
Norwegen
100 Slowenien
Italien
380
Frankreich
Belgien
2.850
Österreich
800/k.A.
Belgien und
4.200 Spanien
Frankreich
1.000
Deutschland
Marokko
400
Deutschland
5.000
Portugal
750
Italien
2.600 Schweden
Deutschland
460
Schweiz und Italien 5.350/4.950
Dänemark (West)
580
Spanien
1.400
Dänemark (Ost)
1.300
Großbritannien
2.000
Finnland
2.050
und Nordirland
Norwegen
2.700
Frankreich und Schweiz Italien
5.400
Polen
600
Deutschland
Österreich
1.200 Schweiz
Österreich
k.A.
Tschechien
700
Frankreich
k.A.
Tschechien und Polen 1.200
Deutschland
2.750
Dänemark (Ost)
550
Italien
3.250/2.800
Dänemark (West)
800 Großbritannien Frankreich
2.000
Frankreich
3.500 und Nordirland
Niederlande
3.000
Irland
170
1) werktags zu Spitzenzeiten (unverbindliche Werte) Quelle: ETSO (European Transmission System Operators)
060

Energie Strompreise für Industriekunden in Europa
Juli 2002
Preis pro 100 kWh (ohne Steuern) in apple große Industriekunden 1)
Belgien
Dänemark
Deutschland 4)
Finnland
Frankreich
Großbritannien
4)
Griechenland
Irland
Italien
Luxemburg
Norwegen
Österreich
Portugal
Schweden
Spanien
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
mittlere Industriekunden 2)
061
kleine Industriekunden 3)
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22
1) Jahresverbrauch von 50 GWh bei max. 10.000 kW und 5.000 h/a Quelle: Eurostat
2) Jahresverbrauch von 2 GWh bei max. 500 kW und 4.000 h/a
3) Jahresverbrauch von 0,05 GWh bei max. 50 kW und 1.000 h/a
4) Durchschnittswerte der landesweit erhobenen Preise

Energie Strompreise für Haushaltskunden in Europa
Juli 2002
Preis pro 100 kWh (ohne Steuern) in apple große Haushalte 1)
Belgien
Dänemark
Deutschland 4)
Finnland
Frankreich
Großbritannien
4)
Griechenland
Irland
Italien
Luxemburg
Niederlande 4)
Norwegen
Österreich
Portugal
Schweden
Spanien
Haushalte mittlerer Größe 2)
0 3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33
062
kleine Haushalte 3)
1) Jahresverbrauch von 7.500 kWh, vertragliche Abnahme von 6 – 9 kW Quelle: Eurostat
2) Jahresverbrauch von 3.500 kWh, vertragliche Abnahme von 4 – 9 kW
3) Jahresverbrauch von 600 kWh, vertragliche Abnahme von 3 kW
4) Durchschnittswerte der landesweit erhobenen Preise

Energie Grad der Marktöffnung in der EU (2002)
45 %
P
k. A.
40 %
IRL
82 %
Strom
Gas
55 %
E
79 %
100 %
GB
100 %
30 %
F
30 %
Quelle: Kommission der Europäischen Gemeinschaften
52 %
B
59 %
63 %
NL
60 %
57 %
L
72 %
35 %
DK
35 %
100 %
D
100 %
45 %
I
96 %
100 %
S
17 %
100 %
A
100 %
100 %
SF
k. A.
34 %
GR
k. A.
063

Energie E.ON Energie – Entsorgungsrückstellungen 1)
in Mrd apple
Entsorgung
Betriebsabfälle
0,46
2002 2001
0,36
Stilllegung
6,63 5,67
Wiederaufbereitung/
Entsorgung von
Brennelementen
5,99 5,44
abzüglich geleistete
Anzahlung
– 0,8 – 0,73
Insgesamt 12,28 Insgesamt 10,74
1) In Schweden wird die Entsorgung im Rahmen einer Erhebung bzw. Umlage
durch den nationalen Fond für nuklearen Abfall finanziert.
064

Energie E.ON Energie – Kennzahlen
in Mio apple 2002 2001
Außenumsatz
19.481 16.178
Innenumsatz
37 49
Gesamtumsatz
19.518 16.227
EBITDA
4.779 4.028
Abschreibungen
– 1.632 – 1.729
EBIT
3.147 2.299
Zinsergebnis
– 292 – 68
Betriebsergebnis
2.855 2.231
darin Equity-Ergebnis
461 529
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit
3.313 2.792
Investitionen
6.140 4.027
At equity bewertete Unternehmen
880 755
Sonstige Finanzanlagen
3.641 2.209
Sonstiges Anlagevermögen
1.619 1.063
Bilanzsumme
59.744 54.903
1)
Rendite
Capital Employed 2)
ROCE
Kapitalkosten 3)
Mitarbeiter
Stromerzeugung, -bezug und -absatz
Eigenerzeugung
Bezug 4)
von Gemeinschaftskraftwerken
von Fremden
Strombeschaffung
Betriebsverbrauch, Netzverluste, Pumpstrom
Stromabsatz
Anteil Kernenergie an der Eigenerzeugung
Installierte Kraftwerksleistung
Anteil Kernenergie
Stromabsatz nach Kundengruppen
Regionale und kommunale EVU
Sondervertragskunden
Tarifkunden
Gesamt
23.379
13,5
9,9
45.394
155.736
106.188
14.725
91.463
261.924
– 11.360
250.564
51,1
34.152
33,6
139.547
70.605
40.412
250.564
1) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten und die Effekte aus SFAS 142
2) im Jahresdurchschnitt
3) Kapitalkosten sinken gegenüber dem Vorjahr um – 0,6 %-Punkte, weil sich der durchschnittliche
Steuersatz von 40 % auf 35 % verringert hat.
4) ohne Handelsgeschäfte
%
%
(31.12.)
GWh
GWh
GWh
GWh
%
MW
%
GWh
19.013
12,1
10,5
39.560
141.796
93.338
17.488
75.850
235.134
– 9.443
225.691
45,0
33.832
32,6
104.672
86.671
34.348
225.691
065

2.2 Ruhrgas

Energie Ruhrgas – Wesentliche Aktivitäten
Gasgeschäft
Ruhrgas AG
Energiebeteiligungen
Ruhrgas Energie Beteiligungs-AG 100 %
OAO Gazprom rd. 6,5 % 1)
SPP Bratislava 24,5 %
Ruhrgas UK Exploration 100 %
and Production Ltd
• Entwicklung und Ausbau der
Geschäftsaktivitäten in Deutschland und Europa
Industriebeteiligungen
Ruhrgas Industries GmbH 100 %
• Komponenten, Systeme und Dienstleistungen zur
Gasmessung und -regelung
• Konstruktion und Bau von Industrieofenanlagen
für das Erwärmen, Wärmebehandeln und
Schmelzen von Stahl und Nichteisenmetallen
sowie für die Wärmebehandlung von Komponenten
und Bauteilen
• Herstellung und Vertrieb von Elektrizitäts- und
Wasserzählern sowie Systemlösungen für die
Versorgungsindustrie
1) direkte und indirekte Beteiligung
Projektgesellschaften
• Upstream-Aktivitäten
• Weltweite Konzipierung und Implementierung
von Pipelinesystemen für Transport, Speicherung
und Verteilung von Gas, Öl, Produkten, Wasser
und Feststoffen
• Bau und Betrieb von Erdgasuntertagespeichern
• Bau und Betrieb von Hochdruckgaspipelines
• Verlegung und Vermietung von Glasfaserkabeln
für Telekommunikationsunternehmen
067

Energie Ruhrgas – Umsatz 2002
Umsatz nach Bereichen
Gasnebengeschäft 6,7 %
Gesamt 11,8 Mrd apple
Bedeutende Marktpositionen:
93,3 % Gasgeschäft
• Ruhrgas ist die Nr. 1 in Deutschland mit einem Gesamtabsatz
von 612 TWh (2002)
• Ruhrgas gehört zu den fünf führenden Gesellschaften
Europas
• Bewährte Verbindungen zu den großen Erdgasproduzenten,
vor allem in den Niederlanden, Norwegen und
Russland (mit rd. 6,5 % direkter und indirekter Beteiligung
am weltweit größten Gasproduzenten Gazprom)
• Strategische Pipeline Assets in Deutschland, UK, Österreich
sowie der Schweiz unterstützen den Zugang zu wichtigen
Absatzmärkten in Europa
• Kompetenz und Know-how im Pipelinebetrieb als Basis
für die Beteiligung an weiteren strategischen Pipelineprojekten
068

Energie Ruhrgas – Lieferstruktur in Deutschland
Weiterverteilung
Ferngasgesellschaften/
Regionale und kommunale GVU
1) inkl. Speichersaldo
Importe
884 Mrd kWh
58 % der Erdgasimporte
fließen über Ruhrgas
Ruhrgas Export 1)
Erdgasverbrauch
958 Mrd kWh
Inl. Förderung
198 Mrd kWh
57 % des Erdgasverbrauchs
fließen über Ruhrgas
069

Energie Ruhrgas – Beschaffungsstruktur 2002
Erdgasaufkommen nach Ländern
Deutschland 17 %
Norwegen 29 %
Russland 29 %
Gesamt 615 Mrd kWh
Einkauf
18 % Niederlande
13 % Dänemark
14 % Großbritannien
Ruhrgas bezieht Erdgas hauptsächlich auf der Basis langfristiger
Verträge (Regellaufzeit: 20–25 Jahre) mit der
Möglichkeit einer Verlängerung. Zusätzlich kauft Ruhrgas in
begrenztem Umfang kurzfristig Mengen auf Spotmärkten.
Die langfristigen Verträge haben folgende Punkte zum
Gegenstand:
• Die Lieferverpflichtung der Produzenten/Lieferanten
beinhaltet die Vorhaltung der vereinbarten Vertragsmengen.
Die Abnahmeverpflichtung der Ruhrgas beinhaltet
die so genannten Take-or-pay-Verpflichtungen, d. h. die
Abnahme der vereinbarten Mindestmenge.
• Erfüllungsort der Lieferverträge ist jeweils die deutsche
Grenze, mit Ausnahme von Lieferungen aus Großbritannien,
die Ruhrgas in eigener bzw. angemieteter
Kapazität bis zur deutschen Grenze tansportiert.
• Die monatlichen Gaspreise folgen über Preisformeln den
Preisen der maßgeblichen Wettbewerbsenergien, insbesondere
des leichten und schweren Heizöls. Ändern sich die
Marktbedingungen signifikant, haben beide Seiten einen
Anspruch auf entsprechende Modifikationen des Preises.
070

Energie Ruhrgas – Upstream-Aktivitäten in der
norwegischen Nordsee
Großbritannien
Njord
EUROPPIPE II
EUROPPIPE I
NOREPIPE
Asgard-Karstø
Norwegen
Dänemark
Deutschland
Viktoria
Asgard
Kristin
Haltenbanken
Vest
Ormen
Lange
Asgard-Karstø
Njord
Skarv
• Seit Juni 2003, 15-prozentige Beteiligung am Njord-Feld,
einem Gas- und Ölvorkommen in der norwegischen
Nordsee.
• Am 01.01.2003 betrugen die Reserven des Njord-Feldes
insgesamt gut 10 Milliarden Kubikmetern Erdgas und
51 Millionen Barrel Öl.
• Die Gasförderung soll in zwei bis drei Jahren aufgenommen
werden.
Norne
Heidrun unit
Mikkel
Draugen
Tjeldbergodden
• Jährlich über rund 300 Millionen Kubikmeter Erdgas für
Ruhrgas.
071

Energie Ruhrgas – Upstream-Aktivitäten in der
britischen Nordsee
Edingburgh
Großbritannien
Pipeline
St. Fergus
Teesside
Pipeline (Beteiligung Ruhrgas)
Glenelg
SEAL
Sleipner
Scoter
Elgin
Franklin
Draupner
Shearwater
Ekofisk
Erdgasfeld
Erdgasfeld (Beteiligung Ruhrgas)
Stavanger
Norwegen
Emden
Dänemark
Nybro
• Bei der seit 1993 bestehenden Beteiligung an Elgin/Franklin
wurde 2001 die Gas-/Kondensatproduktion aufgenommen.
• 1998 wurden Anteile am Glenelg-Gasfeld erworben. Diese
Anteile wurden 2002 aufgestockt.
• 2002 erwarb Ruhrgas Anteile am Scoter-Gasfeld.
• Im ersten Quartal 2003 wurde das West-Franklin-Feld durch
eine Explorationsbohrung des Elgin/Franklin-Konsortiums
entdeckt.
Beteiligungen
Scoter
Elgin
Glenelg
Franklin
SEAL (Gasleitung)
GAEL (Kondensatleitung)
%
12,0
5,2
ca. 15,0
5,2
ca. 3,0
ca. 1,8
072

Energie Ruhrgas – Absatzstruktur 2002
Erdgasabsatz nach Kundengruppen (einschl. Exporte)
Ortsgas- 25 %
unternehmen
Ferngas- 65 %
gesellschaften
Gesamt 612 TWh
10 % Industrie
Verkauf:
• Die meisten Kunden decken ihren Bedarf flexibel bei
Ruhrgas. Bei den Weiterverteilern z. B., sorgt Ruhrgas mit
ihren Untertagespeichern und der Flexibilität aus ihren
Einkaufsverträgen für die Strukturierung der Gaslieferungen
entsprechend dem stark temperaturabhängigen
Gasabsatz.
Vertragslaufzeiten:
• Mit Weiterverteilern sind in der Regel langfristige Verträge
vereinbart. Gemäß Ministerauflage erhalten zum 01.10.2003
die Weiterverteiler, die mehr als 50 % ihres Bedarfs bei
Ruhrgas beziehen, die Möglichkeit, ihre vertraglichen
Mengen um 20 % zu reduzieren.
• Bei Industriekunden sind kürzere Vertragslaufzeiten üblich.
Preise:
• Die Preisbildung erfolgt im Wettbewerb zu Konkurrenzenergien
(vor allem Heizöl), dabei ist ein Vollkostenvergleich
maßgebend.
• Die Gaspreisentwicklung für die Endverbraucher folgt der
Heizölpreisentwicklung mit zeitlicher Verzögerung.
• Die Gaspreise der Weiterverteiler- und Industriekunden der
Ruhrgas ändern sich gemäß den jeweils vereinbarten Preisänderungsbestimmungen
automatisch in vorher bestimmten
Zeitabständen.
073

Energie Ruhrgas – Auslandsabsatz 1998–2002
Anteil des Auslandsabsatzes am Ruhrgas-Gesamtabsatz
in Mrd kWh
60
50
40
30
20
10
0
27 32 43 45 67
1998 1999 2000 2001 2002
074

Energie Ruhrgas – Gasabsatz 2002
Höchster und niedrigster Tagessatz
Mrd kWh Maximum in Mrd kWh Minimum in Mrd kWh
Januar
Februar
März
April
Mai
Juni
Juli
August
September
Oktober
November
Dezember
0 0.4 0.8 1.2 1.6 2.0 2.4 2.8 3.2
• Der höchste Tagesabsatz mit 3,1 Mrd kWh wurde am 11. Dezember
2002 bei einer durchschnittlichen Tagestemperatur von –6,2°C gemessen.
• Er lag um rund 7 % über dem Spitzenwert des Jahres 2001, der bei
Temperaturen von –5,5°C erreicht wurde.
• Der höchste Tagesabsatz lag etwa viermal höher als der Absatz am
23. Juni 2002, dem absatzschwächsten Tag des Jahres.
• Mit der erfolgreichen Bewältigung der großen Absatzschwankungen
stellte die Ruhrgas AG die Leistungsfähigkeit ihres gaswirtschaftlichen
und gastechnischen Instrumentariums unter Beweis.
075

Energie Ruhrgas – Gas Release-Programm
33.33
22.22
11.11
TWh
3
6
2
5 6
1 4 5 6
1/10 1/10 1/10 1/10 1/10 1/10 1/10 1/10 1/10
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Insgesamt wird Ruhrgas 200 Milliarden Kilowattstunden
Erdgas in sechs separaten jährlichen Auktionen versteigern.
In jeder Auktion wird ein Sechstel dieser Gesamtmenge
angeboten. Die erste Auktion wird Ende Juli 2003 stattfinden.
Ausgeschlossen aus der Auktion sind solche Unternehmen,
an denen E.ON und Ruhrgas insgesamt mehr als 10 Prozent
der Kapital- und/oder Stimmrechtsanteile halten. Jeder
Bieter darf danach höchstens ein Drittel der angebotenen
Menge ersteigern.
Ruhrgas muss durch das Gas Release-Programm entsprechend
der Ministererlaubnis Erdgasmengen aus seinen
langfristigen Importverträgen veräußern.
Der Preis für das zu ersteigernde Gas setzt sich aus zwei
Komponenten zusammen:
1. 95 % des durchschnittlichen Importpreises für Erdgas
gemäß Veröfffentlichung des Bundesamtes für Wirtschaft
und Ausfuhrkontrolle (BAFA)
2. die Auktionskomponente, die während der Auktion
festgestellt wird
Die erste Versteigerung hat am 30. Juli 2003 als
Internetauktion stattgefunden.
Die Gaslieferung beginnt am 1. Oktober 2003.
076

Energie Ruhrgas – Engagement im deutschen Gasmarkt
Erdgasleitungen
vorhanden
in Bau/Planung
Untertagespeicher
Verdichterstation
ııBetriebsstelle
Erdgasimportstelle
Entwicklungszentrum
Wesentliche Beteiligungen 1)
Ferngas Nordbayern GmbH, Nürnberg
FSG-Holding GmbH, München
Ferngas Salzgitter GmbH, Salzgitter
VNG-Verbundnetz Gas AG, Leipzig 5)
Gas-Union GmbH, Frankfurt (Main)
Bayerngas GmbH, München 5)
Saar Ferngas AG, Saarbrücken
Gaswerk Philippsburg GmbH, Essen
HEAG Versorgungs-AG, Darmstadt
Stadtwerke Duisburg AG, Duisburg
Stadtwerke Essen AG, Essen
EWR GmbH, Remscheid
Stadtwerke Langenfeld GmbH, Langenfeld
1) Beteiligungen ≥ 20 % • 2) über RGE Holding GmbH
3) + 1 Aktie • 4) Stimmrechtsanteil: 24 %
5) Abgabe auf Basis der Ministerauflagen vorgesehen
Köln
Emden
Münster
Essen
Saarbrücken
Freiburg
%
53,10 2)
45,00 2)
39,00 2)4)
36,84 2)
25,93 2)
22,02 2)
20,00 2)
87,90
25,00 3)
20,00
20,00
20,00
20,00
Flensburg
Hamburg
Hannover
Frankfurt/Main
Stuttgart
Nürnberg
München
Kennzahlen 2002
Leipzig
Waidhaus
Berlin
Zwickau
Passau
Dresden
Absatz TWh
Leitungsnetz (Transport) 2)
km
Speicherkapazitäten 3)
Mrd m 3
1) 612 TWh inkl. Absatz im Ausland
2) inkl. Miteigentum, Projektgesellschaften
3) Arbeitsgaskapazität
4) inkl. angemieteter Kapazität
077
Ruhrgas
Beteili- Gesamtgungen
markt
545 1)
10.905
5,0 4)
960
59.000
19

Energie Ruhrgas – Pipeline- und Speicher-Joint Ventures
London
Bacton
Le Havre
IC
Dünkirchen
Paris
Beteiligungen
Zeebrügge
Brüssel
Nancy
Lyon
TENP
Saarbrücken
Emden Hamburg
Essen
Wallbach
NETRA
NETG
METG
SETG
Bern
EGL
DEUDAN
GHG
MEGAL
München
Transitgas
Mailand
Berlin
Waidhaus
Dresden
Passau
Prag
WAG
Ljubljana
Nordrheinische Erdgastransportleitungsgesellschaft mbH & Co. KG, Haan (Rhld.), (NETG)
Mittelrheinische Erdgastransport Gesellschaft mbH, Haan (Rhld.), (METG)
Süddeutsche Erdgas Transport Gesellschaft mbH, Haan (Rhld.), (SETG)
Trans Europa Naturgas Pipeline GmbH (TENP), Essen
Transitgas AG, Zürich, Schweiz
MEGAL GmbH Mittel-Europäische-Gasleitungsgesellschaft, Essen
Baumgarten-Oberkassel Gasleitungsgesellschaft m.b.H., Wien, Österreich (WAG)
DEUDAN – Deutsch/Dänische Erdgastransport-Gesellschaft mbH & Co. KG, Handewitt
GHG-Gasspeicher Hannover Gesellschaft mbH, Hannover
NETRA GmbH Norddeutsche Erdgas Transversale & Co. KG, Emstek
Etzel Gas-Lager Statoil Deutschland GmbH & Co., Friedeburg-Etzel, (EGL)
Interconnector (UK) Limited, London, Großbritannien (IC)
Wien
Bratislava
Budapest
%
50,00
80,00
66,70
51,00
3,00
50,00
5,00
25,00
13,15
41,70
74,80
10,00
078

Energie Ruhrgas – Internationale Beteiligungen und
Kooperationen
Wesentliche Beteiligungen 1)
Nova Naturgas AB, Schweden
Gasum Oy, Finnland
AS Eesti Gaas, Estland
Latvijas Gaze, Lettland
AB Lìetuvos Dujos, Litauen
SEC 3) , Polen
SPP, Slowakei
SPP Bohemia, Tschechien
Norwegen
1) Beteiligungen ≥ 20% • 2) mittelbar über EUROPGAS a.s., an der RGE zu 50 % beteiligt ist
3) zu 52,48 % im Eigentum des Konsortiums aus MVV ESCO Polska und RGE
4) Erdgasabsatz Prager Gas AG • 5) über Slovak Gas Holding B.V.
Schweden
Finnland
Estland
Lettland
Litauen
Polen
Deutschland
Luxemburg Tschechien
Slowakei
Schweiz
Österreich
Ungarn
Slowenien
Rumänien
079
Beteili- Erdgas- Beteili- Erdgasgungs-
absatz gungs- absatz
quote Mrd kWh quote Mrd kWh
29,59
MND, Tschechien
20,00
PPH, Tschechien
33,57
DDGÁZ, Ungarn
28,18
CCNE, Rumänien
21,42
S.C. Congaz S.A., Rumänien
26,24
Ruhrgas Austria, Österreich
24,50 SOTEG, Luxemburg
5)
25,00 2)
35,70 2)
10,7
0,3
43,0
24,00 11,8
7,1
49,82
16,2
33,33
6,7
28,57
–
100,00
74,9
20,00
–
4)
8,9
–
1,8
2,8
13,5

Energie Ruhrgas – Aktivitäten in Russland
OAO Gazprom
• Gasreserven 1) 296.710 Mrd kWh
• Gasproduktion 1) 5.377 Mrd kWh
• Leitungssystem 1) 150.000 km
• Exporte
– Europa 1) 1.325 Mrd kWh
– GUS und Baltische Staaten 1) 436 Mrd kWh
• Ruhrgas-Beteiligung/direkt und indirekt rd. 6,5 %
• Börsenwert Gazprom 2)
– bewertet mit ADR-Preis rd. 50 Mrd USD
– bewertet mit russischem Preis rd. 30 Mrd USD
1) 2002
2) Stand: 25.07.2003
080

Energie Ruhrgas – Aktivitäten in der Slowakei
Tschechien
Láb
Baumgarten
Österreich
Aktionäre:
Slowakischer Staat 51 %
Slovak Gas Holding B.V. 49 % 1)
(jeweils 50 % Ruhrgas und Gaz de France)
Kennzahlen 1)
Umsatz
Gasabsatz
Kunden
Transitmenge
Banská
Lan Hot
Nové Mestro
Prievidza Bystrika
Plaveck´y Nitra
Luèenec
Peter
Nitra Zvolen
Bratislava
Bratislava
Mitarbeiter (31.12.2002)
Komárno
Transitnetz der SPP
SPP Leitung Brüderlichkeit
übriges SPP HD-Netz
Verdichterstation
Untertagespeicher
1) Basis: Slovak Accounting Standard
Umrechnungskurs 31.12.2002: 41,5 SKK/€
ˇZilina
Mio €
Mrd kWh
Mio
Mrd kWh
Polen
1.583
74,9
1,4
740
6.253
Poprad
Poprad
1) Unternehmerische Führung liegt über Slovak Gas Holding B.V. bei Ruhrgas und Gaz de France.
Koˇsice
Kosˇice
Ungarn
Michalovce
Velké
Kapusˇany
081

Energie Wesentliche Eckpunkte der Verbändevereinbarung Gas 082
Wesentliche Eckpunkte der
Verbändevereinbarung Gas I
Netzzugangsmodell
• Mehrstufiges Netzzugangsmodell für überregionale
und regionale Ferngasstufe sowie
Endverteilerstufe
• Regelungen zum Engpassmanagement
• Belieferung von Haushaltskunden über
Lastprofile
Preisgestaltung
• Entfernungsabhängiges Entgelt auf
überregionaler Ferngasstufe
• Briefmarke auf regionaler Ferngasstufe und
Endverteilerstufe
• Vergleichsmarktprinzip für überregionale und
regionale Ferngasstufe
• 15 %iger Bilanzausgleich
• Erweiterter Bilanzausgleich
• Kommerzieller Speicherzugang
• Gasbeschaffenheitsmanagement
Weitere Verbesserungen für die Kunden durch die
Verbändevereinbarung Gas II (ab 01.10.2002)
Netzzugangsmodell
• Vereinfachung durch zweistufiges Netzzugangsmodell
für Ferngas- und Endverteilerstufe
• Vollständige Marktöffnung durch Belieferung
aller nicht-leistungsgemessenen Kunden über
Lastprofile (soweit verfügbar)
• Zusätzliche Transparenz für die Kunden
durch Leitungskarten der Netzbetreiber mit
technischen Angaben und Punktzahlen
• Eindeutigkeit und Berechenbarkeit durch klare
Abgrenzung der regionalen Ferngasstufe von der
Endverteilerstufe
Preisgestaltung
• Erleichterung der Preisberechnung für die
Kunden durch zweistufiges Entgeldmodell
• Vereinfachung durch Punktzahlmodell auf
Ferngasstufe
• Ausnahme von Endverteilerbriefmarke bei
Kunden ab 20 Mio kWh
• Anwendung des Kalkulationsleitfadens für die
Endverteilerstufe
• Mehr Transparenz und Berechenbarkeit durch
jährliche Überprüfung des Benchmarkings der
Ferngasstufe und jährliches Monitoring der
Anhaltswerte der Endverteilerstufe

Energie Erdgasverbrauch nach Sektoren in Deutschland 2002
Erdgasverbrauch nach Sektoren
Sonstige 1) 14 %
Haushalte 48 %
und Kleinverbraucher
Gesamt: 958 Mrd kWh
13 % Kraftwerke
25 % Industrie
1) nichtenergetischer Verbrauch, Einsatz zur Fernwärmeerzeugung, Eigenverbräuche, Stat. Differenzen,
Stadtgaserzeugung
• Erdgas ist neben dem Mineralöl und der Stein- und
Braunkohle der dritte Eckpfeiler der Energieversorgung.
083

Energie Wohnungsbeheizung in Deutschland
Wohnungsbeheizung nach Energieträgern
Fernheizung 12,4 %
Kohle 4,0 %
Strom 5,8 %
Gesamt: 37,3 Mio Wohnungen
31,8 % Heizöl
46,0 % Gas
• Über 76 Prozent der Neubauwohnungen werden mit einer
Erdgasheizung ausgestattet.
• Das Erdgas hat seinen Anteil an der Wohnungsbeheizung
in den vergangenen Jahren kontinuierlich ausgebaut.
Erdgas ist heute die am meisten verwendete Heizenergie
für Wohnungen.
Wohnungen mit Erdgasbeheizung
Mio Wohnungen
25
20
15
10
5
0
17 20 21
2002 2010 2020
• Die Zahl der mit Erdgas beheizten Wohnungen hat sich
seit den 70er Jahren stetig erhöht. Diese Entwicklung hält
weiter an. 46 Prozent der rd. 37 Millionen Wohnungen
werden heute mit Gas beheizt. Tendenz weiter steigend.
084

Energie Gasabsatz der größten europäischen
Gasgesellschaften
Inländischer Gasabsatz
2002 in Mrd kWh
1) ohne Trading Volumen
235
Gas Natural
451
Centrica 1)
500
Gaz de France
338
Gasunie
171
Distrigaz
545
Ruhrgas
562
Eni
085

Energie Europäischer Erdgasverbund
Lissabon
El Ferrol
Sines
Huelva
Erdgasleitungen
vorhanden
in Bau/Planung
Erdgasfelder
Dublin
Montoir
Madrid
Cordoba
Flüssigerdgas (LNG)-
Anlandeterminal
in Betrieb
in Bau/Planung
Flussrichtung des Gases
Bilbao
London
Valencia
Cartagena
Statfjord
Frigg
Heimdal
Sleipner
Ekofisk
Zeebrügge
Barcelona
Algier
Paris
Lyon
Gullfaks
Troll
Kollsnes
Oseberg
Oslo
Kårsto
Stavanger
Tyra
Wilhelmshaven
Essen
Brüssel
Bern
Fos-sur-Mer
Emden
La Spezia
Tunis
Rovigo
Rom
Berlin
Stockholm
Kopenhagen
Wien
Krk
Prag
Budapest
Ljubljana
Helsinki
Warschau
Bratislava
Belgrad
St. Petersburg
Minsk
Bukarest
Sofia
Athen
Marmara
Ereglisi
086
Izmir

Energie Erdgas – Reserven, Produktion und Verbrauch 2002
11
in Mrd m 3
Verbrauch
Produktion
Reserven
Reichweite in Jahren
Quellen: BP, eurogas, Ruhrgas, Oil & Gas Journal
20
6
80
96
108
630
40
57
26
4.522
26
15
60
1.567
37
54
3.166
5
17
94
65
59
8
84
16
5
20
326
16
14
227
388
82
575
46.900
087

Energie Ruhrgas – Kennzahlen 1)
Mio in Mio apple (pro apple forma) 2000 1999 2002
Außenumsatz
Innenumsatz
Gesamtumsatz
EBITDA
Abschreibungen
EBIT
Zinsergebnis
Betriebsergebnis
davon Beteiligungsergebnis
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit
Investitionen
Beteiligungen
Sonstige Finanzanlagen
Sonstiges Anlagevermögen
Bilanzsumme
Capital Employed 3)
Mitarbeiter
1) vor Kaufpreisverteilung
2) Stand 31.12.2002
3) seit Februar 2003 konsolidiert
11.765
–
11.765
1.146
– 230
916
– 2
914
232
721
1.634
1.451
17
166
10.673
11.500
10.647 2)
088

2.3 Powergen

Energie Powergen UK – Geschäftsaktivitäten
Führungsgesellschaft
Powergen Ltd.
• Zentralbereiche
– Konzernfinanzen
– Konzernplanung
– Regulierung/Nachhaltige Entwicklung
– Allgemeine Verwaltung
– Wertschöpfung/Best Practice
Asian Asset Management
PT Jawa Power 35 %
• Energieerzeugung in Indonesien
Aktivitäten in Großbritannien
Energieerzeugung
• Kohle-, Öl-, Gas- und Wasserkraftwerke
in Großbritannien
Powergen CHP Ltd.
• Betrieb und Wartung von Kraft-Wärme-
Kopplungsanlagen
Powergen Renewables Holdings Ltd
• Entwicklung und Betrieb von Anlagen
für erneuerbare Energien
Cottam Development Centre Ltd
• Kraftwerksbetrieb
Corby Power Ltd
• Kraftwerksbetrieb
Energiehandel
• Integrierter Energiehandel
Verteilung
East Midlands Electricity Distribution plc
• Stromverteilung
Endkundengeschäft
• Verkauf von Strom, Erdgas und Festnetztelekommunikationsdiensten
an Haushalts- und
kleinere Geschäftskunden sowie Industrie- und
Gewerbekunden
090

Energie Powergen UK – Umsatz 2002 1)
Umsatz nach Bereichen (ohne LG&E Energy)
Strom und Erdgas 75 %
Endkundengeschäft
Gesamt apple 3.162 Mio
Bedeutende Marktpositionen:
• Eine der führenden Energiemarken in Großbritannien
mit rd. 9,1 Mio Kunden (6,2 Mio Strom, 2,7 Mio Gas und
0,2 Mio Telekommunikation).
• Flexible Erzeugungsstruktur im Gleichgewicht mit Haushaltskundenabsatz.
3 GW unwirtschafliche Kraftwerke
geschlossen. Derzeitiges Erzeugungsportfolio in Höhe von
7 GW (zuzüglich KWK und erneuerbare Energien).
• Der Bereich Energiehandel ist ein bedeutender Akteur im
Strom- und Erdgasgroßhandel in Großbritannien und ist auch
im europäischen Ausland tätig.
• Über East Midlands Electricity verteilt Powergen mit
einem Netz von 68.000 km Freileitungen und Erdkabeln
Strom an 2,4 Mio Haushalte und Geschäftskunden.
• Erfolgreicher Umweltschutz durch drastische Reduzierung
der CO 2-, NOx- und SO 2-Emissionen der Kraftwerksanlagen.
• Einer der führenden Entwickler und Betreiber von Anlagen
für erneuerbare Energien und führender Betreiber von
KWK-Anlagen.
1) 2. Halbjahr 2002
6 % Sonstige
15 % Strom und
Erdgas –
Großhandel
und Energiehandel
4 % Stromverteilung
091

Energie Powergen UK – Aktivitäten
Kennzahlen Strom
Absatz 1)
Kundenanzahl
Netzlänge 2)
Kraftwerkskapazitäten 3)
1) ohne Handel · 2) von 0,4 bis 132 kV
3) ohne KWK und erneuerbare Energien · 4) Gesamtjahr 2002
Kennzahlen Gas
Absatz
Kundenanzahl
1) Gesamtjahr 2002
✇
✇
✇
TWh
Mio
km
MW
TWh
Mio
✇
≈
✇
✇
✇ ✇
✇
Powergen
UK
Beteili- Gesamtgungen
markt
57,5 4)
314,0
6,2 27,6
68.000 675.740
6.996 68.540
Powergen
UK
Beteili- Gesamtgungen
markt
90 1)
2,7
✇
✇
✇
Y
Y
✇
✇
Y
h
h
Y
1.019
20,6
Powergen-Niederlassung
EME-Niederlassung
h Kohlekraftwerk
Ölkraftwerk
Kohle-/Ölkraftwerk
Y Gas- und Dampfkraftwerk
KWK-Anlage
Dieselspitzenlastkraftwerk
≈ Wasserkraftwerk
✇ Windenergie
✇
East Midlands Electricity
092

Energie Powergen UK – Strombeschaffung und -absatz 2002 1)
in TWh
Konzerneigene
Kraftwerke
34
Fremde
Bezüge
27
1) Gesamtjahr 2002
Strombeschaffung
61
Stromabsatz
58
Netzverluste
3
Beschaffung Absatz
Haushaltsund
kleinere
Geschäftskunden
21
Industrie- und
Gewerbekunden
16
Handel
21
093

Energie Powergen UK – Stromerzeugungsstruktur
Anteile nach Energiequelle
Powergen UK Gesamtmarkt UK
2002 2001 2002 2001
Sonstige 1 % 1 %
Sonstige
7 % 8 %
Erdgas
50 % 50 %
Steinkohle
49 % 49 %
Erdgas
39 % 37 %
Kernenergie
22 %
22 %
Steinkohle
32 % 33 %
094

Energie Powergen UK – Kraftwerkspark
Kraftwerke
Stand 31.03.2003 Gesamtleistung
Powergen-Anteil Inbetrieb-
Anzahl der Einheiten x Kapazität (MW) MW % MW nahme
Connah’s Quay
Erdgas 4 x 345
1.380 100 1.380 1996
Grain
Öl 1 x 27, 1 x 28 Erdgas (Hilfsturbinen)
55 100 55 1984
Kingsnorth
Kohle 4 x 485; plus 34 Erdgas (Hilfsturbinen) 1.974 100 1.974 1973
Ratcliffe
Kohle 4 x 500; plus 34 Erdgas (Hilfsturbinen) 2.034 100 2.034 1970
Rheidol
Wasser
50 100 50 1962
Taylor’s Lane
Ironbridge
Summe
Joint Ventures
Corby 1)
Cottam Development
Centre 2)
Summe
Gesamt
Erdgas/
Öl
Kohle
Erdgas
Erdgas
1 x 68
1 x 64
2 x 485
1) Corby Power zu 50 % in Besitz von Powergen und zu 50 % in Besitz von ESBI Engineering (UK) Ltd
2) Cottam Development Centre (CDC) ist ein Gemeinschaftsunternehmen von Siemens AG und Powergen.
Anmerkungen:
Ratcliffe – einschließlich Rauchgasentschwefelungsanlage
Grain – 2 x 675 MW Reserve nicht eingeschlossen
Killingholme – 2 x 450 MW Reserve nicht eingeschlossen
1 x 401 Modul (2 Gasturbinen
und 1 Dampfturbine)
1 x 400 Modul (1 Gasturbine
und 1 Dampfturbine)
132
970
6.595
401
400
801
7.396
100
100
50
50
132
970
6.595
201
200
401
6.996
095
1981
1970
1993
1999

Energie Powergen UK – Kraftwerkspark
Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen
Stand 31.03.2003 Gesamtleistung Powergen-Anteil Inbetrieb-
MWe MWth % MWe nahme
Abgeschlossene Projekte
Kemsley I
Speke
Workington
Humber
Bradford
Leeds
Nottingham
Spitzenlastkraftwerke
Thornhill
Sandbach
Winnington
Castleford
Stoke
Kemsley II
Citigen
Summe
Im Bau befindliche Projekte
Liverpooler Hafen
Summe
Gesamt
80
10
49
25
5
5
5
56
50
56
130
56
56
–
31
614
30
30
644
200
16
75
90
28
16
16
6
400
55
40
24
25
991
55
55
1.046
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
100
80
10
49
25
5
5
5
56
50
56
130
56
56
–
31
614
30
30
644
096
1995
1995
1997
1997
1996
1995
1998
1998
1999
2000
2002
2002
2002
1995
2003

Energie Powergen UK – Kraftwerkspark
Wind
Stand 31.03.2003 Gesamtleistung
netto Powergen-Anteil Inbetrieb-
MW % MW nahme
In Betrieb
Askam
Bessy Bell
Bloodhill
Blyth
Deucheran Hill
Great Eppleton
Lowca
Oldside
Ovenden Moor
Rheidol
Rhyd-y-Groes
Royd Moor
Siddick
St Breock
Bowbeat
Out Newton
Summe Wind
4,6
5,0
2,3
3,8
15,8
3,0
4,6
5,4
9,2
2,4
7,2
6,5
4,2
5,0
31,2
9,1
119,3
100
100
100
33
100
100
100
100
50
100
50
50
100
100
100
100
4,6
5,0
2,3
1,3
15,8
3,0
4,6
5,4
4,6
2,4
3,6
3,3
4,2
5,0
31,2
9,1
105,4
097
1999
1995
1993
2000
2001
1997
2000
1996
1993
1997
1992
1993
1996
1994
2002
2002

Energie Regionalverteiler in UK
United Utilities
(Großbritannien)
ScottishPower
(Großbritannien)
Mirant & PPL
(USA)
Scottish & Southern
ScottishPower
Manweb
Infralec
Norweb
Western Power
Aquila & FirstEnergy
(USA) 1)
Midlands
Northern
Powergenvertriebsgeschäft
1) Scottish & Southern kündigten Akquisitionen im Mai 2003 an
Yorkshire
EME
Southern
24seven
(Eastern
& London)
Seeboard
Scottish & Southern
(Großbritannien)
MidAmerican Energy
(USA)
Powergen
(D)
EdF
(F)
098

Energie Powergen UK – Belieferte Strom- und Gaskunden 1)
Strom
Kunden in Tausend
Kleinere 441
Geschäftskunden
Gesamt 6.167
Gas
Kunden in Tausend
Kleinere 116
Geschäftskunden
Gesamt 2.704
• Aufbau von Markentreue gegenüber der Powergen-Marke
durch Marketing, Kundendienst und Produkte
• „Best in class“ in Bezug auf Kundengewinnung
und -betreuung
1) Stand 31.03.2003
108 Industrie-
und Gewerbekunden
5.618 Haushaltskunden
66 Industrie-
und Gewerbekunden
2.522 Haushaltskunden
099

Energie Powergen UK – Lieferstruktur
Integrierte Aktivitäten
Erzeugung Fremdbezug
Großhandel
Handel
Industrie- und
Gewerbekunden
Energiehandel
Vetriebsgeschäft
Kleinere
Geschäftskunden
• Aktivitäten in ganz
Großbritannien
• Freie Wahl des Stromlieferanten
• Wettbewerb und minimale
Regulierung
• Handel und Lieferung von Strom
und Gas
• Energiehandel optimiert
Erzeugung und Vertrieb
Haushaltskunden
• Tätig nur in East Midlands
• Stark reguliert
Verteilung
Verteilung
Alle
Kundengruppen
• Nur Stromverteilung
• Strikt vom Vertriebsgeschäft
getrennt
100

Energie Powergen UK – Strom- und Gashandel 101
Stromhandelsvolumen
in Mrd kWh
120
80
40
59 76 101 89
1999 2000 2001 2002
Gashandelsvolumen
in Mrd kWh
• Hauptziel ist die Maximierung der Bruttomarge durch die
Integration von Stromerzeugung, Handel und Endkundengeschäft
innerhalb annehmbarer Risikogrenzen
• Tätig auf sieben Märkten: Strom in Großbritannien und
in Frankreich, Gas in Großbritannien und Zeebrugge,
Dieselkraftstoff und Heizöl in Großbritannien sowie
internationaler Kohlehandel
400
240
80
109 263 348 426
1999 2000 2001 2002

Energie LG&E Energy – Aktivitäten
Führungsgesellschaft
LG&E Energy Corp. 100 %
Regulierte Versorgungsunternehmen
Louisville Gas & Electric Company (LG&E) 100 %
Kentucky Utilities Company (KU) 100 %
• Stromerzeugung
• Stromverteilung und -übertragung
• Erdgasverteilung (LG&E)
• Kundendienst/Endkundengeschäft
Nicht regulierte Aktivitäten
LG&E Capital Corp.
• Holdinggesellschaft für nicht regulierte
Aktivitäten
Western Kentucky Energy (WKE) 100 %
• Stromerzeugung (geleaste Anlagen)
LG&E Power (LPI) 100 %
• Anlagenverwaltung
• Umweltmanagement
• Betrieb und Wartung sowie
Werksleitungsdienste
CRC-Evans International 100 %
• Anlagen und Dienstleistungen für
Bau/Sanierung von Erdgas- und Ölleitungen
LG&E Energy Marketing 100 %
• Energie-Marketing
LG&E Energy Services 100 %
• Konzernbereiche und gemeinsame
Dienstleistungen
Centro 45,9 %
• Gasverteilungsgesellschaft in Argentinien
Ban 19,6 %
• Gasverteilungsgesellschaft in Argentinien
Cuyana 14,4 %
• Gasverteilungsgesellschaft in Argentinien
102

Energie LG&E Energy – Umsatz 2002 1)
Umsatz
Reguliertes 73 %
Geschäft 1)
Gesamt apple 1.314 Mio
1) LG&E und KU
27 % Dereguliertes
Geschäft
Bedeutende Marktpositionen:
• Einer der kostengünstigsten Energieanbieter in den USA
• Mehrmalige Auszeichnung von JD Power wegen herausragender
Kundenzufriedenheit
• LG&E und KU gehören zu den preiswertesten
Stromanbietern in den USA
• Verfügt über einen kostengünstig operierenden
Kraftwerkspark mit einer Gesamtkapazität von
rd. 9 GW
• Führend im Umweltschutz durch Senkung des
Schwefeldioxidausstoßes um 50 % und der Stickoxidemissionen
um 44 % pro erzeugte Stromeinheit in
den letzten 10 Jahren
1) 2. Halbjahr 2002
103

Energie LG&E Energy – Versorgungsgebiet im Strombereich
$ LG&E
$ Kentucky Utilities
Florence KENTON
BOONE
Alexandria
CAMPBELL
TRIMBLE
OLDHAM
CARROLL
GRANT Falmouth
Carrollton
BRACKEN
Williamstown
OWEN
ROBERTSON
HENRY
HARRISON
Cynthiana
Maysville
MASON
LEWIS
FLEMING
GREENUP
Ashland
CARTER
UNION
HANCOCK
Henderson
HENDERSON Owensboro
DAVIESS
WEBSTER
MCLEAN
OHIO
Valley
Station
MEADE
Radcliff
BRECKINRIDGE
Elizabethtown
HARDIN
FRANKLIN
NICHOLAS
BOYD
Olive Hill
Frankfort SCOTT Georgetown
Morehead
Louisville
BOURBON
BATH
ELLIOTT
JEFFERSON
SHELBY
ROWAN
WOODFORD FAYETTE
BULLITT SPENCER Lexington Winchester
LAWRENCE
ANDERSON
CLARK MONTGOMERY
MENIFEE
MORGAN
Nicholasville
Bardstown
JESSAMINE
JOHNSON
POWELL
MERCER
Van Lear
NELSON
Richmond
WOLFE
MARTIN
WASHINGTON Danville MADISON MAGOFFIN
Berea
Williamson
BOYLE
ESTILL
MARION
GARRARD
LEE
Lebanon
BREATHITT
FLOYD
LARUE
Pikeville
GRAYSON
LINCOLN ROCKCASTLE JACKSON
CRITTENDEN
OWSLEY
Madisonville
Beaver
CASEY
Mount Vernon
TAYLOR
HART
GREEN
Dam
EDMONSON
Greensburg
LIVINGSTON
HOPKINS
BUTLER
CALDWELL
MUHLENBERG
Cave City
CLAY
London
Columbia
LYON
Somerset
Princeton
WARREN
Paducah
LAUREL
Glasgow
ADAIR RUSSELL
PULASKI
BALLARD MCCRACKEN
CHRISTIAN
TODD Bowling
Corbin
METCALFE
KNOX
Benton
Hopkinsville LOGAN Green
BARREN
CARLISLE
CUMBERLAND
MARSHALL
BELL
TRIGG
WAYNE
Scottsville
WHITLEY
SIMPSON
Mayfield
Albany
Pineville
HICKMAN
Franklin
ALLEN MONROE
MCCREARY
Murray
CLINTON
Middlesborough
PERRY
KNOTT
Jenkins
LESLIE LETCHER
Cumberland
HARLAN
Harlan
PIKE
FULTON
GRAVES
Fulton
CALLOWAY
Kennzahlen Strom (reguliertes Geschäft)
Absatz
Kundenanzahl
Netzlänge
Kraftwerkskapazitäten
1) Gesamtjahr 2002
TWh
Mio
Meilen
MW
GALLATIN
LG&E
Energy
Beteili- Gesamtgungen
markt
48,9 1)
0,89
5.116
9.199
3.650
126,59
491.168
883.761
PENDLETON
104

Energie LG&E Energy – Versorgungsgebiet im Gasbereich
MEADE
Doe Run Storage Field
BRECKINRIDGE
Brandenburg
Muldraugh Storage Field
Gasleitung Texas
Gasleitung Tennessee
Wichtige Gasleitungen
Gasabnahmepunkte
Versorgte Städte
Unterirdische Gaslagerstätte
Kennzahlen Gas
Absatz
Kundenanzahl
Speicherkapazität 2)
1) Gesamtjahr 2002
2) Gesamtkapazität
TWh
Mio
TWh
West Point
Vine
Grove
Rineyville
HARDIN
Magnolia
Magnolia Storage Field
(Upper & Deep)
HART
Radcliff
Center Storage Field
BARREN
Louisville
JEFFERSON
Fern-
Greek
BULLITT
Shepherdsville
LG&E
Energy
Beteili- Gesamtgungen
markt
14,6 1)
0,31
8
LARUE
Center
NELSON
Hodgenville
Buffalo
6.137
64.805
2.424
GREEN
METCALFE
Lagrange
OLDHAM
Crestwood
Bardstown
TRIMBLE
Bedford
Mt. Washington
Loretto
Peweevally
Campbellsburg
New Castle
Smithfield HENRY
SPENCER
Simpsonville
TAYLOR
Eminence
Pleasureville
SHELBY
WASHINGTON
MARION
105

Energie LG&E Energy – Beschaffung und Absatz 2002 1)
in TWh
Konzerneigene
Kraftwerke
44
Fremde
Bezüge
8
1) Gesamtjahr 2002 inkl. WKE
Strombeschaffung
52
Stromabsatz
49
Netzverluste
3
Beschaffung Absatz
Privatkunden
10
Geschäfts- und
Gewerbekunden
16
Sonstiges reguliertesEndkundengeschäft
5
Unreguliertes
Geschäft
18
106

Energie LG&E Energy – Stromerzeugungsstruktur
Anteile nach Energiequelle
LG&E Energy Gesamtmarkt USA
2002
Erdgas/Öl 1,5 %
2001
0,5 %
2002 2001
Wasser 0,6 % 0,7 %
Steinkohle
97,9 % 98,8 %
Erdgas/Öl/Sonstige
23,5 %
22,7 %
Wasser
6,7 % 5,6 %
Kernenergie
20,2 % 20,3 %
Steinkohle
49,6 % 51,4 %
107

Energie LG&E Energy – Kraftwerkstandorte
Henderson StationII/
Reid/Green
h Steinkohlekraftwerk
U Gaskraftwerk
≈ Wasserkraftwerk
Ölkraftwerk
Coleman
Green
River
h
Ohio Falls
Waterside
Paddy’s Run
Cane Run
Mill Creek
h
h
h
D.B.
Wilson
Zorn
U
U
≈U
h U
Trimble
County
h U
E.W.
Brown
h
h
h U
≈
Ghent
U
Tyrone Haefling
Dix Dam
108

Energie LG&E Energy – Kraftwerkspark
Eigene Kraftwerke
Stand 31.03.2003 Gesamt-
Anzahl leistung
der netto LG&E-Anteile Inbetrieb-
Einheiten MW % MW nahme
LG&E und KU
Ghent
Mill Creek
E.W. Brown
Cane Run
Trimble County
Trimble County
Green River
Tyrone/Haefling
Louisville 1)
Ohio Falls/Dix Dam
Summe
Western Kentucky Energy (WKE) 2)
Kohle 4 1.966 100 1.966 1974
Kohle 4 1.485 100 1.485 1972
Kohle/
Erdgas
3/8 1.663 100 1.663 1957
Kohle 3 563 100 563 1962
Kohle 1 514 75 386 1990
Erdgas 2 310 100 310 2002
Kohle 4 212 100 212 1950
Kohle/Öl/
Erdgas
1/2/3 165 100 165 1947
Erdgas 7 243 100 243 1964
Wasser 14 72 100 72 1925
7.193
7.065
Coleman
Kohle 3 455 100 455 1969
D. B. Wilson
Kohle 1 420 100 420 1986
Henderson Station II
Kohle 2 312 70 214 1973
Reid/Green
Kohle/Öl 3/1 584 100 584 1965
Summe
1.771
1.673
Gesamtsumme
8.964
8.738
1) Paddy’s Run, Waterside, Zorn, Cane Run
2) geleaste Anlagen
LG&E Power (LPI)
Stand 31.03.2003 Gesamtleistung
netto LG&E-Anteile Inbetrieb-
MW % MW nahme
Roanoke Valley I, NC
Roanoke Valley II, NC
Windpower Partners 1993, MN, CA
Windpower 1994, TX
Tarifa, Spain
Gregory, TX
Paris, TX
Ferndale, WA
Summe
Kohle
Kohle
Wind
Wind
Wind
Erdgas
Erdgas
Erdgas
165
44
60
35
30
550
223
262
1.369
50
50
50
33
46
50
6
5
82
22
30
12
14
275
13
13
461
109
1994
1995
1994
1995
1996
2000
1989
1994

Energie LG&E Energy – Transportnetz
Henderson
Verteilernetz Strom
Wichtige Stromleitungen
Louisville
Frankfort
Lexington
Verteilernetz Gas
Wichtige Gasleitungen
Gasabnahmepunkte
Versorgte Städte
Unterirdische Gaslagerstätten
110

Energie LG&E Energy – Belieferte Strom- und Gaskunden 111
Strom
Kunden in Tausend
Gesamt 888
Gas
Industriekunden 2
Öffentliche
Haushalte 15
Kunden in Tausend
Gesamt 310
Industriekunden 1
Öffentliche
Haushalte 1
119 Gewerbekunden
752 Privatkunden
23 Gewerbekunden
285 Privatkunden
• Louisville Gas and Electric und Kentucky Utilities bedienen
zusammen ca. 1 Mio Kunden in 80 der 120 Counties von
Kentucky
• Über die Old Dominion Power Company bedient Kentucky
Utilities auch Kunden in fünf Counties im Südwesten von
Virginia

Energie LG&E Energy – Lieferstruktur
LG&E Energy
Energie-Marketing
Kommunale EVU Großhandel
Geschäfts-
und Gewerbekunden
• Klare Zuständigkeiten für die Kundensegmente
• Optimales Vertriebskanalmanagement
Vertriebsgeschäft
Privatkunden
• Integrierte Stromprodukte, die Vertriebs- und Handelskomponenten
kombinieren, bieten dem Kunden zusätzlichen
Nutzen
• Optimierung des Kraftwerkseinsatzes durch Vertrieb und
Handel
112

Energie Mittlerer Westen –
Eine attraktive Region innerhalb der USA
Nordamerikanische Strompools 1)
Chicago
MAIN
ECAR
LG&E
Louisville
Detroit
• Auf den Mittleren Westen 2) entfallen ca. 30 % des
Strombedarfs der USA
• Wichtige Energiedrehscheibe mit guter Netzanbindung
• Stark industrialisierte Region
MAAC
• Konsolidierungsmöglichkeiten in einem fragmentierten
Markt
• Günstige regulatorische Rahmenbedingungen
1) MAIN = Mid-America Interconnected Network; ECAR = East Central Area Reliability Coordination Agreement;
MAAC = Mid-Atlantic Area Council
2) einschl. Illinois, Indiana, Kentucky, Maryland, Michigan, Missouri, New Jersey, Ohio, Pennsylvania, West Virginia und Wisconsin
New York
Philadelphia
113

Energie USA – Grad der Liberalisierung
Alaska
Washington
Oregon
California
Nevada
Idaho
Utah
Arizona
Montana
Wyoming
Colorado
New Mexico
Louisiana
Alabama
Aktiv
Verzögert
Ausgesetzt
Nicht aktiv
Florida
114
CONN
Pennsylvania
NJ
MD DEL
West
Virginia
Virginia
Kentucky
North
Arkansas
Tennessee Carolina
South
Carolina
Mississippi Georgia
RI
MASS
North
Dakota
Minnesota
Maine
South
Dakota
Wisconsin
Michigan
VT
NH
New York
Nebraska
Kansas
Iowa
Illinois
Missouri
Ohio
Indiana
Oklahoma
Texas

Energie USA – Strompreise im Mittleren Westen im Vergleich
(Beispiele)
Oktober 2001
in US-cent/KWh Privatkunden Industriekunden
AEP
Appalachian Power Company VA
Appalachian Power Company WV
Central Power & Light Company TX
Kentucky Power Company KY
Public Service Co of Oklahoma OK
Southwestern Electric Power Company AR
Southwestern Electric Power Company LA
Southwestern Electric Power Company TX
West Texas Utilities Co TX
Cinergy
Cincinnati Gas & Electric Co OH
PSI Energy, Inc IN
Union Light, Heat & Power Company KY
CMS Energy
Consumers Energy Company MI
Constellation Energy Group
Baltimore Gas & Electric Co MD
DPL
Dayton Power & Light Company OH
DTE Energy
Detroit Edison Company MI
First Energy
Cleveland Electric Illum Co OH
Jersey Central Pwr & Light Co NJ
Metropolitan Edison Company PA
Ohio Edison Company OH
Pennsylvania Electric Company PA
Pennsylvania Power Co PA
Toledo Edison Company OH
LG&E Energy
Louisville Gas & Electric Co KY
Kentucky Utilities Company KY
Kentucky Utilities Company VA
NiSource
Northern Indiana Pub. Serv. Co IN
Quelle: Energy Information Association
0 2 4 6 8 10 12
115

Energie Powergen – Kennzahlen
in Mio apple 2002
Außenumsatz
4.476
Innenumsatz
–
Gesamtumsatz
4.476
EBITDA
766
Abschreibungen
– 307
EBIT
459
Zinsergebnis
– 130
Betriebsergebnis
329
darin Equity-Ergebnis
44
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit
376
Investitionen
3.094
At equity bewertete Unternehmen
–
Sonstige Finanzanlagen
2.546
Sonstiges Anlagevermögen
548
Bilanzsumme
22.383
1)
Rendite
EBIT
Capital Employed 2)
ROCE
Kapitalkosten
Mitarbeiter
Powergen UK
Strombeschaffung/-absatz 3)
Betriebsverbrauch, Netzverluste, Pumpstrom
Stromabsatz 3)
Haushalts- und kleinere Geschäftskunden
Industrie- und Gewerbekunden
Handel
LG&E Energy
Strombeschaffung/-absatz 3)
Betriebsverbrauch, Netzverluste, Pumpstrom
Stromabsatz 3)
Privatkunden
Geschäfts- und Gewerbekunden
Sonstiges reguliertes Endkundengeschäft
Unreguliertes Geschäft
1) 2. Halbjahr 2002
2) im Jahresdurchschnitt
3) Gesamtjahr 2002
%
%
(31.12.)
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
TWh
459
8.034
5,7
8,6
11.591
60,7
– 3,2
57,5
20,4
16,3
20,8
51,6
– 2,8
48,8
10,2
15,7
5,5
17,4
116

3. Weitere Aktivitäten

Chemie Degussa – Struktur
Bauchemie
Admixture Systems
North America
Admixture Systems
Europe
Admixture Systems
Asia/Pacific
Construction
Systems Americas
Construction
Systems Europe
Fein- und
Industriechemie
Feinchemie
Bleich- &
Wasserchemie
C 4 -Chemie
Catalysts &
Initiators
Futtermitteladditive
Degussa
Performance
Materials
Superabsorber
Pflegespezialitäten
Oligomere &
Silicone
Food
Ingredients
Coatings und
Füllstoffsysteme
Coatings &
Colorants
Aerosil &
Silanes
Füllstoffsysteme &
Pigmente
Spezialpolymere
High Performance
Polymers
Spezialacrylate
Methacrylate
Plexiglas
118

Chemie Degussa – Umsatz Kerngeschäfte 2002
Umsatz nach Bereichen
Spezial- 12 %
polymere
Coatings und 19 %
Füllstoffsysteme
Performance 18 %
Materials
Gesamt apple 10.958 Mio 1)
1) Umsatz inkl. Nicht-Kernaktivitäten apple 11.765 Mio
7 % Services
17 % Bauchemie
27 % Fein- und
Industriechemie
Führende Weltmarktpositionen in 80 % der Kerngeschäftsfelder:
• Bauchemie
– Bauchemische Produkte, Nr. 1
• Fein- und Industriechemie
– Ausgewählte Zwischenprodukte der Feinchemie, Nr. 1 – 2
– Exklusivsynthese Feinchemie, Nr. 1 – 2
– Wasserstoffperoxid, Nr. 2
– Methionin, Nr. 1
• Performance Materials
– Superabsorber, Nr. 1 – 2
– Organomodifizierte Silicone, Nr. 1 – 2
– Texturierungssysteme, Nr. 2
• Coatings und Füllstoffsysteme
– Colorants (Pigmentdispersionen), Nr. 1
– Organosilane, Chlorsilane, Nr. 1
– Kieselsäuren, Nr. 1
• Spezialpolymere
– Methacrylat Chemie, Nr. 1
– Polyamid 12, Nr. 1
119

Chemie Degussa – Strategie
• Fokussierung auf renditestarke Spezialitätenchemie und
Optimierung des Portfolios
• Gezieltes externes Wachstum zur Verbesserung der
Wettbewerbsposition in attraktiven Marktsegmenten
und Verstärkung der internationalen Präsenz
• Steigerung der Profitabilität durch Synergieeffekte und
Restrukturierungsmaßnahmen
120

Chemie Degussa – Desinvestitionen von Randaktivitäten
Umsatz Verkaufsin
Mrd apple 2000 preis
ASTA Medica-Gruppe
0,8
AWD Pharma
0,1 0,05
1)
Onkologie
Viatris
Zentaris
dmc 2
Phenolchemie
Degussa Dental
Agrochemie
Metallchemie
Gelatine
Südsalz
TFL (50 % JV mit Ciba SC)
KWH (51 % Degussa)
Textilhilfsmittel
Sonstige
(Zeolithe, DMT, C3-Oxo)
Degussa Bank
Gesamt
1) Enterprise Value
0,2
0,5
–
2,6
1,2
0,5
0,2
0,3
0,2
0,2
–
–
–
0,5
–
ca. 6,5
0,53
0,38
0,05
1,20
0,39
0,58
k. A.
0,27
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
k.A.
ca. 3,8
Anmerkung
Veräußert
(Pliva-Gruppe, Kroatien)
Veräußert (Baxter International-
Gruppe, USA)
Veräußert
(Advent Int. Corp., USA)
Veräußert (Aeterna
Laboratories Inc., Kanada)
Veräußert
(OM Group Inc., USA)
Veräußert (Ineos Plc., GB)
Veräußert (Dentsply
International Inc., USA)
51 % Anteil
veräußert an JV aus Ameropa,
Schweiz und Agrofert,
Tschechien
Veräußert (Sobel, NL)
Veräußert
(SWS Alpensalz GmbH, D)
Veräußert
(Schroder Ventures)
Veräußert (Allied Resource
Corporation, USA)
Veräußert (Bozzetto, Italien)
Veräußert: Zeolithe an FMC, USA;
LoI für Joint Venture
von C3-Oxo mit Celanese
Oxo-Chemikalien
Veräußert (Allgemeine
Deutsche Direktbank, D)
• Über 90 % des Gesamtumsatzes der zu desinvestierenden
Aktivitäten sind bereits abgegeben
121

Chemie Degussa – Kennzahlen
Pro forma
in Mio apple 2002 2001 1)
Außenumsatz
Innenumsatz
Gesamtumsatz
EBITDA
EBIT
Abschreibungen
Zinsergebnis
Betriebsergebnis
darin Equity-Ergebnis
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit
Investitionen
At equity bewertete Unternehmen
Sonstige Finanzanlagen
Sonstiges Anlagevermögen
Bilanzsumme
Rendite
EBIT
Capital Employed 2)
ROCE %
Kapitalkosten %
Mitarbeiter (31.12.)
11.745
20
11.765
1.747
– 811
936
– 281
655
38
841
1.114
6
107
1.001
15.185
936
11.025
8,5
12,0
47.623
1) angepasst um nicht fortgeführte Aktivitäten und die Effekte aus SFAS 142
2) im Jahresdurchschnitt
16.269
68
16.337
2.001
– 908
1.093
– 360
733
38
908
2.042
2
691
1.349
18.127
1.093
11.381
9,6
12,0
48.927
122

Immobilien Viterra – Umsatz 2002 123
Umsatz nach Bereichen
Wohnimmobilien 75 %
Gesamt apple 1.226 Mio
Bedeutende Marktpositionen:
18 % Weitere
Aktivitäten
7 % Projekt-
entwicklung
• Größter privater Wohnungsvermieter in Deutschland
mit rd. 165.000 Wohnungen, rd. 41.000 Wohnungen über
Deutschbau (Stand 31.12.2002)

Immobilien Viterra – Größter privater Wohnungseigentümer
Düsseldorf
1.596
953
Viterra Wohnen (100 %)
101.521 Wohnungen gesamt
Deutschbau (50 %)
40.910 Wohnungen gesamt
Viterra Rhein-Main (100 %)
22.561 Wohnungen gesamt
Bottrop
Duisburg/Mülheim
1.303
19
3.233
25
Köln
1.270
Bonn
2.190
3.295
Essen
8.894
64
Marl
4.219
Gladbeck
6.329 Gelsenkirchen
12.337
17
Hattigen
1.879
Wilhelmshaven
1.176
Aachen
657
Waltrop
707
Herten Recklinghausen
3.790
Rhein/Main
2.389
13.749
2.166
34
Herne
6.504
86
Bochum
11.056
38
Flensburg
701
Kiel
874
Castrop-
Rauxel
2.898
6
Witten
1.679
Hannover
1.958
Nürnberg
722
Rostock
219
München
3.742
Leipzig
141
Berlin
9.466
579
Dortmund
25.449
1.076
Hagen
558
119
Schwerte
784
16
Kamen/Bergkamen
2.875
Werdohl
626
124

Immobilien Viterra – Kennzahlen
Mio in Mio apple (pro apple forma) 2002 2000 2001 1999
1)
Außenumsatz
Innenumsatz
Gesamtumsatz
EBITA EBITDA
Abschreibungen
EBIT
Zinsergebnis
Betriebsergebnis
darin Equity-Ergebnis
Cashflow aus operativer der Geschäftstätigkeit Geschäftstätigkeit
Investitionen
At equity bewertete Unternehmen
Sonstige Finanzanlagen
Sonstiges Anlagevermögen
Bilanzsumme
Redite
EBITA
Capital Employed 1)
Rendite
EBIT
Capital Employed
ROCE %
Kapitalkosten %
3)
ROCE %
Kapitalkosten %
Mitarbeiter (31.12.)
2)
(31.12.)
Wohnungsbestand (gerundet)
20.139 1.216
128 10
20.267 1.226
2.249 562
– 1.263 175
986 387
– 314 184
672 203
232
501 56
1.868 386
48–
588 276
1.232 110
19.158 6.814
1.201 387
11.727 4.664
10,8 8,3
11,0 7,6
62.110 2.683
1) bereinigt um discontinued operations
2) bereinigt um Vorstände/Geschäftsführer/Mitglieder gesellschaftsrechtlicher
Aufsichtsorgane: 2.661
3) im Jahresdurchschnitt
16.409 852
87 23
16.496 875
1.730 371
– 1.062 114
668 257
– 243 101
426 156
18 10
1.013 – 20
2.154 127
18–
985 38
1.151 89
17.117 4.716
915 257
11.010 2.811
17,7 9,1
11,0 7,6
62.464 2.049
Anzahl 2002 2001
Viterra Wohnen (100 %)
101.520 114.900
Viterra Rhein-Main (100 %)
22.561 13.440
Deutschbau (50 %)
40.910 36.090
Verkaufte Wohneinheiten
Anzahl 2002 2001
Viterra Wohnen (100 %)
7.682 4.922
Viterra Rhein-Main (100 %)
974 632
Deutschbau (50 %)
1.205 1.138
Durchschnittliche Miete
in apple/m
Viterra Wohnen (100 %)
Viterra Rhein-Main (100 %)
Deutschbau (50 %)
2
2002 2001
4,06 4,05
5,06 4,93
4,72 4,42
125

4. Konzern-Kennzahlen

E.ON–Konzern Bilanz
Aktiva
31. Dez. 31. Dez.
in Mio apple 2002 2001
Immaterielle Vermögensgegenstände
19.040 10.458
Sachanlagen
41.989 34.286
Finanzanlagen
16.971 15.297
Anlagevermögen
78.000 60.041
Vorräte
3.840 4.997
Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögensgegenstände
1.847 1.444
Betriebliche Forderungen und sonstige betriebliche Vermögensgegenstände
17.009 17.325
Vermögen der abzugebenden Aktivitäten
508 3.091
Liquide Mittel
8.385 12.144
Umlaufvermögen
31.589 39.001
Aktive latente Steuern
3.042 2.244
Aktiver Rechnungsabgrenzungsposten
434 373
Summe Aktiva (davon kurzfristig 2002: 27.429; 2001: 36.996)
113.065 101.659
Passiva
31. Dez. 31. Dez.
in Mio apple 2002 2001
Gezeichnetes Kapital
1.799 1.799
Kapitalrücklage
11.402 11.402
Gewinnrücklagen
13.472 11.795
Kumuliertes Other Comprehensive Income
– 761 – 260
Eigene Anteile
– 259 – 274
Eigenkapital
25.653 24.462
Anteile Konzernfremder
6.511 6.362
Pensionsrückstellungen
9.163 8.748
Übrige Rückstellungen
25.146 24.053
Rückstellungen
34.309 32.801
Finanzverbindlichkeiten
24.850 16.089
Betriebliche Verbindlichkeiten
14.186 14.024
Verbindlichkeiten
39.036 30.113
Schulden der abzugebenden Aktivitäten
339 2.613
Passive latente Steuern
6.162 4.492
Rechnungsabgrenzungsposten
1.055 816
Summe Passiva ohne Eigenkapital (davon kurzfristig 2002: 22.838; 2001: 26.207)
87.412 77.197
Summe Passiva
113.065
101.659
127

E.ON–Konzern Gewinn- und Verlustrechnung 128
in Mio apple 2002 2001
Umsatzerlöse
37.059 37.273
Stromsteuer
– 933 – 694
Umsatzerlöse nach Abzug von Stromsteuer
36.126 36.579
Herstellungs- und Anschaffungskosten der umgesetzten Lieferungen und Leistungen
– 26.769 – 29.351
Bruttoergebnis vom Umsatz
9.357 7.228
Vertriebskosten
– 4.925 – 3.993
Allgemeine Verwaltungskosten
– 1.666 – 1.827
Sonstige betriebliche Erträge
4.433 3.458
Sonstige betriebliche Aufwendungen
– 4.225 – 2.919
Finanzergebnis
– 1.287 737
Goodwill Impairment
– 2.391 –
Ergebnis der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit
– 704 2.684
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag
645 – 69
Anteile Konzernfremder
– 637 – 460
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten
– 696 2.155
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten
3.282 – 81
Ergebnis aus der Erstanwendung neuer US-GAAP Vorschriften
191 – 26
Konzernüberschuss
2.777 2.048
Ergebnis je Aktie (in apple)
aus fortgeführten Aktivitäten
aus nicht fortgeführten Aktivitäten
aus der Erstanwendung neuer US-GAAP Vorschriften
aus Konzernüberschuss
Basis-Ergebnis je Aktie (in apple)
Verwässertes Ergebnis je Aktie (in apple)
– 1,06
5,03
0,29
4,26
4,26
4,26
3,19
– 0,12
– 0,04
3,03
3,03
3,03

E.ON-Konzern Umsatz und Betriebsergebnis
in Mio €
E.ON Energie
19.518
Powergen
4.476 2)
Chemie
11.765
Immobilien
1.226
Sonstige/Konsolidierung
74
Umsatz Betriebsergebnis
2002 2001 2002 2001
E.ON Energie
16.227
Chemie
16.337
Immobilien
875
Sonstige/
Konsolidierungen
3.834 1)
E.ON Energie
2.855
Powergen
329 2)
Chemie
655
Immobilien
203
Sonstige/Konsolidierung
– 152 1)
E.ON Energie
2.231
Chemie
733
Insgesamt 37.059 Insgesamt 37.273 Insgesamt 3.890 Insgesamt 3.157
1) einschließlich Telekommunikation und Klöckner & Co.
2) 2. Halbjahr 2002
Immobilien
156
129
Sonstige/Konsolidierung
37 1)

E.ON-Konzern Renditeentwicklung
E.ON-ROCE
in Mio apple 2002 2001
Betriebsergebnis
+ Betriebsergebniswirksames Zinsergebnis 1)
= EBIT 2)
Immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen
+ Beteiligungen
+ Kumulierte Goodwill-Abschreibungen 3)
+ Vorräte
+ Forderungen aus Lieferungen und Leistungen
+ Übriges unverzinsliches Umlaufvermögen inkl. aktive RAP
– Unverzinsliche Rückstellungen 4)
– Unverzinsliche Verbindlichkeiten inkl. passive RAP
= Capital Employed vor Discontinued Operations
– Capital Employed Discontinued Operations
= Capital Employed nach Discontinued Operations
Capital Employed im Jahresdurchschnitt
ROCE
Kapitalkosten
Value Added
3.890
842
4.732
61.029
13.404
1.284
3.840
6.860
11.523
19.029
15.241
63.670
–
63.670
51.052
9,3 %
9,5 %
– 102
3.157
538
3.695
44.744
10.103
1.871
4.997
9.330
8.530
17.805
14.083
47.687
9.253
38.434
38.402
9,6 %
9,5 %
1) Zinsaufwand wird hinzugerechnet, Zinsertrag wird abgezogen. Zur Herleitung des betriebsergebniswirksamen
Zinsergebnisses vgl. die Überleitung in den Segmentinformationen nach Bereichen.
2) Im Vergleich zum Geschäftsbericht 2001 stellen wir nicht mehr auf die Ergebnisgröße EBITA ab, weil Goodwill
nach den neuen Rechnunglegungsvorschriften (SFAS 142) nicht mehr planmäßig abgeschrieben wird.
3) Impairmants werden nicht wieder hinzugefügt, weil sie eine dauerhafte Wertminderung darstellen.
4) Zu den unverzinslichen Rückstellungen zählen im Wesentlichen die kurzfristigen Rückstellungen sowie die
passiven latenten Steuern. Pensions- und Entsorgungsrückstellungen weden nicht in Abzug gebracht.
38
130

E.ON-Konzern Renditeentwicklung nach Bereichen
ROCE nach Geschäftsbereichen 1)
E.ON Energie Powergen
Sonstige/
4)
Chemie Immobilien Konsolidierung E.ON-Konzern
in Mio apple 2002 2001 2002 2001 2002 2001 2002 2001 2002 2001 2002 2001
Betriebsergebnis
2.231 329
655
156 – 152
3.157
+ Betriebsergebniswirksames
Zinsergebnis
68 130
281
101 – 45
538
2.299 459
936
257 – 197
3.695
2)
2.855
–
733 203
37 3.890
292
–
360 184
9 842
= EBIT
3.147
–
1.093 387
46 4.732
÷ Capital
Employed
= ROCE
Value Added
23.379
13,5 %
19.013
12,1 %
304
8.034
5,7 %
– 233
–
–
11.025
8,5 %
– 386
11.381
2.811
9,1 %
42
3.950
–
–
51.052
Kapitalkosten 3) 9,9 % 10,5 % 8,6 % 12,0 % 7,6 % – 9,5 %
842
–
38.402
1) Zur Erhöhung der Vergleichbarkeit wurden die Werte für 2001 um die nicht fortgeführten Aktivitäten und Effekte aus SFAS 142 angepasst.
2) Zinsaufwand wird hinzugerechnet, Zinsertrag wird abgezogen.
3) Bei E.ON Energie sinken die Kapitalkosten gegenüber dem Vorjahr um –0,6 %-Punkte, weil sich der durchschnittliche Steuersatz von 40 % auf 35 % verringert
hat. Ursächlich dafür ist im Wesentlichen der höhere Anteil des internationalen Geschäfts bei E.ON Energie.
4) 2. Halbjahr 2002
9,6 %
– 273
4.664
8,3 %
33
5.197
–
–
9,3 %
– 102
9,6 %
131
38

E.ON-Konzern Investitionen nach Unternehmensbereichen
in Mio apple
E.ON Energie 6.140
Powergen 3.094 2)
Chemie 1.114
Immobilien 386
Sonstige/
Konsolidierung
13.448
Investitionen
2002 2001
Distribution/
Logistik
Insgesamt 24.182 Insgesamt 6.909
1) einschließlich Telekommunikation und Klöckner & Co.
2) 2. Halbjahr 2002
Öl
4.027 E.ON Energie
2.042 Chemie
127 Immobilien
Sonstige/
Konsolidierung
713 1)
132

E.ON-Konzern Mitarbeiter nach Unternehmensbereichen
zum 31.12.
E.ON Energie 45.394
Powergen 11.591
Chemie 47.623
Immobilien 2.683
E.ON AG/Sonstige 565
Distribution/
Logistik
Insgesamt 107.856 Insgesamt 92.754
1) einschließlich Telekommunikation
Mitarbeiter
2002 2001
39.560 E.ON Energie
Öl
48.927 Chemie
2.049 Immobilien
E.ON AG/Sonstige
2.218 1)
133

E.ON-Konzern Solide Liquiditätslage mit hoher Flexibilität
Hoher Cash-Flow
• Das Kerngeschäft Energie erzielt hohen und stabilen
Cash-Flow
• Konzern-Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter
Aktivitäten von 3,7 Mrd apple in 2002 – entspricht einer
Steigerung von 39 % im Vergleich zum Vorjahr
Gesicherter Zugang zum Bank- und Kapitalmarkt
• Verbindlich zugesagte syndizierte Kreditlinie
– 10 Mrd apple, 364 Tage; allgemeine Unternehmenszwecke
– 5 Mrd apple, 5 Jahre; nur zur Refinanzierung und
Liquiditätsvorsorge
Zum Jahresende 2002 nicht gezogen
• Alternativ zur Finanzierungsoptimierung:
– Commercial Paper Program
(im März 2003 auf 10 Mrd apple erhöht,
zum Jahresende 2002: 5 Mrd apple,
davon 1,6 Mrd apple ausstehend)
– Medium Term Note Program
(zum Jahresende 2002: 20 Mrd apple,
davon 7,5 Mrd apple ausstehend)
• Keine Bestimmungen zur Einhaltung bestimmter
Finanzkennzahlen oder Vereinbarungen, die bei Rating-
Verschlechterungen zu höheren Zinssätzen führen
134

E.ON-Konzern Konservative Finanzierungsstrategie
Verpflichtung zu starker Bonität
• E.ON beabsichtigt, entsprechend einem hohen Rating
ein sehr starkes Geschäfts- und Finanzprofil aufrechtzuerhalten
• E.ON will sein starkes Rating verteidigen und hat sich
zu einem starken Single „A“ Rating als Untergrenze verpflichtet
Enge Beziehung zu den Rating-Agenturen
• E.ON unterhält einen pro-aktiven und offenen Dialog mit
Moody’s und Standard & Poor’s
Unterstützung der Tochtergesellschaften
• Verbindlichkeiten der Tochtergesellschaften werden auf
E.ON AG-Ebene refinanziert 1)
– 1.762 Mio £ Verbindlichkeiten wurden bereits auf E.ON
AG-Ebene refinanziert
– 250 Mio £ 2003 Powergen UK-Anleihe wurde auf E.ON
AG-Ebene refinanziert
– 1.200 Mio $ 2004 Powergen US-Anleihe wird auf E.ON
AG-Ebene refinanziert werden
• E.ON’s syndizierte Kreditlinie hat „cross-default-Klauseln”,
die Powergen, LG&E und E.ON Energie einbeziehen
1) außer in Fällen regulatorischer Einschränkungen und wirtschaftlicher Nachteile
135

E.ON-Konzern Fälligkeitsstruktur der Anleihen
Emittent (Rating) 1)
E.ON International Finance BV (E.ON A1/AA–)
Powergen UK Ltd. (A3/A–)
Powergen East Midlands Investment (A3/A–)
Powergen US Funding LLC (A3/A–)
LG&E Capital Corp. (A3/BBB+)
Louisville Gas and Electric Co. (A2/BBB+) 2)
Kentucky Utilities Co. (A2/BBB+) 3)
1) Moody’s / Standard & Poor’s
2) vorrangig besicherte Darlehen A1/A–
3) vorrangig besicherte Darlehen A1/A
Tranche Endfällig-
Währung in Mio Kupon keit
EUR
GBP
EUR
GBP
GBP
EUR
GBP
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
USD
4.250
500
900
975
250
500
250
409,5
1.050
150 2)
150 2)
150 2)
35,2
31,0
60,0
102,0
26,0
40,0
22,5
27,5
25,0
10,104
35,0
35,0
83,335
41,665
36,0
53,0
12,9
50,0
54,0
50,0
33,0
20,93
2,4
7,2
7,4
96,0
5,750 %
6,375 %
6,375 %
6,375 %
8,500 %
5,000 %
6,250 %
7,450 %
4,500 %
6,205 %
6,460 %
7,471 %
Variabel
Variabel
Variabel
5,625 %
5,450 %
5,900 %
Variabel
Variabel
Variabel
Variabel
Variabel
Variabel
Variabel
Variabel
5,990 %
7,920 %
Variabel
5,750 %
Variabel
7,550 %
8,550 %
Variabel
Variabel
Variabel
Variabel
Variabel
2009
2012
2017
2032
2006
2009
2024
2007
2004
2004
2008
2011
2013
2017
2017
2019
2020
2023
2026
2026
2027
2027
2027
2027
2030
2032
2006
2007
2023
2023
2024
2025
2027
2032
2032
2032
2032
2032
136

E.ON-Konzern Aktionärsstruktur
Stand 31. Dezember 2000
Nach Aktionärsgruppen 1)
Industrie, Handel, Verkehr 2,5 %
Investmentgesellschaften 10,9 %
Öffentliche Haushalte und
8,3 % Öffent. Haushalte
Sonstige 8,3 %
und Sonstige
14,2 % Privatpersonen
Privatpersonen 14,2 %
Nach Ländern/Regionen 1)
Schweiz 3,4 %
USA 11,0 %
Übriges Europa 12,6 %
Großbritannien 14,3 %
1,8 % Eigene Aktien
0,9 % ADRs (USA)
61,4 % Versicherer, Banken,
Vermögensverwaltung
Asien 0,5 % 0,3 % Übriges Amerika
Nach Aktionärsgruppen jeweils im In- und Ausland 1)
Ausland Inland
Sonstige 0,7 %
ADR-Anleger 0,8 %
Industrie, Handel, Verkehr 1,0 %
Investmentgesellschaften 1,2 %
Privatpersonen 2,6 %
Banken, Versicherungen 35,9 %
0,1 % Afrika/Australien
57,8 % Deutschland
1,5 % Industrie, Handel, Verkehr
1,8 % Eigene Aktien durch
Rückkauf
7,5 % Öffentl. Haushalte,
Wohlfahrtsverbände
9,8 % Investmentgesellschaften
11,7 % Privatpersonen
Versicherer,
25,5 % Vermögensverwaltung
Gesamt Ausland: 42,2 % Gesamt Inland: 57,8 %
1) Anteile am Grundkapital
137

E.ON-Aktie
Börsen
Deutschland
an allen deutschen Börsen und in Xetra
(elektronisches Handelssystem):
EOA; ISIN Code: DE 000 761 4406
Ausland
• New York:
EON; CUSIP 268 780 103
• Swiss Exchange:
EOA; Valoren Nr. 351 020;
ISIN Code: DE 000761 4406
Reuters
EONG.DE (Xetra)
EONG.F (Frankfurter Wertpapierbörse)
EON.N (New York Stock Exchange)
Bloomberg
EOA GY (Xetra)
EOA GF (Frankfurter Wertpapierbörse)
EON US (New York Stock Exchange)
Internet
www.eon.com
138

Finanzkalender
• Zwischenbericht Januar–September 2003 17. November 2003
• Bilanzpressekonferenz 10. März 2004
• Analystenkonferenz 11. März 2004
• Hauptversammlung 2004 28. April 2004
• Zwischenbericht Januar–März 2004 13. Mai 2004
• Zwischenbericht Januar–Juni 2004 12. August 2004
• E.ON AG
Investor Relations
E.ON-Platz 1
40479 Düsseldorf
T 02 11-45 79-3 45
F 02 11-45 79-5 77
investorrelations@eon.com
• Für allgemeine Korrespondenz:
E.ON AG
Unternehmenskommunikation
E.ON-Platz 1
40479 Düsseldorf
T 02 11-45 79-3 67
F 02 11-45 79-5 32
info@eon.com
• Produktion: Schotte, Krefeld
139

50
40 30 20 10