E.ON SE

Essen

Konzernabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2022 bis zum 31.12.2022

Taking action now

Integrierter Geschäftsbericht 2022

We Connect Everyone To Good Energy

Dabei bauen wir offene Energieökosysteme und erschaffen intelligente Lösungen, die es jedem einfach machen, sich für nachhaltige Energie zu entscheiden.

Energienetze

Unsere Verteilnetze sind das Rückgrat der neuen Energiewelt. Wir entwickeln sie schrittweise weiter zu intelligenten Plattformen, die komplexe Energie- und Datenflüsse steuern und Kunden neue Möglichkeiten im Umgang mit Energie aufzeigen. Ohne Verteilnetze gibt es keine Energiewende und keinen Klimaschutz. Ausbau, Modernisierung und Betrieb der Verteilnetze stützen die Versorgungssicherheit und gewährleisten eine möglichst effiziente Nutzung von grünem Strom. Damit sind unsere Netze das Fundament lebenswerter Städte, Kommunen und Regionen.

Kundenlösungen

Unsere Lösungen helfen Kunden bei der Erfüllung ihrer persönlichen Energiebedarfe und Dekarbonisierungsziele. Dazu zählen sowohl der Energievertrieb mit seinen vielfältigen Grünstrom- und Grüngastarifen als auch unser Lösungsgeschäft mit seinen innovativen, nachhaltigen und digitalen Produkten und Dienstleistungen. Mit Solaranlagen, E-Mobilität, Energiespeichern, einer sinnvollen Energiesteuerung und Lösungen für die Sektorkopplung senken unsere Kunden einerseits ihre Kosten und Emissionen - und steigern anderseits Komfort und Lebensqualität. Das gilt gleichermaßen für Privatkunden und kleine Unternehmen wie auch für große Betriebe und Kommunen.

Europas Energiesystem wird immer CO ₂-freier, dezentraler und digitaler. Kurz: nachhaltiger.

Unsere beiden Kerngeschäftsfelder - Energienetze und Kundenlösungen - tragen dazu maßgeblich bei. Als einer der größten europäischen Betreiber von Energienetzen und Energieinfrastruktur sowie Anbieter innovativer Kundenlösungen ist der Beitrag unserer rund 72.000 Mitarbeiter entscheidend, um die Energiewende in Europa erfolgreich voranzutreiben.

Business Highlights

Europas Energiemärkte im Jahr 2022 stark von den Auswirkungen des Russland-Ukraine-Kriegs geprägt

Vor dem Hintergrund des schwierigen Marktumfelds hat E.ON sich gut behauptet und die Prognose übertroffen: bereinigtes EBITDA von 8,1 Mrd € und bereinigtes Ergebnis pro Aktie von 1,05 € für das Geschäftsjahr 2022 erzielt

Ausblick für das Geschäftsjahr 2023: bereinigtes EBITDA zwischen 7,8 und 8,0 Mrd € und bereinigter Konzernüberschuss zwischen 2,3 und 2,5 Mrd € erwartet

Dividende in Höhe von 0,51 € pro Aktie für das Geschäftsjahr 2022 vorgeschlagen - dies entspricht einer Steigerung von 4 Prozent gegenüber dem Vorjahr

Zinsumfeld wirkt sich positiv auf die Pensionsverbindlichkeiten aus - Verschuldungsfaktor liegt Ende 2022 deutlich unterhalb der bisherigen Zielspanne von 4,8 bis 5,2

Wie wir Wert schaffen

Die folgende Übersicht zeigt anhand von Beispielen und relevanten Daten, wie wir Wert für unsere Stakeholder schaffen. E.ONs drei strategische Säulen - Nachhaltigkeit, Digitalisierung und Wachstum - sind das Herzstück unseres Geschäftsmodells und tief in der Art und Weise verankert, wie wir denken, arbeiten und auf das Leben der Menschen wirken. Diese Übersicht orientiert sich am Rahmenwerk des International Integrated Reporting Council (IIRC).

Wie wir Wirkung erzielen

WIR sind das Rückgrat der europäischen Energiewende - mehr als 15 % aller erneuerbaren Energieanlagen in Europa sind an unsere Netze angeschlossen.

WIR übernehmen gesellschaftliche Verantwortung und sorgen für Stabilität - mehr als 20 % aller europäischen und britischen Bürger können sich auf sichere und bezahlbare Energie von E.ON verlassen.

WIR ermöglichen unseren Kunden, Teil der Energiewende zu werden. Unsere Lösungen helfen ihnen auf dem Weg zur Klimaneutralität.

WIR bewältigen die zunehmend komplexere Energiewelt - Digitalisierung ermöglicht uns, die volatile Einspeisung aus erneuerbaren Energiequellen intelligent zu steuern und zusätzlichen Wert für unser Geschäft zu generieren.

WIR treiben die Energiewende für Kunden, Städte und Industrien voran -jährlich sparen wir mit unseren Kunden mehr als 100 Millionen Tonnen CO ₂.

Kennzahlen

Finanzen

Ergebnis je Aktie aus bereinigtem Konzernüberschuss (EPS)

Ziel 2027

~ 0,97 €

Solide Finanzierungsziele

Kapitalstruktur mit starkem Rating

BBB/Baa

Verschuldungsfaktor

<5,0

Dividende je Aktie (in €)

Investitionen (in Mio €)

Bereinigtes EBITDA E.ON-Konzern (in Mio €)

Nachhaltigkeit

Gemeinschaftsbeitrag 2022

+48 % ¹

¹ Bezogen auf 2021

Ehrenamtliches Engagement 2022

13.340 Stunden

Anteil weiblicher Führungskräfte (in %)

Energienetze

Regulierte Vermögensbasis (RAB) ¹
(in Mrd €) 36,4 in 2022 (34,5 in 2021)

¹ Inklusive der Türkei und der slowakischen ZSE. Werte 2021 angepasst

Durchgeleitete Energiemengen (in Mrd kWh)

Anteil der Anschlussleistung der Erneuerbaren-Energieanlagen am Stromnetz von E.ON (in %)

Anzahl der in den E.ON-Märkten installierten Smart Energy Meter (in Mio)

Durchschnittliche Dauer der Netzausfälle für Strom (SAIDI ¹) (in Min. pro Jahr)

¹ System Average Interruption Duration Index. Die Angaben beziehen sich auf das jeweilige Vorjahr 2022 auf 2021 und 2021 auf 2020
² Wetterbedingte hohe ungeplante Ausfälle (Tornado)

Kundenlösungen

Energievertrieb und Privatkundenlösungen

Anzahl der Strom- und Gaskunden ¹ (in Mio)

¹ Inklusive Kunden in der Türkei und der slowakischen ZSE.
Rückgang der Kundenzahl im Jahr 2022 im Wesentlichen aufgrund der Umstrukturierung des Vertriebsgeschäfts in Ungarn

Anzahl installierter Privatkundenlösungen ¹ (in Tsd)

¹ Solaranlagen, Batterien, effiziente Heizungen wie Wärmepumpen, Wallboxen

Anteil grüner Strom an verkauftem Strom insgesamt (in %)

Verkaufte Ladepunkte 2022

20.417

Energy Infrastructure Solutions (EIS)

Erzeugte Energie: Wärme, Kälte, Dampf (in TWh)

Kennzahlen des E.ON-Konzerns

Finanzen

Finanzkennzahlen

in Mio €	2022	2021	+/- %
Umsatz	115.660	77.358	50
Bereinigtes EBITDA aus Kerngeschäft ¹	6.975	6.272	11
Bereinigtes EBITDA ¹	8.059	7.889	2
- reguliertes Geschäft (in %)	66	61	8
- quasi reguliertes und langfristig kontrahiertes Geschäft (in %)	4	5	-20
- marktbestimmtes Geschäft (in %)	30	34	-12
Bereinigtes EBIT ¹	5.197	4.723	10
Konzernüberschuss/-fehlbetrag	2.242	5.305	-58
Konzernüberschuss/-fehlbetrag der Gesellschafter der E.ON SE	1.831	4.691	-61
Bereinigter Konzernüberschuss ¹	2.728	2.503	9
Investitionen	4.753	4.762	0
Operativer Cashflow ²	10.045	4.069	147
Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern ³	11.511	5.639	104
Wirtschaftliche Netto-Verschuldung (31.12.) ⁴	32.742	38.773	-16
Verschuldungsfaktor ⁴	4,1	4,9	-17
Kreditrating S&P	BBB	BBB	-
Kreditrating Moody's	Baa2	Baa2	-
Kreditrating Fitch	BBB+	-	-
Durchschnittliches Capital Employed	58.760	60.911	-4
Eigenkapital	21.867	17.889	22
Bilanzsumme	134.009	119.759	12
Cash Conversion Rate (in %)	151	80	89 ⁵
ROCE (in %)	8,8	7,8	13 ⁵
Ergebnis je Aktie ^{6, 7} (in €)	0,70	1,80	-61
Ergebnis je Aktie aus bereinigtem Konzernüberschuss6, 7 (in €)	1,05	0,96	9
Dividende je Aktie ⁸ (in €)	0,51	0,49	4
Dividendensumme	1.331	1.278	4

¹ Bereinigt um nicht operative Effekte.
² Entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit.
³ Entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit vor Zinsen und Steuern.
⁴ Der Wert der Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen entspricht zum 31. Dezember 2022 wieder dem Bilanzwert. Beim Wert zum 31. Dezember 2021 wurde teilweise auf Verpflichtungsbeträge abgestellt.
⁵ Veränderung in Prozentpunkten.
⁶ Anteil der Gesellschafter der E.ON SE.
⁷ Auf Basis ausstehender Aktien (gewichteter Durchschnitt).
⁸ Für das jeweilige Geschäftsjahr; Vorschlag für 2022.

Kennzahlen des E.ON-Konzerns

Nachhaltigkeit

Nachhaltigkeitskennzahlen

Umwelt	2022	2021
CO ₂-Emissionen:
Scope 1 (in Mio Tonnen)	2,88	3,71
Scope 2 (in Mio Tonnen) (standortbasiert)	3,38	3,90
Scope 3 (in Mio Tonnen) (marktbasiert)	82,58	103,58
Investitionen (CapEx) gemäß EU-Taxonomie-Verordnung (in %) ¹	98	97
Betriebsausgaben (OpEx) gemäß EU-Taxonomie-Verordnung (in %) ¹	97	98
Umsatz gemäß EU-Taxonomie-Verordnung (in %) ¹	97	99
Vermiedene CO ₂-Emissionen zusammen mit unseren Kunden (in Mio Tonnen) ²	108	107
Anteil der Anschlussleistung der Erneuerbare-Energie-Anlagen am Stromnetz von E.ON (in %) ³	85	78
Ökologisches Trassenmanagement (in %)	8	11
Anzahl der installierten Smart Energy Meter (in Tsd)	12.178	9.654
Anzahl verkaufter Ladepunkte von E.ON	20.417	k.A.
Anteil von grünem Strom am verkauften Strom insgesamt (in %)	44	33
Soziales
Mitarbeiter des E.ON-Konzerns ⁴ (31.12.)	71.613	72.169
Anteil Frauen (in %)	31	32
Durchschnittsalter der Mitarbeiter	42	42
Schwerwiegende Sicherheitsvorfälle bei Mitarbeitern (SIF) ⁵	0,04	0,09
Arbeitsbedingte Unfälle von Mitarbeitern mit Ausfallzeiten (LTIF) ⁶	2,1	2,1
Anteil weiblicher Führungskräfte (in %)	23	21
Mitarbeiterentwicklung (Std. pro Mitarbeiter) ⁷	18,2	14,7
Durchschnittliche Dauer der Netzausfälle für Strom (SAIDI) (in Minuten) ⁸
Deutschland	24	22
Schweden	121	116
Tschechien	451	182
Gemeinschaftsbeitrag (in Mio €)	18	12
Ehrenamtliches Engagement von E.ON-Mitarbeitern (Anzahl Stunden ehrenamtlicher Arbeit)	13.340	8.506
Unternehmensführung
Anteil von Frauen im Aufsichtsrat (in %) ⁹	30	30
Anteil unabhängiger Aufsichtsratsmitglieder (in %)	100	100
ESG-Ziele sind Bestandteil der Vorstandsvergütung - ab 2022	✓	Nein

¹ Anteil Taxonomie-konforme Investitionen, Betriebsausgaben und Umsatzerlöse in Bezug auf Taxonomie-fähige Aktivitäten
² Die Kennzahl quantifiziert die vermiedenen Emissionen, die im Zusammenhang mit unseren Kunden, Anlagen und Lösungen zu einer kohlenstoffarmen Wirtschaft beitragen
³ Der Anteil der angeschlossenen Erneuerbare-Energien-Kapazität ist der berechnete Prozentsatz der Summe der installierten Erneuerbare-Energien-Leistung geteilt durch die Gesamtsumme aller installierten Erzeugungskapazitäten
⁴ Anzahl der Mitarbeiter in Personen ohne Auszubildende und Werkstudenten/Praktikanten
⁵ "Serious Incidents and Fatalities" (SIF) bei Mitarbeitern: Sicherheitsvorfälle pro Mio Arbeitsstunden
⁶ "Lost Time Injury Frequency" (LTIF) misst arbeitsbedingte Unfälle mit Ausfallzeiten pro Mio Arbeitsstunden
⁷ Durchschnittliche formale Schulungsstunden pro Mitarbeiter und Jahr
⁸ "System Average Interruption Duration Index" (SAIDI) für Strom. Die Angaben beziehen sich auf das jeweilige Vorjahr: 2022 auf 2021 und 2021 auf 2020
⁹ Bezieht sich auf Aktionärsvertreter

An unsere Investoren

Drei gute Gründe, in die E.ON-Aktie zu investieren

Dividendenwachstum

Unser stabiles und zukunftsgerichtetes Geschäftsportfolio bildet die Basis für eine nachhaltig wachsende Dividende.

Nachhaltigkeit

Unser Ziel ist eine klimaneutrale Gesellschaft. Unsere enormen Investitionen in das nachhaltige Energiesystem ebnen den Weg dahin.

Beschleuniger der Energiewende

Durch Digitalisierung und Innovation treiben wir die Energiewende voran. Das ist der Schlüssel für ein erneuerbares und sicheres Energiesystem.

An unsere Investoren

E.ON am Kapitalmarkt

Russland-Ukraine-Krieg und Energiekrise beeinflussen die Kapitalmärkte

Die Wertentwicklung der E.ON-Aktie verzeichnete zum Jahresende 2022 einen Rückgang von zirka 23 Prozent gegenüber dem Schlusskurs des Jahres 2021 und lag somit unter der Performance des deutschen Aktienindex DAX (-12 Prozent) wie auch der des europäischen Branchenindex Euro Stoxx 600 Utilities (-11 Prozent). Am 31. Dezember 2022 schloss die E.ON-Aktie mit einem Kurs von 9,33 € im Vergleich zu einem Kurswert von 12,19 € zum Jahresende 2021. Maßgeblichen Einfluss auf die Wertentwicklung europäischer und deutscher Aktien im Jahr 2022 hatten der Russland-Ukraine-Krieg sowie die Energiekrise, was insbesondere der deutsche Energiesektor zu spüren bekam (weitere Informationen sind im Kapitel "Gesamtwirtschaftliche und branchenbezogene Rahmenbedingungen" enthalten). Die E.ON-Aktie war im Vergleich zum Wettbewerb einer noch stärkeren Volatilität ausgesetzt und konnte sich erst im vierten Quartal 2022 stabilisieren.

Kontinuierliches Dividendenwachstum

Für das Geschäftsjahr 2022 schlagen Vorstand und Aufsichtsrat der Hauptversammlung am 17. Mai 2023 eine Ausschüttung in Höhe von 0,51 € je Aktie vor (Vorjahr: 0,49 €). Auf Basis des Schlusskurses zum 31. Dezember 2022 ergibt sich dadurch eine erwartete Dividendenrendite in Höhe von rund 5 Prozent. Die Ausschüttungsquote, gemessen am bereinigten Konzernüberschuss, liegt damit bei 49 Prozent. Im Rahmen unserer Dividendenpolitik verfolgen wir das Ziel, unseren Aktionären ein attraktives Dividendenwachstum von bis zu 5 Prozent jährlich zu bieten.

Wertentwicklung der E.ON-Aktie im Jahr 2022

¹ Auf Basis Performance-Index

Quelle: NASDAQ

Dividendenentwicklung

¹ Ausschüttungsquote bezogen auf den bereinigten Konzernüberschuss
² Vorbehaltlich der Zustimmung der Hauptversammlung 2023

Kennzahlen der E.ON-Aktie

in € je Aktie	2022	2021
Dividende ¹	0,51	0,49
Dividendensumme ¹ (in Mio €)	1.331	1.278
Höchstkurs ²	12,38	12,28
Tiefstkurs ²	7,41	8,27
Jahresendkurs ²	9,33	12,19
Marktkapitalisierung ^{2, 3} (in Mrd €)	24,60	32,20

¹ Für das jeweilige Geschäftsjahr; Vorschlag für 2022
² Quelle: Nasdaq
³ Auf Basis ausstehender Aktien zum 31. Dezember

Breite Investorenbasis

Gemäß unserer jüngsten Aktionärsstrukturerhebung zum Jahresende 2022 entfallen rund 60 Prozent der E.ON-Aktien auf institutionelle Investoren, rund 21 Prozent auf private Anleger und rund 19 Prozent auf Sonstige. Rund 42 Prozent befinden sich im Inlands- und rund 58 Prozent im Auslandsbesitz.

Die E.ON-Aktie ist an zahlreichen Börsen und in verschiedenen Indizes vertreten

E.ON-Aktien werden in Frankfurt am Main und an weiteren deutschen Börsenplätzen sowie über elektronische Handelsplattformen wie Xetra gehandelt. Auch an Börsen im europäischen Ausland sind sie erhältlich. Neben dem DAX ist die E.ON-Aktie in weiteren Indizes in Europa vertreten. Dazu zählen unter anderem der Euro Stoxx 600 Utilities, der MSCI World oder der S&P Europe 350.

In den USA wird die E.ON-Aktie in Form von American Depositary Receipts (ADRs) im Freiverkehr auf OTC Pink gehandelt. Das ADR-Programm von E.ON bietet US-Investoren so die Möglichkeit, Anteile an E.ON zu erwerben und diese in Form von Anteilsscheinen zu halten, die wie andere amerikanische Aktien gehandelt und abgewickelt werden.

Analystenschätzungen

Die E.ON-Aktie wird von einer Vielzahl von Finanzanalysten verschiedener Investmentbanken und Brokerhäuser bewertet. Die aktuellen Empfehlungen können unter www.eon.com/analystenschaetzungen eingesehen werden.

Aktionärsstruktur ¹

60%	21%	19%
Institutionelle Investoren	Privatanleger	Sonstige ²

¹ Prozentwerte auf Basis der gesamten identifizierten Aktionäre
² Enthält RWE, eigene Aktien und Sonstige

Quelle: Nasdaq (Stand 31. Dezember 2022)

Aktionärsstruktur: geografische Verteilung ¹

42%	21%	16%	14%	7%
Deutschland	Großbritannien	USA und Kanada	Restliches Europa	Restliche Welt

¹ Prozentwerte auf Basis der gesamten identifizierten Aktionäre

Quelle: Nasdaq (Stand 31. Dezember 2022)

Stetige Investorenkommunikation

Unsere Investor-Relations-Arbeit basiert auf den vier Prinzipien Offenheit, Kontinuität, Glaubwürdigkeit und Gleichbehandlung all unserer Investoren. Wir sehen es als unseren Auftrag, unsere Investoren auf regelmäßig stattfindenden Konferenzen und Roadshows weltweit präzise und zielgerichtet zu informieren - denn eine regelmäßige Kommunikation und Beziehungspflege ist unerlässlich für eine gute Investor-Relations-Arbeit. Mit dem Abklingen der Covid-19-Pandemie fand ein wesentlicher Teil unserer Investor-Relations-Aktivitäten im Geschäftsjahr 2022 physisch statt. In Zukunft werden wir einen hybriden Ansatz aus virtuellen und physischen Aktivitäten verfolgen, der uns hilft, effizient und zielgerichtet mit dem Kapitalmarkt zu kommunizieren und den Bedürfnissen unserer Kapitalgeber gerecht zu werden.

Kürzel und Kennnummern der E.ON-Aktie

Reuters: Xetra	EONGn.DE
Reuters: Frankfurter Wertpapierbörse	EONGn.F
Bloomberg: Frankfurter Wertpapierbörse	EOAN GY
ADR-Freiverkehrs-Code	EOANGY US
Wertpapierkennnummern
Deutschland	ENAG99
International Securities Identification Number (ISIN)	DE000ENAG999

Ausweitung von Finanzierungsquellen und -flexibilität

Fremdkapital stellt für den E.ON-Konzern eine wichtige Finanzierungsquelle dar. Daher stehen neben den Interessen der Aktionäre auch die Ansprüche der Fremdkapitalgeber im Fokus. Ergänzend zu den Kreditratings von Standard & Poor's und Moody's hat sich E.ON im Laufe des Berichtsjahres dazu entschieden, Fitch Ratings zu beauftragen, die Kreditwürdigkeit zu beurteilen. E.ON geht davon aus, dass ein weiteres beauftragtes Rating den Fremdkapitalinvestoren zusätzliche Sichtbarkeit und Vertrauen in die Kreditwürdigkeit von E.ON verschafft und somit die Wettbewerbsfähigkeit für zukünftige Finanzierungsaktivitäten unterstützen wird. Fitch bewertet das Unternehmenskreditrisiko von E.ON mit BBB+ und einem stabilen Ausblick, E.ONs Anleihen werden mit A- bewertet.

E.ON ist bestrebt, ihre Fremdkapital-Investorenbasis möglichst breit aufzustellen, um jederzeitigen kostenoptimierenden Zugang zu unterschiedlichen Finanzierungsquellen zu gewährleisten.

Daher hat E.ON in 2022 begonnen, Anleiheemissionen auch in anderen Währungen zu tätigen. Neben Euro-Unternehmensanleihen in Höhe von 3,4 Mrd € begab E.ON im Jahr 2022 eine Privatplatzierung in Norwegischen Kronen (NOK) über umgerechnet zirka 150 Mio € sowie zwei Anleihen in Schweizer Franken (CHF) über umgerechnet zusammen zirka 306 Mio €. Diese Maßnahmen erlaubten es trotz des schwierigen Kapitalmarktumfelds, bereits rund 1 Mrd € zur Vorfinanzierung des Geschäftsjahres 2023 zu sichern.

Für die Begebung kurzfristiger Schuldverschreibungen stehen E.ON ein Euro- sowie ein US-Dollar-Commercial-Paper-Programm in Höhe von 10 Mrd € beziehungsweise 10 Mrd US-$ zur Verfügung. Das US-$-Commercial-Paper-Programm wurde im Jahr 2022 nach Jahren der Inaktivität aktualisiert und seitdem wieder genutzt.

Finanzrahmen für nachhaltige Finanzierungen

Nachhaltigkeitsaspekte spielen bei Entscheidungen für oder gegen ein Investment für viele internationale Investoren eine immer wichtigere Rolle. E.ON hat bereits in 2021 den Rahmen des sogenannten Green Bonds Framework für Wertpapierschuldverschreibungen, deren Emissionserlöse zur Finanzierung nachhaltiger Investitionsprojekte dienen - als damals erstes Unternehmen -, vollständig nicht nur auf die ICMA Green Bond Principles, sondern auch auf die EU-Taxonomie abgestellt. Die EU-Taxonomie-Verordnung definiert, welche Wirtschaftstätigkeit als ökologisch nachhaltig einzustufen ist, und setzt damit einen europaweiten Standard für nachhaltige Investitionen. E.ON beabsichtigt, grundsätzlich mehr als 50 Prozent des jährlichen Finanzierungsbedarfs mit solchen grünen Anleihen zu decken. Entsprechend waren von den im Jahr 2022 getätigten Anleihefinanzierungen in Höhe von knapp 3,9 Mrd € rund 60 Prozent grüne Anleihen. Wir informieren ausführlich über das Thema Finanzierung im Kapitel Finanzlage.

E.ON wird unter anderem in folgenden Nachhatligkeitsrankings geführt:

E.ON Vorstand

Marc Spieker

Chief Financial Officer

Victoria Ossadnik

Chief Operating Officer Digital

Leonhard Birnbaum

Chief Executive Officer

Thomas König

Chief Operating Officer Networks

Patrick Lammers

Chief Operating Officer Commercial

Der Vorstand führt die Geschäfte der Gesellschaft in gemeinschaftlicher Verantwortung aller seiner Mitglieder. Er bestimmt die unternehmerischen Ziele, die grundsätzliche strategische Ausrichtung, die Unternehmenspolitik und die Konzernorganisation.

Brief des Vorstandsvorsitzenden

Liebe Aktionärinnen und Aktionäre, liebe Freunde von E.ON,

E.ON übernimmt in der aktuellen Energiekrise einmal mehr Verantwortung - für unsere Kunden, für die Gesellschaft und für ganz Europa. Und sosehr man sich eine solche Krise nicht wünscht, so bergen Krisen doch immer auch Chancen. Für uns als Unternehmen ist das aktuell eine noch schnellere Energiewende und damit eine Bestätigung unserer Strategie.

Die vergangenen zwölf Monate waren in jeglicher Hinsicht eine Herausforderung, wie selbst ich sie seit zwanzig Jahren in der Energiebranche nicht erlebt habe. Engpässe bei Energieimporten, steigende Großhandelspreise, politische Eingriffe - wir wurden mit einer Vielzahl von Situationen konfrontiert, die wir vor der Energiekrise nicht im Entferntesten für möglich gehalten hätten. Dabei standen zwei zentrale Themen für die Gesellschaft immer im Vordergrund: Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit von Energie. Eines ist dabei nun deutlich geworden: E.ON hat mit dem sicheren Betrieb ihrer kritischen Energieinfrastruktur und ihrem Portfolio für Kundenlösungen klar an Relevanz gewonnen.

2022 wurden viele richtige und notwendige politische Weichenstellungen vorgenommen - in Deutschland und auf europäischer Ebene. Gleichzeitig haben wir bei E.ON viel richtig gemacht und täglich für unsere Kunden gearbeitet. Wir stehen heute viel resilienter da als noch vor wenigen Monaten. Wir konnten die Energiekrise und die Risiken vor allem in unserem Vertriebsgeschäft erfolgreich meistern und stehen besser da als zuvor, aktuell gibt es für dieses Geschäft keinen besseren Eigentümer als E.ON. Davon konnten auch Sie als Aktionäre profitieren: Ich freue mich, dass wir unsere finanziellen Ziele für das Jahr 2022 voll erfüllt und teilweise sogar übertroffen haben. Zusätzlich konnten wir große Fortschritte bei der Verschuldungssituation des Konzerns erzielen. Und wir liefern auch bei unserem Dividendenversprechen ab: Vorstand und Aufsichtsrat werden der Hauptversammlung im Mai 51 Cent Dividende je Aktie vorschlagen. Das ist die achte Dividendenerhöhung in Folge.

Auch 2023 muss nun ein Jahr der richtigen und mutigen Entscheidungen sein, um kurzfristig besser zu werden und um langfristig die gesellschaftlichen Ziele im Zuge der Energiewende zu erreichen. Was ist dafür zu tun?

Drei Botschaften möchte ich Ihnen mitgeben:

Erstens, Europa darf sich nicht in falscher (Energie-)Sicherheit wiegen: Wir müssen weiter Energie sparen, denn die Krise ist noch nicht beendet. Das Rennen um diesen Winter ist gelaufen, aber wir müssen uns eine gute Ausgangsposition für den nächsten Winter erarbeiten. Jetzt sind die Preise im Gas-Großhandel gefallen. Das ist zwar ein gutes Zeichen, aber noch kein Grund zur Entwarnung. Noch immer sind die Preise auf einem Niveau, das wir noch vor einigen Jahren für undenkbar gehalten haben. Zudem bleiben die Preise volatil. Niemand weiß, wie sich die Preise in den kommenden Wochen und Monaten entwickeln. Daher müssen wir jetzt, in der Krise, die Weichen dafür stellen, die richtigen Entscheidungen zu treffen.

Zweitens, wir müssen weiter daran arbeiten, besser zu werden - in den Energieunternehmen, in der nationalen und europäischen Energiepolitik und in der europäischen Industriepolitik. Der Wohlstand Europas und gerade auch Deutschlands steht derzeit auf dem Spiel. Die Energiekrise verändert unsere Wettbewerbsfähigkeit gegenüber anderen Weltregionen strukturell und dauerhaft. Für uns als Energiewirtschaft müssen wir auf der einen Seite also das strukturelle Angebotsdefizit langfristig durch neue Quellen wie mehr Erneuerbare und Wasserstoff ausgleichen. Kurzfristig brauchen wir jetzt auch viel LNG. Auf der anderen Seite müssen wir die Energiewende massiv vorantreiben. 2023 muss neuen Schub bringen für Investitionen in Erneuerbare, in Energienetze, in Wasserstoff. Und vor allem für die richtigen regulatorischen Anreize, damit sich Investitionen insbesondere in die Energieinfrastruktur wieder lohnen. Politik und Verwaltung müssen auch endlich Ernst machen mit dem Abbau von Bürokratie und planerischer Kleinstaaterei in unserem Land, damit der notwendige Netzausbau gelingen und die Erneuerbaren richtig durchstarten können. E.ON leistet dabei mit dem Ausbau der Energieverteilnetze einen maßgeblichen Beitrag. Schon heute sind ungefähr 15 Prozent aller erneuerbaren Energien in Europa an unsere Netze angeschlossen, in Deutschland sogar rund zwei Drittel. Allein in Deutschland betreiben wir schon jetzt 800.000 Kilometer Verteilnetz. Damit könnte man die Erde 20mal umrunden. Doch die Herausforderung ist gigantisch: Rein rechnerisch müssen wir bei den gesetzten Zielen bis 2030 das Verteilnetz verdoppeln. Wir bei E.ON sind jedenfalls bereit, zu investieren. Im Jahr 2022 haben wir knapp 4 Mrd € in Ausbau und Digitalisierung des Netzes investiert. Und wir sind bereit, weitere 26 Mrd € bis 2027 europaweit in den Ausbau der Netzinfrastruktur zu investieren. Um diesen ambitionierten Plan aber vollumfänglich umzusetzen, brauchen wir erst die passenden Investitionsbedingungen.

Denn drittens ist jetzt die Zeit gekommen, um aus der Krise heraus zu investieren. Eine erfolgreiche Dekarbonisierung erfordert massive Investitionen in erneuerbare und kohlenstoffarme Energien, vor allem aber in leistungsfähige und digitale Energienetze. Warum bin ich mir hier so sicher? Die Nachfrage nach neuen Netzanschlüssen in den letzten drei Jahren ist exponentiell angestiegen. Hierbei geht es nicht nur um neue Wind- oder Solaranlagen, sondern auch um steigende Zulassungszahlen von Elektrofahrzeugen oder den im Wärmesektor stark wachsenden Bedarf an elektrischen Heiz- oder Kühlsystemen. Aus all diesen Themen werden sich immense Wachstumschancen für unser Geschäft ergeben, wenn wir sie jetzt noch schneller angehen.

Dafür braucht es wirkungsvolle Investitionsanreize für internationale Kapitalgeber, um die grüne Transformation voranzutreiben. Umso mehr, weil wir uns als Unternehmen nun in einem Umfeld höherer Kapitalmarktzinsen bewegen, was bislang nur unzureichende Berücksichtigung im Regulierungsrahmen findet. Auch hier dränge ich als CEO von E.ON auf Nachbesserungen, um die Geschwindigkeit beim Aufbau der Infrastruktur für nachhaltige Energie zu beschleunigen. Diese Infrastruktur wird jetzt dringender denn je benötigt.

Was können Sie 2023 und darüber hinaus von E.ON erwarten?

E.ON wird 2023 mit aller Kraft für die Transformation der Energiewirtschaft arbeiten. Wir sind dafür mit unserer Strategie und unserem Fokus auf Wachstum, Nachhaltigkeit und Digitalisierung genau richtig ausgerichtet. Deshalb werden wir auch 2023 erfolgreich sein. Maßgeblich wird das aktuelle Jahr den Grundstein für unser beschleunigtes Investitionsprogramm von nun zirka 33 Mrd € in den kommenden fünf Jahren sein. Mit diesen Investitionen beabsichtigen wir einen weiteren Ergebnisanstieg im gleichen Zeitraum zu erzielen und planen nun mit zirka 97 Cent Ergebnis je Aktie im Jahr 2027 auf Basis des bereinigten Nettoergebnisses. Auch mit unserem neuen Verschuldungsziel von nun ≤5,0x wollen wir unserer Zuversicht auf die finanzielle Stärke von E.ON Rechnung tragen. Das letzte Jahr hat noch einmal deutlich gezeigt, dass die aktuellen Chancen für unser gesamtes Geschäftsmodell größer denn je sind; jetzt haben wir die einmalige Möglichkeit, sie für uns zu nutzen.

Liebe Aktionärinnen und Aktionäre, dies unterstreicht E.ONs starke Position, und ich freue mich gemeinsam mit unserem Vorstandsteam und unseren Mitarbeitern und vor allem Ihnen als Kunden, Partnern und Investoren darauf, diese ambitionierten Ziele erfolgreich zu erreichen.

Leo Birnbaum

Bericht des Aufsichtsrats

Liebe Aktionärinnen und Aktionäre,

2022 war ein besonders herausforderndes Jahr für E.ON. Der russische Angriffskrieg hat die bisherige Art der Energieversorgung in Europa nachhaltig verändert und damit das Unternehmen vor große Herausforderungen gestellt. Es galt, enorme operative Herausforderungen aufgrund der extremen Preisverwerfungen in kürzester Zeit und in einem sich ständig wandelnden regulatorischen Umfeld zu bewältigen und gleichzeitig die Versorgung unserer Kunden sicherzustellen. Der Aufsichtsrat dankt dem Vorstand und allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern für die besonderen Anstrengungen, mit denen sie dem Unternehmensauftrag gerecht geworden sind.

Der Aufsichtsrat hat im Geschäftsjahr 2022 seine Aufgaben und Pflichten nach Gesetz, Satzung und Geschäftsordnung umfassend und sorgfältig wahrgenommen. Er hat den Vorstand bei der Führung des Unternehmens eingehend beraten und seine Tätigkeit kontinuierlich überwacht. Dabei hat er sich von der Recht-, Zweck- und Ordnungsmäßigkeit der Unternehmensführung überzeugt. In vier ordentlichen Sitzungen hat er sich mit allen für das Unternehmen relevanten Fragen befasst. Darüber hinaus wurden zwei schriftliche Umlaufbeschlüsse gefasst. Die Vertreter der Anteilseigner und der Arbeitnehmer haben die Sitzungen regelmäßig gesondert und unter Beteiligung einzelner oder mehrerer Vorstandsmitglieder vorbereitet. Sämtliche Mitglieder des Aufsichtsrats nahmen an allen Sitzungen teil.

Der Vorstand hat den Aufsichtsrat regelmäßig und zeitnah sowohl schriftlich als auch mündlich umfassend über wesentliche Geschäftsvorgänge informiert. Der Aufsichtsrat hatte ausreichend Gelegenheit, sich im Plenum und in den Ausschüssen aktiv mit den Berichten, Anträgen und Beschlussvorschlägen des Vorstands auseinanderzusetzen. Soweit dies nach Gesetz, Satzung oder Geschäftsordnung erforderlich war, hat er nach eingehender Prüfung und Beratung der Beschlussvorschläge des Vorstands sein Votum abgegeben. Ferner hat der Aufsichtsrat wiederkehrend auch ohne Anwesenheit des Vorstands getagt.

Darüber hinaus fand während des gesamten Geschäftsjahres ein regelmäßiger Informationsaustausch zwischen dem Aufsichtsratsvorsitzenden und den Mitgliedern des Vorstands, insbesondere dem Vorstandsvorsitzenden, statt. Über besonders relevante Themen war der Aufsichtsratsvorsitzende jederzeit informiert. Zu den Mitgliedern des Aufsichtsrats hat er auch außerhalb der Sitzungen Kontakt gehalten.

Sämtliche Sitzungen des Aufsichtsrats und seiner Ausschüsse fanden in Präsenz statt. Mitgliedern des Aufsichtsrats, die nicht persönlich an der Sitzung teilnehmen konnten, wurde eine Teilnahme per Videokonferenz ermöglicht. Dies wurde vereinzelt in Anspruch genommen.

Bewältigung der Energiekrise und Überprüfung der Strategie

Der Aufsichtsrat hat die Bewältigung der Herausforderungen, die sich aus der Energiekrise vor dem Hintergrund des russischen Angriffskriegs für das Unternehmen ergeben haben, intensiv begleitet. Er wurde fortlaufend durch den Vorstand über die Auswirkungen der Krise auf das Unternehmen informiert und hat den Vorstand eingehend beraten. Gleiches gilt für die Weiterentwicklung und Umsetzung der Strategie.

Zentrale Themen der Beratung des Aufsichtsrats

Ein zentrales Thema der Beratungen des Aufsichtsrats waren die krisenbedingten politischen und regulatorischen Interventionen in den Ländern, in denen E.ON aktiv ist. Mit Blick auf Deutschland waren dies insbesondere die geplante Gasumlage, die Strom- und Gaspreisbremse sowie die Entscheidungen zum Streckbetrieb des Kernkraftwerks Isar 2. Darüber hinaus waren teilweise weitreichende staatliche Eingriffe in die Preisgestaltung, insbesondere in Rumänien, Gegenstand der Beratungen.

Der Aufsichtsrat hat sich im Hinblick auf das operative Geschäft intensiv mit den Auswirkungen der drastisch gestiegenen Commodity-Preise auf E.ON, der wirtschaftlichen Lage des Konzerns und seiner Gesellschaften, den nationalen und internationalen Energiemärkten sowie den für E.ON wichtigen Währungen beschäftigt. Er hat die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage, die Dividendenpolitik, die Beschäftigungsentwicklung sowie die Ergebnischancen und -risiken der E.ON SE und des Konzerns behandelt. Er hat mit dem Vorstand eingehend die Mittelfristplanung des Konzerns für die Jahre 2023 bis 2025 erörtert. Dem Aufsichtsrat wurden zudem regelmäßig die Entwicklungen im Bereich Cyber-Security, Gesundheit, (Arbeits-)Sicherheit und Umweltschutz - hier insbesondere der Verlauf der wesentlichen Unfallkennzahlen im Konzern - sowie die aktuelle Entwicklung der Kundenzahlen, der Kundenzufriedenheit und die Entwicklung der Auszubildendenzahlen dargestellt.

Anwesenheit der Aufsichtsratsmitglieder in Aufsichtsrats- und Ausschusssitzungen der E.ON SE

Teilnehmer	Aufsichtsratssitzung	Präsidialausschuss	Prüfungs- und Risikoausschuss	Innovations- und Nachhaltigkeitsausschuss	Nominierungsausschuss
Kley, Karl-Ludwig	4/4	6/6	-	-	^****
Clementi, Erich	4/4	6/6	-	1/3 ^*	^****
Dybeck Happe, Carolina (bis 30. Juni 2022)	2/4	-	-	-	-
Fröhlich, Klaus	4/4	-	-	3/3	-
Grillo, Ulrich	4/4	6/6	4/4	-	-
Groth, Anke (seit 1. Juli 2022)	2/4	-	2/4 ^*	-	-
Schmitz, Andreas	4/4	2/6 ^*	4/4	-	-
Schmitz, Rolf Martin	4/4	-	-	-	-
Segundo, Karen de	4/4	-	-	2/3	^****
Wilkens, Deborah	4/4	-	4/4	3/3 ^*	-
Woste, Ewald	4/4	-	-	3/3	-
Schmitz, Christoph	4/4	6/6	-	-	-
Bauer, Katja (seit 1. April 2022)	3/4	-	-	-	-
Krebber, Monika (bis 31. März 2022)	1/4	-	-	1/3 ^**	-
Luha, Eugen-Gheorghe	4/4	-	-	3/3	-
May, Stefan	4/4	-	-	3/3	-
Pelouch, Miroslav	4/4	-	-	2/3 ^***	-
Pinczésné Márton, Szilvia	4/4	-	-	-	-
Pöhls, René	4/4	-	4/4	-	-
Schulz, Fred	4/4	6/6	4/4	-	-
Wallbaum, Elisabeth	4/4	-	4/4	-	-
Zettl, Albert	4/4	6/6	-	-	-

^* Zusätzliche Teilnahme(n) als Gast
^** Ausschussmitglied bis 31. März 2022
^*** Ausschussmitglied seit 11. Mai 2022
^**** Ein schriftlicher Umlaufbeschluss sowie fortwährende Beratungen außerhalb formeller Sitzungen zur Neuwahl der Aufsichtsratsmitglieder im Jahr 2023

Corporate Governance

In der zum Jahresende abgegebenen Entsprechenserklärung hat der Aufsichtsrat - gemeinsam mit dem Vorstand - erklärt, dass den vom Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz am 20. März 2020 im amtlichen Teil des Bundesanzeigers bekannt gemachten Empfehlungen der Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex (Fassung vom 16. Dezember 2019) seit Abgabe der letzten Erklärung im Dezember 2021 uneingeschränkt entsprochen wurde.

Vorstand und Aufsichtsrat haben weiter erklärt, dass den vom Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz am 27. Juni 2022 im amtlichen Teil des Bundesanzeigers bekannt gemachten Empfehlungen der Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex (Fassung vom 28. April 2022) uneingeschränkt entsprochen wird. Die jeweils aktuelle Entsprechenserklärung sowie frühere Fassungen sind im Internet unter www.eon.com veröffentlicht worden.

Zu Beginn des Jahres 2023 hat der Aufsichtsratsvorsitzende im Rahmen einer Corporate Governance Roadshow mit Investoren über aufsichtsratsspezifische Themen Gespräche geführt.

Im Geschäftsjahr 2022 lagen dem Aufsichtsrat keine Anzeichen für Interessenkonflikte von Aufsichtsratsmitgliedern vor.

Im abgelaufenen Geschäftsjahr haben Aus- und Fortbildungsveranstaltungen zu ausgewählten Themen des E.ON-Geschäfts für die Mitglieder des Aufsichtsrats stattgefunden. Dem Aufsichtsrat wurden im Rahmen eines Besuchs der "Cyber Range" praxisnah die Auswirkungen und die Abwehr eines Cyberangriffs erläutert. Zudem wurde der Aufsichtsrat über aktuelle Trends in der Corporate Governance und deren Implikationen für E.ON informiert. In einer weiteren Veranstaltung wurden die wesentlichen Entwicklungen und Fortschritte bei den Großprojekten der Digitalisierung im Netzbereich vorgestellt. Im Rahmen einer in den Niederlanden durchgeführten Sitzung wurde das niederländische Kundenlösungsgeschäft umfassend präsentiert. Schließlich waren die Herausforderungen aus den demografischen Entwicklungen auf dem Arbeitsmarkt Gegenstand einer weiteren Veranstaltung.

Die Ziele für die Zusammensetzung des Aufsichtsrats inklusive eines Kompetenzprofils und eines Diversitätskonzepts gemäß der Empfehlung C.1 des Deutschen Corporate Governance Kodex und § 289f Abs. 2 Nr. 6 HGB sowie der Stand der Umsetzung des Kompetenzprofils in Form einer Qualifikationsmatrix sind in der Erklärung zur Unternehmensführung verfügbar.

Arbeit der Ausschüsse

Der Aufsichtsrat hat Ausschüsse gebildet, um seine Aufgaben sorgfältig und effizient wahrnehmen zu können.

Der Präsidialausschuss des Aufsichtsrats hat im Geschäftsjahr 2022 insgesamt viermal ordentlich und zweimal außerordentlich getagt. Sämtliche Mitglieder nahmen an allen Sitzungen des Ausschusses teil. Zusätzlich nahm der Vorsitzende des Prüfungsausschusses an den beiden außerordentlichen Sitzungen teil. Der Ausschuss hat in seinen Sitzungen insbesondere die aktuellen Entwicklungen im Zusammenhang mit der Energiekrise und die politischen und regulatorischen Veränderungen behandelt. Zudem hat sich der Präsidialausschuss mit der Vorstandsvergütung einschließlich der Erreichung der Vorstandsziele für das Jahr 2022 und der Festlegung der Ziele für das Jahr 2023 befasst. Ferner hat der Präsidialausschuss eingehend die Überprüfung der Strategie diskutiert. Schließlich hat der Präsidialausschuss einem Investitionsvorhaben in der Türkei zugestimmt.

Der Innovations- und Nachhaltigkeitsausschuss kam in drei Sitzungen zusammen. Ein Mitglied war bei einer Sitzung verhindert, im Übrigen nahmen sämtliche Mitglieder an allen Sitzungen des Ausschusses teil. Der Ausschuss befasste sich unter anderem mit den Fortschritten und konkreten Initiativen im Innovationsbereich sowie E.ONs Positionierung in Nachhaltigkeitsratings und der Außenwahrnehmung von E.ON im Bereich Nachhaltigkeit. Zudem war die Weiterentwicklung des eMobility-Geschäfts Gegenstand intensiver Beratungen.

Der Prüfungs- und Risikoausschuss hielt im Geschäftsjahr 2022 vier Sitzungen ab. Sämtliche Mitglieder nahmen an allen Sitzungen teil. Der Ausschuss befasste sich im Rahmen einer eingehenden Prüfung insbesondere mit dem handelsrechtlichen Jahresabschluss und dem Konzernabschluss für das Geschäftsjahr 2021 nach den International Financial Reporting Standards (IFRS) sowie den Zwischenabschlüssen der E.ON SE im Jahr 2022. Der Ausschuss erörterte den Vorschlag zur Wahl des Abschlussprüfers für das Geschäftsjahr 2022 sowie die entsprechenden Zwischenabschlüsse und erteilte die Aufträge für die Prüfungsleistungen des Abschlussprüfers, legte die Prüfungsschwerpunkte fest, beschloss die Vergütung des Abschlussprüfers und überprüfte dessen Qualifikation sowie die Qualität der Abschlussprüfung und die Unabhängigkeit gemäß den Anforderungen des Gesetzes und des Deutschen Corporate Governance Kodex. Der Ausschuss hat sich auch davon überzeugt, dass beim Abschlussprüfer keine Interessenkonflikte vorliegen. Zudem befasste sich der Ausschuss mit weiteren ihm nach Gesetz, Satzung oder Geschäftsordnung zugewiesenen Sachverhalten, insbesondere den Aktivitäten und Berichten der internen Revision, Fragen der Rechnungslegung, dem Risikomanagement, Geschäften mit nahestehenden Personen sowie mit den Entwicklungen im Bereich Compliance. Darüber hinaus hat der Ausschuss den mit dem Konzernlagebericht zusammengefassten Lagebericht und den Vorschlag für die Gewinnverwendung eingehend diskutiert, die entsprechenden Empfehlungen an den Aufsichtsrat vorbereitet und dem Aufsichtsrat berichtet. Auf Basis der quartalsweise erstatteten Risikoberichte hat der Ausschuss festgestellt, dass jeweils keine Risiken erkennbar waren, die den Fortbestand des Konzerns oder einzelner Segmente gefährden könnten. Ferner befasste sich der Ausschuss intensiv mit den Auswirkungen und dem Umgang mit der Energiekrise, Arbeitssicherheit sowie Cyber-, Rechts- und Datenschutzrisiken des Unternehmens. Während des gesamten Geschäftsjahres fand zudem ein regelmäßiger Informationsaustausch zwischen dem Prüfungsausschussvorsitzenden und dem Abschlussprüfer statt.

Der Nominierungsausschuss fasste im Juli 2022 einen formalen, schriftlichen Beschluss betreffend die gerichtliche Bestellung von Anke Groth in den Aufsichtsrat. Darüber hinaus bereitete der Vorsitzende des Nominierungsausschusses intensiv die Neuaufstellung des Aufsichtsrats im Jahr 2023 vor. Hierzu führte er gemeinsam mit den Ausschussmitgliedern Gespräche mit potenziellen Kandidaten. Daneben diskutierte er Fragen zur Größe und Besetzung des zukünftigen Aufsichtsrats auch im Präsidialausschuss sowie im Kreise der Anteilseignervertreter. Die Mitglieder des Nominierungsausschusses berieten sich zudem in verschiedenen Konstellationen am Rande der Aufsichtsratssitzungen. Der Vorsitzende des Nominierungsausschusses informierte den Aufsichtsrat fortlaufend über den Stand der Überlegungen zur anstehenden Neuwahl. In einer Sitzung im Februar 2023 hat der Nominierungsausschuss die Wahlvorschläge für die Hauptversammlung final beschlossen.

Über die Arbeit des jeweiligen Ausschusses berichtete der jeweilige Ausschussvorsitzende regelmäßig in den Sitzungen des Aufsichtsrats. Angaben zur Zusammensetzung der Ausschüsse und zu ihren Aufgaben befinden sich in der Erklärung zur Unternehmensführung .

Prüfung und Feststellung des Jahresabschlusses zum 31. Dezember 2022, Billigung des Konzernabschlusses, Gewinnverwendungsvorschlag

Der Jahresabschluss der E.ON SE zum 31. Dezember 2022, der mit dem Konzernlagebericht zusammengefasste Lagebericht und der nach IFRS aufgestellte Konzernabschluss sowie der Vergütungsbericht gemäß § 162 AktG wurden von der KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Düsseldorf (KPMG), geprüft und mit uneingeschränktem Bestätigungs- beziehungsweise Prüfungsvermerk versehen. Der vorliegende IFRS-Konzernabschluss befreit von der Pflicht, einen Konzernabschluss nach deutschem Recht aufzustellen.

Den handelsrechtlichen Jahresabschluss, den Konzernabschluss und den zusammengefassten Lagebericht der E.ON SE sowie den Vorschlag des Vorstands für die Verwendung des Bilanzgewinns hat der Aufsichtsrat - in Gegenwart des Abschlussprüfers und in Kenntnis sowie unter Berücksichtigung des Berichts des Abschlussprüfers und der Ergebnisse der Vorprüfung durch den Prüfungs- und Risikoausschuss - geprüft und in der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 14. März 2023 ausführlich besprochen. Der Abschlussprüfer stand für ergänzende Fragen und Auskünfte zur Verfügung. Der Aufsichtsrat hat festgestellt, dass auch nach dem abschließenden Ergebnis seiner Prüfungen keine Einwände bestehen. Daher hat er den Bericht des Abschlussprüfers zustimmend zur Kenntnis genommen.

Der Aufsichtsrat hat auch die in den Lagebericht integrierte Nachhaltigkeitsberichterstattung, die aus der zusammengefassten nichtfinanziellen Konzernerklärung sowie weiterführenden Nachhaltigkeitsinformationen besteht, geprüft. KPMG hat die nichtfinanzielle Erklärung sowie ausgewählte weiterführende Nachhaltigkeitsinformationen darüber hinaus einer Prüfung unterzogen und mit einem uneingeschränkten Vermerk versehen. Die Angaben wurden von KPMG einer Prüfung mit begrenzter Sicherheit unterzogen; ausgewählte Angaben wurden mit hinreichender Sicherheit geprüft. Nach dem abschließenden Ergebnis seiner Prüfung hat der Aufsichtsrat gegen die integrierte Nachhaltigkeitsberichterstattung einschließlich der nichtfinanziellen Erklärung keine Einwendungen erhoben.

Den vom Vorstand aufgestellten Jahresabschluss der E.ON SE sowie den Konzernabschluss hat der Aufsichtsrat am 14. März 2023 gebilligt. Der Jahresabschluss ist damit festgestellt. Dem zusammengefassten Lagebericht, insbesondere den Aussagen zur weiteren Unternehmensentwicklung, stimmt der Aufsichtsrat zu.

Den Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands, der eine Dividende von 0,51 € pro dividendenberechtigte Aktie vorsieht, hat der Aufsichtsrat, auch im Hinblick auf die Liquidität der Gesellschaft sowie ihre Finanz- und Investitionsplanung, geprüft. Nach Prüfung und Abwägung aller Argumente schließt er sich dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an.

Personelle Veränderungen im Aufsichtsrat

Mit Wirkung zum 1. April 2022 wurde Katja Bauer in den Aufsichtsrat bestellt. Sie folgte damit auf Arbeitnehmerseite Monika Krebber, die zum 30. Juni 2022 aus dem Unternehmen ausgeschieden ist. Mit Wirkung zum 1. Juli 2022 wurde Anke Groth als Nachfolgerin von Carolina Dybeck-Happe, die ihr Mandat zum 30. Juni 2022 niedergelegt hat, vom Amtsgericht Essen in den Aufsichtsrat bestellt. Schließlich folgte Axel Winterwerber zum Jahreswechsel auf Albert Zettl, der mit Wirkung zum 1. Januar 2023 zum Mitglied des Vorstands der Bayernwerk AG bestellt wurde.

Klaus Fröhlich übernahm zum 11. Mai 2022 den Vorsitz im Innovations- und Nachhaltigkeitsausschuss von Karen de Segundo. Außerdem wurde Miroslav Pelouch ebenfalls am 11. Mai 2022 als Nachfolger von Monika Krebber in diesen Ausschuss gewählt.

Eine Übersicht über alle Aufsichtsratsmitglieder entnehmen Sie dem integrierten Geschäftsbericht ab Seite 330.

Persönliche Worte

Erlauben Sie mir zum Abschluss noch einige persönliche Worte: Dies ist mein letzter Aktionärsbericht für E.ON. Über sieben Jahre durfte ich den Aufsichtsrat dieses großartigen Unternehmens führen. Sieben Jahre, in denen wir viel angepackt und bewegt haben: die Aufspaltung des Konzerns in E.ON und Uniper, die organisatorische Neuaufstellung von E.ON und die Entwicklung der neuen Unternehmensstrategie, den Verkauf unserer Uniper-Anteile an Fortum, den Erwerb und die Integration von innogy, die Bestellung von Leonhard Birnbaum zum neuen Vorsitzenden des Vorstands in der Nachfolge von Johannes Teyssen, die Steuerung des Unternehmens durch die Covid-19-Pandemie sowie die vielschichtigen Maßnahmen zur Bewältigung der gegenwärtigen Krise. Nein, langweilig war es nie. Zeit zum Durchschnaufen gab es kaum. Es bleibt aber die tiefe Befriedigung über all das, was wir gemeinsam in dieser Zeit gestaltet haben.

2016 betrug unser Eigenkapital 1,3 Mrd €, 2022 betrug es 21,9 Mrd €. 2016 verbuchten wir einen bereinigten Konzernüberschuss von 0,9 Mrd €, 2022 einen von 2,7 Mrd € und für das Geschäftsjahr 2016 schütteten wir eine Dividende von 0,21 € je Aktie, für das Geschäftsjahr 2022 eine von 0,51 € je Aktie, aus.

Heute steht E.ON wieder gut da. Wir haben mit soliden Finanzen die Grundlage für zukünftiges Wachstum gelegt. Die Zukunft kann kommen.

Ich danke den Aktionären, die mir das Vertrauen geschenkt haben, den Transformationsprozess von E.ON in den letzten sieben Jahren mitzuverantworten.

Ich danke meinen Kollegen im Aufsichtsrat für die sehr vertrauensvolle und überaus konstruktive, stets der Sache verpflichtete Zusammenarbeit. Ich danke dem Vorstand für seine bestimmte und erfolgreiche Führung des Unternehmens und die exzellente und vertrauensvolle Zusammenarbeit mit dem Aufsichtsrat und mir persönlich.

Und ich danke, auch im Namen des gesamten Aufsichtsrats, allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern von E.ON. Sie haben Großartiges geleistet. Ich wünsche Ihnen alles Gute, jeden nur denkbaren Erfolg und hoffentlich ein wenig mehr Zeit zum Durchschnaufen.

Essen, den 14. März 2023

Der Aufsichtsrat

Mit freundlichen Grüßen

Karl-Ludwig Kley, Vorsitzender

Zusammengefasster Lagebericht

Über diesen Bericht

GRI 2-1, GRI 2-2, GRI 2-3, GRI 2-4, GRI 2-5, GRI 2-6

Mit der Finanz- und Nachhaltigkeitsberichterstattung für das Jahr 2022 veröffentlicht E.ON erstmalig einen integrierten Bericht. Nachhaltigkeit ist Kern unserer Strategie und - in jeder Dimension - der Maßstab für unser Handeln. Durch die Integration der Berichterstattung geben wir unseren verschiedenen Stakeholdern einen ganzheitlichen und transparenten Einblick in unsere finanzielle, ökologische und soziale Performance.

Standards

Der vorliegende integrierte Bericht gilt sowohl für den E.ON-Konzern als auch für die E.ON SE. Damit erfüllt E.ON alle Anforderungen der International Financial Reporting Standards (IFRS), des deutschen Handelsgesetzbuches (HGB) und der Deutschen Rechnungslegungsstandards (DRS). Die zusammengefasste nichtfinanzielle Konzernerklärung (NFE) gemäß §§ 315b, 315c in Verbindung mit §§ 289b bis 289e HGB ist vollumfänglich in den zusammengefassten Lagebericht integriert. Somit enthält der Lagebericht Angaben zu den fünf Aspekten Umweltbelange, Arbeitnehmerbelange, Sozialbelange, Menschenrechte sowie Bekämpfung von Korruption und Bestechung. Des Weiteren kommen wir den Offenlegungspflichten der EU-Taxonomie-Verordnung nach. Der Index zur Nichtfinanziellen Erklärung weist aus, wo sich diese Angaben im integrierten Bericht befinden. Weitere Bestandteile des Lageberichts umfassen die übernahmerelevanten Angaben sowie die Erklärung zur Unternehmensführung. Darüber hinaus ist der Vergütungsbericht in den Geschäftsbericht integriert.

Die Nachhaltigkeitsberichterstattung, die aus der NFE und darüber hinausgehenden Nachhaltigkeitsangaben besteht, orientiert sich an den Ergebnissen der Wesentlichkeitsanalyse sowie Stakeholder-relevanten Themen. Sie wurde unter Bezugnahme auf die GRI-Standards 2021 der Global Reporting Initiative (GRI) erstellt. Am Anfang eines Kapitels sind jene GRI-Standards ausgewiesen, die durch die Inhalte abgedeckt werden. Eine Übersicht ist im GRI-Index zu finden. Unter Weitere Informationen finden sich außerdem E.ONs Angaben zu den vom Sustainability Accounting Standards Board (SASB) herausgegebenen Electric Utilities and Power Generators Standards. E.ON bekennt sich zu den zehn Prinzipien des "Global Compact" der Vereinten Nationen (UNGC) und unterstützt die Ziele für nachhaltige Entwicklung der Vereinten Nationen ("UN Sustainable Development Goals" - SDGs). Unsere Beiträge zu den SDGs legen wir im Kapitel Strategie dar. Unsere klimabezogene Berichterstattung, die sich außerdem an den Empfehlungen der Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) orientiert, ist unter Weitere Informationen zu finden.

Umfang

Gegenstand des Berichts sind alle im Konzernabschluss 2022 voll konsolidierten Tochterunternehmen von E.ON. Abweichungen sind entsprechend gekennzeichnet. Zur Abgrenzung von nicht wesentlich zum Bericht beitragenden Gesellschaften werden kennzahlenbasierte Schwellenwerte herangezogen. Weitere Informationen zur Konzernstruktur und die Geschäftsfelder finden Sie im nächsten Kapitel Geschäftsmodell.

Der Berichtszeitraum umfasst das Kalenderjahr 2022. Zur besseren Vergleichbarkeit werden für die meisten Kennzahlen Vorjahreswerte dargestellt. Nachträgliche Anpassungen der Vorjahreszahlen einer Kennzahl erläutern wir in den Fußnoten.

Aussagen über die zukünftige Entwicklung von E.ON und ihren Tochterunternehmen stellen Einschätzungen dar, die auf Basis von zum Zeitpunkt der Berichterstattung zur Verfügung stehenden Informationen getroffen wurden. Die tatsächlichen Ergebnisse können von diesen Aussagen abweichen.

Der integrierte Bericht wurde am 15. März 2023 veröffentlicht und ist auf Deutsch und Englisch im pdf-Format abrufbar. Sie können ihn online auf eon.com herunterladen. Der vorherige Geschäftsbericht und der vorherige Nachhaltigkeitsbericht erschienen im März 2022. Diese und weitere Berichte aus den Vorjahren finden Sie im Archiv von Investor Relations.

Sprache

Aus Gründen der besseren Lesbarkeit verwenden wir in diesem Bericht das generische Maskulinum. Die entsprechenden Begriffe gelten im Sinne der Gleichberechtigung grundsätzlich für alle Geschlechter. Die verkürzte Sprachform hat nur redaktionelle Gründe und beinhaltet keine Wertung.

Darüber hinaus verwenden wir für Unternehmen und Organisationen in der Regel eine gekürzte Bezeichnung (zum Beispiel "E.ON" anstelle von "E.ON SE").

Nachhaltigkeits-Ratings

Um die Transparenz ihrer Berichterstattung weiter zu erhöhen, stellt sich E.ON externen Bewertungen zur eigenen Nachhaltigkeit. Solche ausführlichen Beurteilungen werden von spezialisierten Agenturen oder von Kapitalmarkt-Analysten durchgeführt. Die Ergebnisse bieten Investoren eine wichtige Orientierung.

Außerdem helfen sie uns, Stärken und Schwächen zu identifizieren und unsere Leistung zu steigern. Die Ergebnisse der Nachhaltigkeits-Ratings stellen wir im Kapitel Nachhaltige Finanzierung dar.

Prüfung

Der zusammengefasste Lagebericht wird grundsätzlich im Rahmen der gesetzlich vorgeschriebenen Abschlussprüfung geprüft. Inhalte, die nicht Bestandteil der gesetzlichen Konzernabschlussprüfung und insofern vom Bestätigungsvermerk des Abschlussprüfers ausgenommen sind, werden gesondert, wie im Folgenden beschrieben, gekennzeichnet. Für die nichtfinanzielle Erklärung und ausgewählte weiterführende Nachhaltigkeitsinformationen erfolgte darüber hinaus eine gesonderte betriebswirtschaftliche Prüfung ("Nachhaltigkeitsprüfung") durch die KPMG AG in Übereinstimmung mit dem International Standard on Assurance Engagements (ISAE) 3000 (Revised) des International Auditing and Assurance Standards Board (IAASB). Die für die unterschiedlichen Inhalte angewendete Prüfungssicherheit wird im Bericht über verschiedene Symbole verdeutlicht.

Kennzeichnungen an den Überschriften [H2] gelten bis zur nächsten Überschrift dieser Ebene. Innerhalb eines Kapitels können Abschnitte, die mit abweichender Prüfsicherheit geprüft wurden, gesondert gekennzeichnet sein. Für längere Abschnitte erfolgt dies anhand von Kennzeichnungen an den Zwischenüberschriften [H3], welche bis zur nächsten Überschrift dieser Ebene gelten. Daneben können einzelne Teile oder KPIs, die einer abweichenden Prüfungssicherheit unterliegen, separat markiert sein.

Die entsprechenden Inhalte sind wie folgt markiert:

☑ Nicht Bestandteil der gesetzlichen Abschlussprüfung, mit hinreichender Prüfsicherheit im Rahmen der Nachhaltigkeitsprüfung gemäß ISAE 3000 geprüft.

☐ Nicht Bestandteil der gesetzlichen Abschlussprüfung, mit begrenzter Prüfsicherheit im Rahmen der Nachhaltigkeitsprüfung gemäß ISAE 3000 geprüft; einzelne Textpassagen werden durch ►◄ gekennzeichnet.

☒ Nicht Bestandteil der gesetzlichen Abschlussprüfung, ungeprüft; einzelne Textpassagen werden durch › ‹ gekennzeichnet.

Vorjahreszahlen und quantifizierte Veränderungen zum Vorjahr, die in Abschnitten, die im Rahmen der Nachhaltigkeitsprüfung als geprüft gekennzeichnet wurden, enthalten sind, sind mit begrenzter Sicherheit geprüft.

Der genaue Umfang der Prüfung wird im Kapitel Weitere Informationen im Bestätigungsvermerk des unabhängigen Abschlussprüfers und im Vermerk über die betriebswirtschaftliche Prüfung der Nachhaltigkeitsinformationen beschrieben.

Grundlagen des Konzerns

Geschäftsmodell

E.ON ist ein privates Energieunternehmen mit rund 71.600 Mitarbeitern, das von der Konzernleitung in Essen geführt wird. Das Kerngeschäft des Konzerns ist in die zwei Geschäftsbereiche Energienetze und Kundenlösungen gegliedert. Daneben werden die Konzernleitung und die direkt bei der E.ON SE geführten Beteiligungen als Konzernleitung/Sonstiges ausgewiesen. Die nicht strategischen Aktivitäten werden bis Ende 2022 als Nicht-Kerngeschäft ausgewiesen und ab dem Jahr 2023 im Bereich Konzernleitung/Sonstiges.

Konzernleitung

Hauptaufgabe der Konzernleitung ist die Führung des E.ON-Konzerns. Dazu zählen die strategische Weiterentwicklung des Konzerns sowie die Steuerung und Finanzierung des bestehenden Geschäftsportfolios. Aufgaben, die in diesem Zusammenhang unter anderem wahrgenommen werden, sind die länder- und marktübergreifende Optimierung des Gesamtgeschäfts unter finanziellen, strategischen und Risikogesichtspunkten sowie das Stakeholdermanagement.

Energienetze

Im Geschäftsfeld Energienetze werden die Verteilnetze für Strom und Gas und die damit verbundenen Aktivitäten zusammengefasst. E.ON betreibt Energienetze in den regionalen Märkten Deutschland, Schweden und Zentraleuropa Ost/Türkei. Zentraleuropa Ost/Türkei umfasst die Geschäftstätigkeiten in Tschechien, Ungarn, Rumänien, Polen, Kroatien, der Slowakei und die At-equity-Beteiligung Enerjisa Enerji in der Türkei. Zu den Hauptaufgaben in diesem Geschäftsfeld gehören der sichere Betrieb der Strom- und Gasnetze, die Durchführung aller erforderlichen Instandhaltungs- und Wartungsmaßnahmen sowie die Erweiterung der Strom- und Gasnetze, oft im Zusammenhang mit der Realisierung von Kundenanschlüssen und der Anbindung von Anlagen zur Erzeugung Erneuerbarer Energie.

Kundenlösungen

Das Geschäftsfeld Kundenlösungen bildet die Plattform zur aktiven Gestaltung der europäischen Energiewende gemeinsam mit E.ONs Kunden. Es umfasst die Versorgung der Kunden in Europa (ohne die Türkei) mit Strom, Gas (konventionell und grün) und Wärme sowie deren Versorgung mit nachhaltigen Lösungen zur Steigerung der Energieeffizienz, Energieautarkie und Elektromobilität. E.ONs Aktivitäten sind auf die individuellen Bedürfnisse der Kunden in den Bereichen Privatkunden, kleine und mittelständische sowie große Geschäftskunden, Vertriebspartner und Kunden der öffentlichen Hand ausgerichtet. Dabei ist der E.ON-Konzern insbesondere in den Märkten Deutschland, Großbritannien, Niederlande, Nordics (zum Beispiel Schweden, Dänemark und Norwegen), Italien, Tschechien, Ungarn, Kroatien, Rumänien, Polen und der Slowakei vertreten. Darüber hinaus umfasst das "Energy Infrastructure Solutions"-Geschäft die Aktivitäten zur Dekarbonisierung von Geschäftskunden, Städten und Gemeinden, wie zum Beispiel Projekte für Quartierslösungen und Fernwärme.

Nicht-Kerngeschäft

Im Nicht-Kerngeschäft werden die nicht strategischen Aktivitäten des E.ON-Konzerns ausgewiesen. Dies betrifft den Betrieb und Rückbau der deutschen Kernkraftwerke, die von der operativen Einheit PreussenElektra gesteuert werden, und das Erzeugungsgeschäft in der Türkei. Ab dem Jahr 2023 wird das Nicht-Kerngeschäft im Bereich Konzernleitung/Sonstiges ausgewiesen.

ESG-Wesentlichkeit und Stakeholder Engagement ☑

ESG-Wesentlichkeit

GRI 3-1, GRI 3-2

Seit 2006 führt E.ON jährlich eine Wesentlichkeitsanalyse durch. Mit ihr ermittelt und bewertet das Unternehmen die für es und seine Stakeholder wichtigsten Nachhaltigkeitsthemen. Der vorliegende Bericht enthält Informationen zu den Themen, die im Rahmen der Analyse als besonders hoch eingestuft wurden. Gleichzeitig behandelt er auch weniger wesentliche Nachhaltigkeitsthemen. Damit will E.ON den unterschiedlichen Erwartungen der Stakeholder sowie den Anforderungen von ESG-(Umwelt-, Sozial- und Governance-) Rankings und -Ratings gerecht werden. Eine Übersicht über die wesentlichen und weiteren Themen geben wir im NFE-Index (nichtfinanzielle Erklärung).

Identifizierung der wesentlichen Themen

E.ON führte ihre Wesentlichkeitsanalyse im Jahr 2022 nach den Vorgaben der Non Financial Reporting Directive (NFRD) durch. Die Anforderungen der Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD) wurden berücksichtigt, aber nicht angewandt. Wir folgten hierbei dem Prinzip der doppelten Wesentlichkeit: Zum einen berücksichtigten wir die Finanzperspektive, zum anderem betrachteten wir die Wirkungsperspektive. Der Prozess erstreckte sich über vier Schritte, wie im Folgenden beschrieben:

Schritt eins: Themenfindung und -sammlung

Zu Beginn sammelte E.ON Informationen und Belege für potenziell wesentliche Themen. Hierzu zogen wir verschiedene Quellen heran - unter anderem Regularien, Reporting-Standards, sowie Äußerungen von Kunden, Mitbewerbern, Investoren und Nichtregierungsorganisationen (NGOs). Hierauf aufbauend erstellten wir eine Übersicht mit möglichen wesentlichen Themen. Sie wurden anschließend mit den bestehenden wesentlichen Themen verglichen, zusammengeführt und auf einen Nenner gebracht. Grundlage hierfür war eine Bewertung, die die Häufigkeit der Nennung in Beziehung zur Wichtigkeit für die Branche stellt. Experten der Bereiche Nachhaltigkeit, Group Accounting sowie Investor Relations prüften und stimmten abschließend der gekürzten Liste der potenziell für E.ON wesentlichen Themen zu.

Schritt zwei: Wirkungsperspektive

Zur Analyse der Wirkungsperspektive hat E.ON NGOs, Forschungsinstitute, Lieferanten und Kunden sowie weitere Stakeholder eingebunden. Dazu legten wir ihnen einen Fragebogen mit den im ersten Schritt identifizierten Themen vor und baten sie um deren Bewertung. Die Ergebnisse des Fragebogens wurden anschließend in Stakeholder-Interviews vertieft. Vertreter der Funktionen Nachhaltigkeit, Group Accounting, Investor Relations und Group Risk evaluierten die Ergebnisse der Befragung in einem Workshop und schlossen damit die Wirkungsanalyse ab.

Schritt drei: Finanzperspektive

Zur Betrachtung der Finanzperspektive untersuchte E.ON die im Enterprise Risk Management (ERM) registrierten, mit ESG-Themen verbundenen Risiken und Chancen. Anschließend fand ein weiterer Workshop mit dem Ziel statt, die finanzielle Wesentlichkeit der zuvor identifizierten Themen zu bewerten und zu validieren. Hieran beteiligten sich ebenfalls Vertreter der oben genannten Funktionen Nachhaltigkeit, Group Accounting, Investor Relations sowie Group Risk.

Schritt vier: Wesentlichkeitsschwelle

Um die Themenliste abzuschließen, definierte E.ON für die Wirkungs- und Finanzperspektive eine gemeinsame Wesentlichkeitsschwelle. Nur Themen, die diese überschritten, wurden als wesentlich erachtet. Um sie zu bestimmen, veranstalteten wir mit dem oben genannten Teilnehmerkreis einen dritten Workshop. Die Ergebnisse wurden anschließend dem Sustainability Council vorgelegt, das daraufhin E.ONs Wesentlichkeitsanalyse für das Jahr 2022 verabschiedete.

Wesentliche Themen

Die Ergebnisse der Wesentlichkeitsanalyse für das Jahr 2022 sind nachstehend aufgelistet. Die höchste Relevanz aus Finanz- und Wirkungsperspektive wurde folgenden drei Themen zugemessen:

―	Klimaschutz
―	Bezahlbare Energie
―	Versorgungssicherheit

Unter dem wesentlichen Thema Klimaschutz werden auch Kundenlösungen für den Klimaschutz mit betrachtet. Da beide Aspekte: genereller Klimaschutz und Klimaschutz durch Kundenlösungen, umfangreich sind, werden sie im integrierten Bericht 2022 in separaten Kapiteln behandelt.

Die Kapitel dieses Berichts informieren über E.ONs Ansatz im Management der wesentlichen Themen, und legen dar, welche Fortschritte das Unternehmen im Berichtsjahr gemacht hat. Die Beschreibung des Managementansatzes orientiert sich an GRI 3-3: Management of material topics.

Stakeholder Engagement

GRI 2-28, GRI 2-29

E.ON sucht fortlaufend den Dialog mit ihren verschiedenen Stakeholdern. Wir wollen deren Standpunkte anhören und verstehen. Außerdem möchten wir mit ihnen transparent über die potenziellen kurz- und langfristigen Auswirkungen unserer Geschäftstätigkeit sprechen. Dies ist ein wichtiges Ziel unserer täglichen Arbeit auf lokaler, nationaler und europäischer Ebene. Ein Stakeholder eines Unternehmens ist jede Person oder Gruppe, die ein Interesse an diesem hat. Stakeholder Engagement ist demgemäß ein Kernprozess der Unternehmensführung bei E.ON.

Je nach Stakeholder und Thema gestalten wir diesen Austausch unterschiedlich. Die hierfür gewählten Dialogformate reichen von Informationskampagnen und Diskussionsforen mit Wirtschaftsverbänden und Nichtregierungsorganisationen über das persönliche Gespräch bis zur öffentlichen Lobbyarbeit. Beispielsweise engagiert E.ON sich aktiv in der globalen Investoreninitiative CDP (Carbon Disclosure Project), arbeitet mit dem Umweltprogramm der Vereinten Nationen (UNEP) zusammen und unterstützt die UN-Dekade zur Wiederherstellung von Ökosystemen. Weiterhin ist E.ON seit 2021 Teil der LEAF Coalition (Lowering Emissions by Accelerating Forest Finance), die sich für Biodiversität und den Schutz von Tropenwäldern einsetzt. Mehr Informationen zum CDP und der LEAF Coalition finden sich im Kapitel Klimaschutz. Ferner ist E.ON Mitglied bei SolarPower Europe, einem europäischen Verband von Energieversorgern und Solarunternehmen. In seinem Rahmen wurde die Solar Stewardship Initiative (SSI) aufgesetzt. Ihr Ziel ist es, für die Solarstromlieferketten mehr Transparenz zu schaffen und die Einhaltung von Menschenrechten sicherzustellen.

E.ON beteiligt sich aktiv an den politischen Debatten zu Themen, die das Unternehmen betreffen. Hierfür nutzen wir verschiedene Kanäle wie Lobbyarbeit oder Medieninterviews mit Führungskräften oder deren Auftritte als öffentliche Redner. Häufig wird E.ON auch von politischen Entscheidungsträgern und Regulierungsbehörden aufgefordert, ihr technisches und energiepolitisches Fachwissen in Entscheidungsprozesse einzubringen. Das Unternehmen bietet sein Fachwissen zudem aktiv an. Diese Art der Interessenvertretung ist wichtig, da der Energiesektor von politischen und regulatorischen Entscheidungen maßgeblich beeinflusst wird. Im Jahr 2022 haben wir der Bundesregierung zur Seite gestanden, indem wir insbesondere ihre Pläne für die Bewältigung der Energiekrise unterstützten. E.ON CEO Leonhard Birnbaum war Mitglied der unabhängigen Expertenkommission Gas und Wärme, welche vom Bund beauftragt wurde, Vorschläge zu erarbeiten, die Haushalte und Unternehmen angesichts der stark gestiegenen Gaspreise entlasten können. E.ON beteiligt sich darüber hinaus in einer Vielzahl von Diskussionsforen zu den Themen Energie-, Umwelt- und Klimapolitik. Beispielsweise war E.ON CFO Marc Spieker bis Ende Oktober 2022 Mitglied der "Platform on Sustainable Finance" der Europäischen Kommission. Darüber hinaus ist Leonhard Birnbaum Teil der European CEO Alliance, eines Bündnisses EU-weit führender Wirtschaftsvertreter, die gemeinsam Wege zur weiteren Unterstützung des EU Green Deal diskutieren. Mit Wirkung zum 21. November 2022 wurde Leonhard Birnbaum zum amtierenden Präsidenten von Eurelectric, dem Verband der europäischen Elektrizitätswirtschaft, ernannt. Eurelectric repräsentiert als Dachorganisation mehr als 3.500 europäische, in der Stromerzeugung, -verteilung und -versorgung tätige Unternehmen. Direkte Mitglieder bei Eurelectric sind die nationalen Verbände, darunter BDEW, Swedenergy oder Energy UK.

› Im Climate Advocacy and Associations Report gibt E.ON einen Überblick über ihren Lobbying-Ansatz sowie die Verbände und Initiativen, denen das Unternehmen angehört, und die Schlüsselpositionen, die es mit seinen Bemühungen um die Energiewende einnimmt. Alle Lobbying-Aktivitäten und Dialogformate von E.ON entsprechen den nationalen und europäischen Gesetzen und Richtlinien für die Vertretung von Unternehmensinteressen und verantwortungsvolles Lobbying. ‹

Im Folgenden findet sich ein Überblick über die wichtigsten Stakeholder, ihre Bedeutung für E.ON und ihre Erwartungen an E.ON.

Stakeholder-Gruppen

Bedeutung	Stakeholder	Erwartungen
Die Kaufentscheidungen der Kunden bestimmen E.ONs Erfolg.	Kunden	• Eine sichere Energieversorgung zu bezahlbaren Preisen
		• Aktive Rolle beim Vorantreiben der Energiewende in Europa
		• Unterstützung bei Energiemanagement und Energieeffizienz
Die Leistung der Mitarbeiter ist entscheidend für den Erfolg.	Mitarbeiter	• Ein sicheres, interessantes und integratives Arbeitsumfeld
		• Faire Bezahlung und Chancengleichheit
Das Kapital der Investoren ist entscheidend für die erfolgreiche Entwicklung des Unternehmens.	Investoren	• Transparente Informationen darüber, wie E.ON mit Chancen und Risiken umgeht
		• Informationen über das langfristige Wertsteigerungspotenzial
E.ON bezieht die Leistungen zahlreicher Lieferanten und Subunternehmer.	Lieferanten und Geschäftspartner	• Faire und verlässliche Bedingungen und Konditionen
		• Zusammenarbeit zum gegenseitigen Nutzen
Die Transformation des europäischen Energiesystems kann nur gelingen, wenn sie von den Menschen als Verbraucher und Bürger aktiv gestaltet und unterstützt wird.	Regionen und Kommunen	• Transparenz über geplante Maßnahmen
		• Aktive Beteiligung auf kommunaler Ebene
Die Geschäftstätigkeit wird stark von gesellschaftlichen Bedürfnissen und Entwicklungen und den darauf basierenden politischen Entscheidungen beeinflusst.	Politische Entscheidungsträger, Medien, Gesellschaft und allgemeine Öffentlichkeit	• Transparente, am Gemeinwohl orientierte Entscheidungen, fairer Umgang mit den Kunden und innovative, zukunftsweisende Kundenlösungen
		• Eine zuverlässige, wirtschaftliche und umweltfreundliche Energieversorgung
		• Einhaltung von Gesetzen und Vorschriften
E.ON sieht Universitäten und soziale Einrichtungen als wichtige Partner. Nichtregierungsorganisationen liefern wertvolle Informationen über die Erwartungen der Öffentlichkeit.	Nichtregierungsorganisationen und Nachhaltigkeitsexperten	• Transparenz
		• Verantwortung
		• Dialog

E.ON ist Mitglied zahlreicher Branchennetzwerke und -verbände in einzelnen Ländern und auf europäischer Ebene. Sie ermöglichen dem Unternehmen, Informationen über Klimaschutz, Kundenbedürfnisse und Branchentrends auszutauschen und Brancheninteressen gegenüber Politik und Regulierungsbehörden zu vertreten. Beispiele für Mitgliedschaften sind:

―	Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW): Über den BDEW ist E.ON auch in den beiden europäischen Fachverbänden, Eurelectric und Eurogas vertreten.
―	Deutsche Unternehmensinitiative Energieeffizienz (DENEFF): Bei der DENEFF handelt es sich um ein branchenübergreifendes Netzwerk von Unternehmen und Organisationen, die sich für die Verbesserung der Energieeffizienz einsetzen.

―	Bitkom: Über die Brancheninitiative für die digitale Wirtschaft ist das Unternehmen auch im Bundesverband der Deutschen Industrie und in dessen europäischem Dachverband Businesseurope vertreten.
―	E.ON-Führungskräfte sitzen im Wirtschaftsrat der CDU e.V. und im Wirtschaftsforum der SPD e.V.
―	European Distribution System Operators for Smart Grids (EDSO for Smart Grids): Der europäische Verband setzt sich für die Förderung intelligenter Netze und der Digitalisierung des Energiesektors ein.
―	Energy UK: Bei Energy UK handelt es sich um einen im Vereinigten Königreich tätigen Handelsverband für Energie.
―	Swedenergy: Die Swedenergy ist ein privater Verband von Unternehmen, die in Schweden mit der Erzeugung, dem Verkauf und dem Handel von Strom zu tun haben.
―	Die Romanian Federation of Associations of Energy Utilities ist ein Verband von Energieversorgern in Rumänien.

Nicht-Kerngeschäft: Stakeholder-Dialog zum sicheren Betrieb und Rückbau der Anlagen

E.ONs Tochtergesellschaft PreussenElektra ist für den sicheren und zuverlässigen Betrieb und Rückbau ihrer Kernkraftwerke (KKW) verantwortlich. Ein ständiger Dialog mit den Stakeholdern ist dabei unerlässlich. PreussenElektra kommuniziert hierzu mit einem breiten Spektrum von Stakeholdern über Pressemitteilungen und Briefings. Außerdem nutzt das Unternehmen Veranstaltungen und Foren, um direkt mit seinen Stakeholdern zu sprechen und von ihrem Feedback zu profitieren. Das Ziel all dieser Maßnahmen ist es, transparent zu informieren und Vertrauen zu schaffen.

Mit Blick auf die Diskussion über einen möglichen Weiterbetrieb der Kernkraftwerke hat PreussenElektra den Dialog mit den lokalen Stakeholdern am Standort Isar intensiviert. Im Sinne einer transparenten Öffentlichkeitsarbeit verstärkte PreussenElektra darüber hinaus ihre Online-Kommunikation und stand in regem Austausch mit bundesweiten Medien.

Der Dialog bleibt auch bei der Stilllegung und dem Rückbau der Anlagen wichtig. Im Jahr 2022 hat E.ON an allen Kernkraftwerksstandorten Pressetermine durchgeführt. Hinzu kamen die regulär im Herbst stattfindenden Kraftwerksgespräche mit den wichtigsten lokalen Stakeholdern. An einigen Standorten bestehen zudem sogenannte Begleitgruppen, an denen PreussenElektra auch 2022 mitwirkte. Zu ausgewählten Terminen erhielten ferner Anwohner der Kraftwerke Brokdorf, Isar, Grohnde und Grafenrheinfeld Gelegenheit, die Anlagen zu besichtigen.

Strategie

Das Jahr 2022 - neue Herausforderungen und eine robuste Strategie

Die Turbulenzen des Jahres 2022, ausgelöst durch den Russland-Ukraine-Krieg, stellen die Welt vor neue, große Herausforderungen. Hohe und deutlich volatilere Commodity-Preise, steigende Zinsen, die Inflation sowie weitere Belastungen der schon durch die Covid-19-Pandemie in Mitleidenschaft gezogenen Lieferketten führten zu Unsicherheiten. Im Rahmen der routinemäßigen Überprüfung wurde der 2021 begonnene Weg der strategischen Neuausrichtung des E.ON-Konzerns diesbezüglich kritisch hinterfragt. Die - nicht nur politisch - gewollte Energiesicherheit und Energieunabhängigkeit von einzelnen Staaten, charakterisiert durch vor allem dezentrale und erneuerbare Stromerzeugung und -verteilung, erfordert eine resiliente und digitale Energieinfrastruktur, und genau dafür stehen die Strom- und Gasnetze von E.ON. Im Vordergrund steht hierbei die Versorgungssicherheit. Die 2021 neu formulierte Wachstumsstrategie, basierend auf Nachhaltigkeit, Wachstum und Digitalisierung, ist Teil dieser Zukunft. E.ONs Strategie hat sich auch vor dem Hintergrund disruptiver Ereignisse als robust erwiesen.

Im Geschäftsfeld Energienetze setzt E.ON ihre Strategie konsequent unter den Rahmenbedingungen der aktuellen Entwicklungen um. Die Investitionen des Geschäftsjahres 2022 flossen hauptsächlich in Netzausbau und Modernisierung - mit Blick auf die Bedarfe der Energiewende. Ein signifikanter Teil der europäischen Erzeugungskapazitäten auf Basis erneuerbarer Energien sind an Netze des E.ON-Konzerns angeschlossen. Diese Netze sind das Rückgrat der Energiewende, die nur erfolgreich umgesetzt werden kann, wenn sie in gleichem Maße wachsen wie der Anschlussbedarf.

Das Geschäftsfeld Kundenlösungen zeigt sich, gemessen an der großen Nachfrage nach intelligenten Lösungen und Produkten zur Dekarbonisierung der Haushalte und der Industrie, als solide/beständig. Dies belegt, dass viele Menschen ihre Energieversorgung in die eigenen Hände nehmen wollen. Der sogenannte Prosumer (abgeleitet aus Producer und Consumer) wird schneller Wirklichkeit als von manchen erwartet. E.ON ist Europas größter Anbieter von Energielösungen zur Dekarbonisierung von Haushalten.

►Das breite Spektrum an Produkten und Services von E.ON ermöglicht unseren Kunden und Partnern die Einsparung von über 100 Mio Tonnen CO ₂e jährlich.◄

Neben diesem Nachfrageanstieg konnten wir ebenfalls einen Anstieg des Bedarfs zur Dekarbonisierung ganzer Stadtquartiere im Rahmen von "District Heating & Cooling"-Projekten feststellen. Der Bereich Energy Infrastructure Solutions (EIS) konnte seinen Ergebnisbeitrag und seine Investitionen im Vergleich zum Vorjahr deutlich steigern und zukunftsgerichtete Projekte entwickeln beziehungsweis akquirieren.

Die nachhaltige Transformation des Energie-Systems ist eine langfristige Aufgabe. Die aktuelle Krise verdeutlicht und verstärkt die Bedeutung und Notwendigkeit des Wandels - er muss weiter beschleunigt werden. Nach vielen Auseinandersetzungen über den richtigen Kurs zeichnet sich ein Konsens zwischen Politik, Unternehmen und Gesellschaft ab - sowohl in Deutschland als auch in Europa. Die überarbeiteten Ziele der Europäischen Kommission hinsichtlich des vorgezogenen Ausbaus erneuerbarer Energien führen zu einer weiter erhöhten Nachfrage, diese Anlagen an die Netze anzuschließen und damit auch die Netzkapazität auszubauen. Der zu erwartende Anstieg des Bedarfs an Wasserstoff als Ersatz für Kohle, Gas und Öl in der Industrie ist anspruchsvoll und erfordert ebenfalls massive Investitionen in die Energieinfrastruktur. All dies bietet uns neue Opportunitäten und bestätigt die strategische Ausrichtung von E.ON.

Connecting Everyone To Good Energy

Die Energiewende in Europa ist unumkehrbar und gewinnt auch vor dem Hintergrund der aktuellen Marktsituation an Tempo. Für die Energiewirtschaft ergeben sich daraus neue Herausforderungen, aber auch enorme Chancen. E.ON ist ein führender Netzbetreiber und versorgt im Geschäftsfeld Kundenlösungen europaweit rund 48 Millionen Kunden (inklusive der Kunden in der Türkei und der slowakischen ZSE) mit Energie. Damit ist E.ON wie kein anderes Energieunternehmen in Europa in der Lage, das neue Zeitalter der grünen Energie entscheidend mitzugestalten und eine führende Rolle in der zukünftigen dezentralen, klimaneutralen Energiewelt zu spielen. Unsere Strategie basiert auf den drei Säulen Nachhaltigkeit, Digitalisierung und Wachstum, auf welche sich die personellen und finanziellen Ressourcen in den kommenden Jahren konzentrieren werden. Nachhaltigkeit ist Kern der E.ON-Strategie und - in jeder Dimension - zukünftig der Maßstab für unser Handeln. E.ON will selbst klimaneutral werden und die Unterstützung unserer Kunden beim Erreichen ihrer eigenen Klimaziele wird dabei ein wichtiger Wachstumsmotor sein.

Nachhaltigkeit

E.ONs aktuelle Strategie fügt sich nahtlos in die Dekarbonisierungsagenda der Europäischen Union ein. Die europäischen Verteilnetze - E.ONs größtes Geschäftsfeld - sind der Ort, an dem sich die Energiewende vollzieht. Die Investitionen, die für die Modernisierung, den Ausbau und die Digitalisierung dieser Netze in den kommenden zehn Jahren erforderlich sind, werden mittlerweile auf über 425 Mrd € geschätzt. Das Investitionsvolumen entspricht in etwa der Größe der gesamten belgischen Wirtschaft. Ein zusätzlicher Treiber ist hierbei der Wunsch der Europäischen Kommission, den Ausbau noch weiter zu beschleunigen.

› E.ONs Strategie passt zu zwei Programmen des EU-Green-Deals: dem Programm Horizont Europa (das bis 2027 rund 15 Mrd € für Klima-, Energie- und Mobilitätsprojekte bereitstellen wird) und dem Innovationsfonds (der bis 2030 rund 10 Mrd € mobilisieren wird, um kohlenstoffarme Technologien zur Marktreife zu bringen). ‹

Viele dieser Projekte und Technologien sind für das Geschäft mit Kundenlösungen relevant. Um die Wachstumschancen im Kerngeschäft zu nutzen, plant E.ON von 2023 bis 2027 insgesamt rund 33 Mrd € zu investieren, davon rund 26 Mrd € in Energienetze und 7 Mrd € in Kundenlösungen.

►Dieses Investitionsprogramm soll sich vollständig an der EU-Taxonomie orientieren; 82 Prozent der Investitionen im Kerngeschäft im Geschäftsjahr 2022 fielen in den Geltungsbereich der EU-Taxonomie, 98 Prozent davon sind "grüne" Investitionen.◄

Mehr als die Hälfte der Mittel für diese Investitionen werden durch die Emissionen von Green Bonds aufgebracht. Damit trägt E.ON mit ihrer aktualisierten Strategie auch dem steigenden Interesse der Kapitalmärkte an nachhaltigen Investments Rechnung. Weitere Informationen zu E.ONs Angaben im Einklang mit der EU-Taxonomie für das Geschäftsjahr 2022 finden Sie im gleichnamigen Kapitel und zu Green Bonds im Kapitel Nachhaltige Finanzierung.

Der Klimaschutz ist ein wesentlicher Treiber für E.ONs zukünftiges Wachstum. Im Mai 2022 wurde die Validierung von E.ONs Klimazielen durch die Science Based Target initiative (SBTi) bestätigt. Sie sind mit der Begrenzung der globalen Erwärmung auf 1,5° C über dem vorindustriellen Niveau vereinbar. Darüber hinaus verpflichtet sich E.ON, bei den Scope-1- und Scope-2-Emissionen bis 2040 Klimaneutralität zu erreichen (und die Scope-1- und Scope-2-Emissionen bis 2030 um etwa 75 Prozent zu senken). Bei den Scope-3-Emissionen will E.ON bis 2050 klimaneutral sein (und diese bis 2030 um etwa 50 Prozent reduzieren). Alle Reduzierungen beziehen sich auf das Jahr 2019. Mit diesen Zielen hat E.ON einen ehrgeizigen und zugleich tragfähigen Kurs eingeschlagen: einen Reduktionspfad, der eine konsequente Ausrichtung auf die neue Energiewelt im Sinne der E.ON-Strategie bedeutet. Im Jahr 2022 hat E.ON zudem freiwillig damit begonnen, Emissionen auszugleichen, die derzeit nicht vermieden werden können. Mithilfe von Kompensationen werden Maßnahmen finanziert, die den Ausstoß von Emissionen außerhalb der eigenen Wertschöpfungskette vermeiden oder entfernen. E.ONs wichtigstes Kompensationsprogramm ist die seit 2021 bestehende Partnerschaft mit der LEAF Coalition, die für "Lowering Emissions by Accelerating Forest Finance" steht. Das Ausgleichsprogramm von LEAF hilft, tropische Wälder zu schützen und nachhaltig zu bewirtschaften, und läuft zunächst bis zum Jahresende 2027.

ESG-Aspekte sind systematisch in die zentralen Steuerungs- und Managementprozesse von E.ON eingebettet. Darüber hinaus ist das Management der einzelnen Einheiten dafür verantwortlich, Maßnahmen zur Verbesserung der Nachhaltigkeit zu ergreifen und die für ihre Einheit festgelegten Nachhaltigkeitsziele zu erreichen. Dieser dezentrale Ansatz ermöglicht es den Regionalgesellschaften, zu E.ONs konzernweiten Zielen in Bereichen wie Klimaschutz und Corporate Governance beizutragen und gleichzeitig ihre Maßnahmen auf ihre spezifischen Bedürfnisse zuzuschneiden. Jede Einheit verfügt über Nachhaltigkeitsbeauftragte, die das Bewusstsein schärfen, Projekte und Initiativen koordinieren und die Fortschritte bei der Zielerreichung überwachen. Sie tauschen in regelmäßigen Abständen Informationen mit dem Nachhaltigkeitsrat und dem Nachhaltigkeitsteam des E.ON-Konzerns aus.

Digitalisierung

Die Digitalisierung ist ein Eckpfeiler der Energielandschaft der Zukunft. Die Entwicklung des Energiesystems hin zu einer dezentralen, volatilen und vernetzten Energiewelt geht einher mit einer immer größer werdenden Komplexität, die ausschließlich durch umfassende Digitalisierung bewältigt werden kann. Digitalisierung ist damit ein wichtiges Instrument für E.ONs Wachstumsstrategie und die Basis, um langfristig zusätzlichen Wert im Kerngeschäft zu generieren. E.ON hat sich zum Ziel gesetzt, ein vollständig digitales Energieunternehmen zu werden und damit einhergehend die Produkte, Prozesse und Dienstleistungen grundlegend in datengesteuerte und hochgradig vernetzte Lösungen zu transformieren. Die digitale Transformation erfolgt entlang von vier strategischen Schwerpunkten: der Optimierung des internen Betriebes, der Einbindung von Kunden und Partnern, der Transformation und Entwicklung neuer Geschäftsfelder sowie der Stärkung der Mitarbeiter hinsichtlich digitaler Kompetenzen. Der Kern der technischen Lösung zur digitalen Transformation liegt in der Entwicklung einer einheitlichen konzernweiten Plattform-Architektur (Common Technology Platform - CTP), die eine grundlegende Basis zur Standardisierung und Harmonisierung aller Anwendungen im E.ON-Konzern schafft, die für die Energiewende notwendig sein werden. Dies ermöglicht die Entwicklung neuer digitaler Energielösungen und bietet gleichzeitig höchste Sicherheitsstandards.

Mit der Gründung der neuen Tochtergesellschaft E.ON One für digitale Energielösungen verfolgt der E.ON-Konzern das Ziel, innovative IT-Lösungen für den externen Markt und für E.ON Konzernmitglieder anzubieten und zu betreiben. Das Portfolio von E.ON One wird durch gezielte Investitionen in E.ON eigene Innovationen und Start Ups gebildet. Auf diese Weise werden Netze smartifiziert und der Energieverbrauch nachhaltiger gestaltet. E.ON One konzentriert sich auf die drei Geschäftsbereiche Netzmanagement, Netzbetrieb und Energiemanagementlösungen. Diese bilden die Basis einer erfolgreichen Energiewende. In Letzterem bietet E.ON One eine Vielzahl von Lösungen an, die den Kunden mehr Transparenz über ihren Verbrauch verschaffen und Verbrauch und Erzeugung automatisch optimieren.

Innerhalb des Geschäftsfelds Energienetze stehen die Standardisierung und Smartifizierung sowie das Entwickeln neuer digitaler Lösungen an oberster Stelle - alles unter Berücksichtigung höchster Cyber-Security-Standards. Die Digitalisierung hilft E.ON dabei, die Netze noch effizienter zu betreiben und den wachsenden Anteil von Strom aus Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energie optimal zu steuern. Die Entwicklung digitaler Lösungen wie beispielsweise intelligenter Ladelösungen für Elektromobilität sowie neue Services vor und hinter den üblichen Energiezählern beziehungsweise Smart Energy Metern sind außerdem Teil der Wachstumsstrategie von E.ON.

Wachstum

Das Kerngeschäft von E.ON besteht aus den beiden Geschäftsfeldern Energienetze und Kundenlösungen. E.ON betreibt in verschiedenen Regionen Europas Strom- und Gasnetze und verfügt über ein breites Angebot von Kundenlösungen. Die beiden Geschäftsfelder ergänzen sich auf dem Weg der Umgestaltung der globalen Energiesysteme und sind klare Wachstumsfelder, die von der nachhaltigen Transformation der verschiedenen Kunden und Industriesektoren profitieren. Damit erweitern sich auch die entsprechenden Geschäftsmöglichkeiten für E.ON. Und unsere Wachstumsstrategie fügt sich nahtlos in die europäischen Ambitionen zur Dekarbonisierung ein: Für den Systemwandel der Stromverteilnetze werden durch den weiter voranschreitenden Ausbau der erneuerbaren Energien und die damit verbundenen steigenden Herausforderungen für die Stromnetze Investitionen in Höhe von mehr als 425 Mrd € erforderlich sein. Das Wachstum der Gesamtenergienachfrage bezogen auf E.ONs Kundengruppen wird zwischen 2020 und 2050 schätzungsweise mehr als 100 Prozent betragen. Dafür ist auch eine nachhaltige Umgestaltung der Wirtschaft notwendig. E.ON setzt dabei auf Ergebniswachstum in den beiden Geschäftsfeldern Energienetze und Kundenlösungen, gestützt durch kontinuierliche Effizienzsteigerungen. Die Maßnahmen in diesem Bereich fokussieren insbesondere das Erreichen operativer Exzellenz. Ebenso sind wir uns bewusst, dass die aufgezeigte Wachstumsstrategie nur umgesetzt werden kann, wenn parallel dazu auch Veränderungen im eigenen Unternehmen erfolgen, wie zum Beispiel in den Bereichen Kulturwandel, Diversität und Bildung. Umfangreiche Maßnahmen, die diese Veränderungen vorantreiben, sind daher integrale Bestandteile der Strategie.

Wachstum im Geschäftsfeld Energienetze

Die Transformation hin zu einer neuen, nachhaltigen und vernetzten Energiewelt erfordert erhebliche Investitionen in physische und digitale Anlagen. Dies betrifft, wie bereits dargestellt, vor allem das Geschäftsfeld Energienetze, die das Rückgrat einer erfolgreichen Energiewende bilden. Insbesondere der immer weiter voranschreitende Ausbau der erneuerbaren Energien erfordert ein entsprechendes Mitwachsen der Netze. Die Netzneuanschlüsse und Anschlussleistungen werden mit der Energiewende durch geändertes Kundenverhalten stark zunehmen. Daher stellt die Energiewende allein bereits eine noch nie da gewesene Wachstumsmöglichkeit für E.ON dar - zusätzlich beschleunigt durch die aktuellen Entwicklungen im europäischen Energiesystem und Energiewende-Momentum. Flankiert wird dieses Wachstum durch eine geeignete und sinnvolle Digitalisierung im Bereich der Netze, da sie ein zentraler Bestandteil von E.ONs Wachstumskurs und Voraussetzung für die Umsetzung der Energie- und Klimawende im Verteilnetz sind. Durch die Nutzung intelligenter Betriebsmittel (beispielsweise Smart Energy Meter und intelligente Ortsnetzstationen), die Einbindung externer Daten und die Standardisierung von Bau- und Betriebsprozessen können erhebliche Potenziale gehoben werden. Um den Betrieb ihrer Verteilnetze zu optimieren, wird E.ON, dort wo es technisch notwendig und wirtschaftlich möglich ist, ihre Netze über alle Spannungsebenen hinweg beobachtbar und steuerbar machen. Sensoren sowie intelligente Mess- und Regeltechnik sollen die Steuerung der dezentralen Erzeugung und des Verbrauchs in Echtzeit ermöglichen.

Die bestehenden Gasnetze von E.ON werden weiterhin eine wichtige Rolle für die Transformation des Energiesystems spielen. Zudem wird E.ON perspektivisch Teile der bestehenden Gasnetze - soweit rechtlich möglich und wirtschaftlich sinnvoll - für die Durchleitung von Wasserstoff ertüchtigen. Diese Investitionen tragen mit dazu bei, auch für die Gasnetze den Weg zur Klimaneutralität zu ebnen.

E.ON verfügt über die entsprechenden Fähigkeiten und weist überdurchschnittliche Effizienzen im Netzbetrieb auf, um den erforderlichen Umbau des Energiesystems führend zu gestalten. Acht von neun deutschen E.ON-Netzbetreibern weisen eine Effizienz von 100 Prozent auf, drei davon mit "Supereffizienz-Bonus". Alle Netzbetreiber liegen oberhalb des Industriedurchschnitts.

Nicht zuletzt deswegen ist E.ON einer der führenden Verteilnetzbetreiber in Europa mit einer regulierten Vermögensbasis in Höhe von 36,4 Mrd € und einem hohen Anteil am EBITDA aus dem regulierten Geschäft. E.ONs strategisches Ziel ist es daher, führende europäische Energie- und Infrastrukturpartnerin zu bleiben. In dem Planungszeitraum von 2023 und 2027 soll ein großer Teil der Investitionen in den Ausbau der Netze und verschiedene Netzprojekte fließen. Details zu den geplanten Investitionen erhalten Sie im Prognosebericht.

Wachstum im Geschäftsfeld Kundenlösungen

Innerhalb des Geschäftsfeldes Kundenlösungen konzentriert sich E.ON auf das Geschäft mit Energiedienstleistungen und Aktivitäten des dezentralen "Energy Infrastructure Solutions-Geschäft" (EIS).

Zum Bereich der Energiedienstleistungen gehört der Vertrieb von Strom und Gas. Dies ist ein skalierbares Geschäftsmodell mit vergleichsweise wenig Kapitalbedarf und konzentriert sich auf Privathaushalte sowie kleine und mittlere Unternehmen. Ziel von E.ON ist es, die rund 48 Millionen Kunden (inklusive Kunden in der Türkei und der slowakischen ZSE) europaweit mit nachhaltigen Energieliefer- und Energielösungsangeboten langfristig zu binden und so den ökologischen Fußabdruck zu reduzieren und die europäischen Einsparziele, insbesondere beim Gasverbrauch der Haushaltskunden, zu erreichen. Damit dies zu wettbewerbsfähigen Kosten gelingen kann, setzt E.ON konsequent auf Digitalisierung für eine optimierte Betriebseffizienz, höchste Kundenzufriedenheit und -bindung ("Customer Relationship Management") sowie auf die Nutzung von Cross-Selling-Möglichkeiten. Im angegliederten Lösungsgeschäft setzt E.ON vor allem auf das Angebot dezentraler Energiesysteme für Haushalte (Future Energy Home - FEH), wie zum Beispiel eigene grüne Stromerzeugung aus Photovoltaik (PV), Energiespeicher, Wärme- sowie Elektromobilitätslösungen. Die Ziele der EU-Kommission, im Rahmen der EU-Solar-Strategie die PV-Erzeugungskapazität in Europa bis 2025 zu verdoppeln, ist hier ein zusätzlicher Wachstumstreiber. Ein weiterer strategischer Pfeiler ist der Ausbau einer geeigneten Infrastruktur für die Elektromobilität. Der Markt befindet sich im Wandel und ist durch starkes Wachstum gekennzeichnet: Bis 2030 sollen mindestens 15 Mio Elektrofahrzeuge in Deutschland zugelassen sein. Der Ausbau der Ladeinfrastruktur hingegen liegt noch hinter dieser Entwicklungen zurück. Den Zeitpunkt für forcierte Wachstumsaktivitäten sieht E.ON demzufolge kurzfristig, da davon auszugehen ist, dass die attraktiven Standorte für die Ladeinfrastruktur in den nächsten Jahren vergeben sein werden. Unser Ziel ist es, die bereits erreichte Marktposition weiter auszubauen und bis 2030 einer der führenden Ladeinfrastrukturbetreiber in Europa zu werden.

►E.ON hat im Jahr 2022 für Privat- und Geschäftskunden in vielen Ländern Europas 20.417 Ladepunkte verkauft.◄

Die Aktivitäten des dezentralen EIS-Geschäfts umfassen innovative Energielösungen, die Städten, Gemeinden und Industriekunden helfen, ihre Klimaziele kosteneffizient zu erreichen. E.ON hat sich das Ziel gesetzt, im Bereich EIS weiter zu wachsen und die bevorzugte Transformationspartnerin für nachhaltige, innovative Energielösungen zu werden. Das Kerngeschäft von EIS umfasst ein Lösungsportfolio von dezentralen Strom-, Wärme- und Kälteerzeugungsanlagen sowie Lösungen in den Bereichen Energieeffizienz und Dekarbonisierung sowie weitere Energiedienstleistungen. Mittelfristig sieht E.ON in diesem Bereich insbesondere grünen Wasserstoff als eine wesentliche strategische Säule für Wachstum und hat dazu einen eigenen Geschäftsbereich aufgebaut, um den steigenden Bedarf der Industriekunden an grünen Molekülen zukünftig bedienen zu können. Dabei geht E.ON davon aus, dass sich der Bedarf an Wasserstoff bis 2040 vollständig über die Bereiche Industrie, Mobilität, Wärme und Elektrizität erstrecken wird. Zudem wird Wasserstoff eine essenzielle Rolle im klimaneutralen Energiesystem der Zukunft spielen. Kurzfristig wird E.ON die Entwicklung bereits gestarteter Wasserstoffprojekte in klassischen Industrieregionen - wie beispielsweise dem Ruhrgebiet - mit ihren Kunden weiter vorantreiben und mittelfristig den Geschäftsbereich international skalieren. Hierzu zählt auch die strategische Partnerschaft mit dem australischen Wasserstoff-Pionier FFI, um Wege zu entwickeln, große Mengen grünen Wasserstoffs nach Deutschland importieren zu können.

Unsere internationale Ausrichtung in Europa bietet optimale Standortbedingungen für die Zukunft von Wasserstoff-Clustern in der Nordseeregion. Aktuell ist E.ON an über 50 Projekten entlang der ganzen Wasserstoff-Wertschöpfungskette beteiligt, um grünen Wasserstoff für Geschäftskunden und Kommunen verfügbar zu machen.

E.ON ist damit bestens positioniert, um die Energiewende voranzutreiben und die steigende Nachfrage nach nachhaltigen Lösungen zu erfüllen. Alle Geschäftsbereiche profitieren von einem stark wachsenden Bedarf an grünem Strom und Gas, über alle Sektoren (Haushalt, Transport, Gebäude und Industrie) hinweg.

Bekenntnis zu den UN-Zielen für nachhaltige Entwicklung

› Die Ziele für nachhaltige Entwicklung ("UN Sustainable Development Goals" - SDGs) der Agenda 2030 für nachhaltige Entwicklung der Vereinten Nationen sind eine Blaupause für eine bessere und nachhaltigere Zukunft. Die im Jahr 2015 verabschiedeten 17 SDGs inklusive 169 Unterzielen befassen sich mit einer Vielzahl globaler Herausforderungen. Wir erkennen die Bedeutung der SDGs an und unterstützen sie in vollem Umfang. Unser Vorstand unterstrich dies im Juni 2018 durch eine Selbstverpflichtung zu den SDGs. Mit ihren Kerngeschäftstätigkeiten kann E.ON die SDGs 7 (bezahlbare und saubere Energie), 11 (nachhaltige Städte und Gemeinden) und 13 (Klimaschutz) maßgeblich fördern. Alle weiteren Beiträge zu den UN-Nachhaltigkeitszielen können Sie im SDG-Index einsehen. ‹

Finanzstrategie

Erläuterungen zu E.ONs Finanzstrategie befinden sich im Kapitel Finanzlage des zusammengefassten Lageberichts und im Kapitel E.ON am Kapitalmarkt.

Mitarbeiterstrategie

Die Erläuterungen zu den wesentlichen Bausteinen von E.ONs Mitarbeiterstrategie, die auch Aussagen über Diversity bei E.ON enthält, befinden sich im Kapitel Arbeitsbedingungen und Mitarbeiterentwicklung sowie Diversity und Inklusion des zusammengefassten Lageberichts.

Innovation

Innovationen als Treiber für klimaneutrale und bezahlbare Energielösungen

Die Energiebranche ist aktuell mit einer Vielzahl großer Herausforderungen konfrontiert, während zeitgleich die Transformation des Energiesystems in vollem Gange ist. In diesen schnelllebigen wie disruptiven Zeiten setzt E.ON ihren Weg zur aktiven Gestaltung des Wandels fort. Mehr denn je versteht E.ON sich als Vordenkerin, die Veränderungen als Chance versteht und Innovation als Katalysator für Wachstum nutzt. In dieser aktuellen Situation übernimmt E.ON Verantwortung, insbesondere mit der Entwicklung von neuen, innovativen Produkten und Services, die nicht nur helfen, Energie und CO ₂ einzusparen, sondern auch das Thema der Bezahlbarkeit von Energie bedienen.

Die Entwicklung von Innovationen ist seit Jahren ein integraler Bestandteil des E.ON-Geschäfts und in der Organisation fest verankert. Neben zahlreichen Innovationsaktivitäten in dezentralen Organisationseinheiten des gesamten Konzerns führt E.ON einen zentralen Innovationsbereich, der im Jahr 2022 seinen 360-Grad-Innovationsansatz weiterentwickelt hat. Neben der Entwicklung interner Innovationen setzt dieser Ansatz auf die Zusammenarbeit mit weltweiten Partnern, von vielfältigen Kooperationen mit Universitäten, Institutionen und Unternehmen bis hin zu global tätigen Startups und Vordenkern. Mit diesem Ansatz verfolgt E.ON ihre drei Innovationsziele, kontinuierlich Innovationsprojekte zu generieren, neue Geschäftsmodelle für ihre Kunden in allen operativen Geschäftsbereichen zu entwickeln sowie die Entwicklung disruptiver Innovationen voranzutreiben, in denen E.ON das Potenzial sieht, neue Marktstandards zu setzen.

Die kontinuierliche Initiierung von Projekten sichert eine stets volle Innovationspipeline

Die kontinuierliche Ideenfindung, die schnelle Validierung neuer Innovationskonzepte sowie die Implementierung von Innovationsprojekten sind die Basis für eine langfristig erfolgreiche Innovationsarbeit.

E.ON sieht die angewandte Energieforschung mit führenden wissenschaftlichen Institutionen als Schlüssel zur Klimaneutralität. Die langjährige Kooperation mit dem E.ON Energy Research Center (ERC) der RWTH Aachen ist in diesem Zusammenhang besonders hervorzuheben. Im Jahr 2022 hat E.ON dabei ihren Schwerpunkt auf die Entwicklung neuer Forschungsprogramme zu den Themen "Nachhaltige dezentrale Energiesysteme" und "Die Zukunft der Wärme- und Kälteversorgung" gelegt. E.ONs Netzwerk in der akademischen Welt erstreckt sich weit über die Zusammenarbeit mit der Universität Aachen hinaus und bindet auch internationale wissenschaftliche Institutionen ein.

Hier hat E.ON im Jahr 2022 das langjährig bestehende nordamerikanische Netzwerk weiter ausgebaut. Kooperationen wie beispielsweise mit der Stanford University, der Global Sustainable Electricity Partnership (GSEP) sowie dem führenden Accelerator Free Electrons nutzt E.ON, um gemeinsam mit globalen Partnern aus diesen Netzwerken Elektrifizierungstrends zu identifizieren und Synergien auf dem Weg zu schnellerer Dekarbonisierung und Elektrifizierung zu erzielen.

Während gemeinsam mit Studierenden der Stanford University Fortschritte bei der satellitenbasierten Klassifizierung der Energieeffizienz von Gebäuden gemacht wurde, sind durch die Zusammenarbeit mit Power to Hydrogen und Simerse AI zwei weitere US-amerikanische Startups direkt mit dem E.ON-Kerngeschäft verknüpft. Um Industriekunden bei der Reduzierung ihres Erdgasverbrauchs durch Nutzung von Wasserstoff zu unterstützen, entwickelt E.ON über verschiedene Geschäftsbereiche hinweg im Projekt Power to Hydrogen mit vier internationalen Partnern zukunftsweisende, reversible Elektrolyseure. Durch neue Technik sollen die Kosten für die Produktion sowie die flexible Nutzung von Wasserstoff reduziert werden. Simerse AI hilft E.ON ihre Vorrangstellung bei der Entwicklung innovativer Lösungen für das Netzgeschäft auszubauen. Mittels eines innovativen Ansatzes zum Training von künstlicher Intelligenz werden bildbasierte Wartungsprozesse getestet, bei denen mit dem Einsatz von Robotern und Drohnen Defekte an kritischen Versorgungsanlagen schneller und effektiver entdeckt und behoben werden können.

Dies sind zwei weitere Lösungen, die im Rahmen des von E.ON gemeinsam mit führenden weltweiten Energieversorgern gegründeten Free-Electrons-Programms umgesetzt wurden. Gemeinsam hat E.ON mit diesen Partnern im Jahr 2022 mehr als 20 Pilotprojekte mit 15 weltweit führenden Startups initiiert. Das Accelerator-Programm fokussiert neben der Zusammenarbeit von Startups und Energieversorgern auch den direkten Austausch zwischen den Branchenführern.

Auch im europäischen Umfeld hat E.ON die Zusammenarbeit mit Startups erfolgreich ausgebaut. Ein Beispiel dafür ist das Startup Dabbel, welches mit der Optimierung des Energieverbrauchs in Gebäuden einen wichtigen Beitrag auf dem Weg zur Klimaneutralität leistet und zugleich die Energiekosten ihrer Betreiber signifikant reduziert. Die Dabbel-Lösung ermöglicht Energieeinsparungen von durchschnittlich 26 Prozent durch die Optimierung der Heiz-, Lüftungs- und Klimatechnik ohne die Installation zusätzlicher Hardware. Im Jahr 2022 wurde das Produkt in enger Zusammenarbeit von E.ON City Energy Solutions (CES) und Avacon in Deutschland sowie der E.ON Control Solutions in Großbritannien getestet und Partnerschaftsmodelle initiiert.

Daneben brachte das erfolgreiche "Open Innovation"-Format der "E.ON Grid Startup Challenge" unter Beteiligung aller 18 E.ON-Netzgesellschaften sieben neue Pilotprojekte mit Startups hervor. Themen waren hierbei neben der Digitalisierung das ökologische Trassenmanagement und die Resilienz der Netzinfrastruktur. Das Hamburger Startup Repath hilft beispielsweise in einem Projekt mit der Schleswig-Holstein Netz AG dabei, lokale Klimarisiken zu identifizieren und Anpassungsmaßnahmen abzuleiten.

Neue Geschäftsmodelle sichern zukünftiges Geschäft und bereiten den Weg für weiteres Wachstum

Eine sich permanent verändernde Welt sowie Chancen, die mit der Nutzung neuer Technologien einhergehen, und die sich kontinuierlich verändernden Wünsche unserer Kunden erfordern einen erweiterten Innovationsansatz. Neben dem erfolgreichen Management des bestehenden E.ON-Geschäfts bedarf es auch neuer Geschäftsmodelle, die die Basis für E.ONs Zukunftsgeschäft darstellen. Nachhaltigkeit, Digitalisierung und Wachstum sind auch hier die Leitlinien, an denen sich bei der Entwicklung von Innovationen bei E.ON alles ausrichtet. In gemeinsamer Arbeit mit den jeweiligen E.ON-Geschäftsbereichen fokussiert das zentrale Innovationsteam die Herausarbeitung der Kundenbedürfnisse beziehungsweise des zu lösenden Kundenproblems sowie die Entwicklung eines tragfähigen und erfolgversprechenden Geschäftsmodells. Langjährige Innovationsexperten können auf diesem Wege Produkte schneller und effizienter entwickeln und gemeinsam zur Marktreife bringen. Im Jahr 2022 konnten in diesem Bereich 17 Projekte im Wert von 224 Mio € zu erwartenden Umsatzes in den kommenden fünf Jahren an operative E.ON-Geschäftseinheiten übergeben werden. Als Beispiele für diese Innovationen gelten das eMobilitätsprojekt BiclEVer, die Energy-Home-Lösung Elna sowie eine Lösung für Gewerbekunden zum Energiesparen im Bereich der intelligenten Heizungssteuerung.

Bi-clEVer: Ein Stromspeicher auf vier Rädern

Die Elektromobilität gilt als wichtiger Baustein für die erfolgreiche Umsetzung der Energiewende. Für diesen Kernbereich des E.ON-Geschäfts haben die Innovationsteams mit dem sogenannten bidirektionalen Laden ein neues Verfahren entwickelt. Unter dem Namen Bi-clEVer hat E.ON im Jahr 2022 gemeinsam mit BMW im Raum München ein Pilotprojekt gestartet, das vorrangig der Frage nachgeht, wie der Batteriespeicher des Elektroautos in Kombination mit der Photovoltaikanlage in Privathaushalten sinnvoll als Stromspeicher genutzt werden kann. Beim bidirektionalen Laden fließt der Strom - anders als bei einer herkömmlichen Ladung des E-Autos - nicht allein in Richtung des Fahrzeug-Akkus, sondern kann bei Bedarf auch wieder ins Hausnetz zurückgespeist werden.

Elna macht Energieverbrauch transparent und lädt zum Energiesparen ein

Ein weiteres Beispiel ist das Projekt Elna, das im Jahr 2022 in Schweden eingeführt wurde. Schweden gilt als idealer Markt für die Markteinführung eines derartigen Produktes, da er europaweit führend bei der Einführung von Smart Energy Metern ist. Elna ist eine zusätzliche App-Funktion innerhalb von "My E.ON" für Privatverbraucher. Mit der neuen Funktionalität werden Energieverbräuche im Haushalt in Echtzeit angezeigt. Der kostenlose smarte Service gibt detaillierte Einblicke und aufgeschlüsselte Daten zum Haushaltsverbrauch in bis zu 14 Kategorien, darunter Standby-Geräte, Wärmepumpe, Waschmaschine oder E-Ladegeräte. Darüber hinaus bietet Elna viele weitere Möglichkeiten, Entscheidungen zum Energieverbrauch zu treffen, um Energie einzusparen und damit Energiekosten zu senken. Nach erfolgreicher Testphase will E.ON in Schweden die Zahl der Kunden sukzessive steigern. Die Einführung des Dienstes in anderen europäischen Ländern bleibt auch hier ein ehrgeiziges Ziel.

Gasverbrauch mittels künstlicher Intelligenz in Bestandsimmobilien reduzieren

Mit dem Produkt "Intelligent Heating Control" (IHC) hat E.ON für ihre Gewerbekunden mit ihrem Partner Lemonbeat im Jahr 2022 eine Ad-hoc-Lösung für außentemperaturgeführte Heizungen entwickelt und getestet, die den Gasverbrauch und damit den CO ₂-Ausstoß einer Heizungsanlage in einem Mehrfamilienhaus um bis zu 30 Prozent reduzieren kann. Die Wirksamkeit des IHC-Systems wurde anhand einer Demonstration mit einer einfachen Plug-and-Play-Installation an zwei baugleichen Mehrfamilienhäusern durchgeführt. Immobilienbesitzer können so ihre alten nicht modernisierten Anlagen nachrüsten. Die künstliche Intelligenz der Lösung lernt die Charakteristika des Heizungssystems kennen und steuert die Heizungsanalage über eine simulierte Außentemperatur voll automatisiert bedarfsgerecht in Echtzeit. Neben der Kosteneinsparung schlägt diese Innovation somit eine Brücke in Richtung klimaneutralen Heizens.

Scale Hubs treiben Innovationen voran, die neue Marktstandards setzen können

Bei E.ON wird die Entwicklung von disruptiven Innovationen viel diskutiert. Experten des zentralen Innovationsteams arbeiten unter anderem an der Entwicklung neuer Geschäftsmodelle, deren Konzepte auf neuen technologischen Anwendungen basieren, deren Reifegrad eine sofortige Markteinführung noch nicht erlaubt. Einige dieser Innovationen zeigen dabei überdurchschnittliches Potenzial - sowohl, was deren wirtschaftliche Erfolgsversprechen angeht, als auch, was ihre Fähigkeit betrifft, neue Marktstandards zu entwickeln.

E.ON bündelt die Entwicklung solcher disruptiver Geschäftsmodelle in sogenannten Scale Hubs. Dabei hat der Konzern insbesondere den Aspekt im Blick, disruptive Innovationen als Teil seines Innovationsportfolios voranzutreiben, ohne zugleich das bestehende Geschäft mit neuen Ansätzen in Frage zu stellen.

Innovatives Pilotprojekt zur Energiegemeinschaft auf Teneriffa

Mit dem Pilotprojekt Adeje Verde hat E.ON im Jahr 2022 die erste Energie-Community ihrer Art in Europa gegründet: Eine Gemeinschaft, die es ihren Bewohnern und lokalen Institutionen ermöglicht, erneuerbare Energie mit einem innovativen Ansatz der Bürgerbeteiligung zu produzieren, zu teilen und gemeinschaftlich zu nutzen. Ziel des Pilotprojekts ist es, allen Bürgerinnen und Bürgern von Adeje Zugang zu Sonnenergie in ihrer unmittelbaren Nachbarschaft zu ermöglichen und damit zu Vorbildern für eine schnell wachsende Energiegemeinschaft zu werden. Die Kanarischen Inseln haben es sich zum Ziel gesetzt, bis 2040 ihren gesamten Energiehaushalt über erneuerbare Energien abzudecken. Spanien ist hinsichtlich der neuen Regelung Vorreiter und damit der ideale Ort für ein Pilotprojekt als Blaupause für europaweite Ansätze.

Die wegweisende Arbeit an Adeje Verde wurde im Oktober 2022 auch vom EU-Sekretariat für Saubere Energie auf EU-Inseln als eine der drei Finalisten des CE4EUIslands Game Changer Award ausgezeichnet.

Der zentrale Innovationsbereich hat mit seinem 360-Grad-Ansatz eine E.ON-weite Innovationsplattform geschaffen. Er stellt seine Expertise und Erfahrungen allen E.ON-Bereichen zur Verfügung und wirkt damit als kontinuierlicher Innovationsmotor für den E.ON-Konzern, der Ideen vom Papier in einen greifbaren Wert für das Unternehmen umwandelt. Damit unterstützt das zentrale Innovationsteam zum einen die Zukunft von E.ON auf ihrem Wachstums- und Nachhaltigkeitskurs und macht zum anderen das Leben der E.ON-Kunden besser, nachhaltiger und einfacher.

Steuerungssystem

Ziel von E.ON ist es, den nachhaltigen Kurs des Unternehmens und die europäische Energiewende im digitalen Zeitalter weiter voranzutreiben. Unter dem Leitmotiv "Connecting Everyone To Good Energy" schreiben wir das nächste Kapitel in der Geschichte unseres Unternehmens. Dabei steht weiterhin die langfristige und nachhaltige Steigerung des Unternehmenswertes im Mittelpunkt unserer auf Nachhaltigkeit, Digitalisierung und Wachstum ausgerichteten Strategie.

Zur wertorientierten Steuerung des Konzerns sowie der einzelnen Geschäftsfelder wird ein konzernweit einheitliches Planungs-, Steuerungs- und Kontrollsystem eingesetzt. Dieses bildet die Grundlage für eine konzernweit einheitliche Denkweise, die gleichzeitig gezielte Steuerungsimpulse für die einzelnen Geschäftsbereiche erlaubt.

Steuerungssystem von E.ON

Als bedeutsamste Kennzahlen zur Steuerung des angestrebten Wachstums werden seit dem Geschäftsjahr 2022 das bereinigte EBITDA, die Investitionen und das Ergebnis je Aktie aus bereinigtem Konzernüberschuss (EPS) genutzt. Über die Verwendung zusätzlicher bedeutender finanzieller und nichtfinanzieller Kennzahlen soll sichergestellt werden, dass unser Wachstum im Einklang mit den verschiedenen Interessen unserer Stakeholder steht und der Unternehmenserfolg ganzheitlich betrachtet wird. Dabei stehen insbesondere unsere Kunden, Mitarbeiter, Aktionäre und Anleihegläubiger im Fokus - immer im Einklang mit unserer gesellschaftlichen und sozialen Verantwortung, die wir als führendes internationales Energieunternehmen haben. Durch die Berücksichtigung bedeutender nichtfinanzieller Kennzahlen verankern wir darüber hinaus insbesondere Nachhaltigkeitsindikatoren explizit in der laufenden Steuerung unserer Geschäfte.

Die nachfolgende Grafik fasst die zur Steuerung genutzten Leistungsindikatoren zusammen:

E.ONs Steuerungssystem

Neben dem Steuerungsmodell soll auch das Vergütungssystem für die Vorstände die Umsetzung der Geschäftsstrategie und damit den langfristigen Erfolg von E.ON durch eine nachhaltige, langfristige und wertorientierte Führung des Unternehmens unterstützen. Daher ist auch die Vergütung der Vorstandsmitglieder an die Entwicklung ausgewählter Steuerungskennzahlen gekoppelt. Das neue Vorstandsvergütungssystem kommt seit Januar 2022 zur Anwendung.

Bedeutsamste Leistungsindikatoren

Mit der Fokussierung auf langfristiges, nachhaltiges und wertorientiertes Wachstum sind die bedeutsamsten Leistungsindikatoren die maßgeblichen Kennzahlen für die interne Steuerung und die Bewertung unserer Geschäftsentwicklung und damit auch die Eckpfeiler in unserer Prognose.

Bei dem bereinigten EBITDA handelt es sich um das Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen, das um nicht operative Effekte bereinigt wird. Zu den Bereinigungen zählen Netto-Buchgewinne, bestimmte Aufwendungen für Restrukturierungen, Effekte im Zusammenhang mit derivativen Finanzinstrumenten sowie das sonstige nicht operative Ergebnis. Somit ist das bereinigte EBITDA der Indikator für die nachhaltige Ertragskraft und die geeignete Kennzahl zur Bestimmung des Erfolgs unseres Geschäfts.

Die Investitionen entsprechen Auszahlungen für Investitionen in das Sachanlagevermögen, immaterielle Vermögensgegenstände und Beteiligungen, die in der Kapitalflussrechnung des E.ON-Konzerns ausgewiesen werden. Investitionen sind der Motor für das zukünftige Wachstum und der Digitalisierung des E.ON-Geschäfts sowie der Dekarbonisierung. Sie sind als Spiegelbild unserer Strategie somit weiterhin maßgeblicher Indikator für die Steuerung unserer Aktivitäten.

Das bereinigte Ergebnis je Aktie (EPS) basiert auf dem bereinigten Konzernüberschuss, der in Relation zu dem gewichteten Durchschnitt der im Geschäftsjahr im Umlauf befindlichen Aktien gesetzt wird. Dadurch finden zusätzlich zum operativen Ergebnis Abschreibungen, das Steuer- und Finanzergebnis sowie die Anteile ohne beherrschenden Einfluss Berücksichtigung, die ebenfalls um nicht operative Effekte bereinigt sind. Dies erlaubt eine ganzheitliche Beurteilung der Ertragslage aus Perspektive der Anteilseigner der E.ON SE.

Bedeutende Leistungsindikatoren

Um neben dem Fokus auf Wachstum die Interessen unserer Stakeholder angemessen zu berücksichtigen, umfasst unser Steuerungssystem neben diesen bedeutsamsten Kennzahlen auch weitere bedeutende Leistungsindikatoren. Als kundenorientiertes Unternehmen ist für unseren Erfolg insbesondere die Fähigkeit wichtig, neue Kunden zu gewinnen und bestehende zu halten. Mit dem Net Promoter Score (NPS) wird daher die Bereitschaft der Kunden gemessen, das Unternehmen an einen Freund oder Kollegen weiterzuempfehlen. Die Attraktivität unseres Unternehmens für Investoren wird über den Total Shareholder Return (TSR) sowie die darin enthaltene Dividende je Aktie (DPS) reflektiert.

Wir haben Nachhaltigkeit zum Kern unserer Unternehmensstrategie gemacht. Bei allem, was wir tun, haben wir daher immer die Folgen unseres wirtschaftlichen Handelns im Blick. Die Entwicklung unseres CO ₂-Fußabdrucks, schwerwiegende Sicherheitsvorfälle bei Mitarbeitern (SIF) und der Anteil weiblicher Führungskräfte sind somit bedeutende Leistungsindikatoren und Teil unseres Steuerungssystems. Darüber hinaus finden unsere ESG-Ratings Eingang in unser Steuerungssystem. Dies ermöglicht eine umfassende Einschätzung unseres Handelns in den Bereichen Umwelt, Soziales und Governance.

Eine solide Finanzierung unserer Geschäftsaktivitäten zur Realisierung unseres angestrebten langfristigen und nachhaltigen Wachstums im Einklang mit der Erfüllung unserer finanziellen Ambitionen ist von großer Bedeutung. Daher sind die Cash Conversion Rate als Indikator für die Fähigkeit des E.ON-Konzerns, das erwirtschaftete Ergebnis in Zahlungsmittelzuflüsse zu transformieren, und der Verschuldungsfaktor als Gradmesser für unsere Kapitalstruktur und Ratings bedeutende Kennzahlen unseres Steuerungssystems. Um darüber hinaus die Effizienz des Kapitaleinsatzes zu bewerten, stellt der ROCE eine bedeutende Kennzahl in unserem Steuerungssystem dar.

Weitere Leistungsindikatoren

Neben den zuvor beschriebenen Steuerungskennzahlen spielen weitere finanzielle und nichtfinanzielle Kennzahlen eine Rolle für unseren unternehmerischen Erfolg und unsere gesellschaftliche Verantwortung. Zu den weiteren Kennzahlen zählen unter anderem der operative Cashflow, Durchleitungs- und Absatzmengen für Strom und Gas sowie ausgewählte mitarbeiterbezogene Informationen.

Klimaschutz und Umwelt

Klimaschutz ☑

GRI 3-3, GRI 305

Der Klimawandel und damit verbundene Umweltschäden stellen eine ernsthafte Bedrohung für Mensch und Natur dar. Die Nutzung konventioneller Energie ist mit dem Ausstoß von Treibhausgasemissionen verbunden. Daher spielen eine erneuerbare und CO ₂-arme Energieerzeugung sowie der effiziente Umgang mit Energie eine zentrale Rolle, um Emissionen zu reduzieren und damit die Erderwärmung zu begrenzen. Angesichts der aktuellen geopolitischen Herausforderungen für die Sicherstellung der Energieversorgung in Europa wird diese anspruchsvolle Aufgabe nicht leichter. Der Übergang zu einer CO ₂-armen Wirtschaft erfordert daher vermehrte gemeinsame Anstrengungen aller, die Energie erzeugen oder verbrauchen. Diese Übergangszeit ist eine Herausforderung für die Wettbewerbsfähigkeit der Energieversorger. Sie bietet aber auch die Chance, das Geschäft auszubauen. Viele Länder, Kommunen und Unternehmen setzen bereits auf eine klimafreundliche Energieerzeugung und Energieeffizienzmaßnahmen, um ihre CO ₂-Reduktionsziele zu erreichen. Mit ihrem strategischen Fokus auf Kundenlösungen zur effizienten Nutzung von Energie und intelligente Energienetze richtet E.ON das Geschäftsmodell ganz auf diese globalen Trends aus.

E.ONs Ansatz

Verteilnetze, wie die von E.ON, sind das Rückgrat der Energiewende: Sie integrieren erneuerbare Energien, verbinden Erzeuger und Verbraucher und steuern komplexe Energieflüsse je nach Bedarf. Unsere Lösungen helfen Kunden aller Art, Energie effizienter zu nutzen, ihre eigene erneuerbare oder kohlenstoffarme Energie zu produzieren und so ihren CO ₂-Fußabdruck zu verringern. Kurzum: Klimaschutz ist bei E.ON integraler Bestandteil des Geschäftsmodells und der Unternehmensführung. Wir wollen mit unserer Geschäftstätigkeit dazu beitragen, den Klimawandel zu bekämpfen, das Leben der Menschen zu verbessern und eine lebenswerte Zukunft zu schaffen. Beispielsweise unterstützen wir Unternehmen und Kommunen dabei, ihre CO ₂-Emissionen zu reduzieren und die Ladeinfrastruktur für E-Mobilität auszubauen.

E.ON will auch den eigenen ökologischen Fußabdruck verkleinern. Seit 2004 legt das Unternehmen die jährlichen Kohlendioxidemissionen aus der Strom- und Wärmeerzeugung sowie aus anderen, nicht direkt mit der Erzeugung zusammenhängenden Aktivitäten offen. Dazu gehören auch indirekt im Zusammenhang mit E.ONs Geschäftstätigkeiten stehende vor- und nachgelagerte Emissionen. E.ON berechnet ihre Emissionen anhand des weltweit anerkannten Greenhouse Gas Protocol Corporate Accounting and Reporting Standard (GHG Protocol), das vom World Resources Institute (WRI) und dem World Business Council for Sustainable Development (WBCSD) herausgegeben wurde. Im Jahr 2020 hat der E.ON-Vorstand die Klimaziele des Unternehmens aktualisiert. Um die Ziele zu erreichen, haben wir konkrete Maßnahmen zur Reduktion der Emissionen für alle drei Kategorien des GHG-Protokolls definiert (siehe unten "Ziele und Leistungsüberprüfung"). Für die Erhebung der Scope-3-Emissionen verwenden wir den "Corporate Value Chain (Scope 3) Accounting and Reporting Standard". Darüber hinaus hat die E.ON-Hauptversammlung 2021 ein neues Vergütungssystem für den Vorstand beschlossen. Das System sieht vor, dass ein Viertel der langfristigen Vergütung der Vorstandsmitglieder davon abhängt, inwieweit das Unternehmen seine Nachhaltigkeitsziele erreicht. Ziel ist es, ESG-Aspekte wie die Reduzierung von CO ₂-Emissionen noch stärker in die Unternehmensführung von E.ON einzubinden.

Leit- und Richtlinien

Im Oktober 2021 hat E.ON auch ihre Grundsatzerklärung für Gesundheit, Sicherheit, Umwelt und Klimaschutz überarbeitet. Sie stellt klar, dass Umwelt- und Klimaschutz - ebenso wie Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz - integrale Bestandteile der Geschäftstätigkeit von E.ON sind. E.ON betrachtet Umwelt- und Klimaschutz als wesentliche und integrale Führungsaufgabe.

Sie verpflichtet sich in der Grundsatzerklärung, bei allen Geschäftsentscheidungen Umwelt- und Klimaschutz zu berücksichtigen. Durch das Versprechen, die bestmöglichen Techniken und Verfahren in den Geschäftsprozessen zu verwenden, verringert E.ON die Umweltauswirkungen und verbessert die Energieeffizienz. Darüber hinaus verpflichtet sie E.ON zur Einhaltung aller für den Bereich "Health, Safety und Environment" (HSE) einschlägigen Gesetze und Vorschriften und definiert die dafür geeigneten Managementsysteme (ISO 45001, ISO 14001 und ISO 50001).

Ende 2021 hat E.ON darüber hinaus eine Umweltschutzleitlinie verabschiedet. Informationen dazu finden Sie im Kapitel Umweltmanagement.

Zwei weitere detaillierte HSE-Richtlinien, die HSE-Funktionsrichtlinie (HSE Function Policy) und die HSE-Mitarbeiter-Richtlinie, sind bereits Anfang 2018 in Kraft getreten. Die Funktionsrichtlinie definiert die HSE-Rollen, -Verantwortlichkeiten, -Managementansätze und -instrumente sowie Mindestanforderungen für die gesamte Organisation. Sie ermächtigt den HSE-Bereich zu überwachen, ob unsere Geschäftseinheiten ihrer Verpflichtung nachkommen, ein nach ISO 14001 oder dem Eco-Management and Audit Scheme (EMAS) zertifiziertes Umweltmanagementsystems zu betreiben.

Außerdem definiert die Funktionsrichtlinie HSE-Standards für das Management von Zwischenfällen. Sie ersetzt und aktualisiert damit die in früheren Unternehmensrichtlinien hierfür festgelegten Standards. Die HSE-Mitarbeiter-Richtlinie geht noch weiter ins Detail: Sie unterstreicht die Bedeutung des Umwelt- und Klimaschutzes und definiert konkrete Aufgaben. Unser Verhaltenskodex bestimmt hingegen die allgemeinen HSE-Regeln, an die sich alle unsere Mitarbeiter halten müssen.

Organisation und Verantwortlichkeiten

Die Nachhaltigkeitsabteilung des Konzerns war federführend bei der Entwicklung der unternehmensweiten Klimaschutzziele. Außerdem überwacht sie, welche Fortschritte wir auf dem Weg dorthin erreichen (siehe "Ziele und Leistungsüberprüfung"). Die Einheiten werden bei ihren Anstrengungen zur Dekarbonisierung von ihrem HSE-Team unterstützt. Auch die übergreifende HSE-Organisation beteiligt sich hieran, indem sie bei der Entwicklung von Energieeffizienzmaßnahmen hilft sowie Ideen und bewährte Verfahren teilt. Mit dieser Struktur konnte E.ON seit der Verabschiedung der unternehmensweiten Reduktionsziele für direkte und indirekte Emissionen Fortschritte erreichen.

Auch den Umgang mit klimabedingten Risiken hat E.ON systematisiert. Im Jahr 2020 haben wir dazu die Berichterstattung über Klimarisiken tiefer in das konzernweite Risikomanagement eingebettet. Weitere Informationen finden sich im Risiko- und Chancenbericht. Darüber hinaus orientiert sich unsere Berichterstattung an den Empfehlungen der Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD). Diese ist im Kapitel "Weitere Informationen" zu finden.

Um Nachhaltigkeit und Klimaschutz noch enger bei der allgemeinen strategischen Ausrichtung des Konzerns einzubinden, wurde die Nachhaltigkeitsabteilung im Jahr 2022 in den Bereich Strategy, Sustainability and Innovation eingegliedert.

Die Prinzipien guter Unternehmensführung leiten E.ON bei ihrem verantwortungsvollen und wertorientierten Management. Im Fokus stehen dabei die effiziente Zusammenarbeit von Vorstand und Aufsichtsrat, eine transparente Berichterstattung und ein angemessenes Risikomanagement. Die klare Organisation der Nachhaltigkeits- und Klimaaktivitäten stellt sicher, dass alle Beteiligten effizient zusammenarbeiten und wir unsere Leistung kontinuierlich verbessern. Informationen über die Fortschritte von E.ON bezüglich der Klimaziele legen wir zunächst dem Chief Sustainability Officer und dem Sustainability Council vor. Der Chief Sustainability Officer hat den Vorsitz des Council inne und berichtet dem E.ON-Vorstand regelmäßig über die erreichten Fortschritte. Im Jahr 2022 tagte das Council zweimal.

Spezifische Aktionen

Im Oktober 2021 hat E.ON ein Handbuch zur ESG-Berichterstattung verabschiedet, das im Dezember 2021 in Kraft getreten ist. Die detaillierten Beschreibungen und Anforderungen des Handbuchs leiten die Einheiten dabei an, die ESG Leistungsindikatoren (KPIs) zu erheben und zu berichten. Die klimarelevanten KPIs des Handbuchs hat E.ON genutzt, um einen Carbon-Management-Plan zu entwickeln, der die konzernweiten Klimaziele auf die Geschäftseinheiten herunterbricht. Ziel ist es, die Fortschritte bei der Erreichung dieser Ziele für die einzelnen Geschäftseinheiten von E.ON separat zu betrachten, wobei die Besonderheiten des jeweiligen Geschäfts, die strategischen Ambitionen und die Klimapolitik des Landes oder der Länder, in denen sie tätig sind, berücksichtigt werden. Der Plan spiegelt den allgemeinen Managementansatz von E.ON wider: Der Konzern gibt den strategischen Kurs und den Governance-Rahmen vor, während die Einheiten eine breite operative Entscheidungskompetenz haben. Der Carbon-Management-Plan trat im dritten Quartal 2022 in Kraft.

› CDP ist eine der größten internationalen Vereinigungen von Investoren, die unabhängig die Transparenz und Qualität der Klimaberichterstattung von Unternehmen bewerten. E.ON berichtet seit 2004 Daten zu CO ₂-Emissionen an CDP. CDP hat E.ON im Jahr 2022 erneut ein A Rating in der Kategorie Klimawandel verliehen: Diese Bewertung bescheinigt Unternehmen eine führende Rolle im Klimaschutz. E.ON ist damit von fast 15.000 bewerteten Unternehmen unter den 286 besten, die es 2022 auf die A-Liste geschafft haben. E.ONs nachweisliche Maßnahmen haben das Unternehmen zu einem weltweit führenden Unternehmen in Bezug auf ökologische Ambitionen, Maßnahmen und Transparenz gemacht.

Darüber hinaus wurde E.ON im Jahr 2021 (veröffentlich in 2022) von CDP erneut als "Supplier Engagement Leader" ausgezeichnet. E.ON gehört damit zu den besten 2 Prozent der bewerteten Lieferanten, die sich für den Klimawandel engagieren. ‹

Im Rahmen der ganzheitlichen Klimastrategie verfolgt E.ON eine klare Hierarchie für Dekarbonisierungsmaßnahmen: Vermeidung und Reduktion von Emissionen haben höchste Priorität.

Kompensation mittels Emissionszertifikaten soll primär für momentan unvermeidbare Emissionen eingesetzt werden. Alle Kompensationen über Zertifikate werden von E.ON absolut freiwillig und zusätzlich zu unseren Klimazielen vorgenommen.

Über Kompensationen und entsprechende Emissionszertifikate werden Maßnahmen zur Emissionsvermeidung oder -entfernung außerhalb der eigenen Wertschöpfungskette finanziell unterstützt. Die zugehörigen Projekte sind häufig in Entwicklungs- und Schwellenländern angesiedelt. E.ON nutzt Kompensationszertifikate, um Emissionen auf Produktebene auszugleichen und rechnet die kompensierten Mengen nicht emissionsmindernd in ihre eigene Klimabilanz oder die hinsichtlich ihrer eigenen Klimaziele erhobenen Kennzahlen ein.

Gleichzeitig sind wir uns bewusst, dass CO ₂-Kompensation für eine langfristige Verringerung der Emissionen eine Rolle spielen wird. Das Verfahren kann genutzt werden, um einen kleinen Teil der verbleibenden Emissionen zu kompensieren. Die freiwilligen Kohlenstoffmärkte - und der Kauf von Zertifikaten mit hoher Integrität - werden sogar immer wichtiger. Deshalb hat E.ON eine umfassende Strategie zur Kompensation von Kohlendioxidemissionen ab dem Jahr 2021 entwickelt.

› Weitere Details zu unserer CO ₂-Kompensationsstrategie werden in der Veröffentlichung "On course for net-zero - Supporting paper for E.ON's decarbonization strategy and climate-related disclosures" dargelegt. ‹

Eine wichtige Säule dieser Strategie ist E.ONs seit 2021 bestehende Partnerschaft mit der LEAF ("Lowering Emissions by Accelerating Forest Finance") Coalition, LEAF ist die größte privatöffentliche Initiative gegen die Entwaldung tropischer Regenwälder. An ihr beteiligen sich unter anderem die norwegische, britische, amerikanische und südkoreanische Regierung sowie über 20 Unternehmen. Kompensationszertifikate von LEAF sollen den Schutz dieser Wälder finanzieren und nachhaltige Bewirtschaftungskonzepte mit starker Beteiligung von Politik und lokalen Stakeholdern unterstützen.

Ziele und Leistungsüberprüfung

In nur sechs Jahren hat E.ON den strategischen Wandel von einem klassischen Energieversorger zu einem fokussierten Betreiber von Energienetzen und Energieinfrastruktur sowie Anbieter innovativer Kundenlösungen vollzogen. Er begann 2014 mit der Entscheidung, aus der fossilen Stromerzeugung und dem globalen Rohstoffhandel auszusteigen. In der Zwischenzeit haben wir weitere wichtige Schritte unternommen, um direkte und indirekte Emissionen zu reduzieren. Darüber hinaus hat der E.ON-Vorstand im Jahr 2020 neue Klimaziele festgelegt, die im Folgenden beschrieben werden. In Verbindung mit den Zielen hat das Unternehmen steuerungsrelevante Leistungsindikatoren (KPIs) entwickelt, die unter anderem zur Berechnung der langfristigen Vergütung für Vorstandsmitglieder herangezogen werden.

Im Mai 2022 hat die Science Based Targets initiative (SBTi) bestätigt, dass E.ONs Klimaziele mit dem 1,5-Grad-Ziel des Pariser Klimaabkommens übereinstimmen. Das bedeutet, dass E.ONs geplante Emissionsreduktion dazu beiträgt, die globale Erwärmung auf 1,5 Grad im Vergleich zum vorindustriellen Niveau zu begrenzen. Hierfür sehen wir vor, unsere Scope-1-, -2- und -3-Emissionen bis 2030, gegenüber dem Basisjahr 2019, um mindestens 50 Prozent zu reduzieren.

› E.ONs SBTi-Ziele werden in unserer Veröffentlichung "On course for net-zero - Supporting paper for E.ON's decarbonization strategy and climate-related disclosures" im Detail erklärt. ‹

Die selbst gesetzten Unternehmensklimaziele von E.ON gehen indes über die Anforderungen der SBTi für das 1,5-Grad-Ziel hinaus: Zum einen plant E.ON, durch die Reduzierung der eigenen Treibhausgasemissionen bis 2040 klimaneutral zu werden. Daher sieht unser Reduktionspfad für unsere Scope-1- und -2-Emissionen vor, diese bis 2030 um 75 Prozent und bis 2040 um 100 Prozent zu reduzieren. Zum anderen wollen wir die Scope-3-Emissionen bis 2030 um 50 Prozent und bis 2050 um 100 Prozent reduzieren. Beide Reduktionspfade gehen jeweils vom Basisjahr 2019 aus. Scope-3-Emissionen entstehen vor allem bei der Erzeugung des von E.ON bezogenen und weiterverkauften Stroms sowie bei der Nutzung des verkauften Gases. Sie bilden den Großteil des konzernweiten CO ₂-Fußabdrucks von E.ON.

Mit der Verabschiedung unserer Klimastrategie haben wir Maßnahmen eingeleitet, die helfen sollen, die genannten Klimaschutzziele bis 2030, 2040 und 2050 zu erreichen und damit die Energiewende in Europa zu unterstützen. E.ON überwacht systematisch die Fortschritte auf diesem Weg. Dabei ist zu berücksichtigen, dass der Vergleich des Energieverbrauchs von Jahr zu Jahr durch vorübergehende, witterungsbedingte und anderweitig verursachte Schwankungen beeinflusst werden kann. Um zu beurteilen, ob die von E.ON ergriffenen Maßnahmen wirksam sind und wo wir Hinblick auf unsere Ziele stehen, muss daher ein Zeitraum von mehreren Jahren betrachtet werden. Seit 2016, nehmen wir deshalb zusätzlich alle drei Jahre eine tiefergehende Bewertung der Entwicklung vor. Dabei zeigte sich, dass die Reduktionsrate bisher mit den Prognosen übereinstimmt. Mit Einführung unseres Carbon-Management-Plans im Jahr 2022 (siehe oben) verfeinerten wir diesen Prozess durch Emissionsreduktionspfade auch für die einzelnen Geschäftseinheiten. Diese haben nun jährliche Kontrollen durchzuführen, damit wir genauer erkennen, ob wir auf dem vorgegebenen Weg vorankommen. Jede Einheit kann zudem eigene, über das Konzernziel hinausgehende Reduktionsziele verfolgen.

Fortschritte und Maßnahmen

Berichterstattung gemäß GHG-Protokoll

E.ON berechnet ihre Emissionen anhand des weltweit anerkannten "WRI/WBCSD Greenhouse Gas Protocol Corporate Accounting and Reporting Standard" (GHG-Protokoll) für die inzwischen sieben vom Kyoto-Protokoll abgedeckten Treibhausgase (THG) Kohlendioxid (CO ₂), Methan (CH4), Distickstoffmonoxid (N2O), Fluorkohlenwasserstoffe (HFC), perfluorierte Kohlenwasserstoffe (PFC), Schwefelhexafluorid (SF6) und Stickstofftrifluorid (NF3). CO ₂ ist das Treibhausgas, von dem wir bei weitem am meisten emittieren. Zwar tragen auch andere Treibhausgase wie SF6 und CH4 zu der von E.ON ausgehenden Klimabelastung bei. Allerdings ist ihr Anteil an unseren Treibhausgasemissionen viel geringer als der von CO ₂. Die Treibhausgaspotenziale (Global Warming Potential, GWP) geben an, wie stark andere Treibhausgase im Vergleich zu CO ₂ die globale Erwärmung in einem bestimmten Zeitraum beeinflussen. Alle Treibhausgasemissionen können als CO ₂-Äquivalente (CO ₂e) ausgedrückt und so gemeinsam bilanziert werden.

Das GHG-Protokoll definiert drei Kategorien (Scope 1 bis 3) für die Bilanzierung und Berichterstattung von Treibhausgasen. Dies verbessert die Transparenz und bietet Orientierung im Hinblick auf die jeweilige Klimapolitik und die Unternehmensziele.

E.ONs CO ₂-Fußabdruck nach GHG-Protokoll

Scope 1 bezeichnet direkte THG-Emissionen aus Brennstoffen, die in Anlagen verbrannt werden, die uns selbst gehören oder die wir kontrollieren, wie die Kraft- und Heizwerke und die Fahrzeugflotte von E.ON. Sie umfassen auch flüchtige Methanemissionen aus den Gasverteilnetzen.

Scope 2 steht für indirekte THG-Emissionen aus der Erzeugung von Strom, den das Unternehmen für den Betrieb seiner Gebäude, Betriebe und Elektrofahrzeuge kauft oder der auf Leitungsverluste in seinen Stromverteilnetzen zurückgeht. Diese Emissionen entstehen nicht physisch in den Einrichtungen von E.ON, sondern in der Einrichtung, in der der Strom erzeugt wird. Aus diesem Grund werden Stromverteilungsverluste als Scope-2-Emissionen, Gasverteilungsverluste jedoch als Scope-1-Emissionen eingestuft. Die auf Leitungsverluste zurückzuführenden Emissionen sind in Abschnitten des Stromnetzes mit hoher Einspeisung von erneuerbaren Energien geringer. In Übereinstimmung mit dem GHG-Protokoll berechnen wir Scope-2-Emissionen sowohl mit einer standortbasierten als auch mit einer marktbasierten Methode. Für die eigenen Managemententscheidungen verwendet E.ON die nach der standortbasierten Methode ermittelte Zahl, die auf dem jeweiligen nationalen Erzeugungsmix basiert. Die marktbasierte Methode ergibt einen davon abweichenden Wert, da sie auf dem vertraglich zurechenbaren Erzeugungsmix der Stromlieferanten des Unternehmens basiert. Der Aufwand, jeden einzelnen Anbieter zu ermitteln, der Strom in jedes der Netze von E.ON einspeist, wäre jedoch erheblich. Wir verwenden daher den Emissionsfaktor des "residual generation mix" eines jeden Landes. Dieser liegt in den meisten Fällen deutlich über dem Faktor des nationalen Erzeugungsmixes. Die Leitungsverluste machten im Jahr 2022 etwa 3 Prozent der von E.ON verteilten Strommenge aus.

Scope 3 umfasst indirekte Emissionen, die in der vor- und nachgelagerten Wertschöpfungskette von E.ON entstehen. Sie resultieren in erster Linie aus der Erzeugung des Stroms, den das Unternehmen kauft und an seine Kunden weiterveräußert, sowie aus der Nutzung des von E.ON an ihre Kunden verkauften Gases.

Unter Scope 3 werden zudem jene Emissionen eingeordnet, die bei der Produktion und Bereitstellung der von E.ON bezogenen Waren und Dienstleistungen entstehen. In Anlehnung an das GHG-Protokoll unterteilen wir unsere Emissionen aus der Strom- und Wärmeerzeugung seit 2020 in Emissionen aus eigenen und selbst betriebenen Anlagen (Scope 1) und solche aus eigenen, aber an den Leasingnehmer verpachteten und von diesem betriebenen Anlagen (Scope 3), um die Transparenz zu erhöhen.

Seit der Ausgliederung der großen fossilen Stromerzeugung aus dem Erzeugungsportfolio von E.ON beziehen wir unseren Strom hauptsächlich von Großhandelsmärkten, sodass dessen Herkunft oft nicht nachvollziehbar ist oder die Informationen über die Quelle nicht zuverlässig sind. Zur Berechnung von Emissionen, für die, wie in diesem Fall, Primärdaten nicht verfügbar oder von unzureichender Qualität sind, empfiehlt das GHG-Protokoll die Verwendung von Sekundärdaten, beispielsweise Branchendurchschnittsdaten oder staatliche Statistiken. Zur Quantifizierung der Scope-3-Emissionen aus der Erzeugung dieser Strommengen verwenden wir deshalb die offiziellen nationalen Emissionsfaktoren der Länder, in denen wir den an Endkunden verkauften Strom beziehen. Für die Berechnung der Emissionen aus dem an Endkunden weiterverkauften Strom verwenden wir darüber hinaus auch die marktbasierte Methode. Für das Unternehmen ist dieser Wert durch den Verkauf von grünem Strom aktiv beeinflussbar und daher steuerungsrelevant.

E.ONs CO ₂-Fußabdruck für 2022

Gesamt-CO ₂-Äquivalente in Millionen Tonnen

¹ standortbasiert
² marktbasiert

Unsere direkten und indirekten CO ₂e-Emissionen beliefen sich im Jahr 2022 auf insgesamt 88,84 Mio Tonnen; davon waren 3 Prozent direkte Scope-1-Emissionen und 97 Prozent indirekte Scope-2- und -3-Emissionen. Die Scope-1-Emissionen gingen im Vergleich zum Vorjahr um 22 Prozent zurück, die indirekten Emissionen um etwa 20 Prozent. Für diese Berechnung wurden die steuerungsrelevanten Emissionswerte verwendet, die standortbasierten Scope-2-Emissionen und marktbasierten Scope-3-Emissionen.

Scope 1 GRI 305-1

Gesamt CO ₂-Äquivalente in Mio Tonnen ¹	2022	2021	2020
Eigenerzeugung Strom und Wärme2, 3	1,90 ⁴	2,17 ⁵	2,19 ⁶
Flüchtige Gase	0,89 ⁸	1,44 ⁷	1,65
Eigene Transporte	0,05	0,04	0,04
Kraftstoffverbrennung ⁹	0,05	0,05	0,04
Gesamt	2,88	3,71	3,92

¹ Als externe Quellen für das Erderwärmungspotenzial (Global Warming Potential - GWP) wurden das Department for Business, Energy & Industrial Strategy (BEIS, früher DEFRA), das Naturvardsverkets, das Greenhouse Gas Protocol, das Överenskommelse Värmemarknadskommittén 2021 und der IPCC-AR5-Bericht herangezogen.
² Gemäß dem GHG-Protokoll werden die Emissionen aus der Strom- und Wärmeerzeugung ab 2019 wie folgt unterteilt: in Emissionen aus Anlagen, die sich im Besitz von E.ON befinden und von E.ON betrieben werden (Scope 1), und Emissionen aus Anlagen, die an Kunden verpachtet sind und von diesen betrieben werden (Scope 3). Dadurch können wir unsere Emissionen besser steuern und die Fortschritte bei der Erreichung unserer Ziele transparenter darlegen.
³ Das Greenhouse Gas Protocol und das DEFRA schreiben derjenigen Energie, die in Anlagen für erneuerbare Energien und Kernkraftwerken erzeugt wird, keine direkten CO ₂-Emissionen zu.
⁴ In dieser Zahl sind 2.177 Kilotonnen CO ₂ aus biogenen Emissionen gemäß GHG Protocol nicht enthalten.
⁵ In dieser Zahl sind 2.876 Kilotonnen CO ₂ aus biogenen Emissionen gemäß GHG Protocol nicht enthalten.
⁶ In dieser Zahl sind 2.696 Kilotonnen CO ₂ aus biogenen Emissionen gemäß GHG Protocol nicht enthalten.
⁷ 2021 haben wir in Teilen mit der Einführung unseres Tools zur Berechnung von CH4-Emissionen begonnen, das die neuesten regulatorischen Anforderungen berücksichtigt und eine Trennung der Gasnetzverluste in verschiedene Kategorien ermöglicht, um die Datenqualität und Transparenz zu verbessern. Eine Kategorie, die Fackelemissionen, führt zu Erdgasemissionen und nicht zu Methan, weshalb die ausgewiesenen CH4-Emissionen deutlich reduziert werden konnten.
⁸ Seit 2022 führen wir unser Tool zur Berechnung von CH ₄-Emissionen ein. Es berücksichtigt die neuesten regulatorischen Anforderungen und ermöglicht eine Trennung der Gasnetzverluste in verschiedene Kategorien; dies soll die Datenqualität und Transparenz verbessern. Die für E.ON spezifischen Anpassungen des Standards (OGMP 2.0) wurden flächendeckend eingeführt.
⁹ Zur Beheizung von Gebäuden. Die Verbrennung von Erdgas zur Beheizung technischer Anlagen wird ab 2020 berücksichtigt.

2022 betrugen die Scope-1-Emissionen von E.ON 2,88 Mio Tonnen CO ₂e. Sie lagen damit deutlich unter dem Vorjahreswert von 3,71 Mio Tonnen CO ₂e. Der Rückgang ist hauptsächlich auf eine genauere technische Bilanzierung für die Kalkulation der CH4 Emissionen im Zusammenhang mit unseren Gasverteilnetzen zurückzuführen. Darüber hinaus kam es bei der Eigenerzeugung von Strom und Wärme zu einer Verringerung.

Die Emissionen aus der Strom- und Wärmeerzeugung sind vor allem auf unsere Kraft-Wärme-Kopplungs-(KWK)-Anlagen zurückzuführen. Im Jahr 2020 haben wir unsere Aufstellung der Scope-1-Emissionen aus der Strom- und Wärmeerzeugung in verpachteten Anlagen transparenter gestaltet. Dazu weisen wir Emissionen aus nachgelagerten, von uns verpachteten Anlagen nun als Scope-3-Emissionen aus. Dabei handelt es sich um Anlagen, die wir bei Kunden installiert haben und die diese als Pächter für ihren eigenen Bedarf betreiben. Diese Unterscheidung zeigt, dass die Emissionen aus eigenen Anlagen höher sind als die Emissionen aus verpachteten Anlagen. Bei der Wärmeerzeugung entfallen 62 Prozent der Emissionen auf eigene Anlagen und 38 Prozent auf verpachtete Anlagen. Bei der Stromerzeugung stammen 40 Prozent der Emissionen aus eigenen Anlagen und 60 Prozent aus verpachteten Anlagen.

Flüchtige Emissionen bestehen bei E.ON überwiegend aus Methan, bedingt durch Lecks an der Erdgas-Infrastruktur, sowie aus Schwefelhexafluorid (SF ₆) und Kühlmitteln, die in Energieverteilungsanlagen verwendet werden. Deren GWP ist sehr hoch, was sich in den hohen Werten widerspiegelt.

> Im Verhältnis zu den von E.ON verteilten und kundenseitig verbrauchten Mengen sind die flüchtigen Emissionen jedoch recht gering: 2022 gingen nur 0,3 Prozent des Methans und 0,18 Prozent des SF ₆ verloren. <

In Zukunft wollen wir die flüchtigen Emissionen durch eine optimierte Überwachung von Leckagen und die kontinuierliche Verbesserung und Modernisierung unserer Gas- und Stromnetze verringern.

Scope 2 GRI 305-2

Gesamt CO₂-Äquivalente in Mio Tonnen ¹	2022	2021	2020
Verluste bei der Übertragung und Verteilung von Strom (standortbasiert) ²	3,14	3,67	4,19
Verluste bei der Übertragung und Verteilung von Strom (marktbasiert) ^{3, 4}	5,52	5,56	5,83
Extern bezogene Energie (standortbasiert)	0,25	0,23	0,30
Extern bezogene Energie (marktbasiert)	0,31	0,17	0,25
Gesamt (standortbasiert)	3,38	3,90	4,49
Gesamt (marktbasiert)	5,83	5,73	6,09

¹ Als externe Quellen für das Erderwärmungpotenzial (GWP) wurden die Internationale Energieagentur (IEA) und die Association of Issuing Bodies (AIB) herangezogen.
² Auf Basis der Emissionsfaktoren von nationalen Strommixen für bestimmte geografische Regionen (Quelle: IEA).
³ Auf Basis der Emissionsfaktoren von nationalen Residualmixen für bestimmte geografische Regionen. Der Residualmix-Emissionsfaktor eines Landes bildet die Emissionen und die Erzeugung ab, die verbleiben, nachdem Zertifikate, Verträge und lieferantenspezifische Faktoren in Anspruch genommen und aus der Berechnung entfernt wurden (Quelle: EPA).
⁴ Die Stromverteilungsverluste in Schweden wurden fast vollständig durch den Bezug von Ökostrom ausgeglichen.

Im Jahr 2022 verzeichneten wir standortbezogene Scope-2-Emissionen in Höhe von 3,38 Mio Tonnen CO ₂e. Die damit im Vergleich zum Vorjahr geringere Menge ergab sich aus dem grüneren Erzeugungsmix in unseren Märkten.

E.ONs Investitionen in die Instandhaltung ihrer Netze, tragen auch zur Verringerung der Leitungsverluste bei. Je nach Art der Verluste verfolgt E.ON hierbei unterschiedliche Ansätze: Technische Verluste können durch Netzoptimierung reduziert werden. Hierzu rüsten wir unsere Netze mit der Smart-Grid-Technologie auf (Mehr dazu unter Versorgungssicherheit). Dadurch können sich die Leitungen und Transformatoren - in vielen Fällen automatisch - an die tatsächliche Erzeugung und den Verbrauch in einem bestimmten Netzabschnitt anpassen. Aufgrund der physikalischen Eigenschaften der Stromnetze lassen sich die technischen Verluste jedoch nur bis zu einem gewissen Grad reduzieren. Kommerzielle Verluste entstehen vor allem durch Diebstahl.

Scope 3 GRI 305-3

Gesamt CO₂-Äquivalente in Mio Tonnen ¹	2022	2021	2020
Extern bezogener, an Endkunden verkaufter Strom (standortbasiert) ²	40,48 ^{3, 4}	51,55 ^{3, 4}	61,27
Extern bezogener, an Endkunden verkaufter Strom (marktbasiert) ²	42,51 ^{3, 4}	54,75 ^{3, 4}	-
Verbrauch verkauften Erdgases bei Endkunden ²	35,63 ³	44,15 ³	41,78
Eingekaufte Güter und Dienstleistungen ⁵	2,80 ⁶	3,32	3,33 ⁷
Strom- und Wärmeerzeugung (verpachtete Anlagen) ⁸	1,56 ⁹	1,29 ¹⁰	1,50 ¹¹
Pendeln der Mitarbeiter ¹²	0,05	0,05	0,05
Vorgelagerte Prozesse gemieteter Vermögenswerte (Leasingfahrzeuge)	0,02	0,02 ¹³	0,03 ¹³
Geschäftsreisen	0,00 ¹⁴	0,00 ^{15, 16}	0,00 ^{16, 17}
Gesamt (standortbasiert)	80,55	100,38	107,96
Gesamt (marktbasiert) ¹⁸	82,58	103,58	-

¹ Zu den verwendeten externen Quellen für das Erderwärmungspotenzial (GWP) gehören die Internationale Energieagentur (IEA), der IPCC-AR5-Bericht, das Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie (BEIS, früher DEFRA), das Naturvårdsverkets, das Greenhouse Gas Protocol und der Överenskommelse Värmemarknadskommittén 2021. Außerdem wurden für die Berechnung Primärdaten von externen Reisedienstleistern verwendet.
² Scope-3-Emissionen aus eingekauftem Strom und der Verbrennung von Erdgas, das an Endverbraucher verkauft wird (an unsere Privat- und B2B-Kunden verkaufte Energie), gemäß dem GHG-Scope-3-Protokoll. Die Emissionen aus den Verteilungsverlusten der an Vertriebspartner und den Großhandelsmarkt verkauften Energie werden entsprechend unter unseren Scope-1- und Scope-2-Emissionen verbucht.
³ Einschließlich Gesellschaften der Slowakei, an denen wir einen Anteil von 49 Prozent halten.
⁴ Beinhaltet den Bezug von Strom an E.ON-eigenen und öffentlich zugänglichen Ladestationen.
⁵ Einschließlich Investitionsgütern.
⁶ Ab 2022 wurden die Emissionen nach einer aktualisierten Methode zur Berechnung der vorgelagerten Auswirkungen berechnet.
⁷ In dieser Zahl ist eine CO ₂-Kompensation von etwa 55 Tonnen nicht enthalten.
⁸ Gemäß dem GHG-Protokoll werden die Emissionen aus der Strom- und Wärmeerzeugung ab 2019 in Emissionen aus Anlagen, die sich im Besitz von E.ON befinden und von E.ON betrieben werden (Scope 1), und Emissionen aus Anlagen, die an Kunden verpachtet sind und von diesen betrieben werden (Scope 3), unterteilt. Dadurch können wir unsere Emissionen besser steuern und die Fortschritte bei der Erreichung unserer Ziele transparenter machen.
⁹ In dieser Zahl sind 3,5 Kilotonnen CO ₂ aus biogenen Emissionen gemäß dem GHG-Protokoll nicht enthalten.
¹⁰ In dieser Zahl sind 2,5 Kilotonnen CO ₂ aus biogenen Emissionen gemäß dem GHG-Protokoll nicht enthalten.
¹¹ In diesen Zahlen sind 2,2 Kilotonnen CO ₂ aus biogenen Emissionen gemäß dem GHG-Protokoll nicht enthalten.
¹² Wir schätzen, dass im Durchschnitt die Hälfte unserer Mitarbeiter aufgrund von Covid-19 von zu Hause aus gearbeitet hat.
¹³ Die Zahlen für geleaste Fahrzeuge beziehen sich auf das jeweilige Vorjahr: 2021 für 2020 und 2020 für 2019.
¹⁴ In dieser Zahl ist eine Kompensation von etwa 451 Tonnen CO ₂ enthalten, die nicht von dem angegebenen Wert abgezogen wurde.
¹⁵ In dieser Zahl ist eine Kompensation von etwa 98 Tonnen CO ₂ enthalten, die nicht von dem angegebenen Wert abgezogen wurde.
¹⁶ Basiert teilweise auf Vorjahreszahlen.
¹⁷ In dieser Zahl ist eine Kompensation von etwa 501 Tonnen CO ₂ nicht enthalten.
¹⁸ Seit 2021 berechnen wir auch den marktbasierten Wert für den extern bezogenen, an Endkunden verkauften Strom.

Die standortbasierten Scope-3-Emissionen konnte E.ON im Jahr 2022 auf 80,55 Mio Tonnen CO ₂e senken - sie machen stets den größten Teil des gesamten CO ₂-Fußabdrucks aus. Wir verzeichneten einen deutlichen Rückgang um fast 20 Prozent im Vergleich zum Vorjahr, der hauptsächlich auf den von E.ON verkauften Strom und Gas an Endkunden zurückzuführen ist.

Hierfür waren wiederum die Bereinigungen des Portfolios für unsere B2B-Kunden, die milde Witterung in nahezu allen regionalen E.ON-Märkten und die krisenbedingten Energieeinsparungen verantwortlich. Der marktbasierte Wert des an Endkunden verkauften Stroms ging noch stärker zurück: über 12 Mio Tonnen CO ₂e verglichen mit dem Vorjahr. Grund hierfür ist unter anderem unsere Absatzsteigerung von grünem Strom (Weitere Informationen zu unseren Grünstromprodukten erhalten Sie im Kapitel Nachhaltige Produkte und Services).

Umweltmanagement ☐

GRI 3-3, GRI 302

E.ON übernimmt Verantwortung für den Erhalt der natürlichen Umwelt und ist bestrebt, die mit ihrer Geschäftstätigkeit verbundenen Umweltbelastungen zu minimieren. In den vergangenen sieben Jahren hat sich der Fokus des Umweltmanagements allerdings stark verschoben: Die Transformation zur neuen E.ON - einem Spezialisten für Infrastruktur- und Kundenlösungen zur Dekarbonisierung der Energiewelt hat E.ONs Anlagenportfolio und den ökologischen Fußabdruck maßgeblich verändert. Da E.ON Verteilnetze in sieben europäischen Ländern betreibt, geht es bei unserem Umweltmanagement insbesondere darum, die natürlichen Lebensräume sowie die Diversität der Ökosysteme und der Arten in der Nähe dieser Netzanlagen zu schützen und zu fördern. Weiterhin haben wir uns zum Ziel gesetzt, Energie und andere Ressourcen in unseren Anlagen und Büros zu sparen und jederzeit alle internationalen und nationalen Umweltgesetze und -vorschriften einzuhalten.

E.ONs Ansatz

Mit unserem Energiemanagement suchen wir kontinuierlich nach Möglichkeiten, den konzerneignen Energieverbrauch und die Energieeffizienz unserer Prozesse zu optimieren. Es ermöglicht uns, Treibhausgasemissionen zu reduzieren und spielt damit auch eine wichtige Rolle im Umweltmanagement, einer wichtigen Säule des betrieblichen HSE-Managements von E.ON. HSE steht für Health, Safety and Environment (Gesundheit, Arbeitsschutz und Umwelt). Mit dieser Bündelung der Themen bringen wir zum Ausdruck, dass sich E.ON dem Schutz von Mensch und Umwelt gleichermaßen verpflichtet fühlt. Zudem erzielen wir Synergieeffekte, indem wir Umwelt- und Energiemanagement sowie den Arbeitsschutz in einer gemeinsamen HSE-Organisation zusammenfassen, da sich die Ansätze und Systeme beider Zielsetzungen grundsätzlich ähneln.

E.ONs Umweltmanagement orientiert sich an dem von den Vereinten Nationen propagierten Vorsorgeprinzip und unterstützt seit 2005 ausdrücklich die zehn Prinzipien des UN Global Compact. Darüber hinaus arbeitet E.ON an der Definition eigener Umweltstandards, wie dem ökologischen Trassenmanagement (Weitere Informationen finden sich unter "Spezifische Aktionen"), um den strategischen Kurs konzernweit festzulegen und die Einheiten bei ihren Umweltschutzaktivitäten anzuleiten. Ende 2021 haben wir eine Umweltschutzleitlinie entwickelt, die E.ONs ganzheitlichen Ansatz zum Umweltschutz beschreibt. Sie wurde im ersten Quartal 2022 veröffentlicht und enthält folgende fünf Verpflichtungen: "Wir schützen Ökosysteme", "Wir steuern unsere Organisation zum Wohl von Ökosystemen", "Wir entfalten größtmögliche Wirkung", "Wir setzten uns klare Ziele", "Wir engagieren uns für Umweltschutz".

E.ON möchte nur mit Unternehmen Geschäfte machen, die ihr Engagement für den Umweltschutz teilen. Deshalb müssen sich unsere Lieferanten und Auftragnehmer zur Einhaltung unserer Umweltstandards verpflichten und, wie in der HSE-Richtlinie festgelegt, über ein zertifiziertes Umweltmanagementsystem verfügen (Mehr dazu im folgenden Abschnitt "Leit- und Richtlinien").

Leit- und Richtlinien

Abhängig von bestehenden Risiken und deren Umfang sowie Komplexität fordert E.ONs HSE-Richtlinie von Vertragspartnern Belege über den Einsatz von HSE-Managementsystemen nach internationalen Standards. Alle E.ON-Einheiten müssen - ausgenommen sehr kleine Einheiten und solche mit unwesentlichen Umweltrisiken - über ein Umweltmanagementsystem verfügen, das nach ISO 14001 zertifiziert oder gemäß EMAS (Eco Management und Audit Scheme) validiert ist.

› Zum Jahresende 2022 arbeiteten 75 Prozent der Mitarbeiter in Geschäftseinheiten, die diese Bedingung erfüllen. ‹

In Übereinstimmung mit dem deutschen Energiedienstleistungsgesetz (EDLG) hat E.ON in Einheiten, die bereits über ein HSE-Managementsystem verfügen, auch die ISO 50001 Zertifizierung eingeführt.

› Zum Jahresende 2022 arbeiteten 67 Prozent der Mitarbeiter in Geschäftseinheiten mit ISO 50001-Zertifizierung. ‹

E.ON misst und analysiert in all diesen Einheiten den Energieverbrauch der Anlagen, des Fuhrparks und der Bürogebäude. Die Daten helfen, Einsparmöglichkeiten zu identifizieren und kosteneffiziente Maßnahmen zur Verbesserung der Energieeffizienz zu ermitteln. In allen Einheiten ohne ISO 50001-Zertifizierung erfolgen Energieaudits gemäß DIN EN 16247 nach dem EDLG in Deutschland und analoger Gesetzgebung in weiteren europäischen Ländern (Mehr Informationen über Maßnahmen und Richtlinien finden sich in den Kapiteln Klimaschutz sowie Gesundheit und Arbeitssicherheit).

Im Jahr 2021 hat E.ON mit der Erstellung eines Handbuchs zum ökologischen Trassenmanagement begonnen. Es besteht aus Mindeststandards für Lösungen zum ökologischen Vegetationsmanagement unter 110-kV-Hochspannungsfreileitungstrassen. Wir beabsichtigen, diesen Ansatz bis 2029 auf alle konzerneigenen Verteilnetzbetreiber in Europa auszuweiten (Mehr Informationen hierzu finden sich unterhalb im Abschnitt "Spezifische Aktionen").

Organisation und Verantwortlichkeiten

Die Nachhaltigkeitsabteilung des Konzerns war federführend bei der Entwicklung der unternehmensweiten Klimaschutzziele und überwacht seitdem deren Umsetzung. E.ONs Einheiten sind dafür verantwortlich, Maßnahmen zu ergreifen, um ihre eigenen und die durch ihre Geschäftsaktivitäten verursachten Emissionen zu reduzieren. Unterstützt werden sie dabei von ihren Nachhaltigkeits- und HSE-Teams sowie der übergreifenden HSE-Organisation. Sie helfen bei der Entwicklung von Energieeffizienzmaßnahmen und sorgen für den Austausch von Ideen und bewährten Verfahren. Das Kapitel Klimaschutz enthält Informationen über E.ONs neuen Carbon Management Plan, der im dritten Quartal 2022 in Kraft getreten ist.

Spezifische Aktionen

Mitarbeiter und Führungskräfte von E.ON sind verpflichtet, Umweltvorfälle zu melden. Hierfür steht ihnen die IT-Anwendung PRISMA (Platform for Reporting on Incident and Sustainability Management and Audits) zur Verfügung (Mehr über PRISMA und das E.ONs Vorfallmanagement findet sich im Kapitel Gesundheit und Arbeitssicherheit).

Um die Energieeffizienz ihrer Einrichtungen in Deutschland zu verbessern, hat E.ON unter anderem sensorgesteuerte LED-Beleuchtung in Gebäuden und Parkhäusern installiert und den Energieverbrauch von Lüftungs- und Klimaanlagen reduziert. Auch die Wärmezufuhr für unsere Gebäude steuern wir flexibel je nach Bedarf (Weitere Informationen zum Energiesparen finden sich im Kapitel Bezahlbare Energie). Viele E.ON-Standorte in Deutschland organisieren diese Maßnahmen über ein nach ISO 50001 zertifiziertes Energiemanagementsystem (Energy Management System - EnMS). ISO 50001 ist eine internationale Norm, die es Organisationen ermöglichen soll, ihre Energieeffizienz kontinuierlich zu verbessern. Das Energieteam legt im Rahmen des EnMS jährliche Ziele fest und überwacht die Wirksamkeit der zu ihrem Erreichen ergriffenen Maßnahmen durch systematische Audits. Außerdem führt es eine jährliche Managementbewertung durch, die durch eine akkreditierte Zertifizierungsorganisation geprüft wird. Diese Mechanismen bestätigten die Wirksamkeit des EnMS.

Seit 2017 bietet E.ON ihren Mitarbeitern in Deutschland Anreize für die Nutzung von Elektromobilität. Dazu gehören vergünstigte Leasingverträge für Elektrofahrzeuge (Electric Vehicles - EVs), Ladestationen für zuhause und zertifizierte Stromtarife für erneuerbare Energien, mit denen die Mitarbeiter ihre EVs mit sauberer Energie aufladen können. E.ONs Car Policy für die Beschaffung von Dienstwagen und Leasingfahrzeugen unterstützt ausdrücklich die Nutzung von reinen Elektro- und Hybridfahrzeugen. Mehr Informationen zu unseren Bemühungen im Bereich E-Mobilität finden sich im Kapitel Nachhaltige Produkte und Services.

Bei Projekten zur Errichtung neuer Stromleitungen, Gaspipelines und anderer großer Industrieanlagen mit erwartbaren Umweltauswirkungen, führt E.ON in der Entwicklungsphase eine Umweltverträglichkeitsprüfung durch, um Bau- und Betriebsgenehmigungen zu erhalten. Häufig überwachen wir auch den Betrieb einer Anlage, um zu prüfen, ob die vorangegangene Bewertung korrekt war. Darüber hinaus pflegt E.ON einen kontinuierlichen Dialog mit lokalen Stakeholdern und interessierten Parteien über zahlreiche Umwelthemen.

2022 hat E.ON analysiert, inwieweit ihr Geschäftsmodell die Biodiversität beeinflusst. Untersucht wurden sowohl der eigene Tätigkeitsbereich als auch Zulieferer von E.ON. Unser Ziel war es, den positiven wie negativen Einfluss unseres Geschäfts auf die Biodiversität zu verstehen und basierend darauf gezielte Maßnahmen abzuleiten. Die Analyse berücksichtigte die Entwürfe der zurzeit entstehenden Rahmenwerke des Science Based Targets Network (SBTN) und der Taskforce on Nature-related Financial Disclosures (TNFD). Einerseits haben wir überprüft, wie sich der Energiesektor auf Ökosystemdienstleistungen auswirkt und wie abhängig verschiedene Produktionsprozesse von solchen Services sind. Dabei wurde auch das Risiko für E.ON abgeschätzt, wenn eine solche Ökosystemdienstleistung entlang der Wertschöpfungskette wegbrechen sollte. Im Detail bewertet die Einflussanalyse auf Ökosystemleistungen die von E.ON ausgeführten Produktionsprozesse - unabhängig von deren Anteil an E.ONs Gesamtgeschäft. Die Ergebnisse gestalten sich wie folgt: Die Produktionsprozesse mit dem höchsten Einfluss sind Energie aus Biomasse, Wasserkraft, Wärmekraftwerke (prozentualer Anteil am Taxonomie-fähigen CAPEX) und Kernkraftwerke (KKW) (prozentualer Anteil am gesamten Anlagenbuchwert). E.ON befindet sich aktuell im Rückbau seiner KKW. Lediglich das KKW Isar 2 wird durch Beschluss der Bundesregierung noch bis Mitte April 2023 in Betrieb sein.

Einflussanalyse auf Ökosystemdienstleistungen

Einfluss auf natürliches Kapital

Produktionsprozesse	Nutzung von Landökosystemen	Wassernutzung	Treibhausgas-Emissionen
Wasserkraft	Sehr hoch	Sehr hoch	Hoch
Energie aus Biomasse	- ¹	Hoch	Hoch
Wärme- und Kraftwerke	- ¹	Sehr hoch	Hoch

¹ Keine Angabe aufgrund unzureichender Datenlage in der ENCORE-Datenbank

Andererseits haben wir ausgewählte E.ON-Anlagen verortet, um die Bedeutung von räumlich spezifischen Geodaten für die Bewertung von Biodiversitätsrisiken besser zu verstehen. Die Analyse der geografischen Daten von insgesamt 133 ausgewählten Anlagen (eigene und wichtige Zulieferer) ergab, dass 20 Prozent davon in unmittelbarer Nähe von jeweils ein bis zwei Schlüsselgebieten der biologischen Vielfalt (Key Biodiversity Areas) liegen. Außerdem befinden sich diverse E.ON-Anlagen in deutschen Naturschutzgebieten. Die Untersuchung weist darüber hinaus eine Rangliste der zehn Anlagen mit dem größten Biodiversitätseinfluss aus. Auf Basis der Ergebnisse will E.ON zusätzliche Maßnahmen entwickeln, um die Biodiversität im Rahmen ihres Geschäfts weiter zu fördern.

E.ON ergreift zudem Maßnahmen zum Schutz von Naturräumen und zur gezielten Förderung der Artenvielfalt. So ist der Vogelschutz für viele von E.ONs Verteilnetzbetreibern (Distribution System Operators - DSOs) ein wichtiges Thema. Sie sorgen unter anderem dafür, dass Nistplattformen für Störche, Adler, Falken und weitere Vogelarten errichtet werden. Viele Geschäftseinheiten haben auch Baumpflanzprojekte gestartet. Darüber hinaus hat E.ON eine konzernweite digitale Plattform für Biodiversitäts- und Umweltschutzprojekte eingerichtet, um die Sichtbarkeit des Themas und den Informationsaustausch darüber zu verbessern.

E.ON hat ein Konzept für ökologisches Trassenmanagement entwickelt, um die Vegetation unter und in der Nähe von 110-kV-Hochspannungsfreileitungstrassen im Wald ökologisch zu bewirtschaften. Dieser Prozess, der bereits für gut 5.600 Hektar Wald ¹ in Deutschland umgesetzt ist, wird nun auf alle Versorgungsgebiete von E.ON in Europa ausgeweitet. Bis 2029 sollen für jeden Hektar Wald spezifische Vegetationsmanagementpläne aufgestellt werden. Hierfür planen wir Investitionen in zweistelliger Millionenhöhe. Entlang von 13.000 Kilometern Hochspannungsleitungen, was einer Fläche von etwa 100.000 Fußballfeldern entspricht, wollen wir so für intakte Ökosysteme und eine größere Artenvielfalt sorgen.

Ende 2020 hat E.ON in Deutschland das E.ON Umweltnetzwerk (E.ON Environmental Network - EEN) gegründet. Das EEN ist ein Forum für den Austausch von Informationen über betriebliche Umweltthemen, Umweltmanagement und Nachhaltigkeit sowie damit verbundene Gesetze, Standards, Best Practice und Benchmarks. Es bringt Experten aus E.ONs Netzwerk und dem Kundenlösungsgeschäft zusammen, arbeitet eng mit den HSE- und Nachhaltigkeitsteams zusammen und trifft sich vierteljährlich, meist in virtueller Form. Seit seiner Gründung hat sich die Reichweite des EEN im Konzern kontinuierlich entwickelt.

Ergänzend zu den Themen des Jahres 2021 aus den Bereichen Gewerbeabfall, Umweltbewertung nach ISO 14001 und Vernetzung von Biodiversitäts- und Umweltschutzprojekten, wurde unter anderem im Jahr 2022 eine Arbeitsgruppe zum Thema Mantelverordnung gestartet. Sie befasst sich mit den Anforderungen, die unsere Geschäftseinheiten aufgrund der Novellierung der Bundesbodenschutz- und Altlastenverordnung und der neuen Ersatzbaustoffverordnung erfüllen müssen. Neben dem deutschen betreibt E.ON auch ein europäisches EEN, in dem E.ON-Kollegen aus Gesellschaften außerhalb Deutschlands zusammenkommen. Beide Foren haben sich 2022 mehrfach getroffen. In den kommenden Jahren wollen wir die Netzwerke weiter ausbauen und zu konzernweiten Plattformen für den Informationsaustausch weiterentwickeln.

Ziele und Leistungsüberprüfung

Der E.ON-Vorstand informiert sich über schwerwiegende Umweltvorfälle (Kategorie 3 im Unternehmensstandard zum Vorfallmanagement) mittels monatlicher Berichte der HSE-Funktion und periodischer Konsultationen mit dem Senior Vice President für HSE. Im Falle eines kritischen Vorfalls (Kategorie 4) meldet die Einheit, in der er aufgetreten ist, diesen Vorfall innerhalb von 24 Stunden direkt an das für sie zuständige E.ON-Vorstandsmitglied und an die Konzernfunktion HSE.

E.ON ist seit 2018 Mitglied von EV100. EV100 ist eine globale Initiative, die von der gemeinnützigen Organisation "The Climate Group" geleitet wird. Sie bringt Unternehmen zusammen, die sich dafür einsetzen, den Umstieg auf Elektrofahrzeuge zu beschleunigen und den Elektroantrieb bis 2030 zur Normalität zu machen. Im Jahr 2022 hat die Initiative weitere Fortschritte auf dem Weg zu diesem Ziel gemacht: Die Zahl ihrer Mitglieder stieg auf über 120.

› Sie haben sich in ihrer Gesamtheit dazu verpflichtet, bis zum Jahr 2030 mehr als 5,5 Mio Fahrzeuge elektrisch zu betreiben und brachten bislang mehr als 200.000 E-Fahrzeuge auf die Straße. Parallel bauen sie auch die Ladeinfrastruktur an ihren Standorten aus. Bis zum Jahresende 2022 wurden über 20.000 Ladepunkte installiert. ‹

Zur Unterstützung von EV100 hat E.ON an ihren Standorten über 3.400 Ladepunkte für Mitarbeiter, Gäste und Kunden eingerichtet, davon allein rund 1.200 in Deutschland. Darüber hinaus sollen bis 2030 alle Fahrzeuge unter 3,5 Tonnen und mindestens die Hälfte der Fahrzeuge zwischen 3,5 und 7,5 Tonnen elektrisch betrieben sein, sofern dies technisch machbar und kosteneffizient ist. Im Jahr 2022 haben wir deshalb unsere E.ON Car Policy überarbeitet, um unsere Fahrzeugflotten noch klima- und umweltschonender zu machen. Gleichzeitig erhöhten wir bis zum Jahresende die Anzahl unserer Elektrofahrzeuge um 963 auf insgesamt mehr als 3.841. ² Auch die Installation von Ladeinfrastruktur an den eigenen Standorten wird E.ON weiter fortsetzen. Damit wollen wir auch unsere Kunden für den Umstieg auf die Elektromobilität motivieren.

¹ Der Rückgang gegenüber dem Vorjahr ist auf geänderte Mess- und Validierungsmethoden zurückzuführen, durch die genauere Daten verfügbar werden.
² Die Kennzahl umfasst neben Elektrofahrzeugen auch Hybridfahrzeuge.

Fortschritte und Maßnahmen ☒

Energieverbrauch innerhalb der Organisation

GRI 302-1

E.ON verbrauchte im Jahr 2022 109 Mio Gigajoule (GJ) Energie, 145 Mio GJ weniger als im Jahr 2021 (2021: 254 Mio GJ). Der Hauptgrund dafür war, dass die von PreussenElektra betriebenen KKW weniger Strom produzierten.

Projekte zur Verringerung eigener Emissionen

E.ON führt regelmäßig Projekte zur Reduzierung der eigenen Treibhausgasemissionen durch. Im Jahr 2022 wurden mit ihnen über 61.000 Tonnen CO ₂e eingespart. Zu den Maßnahmen gehörten die Modernisierung der Kessel in den Anlagen des Fernwärmegeschäfts, die Umstellung von Erdgas auf grünes Gas und die Reduzierung des Leitungsdrucks in den Gasnetzen vor Bau- oder Wartungsarbeiten, um Methanleckagen zu vermeiden.

Verringerung der Treibhausemissionen durch gezielte Projekte

Abfallvermeidung und -recycling

E.ON versucht stets, Abfälle zu vermeiden und, wenn dies nicht möglich ist, so viel wie möglich wiederzuverwerten. Wenn weder eine Vermeidung noch eine Verwertung möglich ist, stellen wir entsprechend den gesetzlichen Anforderungen sicher, dass die Abfälle korrekt und verantwortungsvoll entsorgt werden. Gefährliche und nicht gefährliche Abfälle entstehen sowohl in E.ONs operativem Geschäft als auch bei der Stilllegung bestimmter Anlagen, zum Beispiel beim Rückbau der KKW in Deutschland.

Nicht gefährliche Abfälle (in Kilotonnen)

Die Gesamtmenge an nicht gefährlichem Abfall von E.ON sank von 428,0 Kilotonnen im Jahr 2021 auf 381,3 Kilotonnen im Jahr 2022. Im Vorjahr gab es einen Anstieg, der wesentlich auf die Tochtergesellschaft Westnetz GmbH und Aktivitäten in Schweden zurückzuführen war. Im Gegensatz dazu sank die Menge im Berichtsjahr 2022 aufgrund von kleineren Veränderungen bei mehreren Gesellschaften. E.ON hat 67 Prozent der nicht gefährlichen Abfälle verwertet.

Gefährliche Abfälle (in Kilotonnen)

Im Jahr 2022 hat E.ON 162,2 Kilotonnen gefährliche Abfälle produziert, etwa 21 Kilotonnen mehr als 2021. Davon wurden 66 Prozent verwertet.

Sonstige atmosphärische Emissionen ¹

Tonnen	2022	2021	2020
NOx-Emissionen	2.690	1.716	1.420
SO₂-Emissionen	652	581	732
Staubemissionen	51	61	133

¹ Für Erzeugungsanlagen über 20 MW.

Fossil befeuerte Kraftwerke stoßen Stickoxide (NOx), Schwefeldioxid (SO2) und Staub aus. Diese Art der Stromerzeugung gehört nicht mehr zum Kerngeschäft von E.ON. Die entsprechenden Kennzahlen werden daher nicht mehr als wesentliche Schlüsselindikatoren (Core KPI) betrachtet. E.ON konzentriert sich bei der Erzeugung mittlerweile auf kleine, eingebettete Anlagen. Die NOx-, SO2- und Staubemissionen sind hauptsächlich auf kleine gasbefeuerte Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen und größere Anlagen für Fernwärmenetze zurückzuführen. Die hohen Werte der NOx-Emissionen im Jahr 2022 sind auf das erstmalige Melden der Werte einer Gesellschaft zurückzuführen, die regenerative Erzeugungsanlagen betreibt.

Verantwortungsvoller Umgang mit Wasser

Wasser ist eine lebenswichtige Ressource, die in einigen Teilen der Welt immer knapper wird. Viele Unternehmen legen daher größeren Wert auf die Identifizierung und das Management von Wasserrisiken in ihren Betrieben und Lieferketten. Das Gleiche gilt für Investoren und ihre Portfolios. Die wasserbezogenen Aktivitäten von E.ON betreffen folgende Bereiche: die Entnahme von Kühlwasser für das von PreussenElektra betriebene KKW (Mehr dazu unter "Nicht-Kerngeschäft: Wassermanagement bei PreussenElektra") und die Entnahme von Süßwasser durch die E.ON-Wasserversorgungstöchter wie RWW und Avacon Wasser sowie kleinere Mengen im Zusammenhang mit unserem dezentralen Energiegeschäft. Außerdem betreibt LEW in Deutschland eine Reihe kleiner und mittlerer Laufwasserkraftwerke mit einer installierten Leistung von 0,5 bis 12 MW pro Anlage. Diese Anlagen trugen im Jahr 2022 etwa 0,02 Prozent zu E.ONs gesamter Stromerzeugung bei. Die Wasserversorgungsbetriebe RWW und Avacon Wasser sowie LEW gehören seit 2019 zu E.ONs Portfolio.

E.ONs Wasserbilanz aus der dezentralen Energieerzeugung

Millionen Kubikmeter	2022	2021	2020
Süßwasser-Verbrauch	< 1	< 1	< 1

Die wasserwirtschaftlichen Unternehmen RWW und Avacon Wasser versorgen rund 1,4 Millionen Menschen, Industrie und Gewerbe in Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen und Sachsen-Anhalt mit jährlich etwa 78 Millionen Kubikmetern Wasser.

Entsprechend sind mit diesem Geschäft die Entnahme der Ressource Wasser und ihre Aufbereitung sowie die finale Weiterleitung an die Endnutzer verbunden; auch umfasst es die Wiederverwendung von Abwasser und damit die Schließung des Wasserkreislaufs. Obgleich die Wasseraktivitäten nur in geringem Maße Anteil am Gesamtkonzernumsatz haben, legen wir aus dem Blickwinkel des Ressourcenschutzes und der Versorgungssicherheit ein besonderes Augenmerk auf die damit verbundenen Auswirkungen. Für die Bemessung der Auswirkungen des Wasserversorgungsgeschäfts stehen für uns zwei KPIs im Vordergrund: Die Gesamtentnahme und die Leitungsverluste. Bei der Entnahme handelt es sich um die Menge an Wasser für die Endnutzer, also nicht um Wassernutzung für den eigenen operativen Gebrauch. Grundlage für die dauerhafte Versorgung mit Wasser bildet ein Klima mit ausreichend Niederschlägen, die Oberflächen- und Grundwasserneubildung ermöglichen. In der RWW- und Avacon Wasser-Versorgungsregion ist damit in der Regel zu rechnen. Mit dem so zur Verfügung stehenden Oberflächenwasser wird gemeinsam mit den Vorkommen an Grundwasser in genannter Region der Trink- und Betriebswasserbedarf gesichert.

Auf Basis der verfügbaren Daten schätzt E.ON die aktuelle und die Möglichkeit einer zukünftigen Wasserknappheit in den relevanten Regionen, in denen E.ON Süßwasser für ihre Aktivitäten nutzt, insgesamt als gering ein. Zusätzliche Angaben zu E.ONs Wasserentnahme und -risikogebieten sind in den Nachhaltigkeitskennzahlen zu finden. Wir verbrauchen keine großen Mengen an Kühlwasser im Betrieb unserer Anlagen. Eine vorübergehende Ausnahme ist die Einheit PreussenElektra, die 2022 ein KKW in Deutschland betrieb; das KKW Isar 2 wird aufgrund von im Berichtsjahr getroffenen politischen Entscheidungen bis zum 15. April 2023 weiterbetrieben und danach wird die Stromproduktion eingestellt.

Für E.ONs wasserwirtschaftliche Unternehmen gehören Wasser- und Klimaschutz zusammen: Wir verwirklichen verschiedene Projekte für beide Belange und suchen immer neue, umweltverträglichere Lösungen zur Abwasserentsorgung, Klärschlammverwertung, Brauch- und Regenwassernutzung. Beispielsweise entwickeln wir smarte Wassernutzungskonzepte in neuen Wohngebieten und arbeiten an Systemen zum Überflutungsschutz in den Kommunen. Innerhalb von Forschungs- und Entwicklungsprojekten ermitteln wir innovative Lösungen für den qualitativen und quantitativen Gewässerschutz - beispielsweise zusätzliche potenzielle Ressourcen für die Bewässerung.

Darüber hinaus klären RWW und Avacon Wasser über den sorgsamen Umgang mit der Ressource Wasser auf. Wichtige Kanäle sind die Unternehmenswebsites sowie Pressemitteilungen. Beispielsweise weist RWW ihre Kunden in den Sommermonaten auf den sorgsamen Umgang mit Süßwasser hin und gibt Hinweise für eine angepasste Wassernutzung. Zusätzlich betreibt RWW seit 1992 die Bildungseinrichtungen Aquarius und Haus Ruhrnatur, in welchen Besucher Informationen zu Themen der Wasserversorgung und des vorbeugenden Gewässerschutzes erhalten. Museumspädagogen der beiden Bildungseinrichtungen bieten Schulen im Versorgungsgebiet Unterrichtsstunden zu Wasser und Umweltschutz an.

E.ONs Wasserverluste aus Wassernetzen

Infrastructure Leakage Index (ILI)	2022	2021	2020
Faktor	≤ 1,5 ¹	≤ 1,5	≤ 1,5

¹ Wert für 2022 stellt eine vorläufige Schätzung auf Basis der Vorjahreswerte dar.

Der "Infrastructure Leakage Index" (ILI) ermöglicht die Erfassung und den Vergleich der Wasserverluste von Wasserversorgungsunternehmen. Der ILI ist eine international weit verbreitete und anerkannte Kennzahl zur Beurteilung von Wasserverlusten. Neben der Menge berücksichtigt er zudem auch die für den Wasserverlust relevanten Einflussgrößen (wie etwa Leitungsnetzlänge und -druck) und bietet somit entgegen dem in Deutschland gebräuchlichen "spezifischen realen Wasserverlust" (Qvr) eine bessere Vergleichbarkeit mit strukturell ähnlichen Unternehmen und Orientierung für das individuelle Wasserverlustmanagement. Mit dem ILI von weniger als 1,5 befindet sich E.ON im internationalen Vergleich in der besten Leakage Performance Category A (ILI ≤ 2).

Nicht-Kerngeschäft: Wassermanagement bei PreussenElektra

Auf das von unserer Tochtergesellschaft PreussenElektra (PEL) in Deutschland betriebene KKW entfällt ein wesentlicher Anteil des von E.ON verbrauchten und eingesetzten Wassers. Die Anlagen der PEL nutzen Wasser für Prozesse und zur Kühlung. PEL hat sich verpflichtet, Wasser effizient und nachhaltig zu nutzen und die Qualität der Flüsse, aus denen die Anlagen Wasser entnehmen, auf hohem Niveau zu halten. Das Unternehmen ist außerdem bestrebt, kontinuierlich weniger zu verbrauchen. PEL beachtet alle Gesetze und Vorschriften zur Wasserentnahme und -einleitung. Das für PEL in diesem Zusammenhang wichtigste Gesetz ist das Wasserhaushaltsgesetz (WHG). PEL schützt die Wasserflora und -fauna, indem sie mechanische Reinigungsverfahren anstelle von Bioziden einsetzt und die Temperatur des Abwassers ständig überwacht. Die PEL erwartet auch von ihren Auftragnehmern einen sparsamen Umgang mit Wasser und hat in den Verträgen mit ihnen verbindliche wasserwirtschaftliche Regelungen getroffen. Im Folgenden finden Sie eine Dreijahresübersicht über die von PEL entnommene, abgeleitete und verbrauchte Wassermenge.

PELs Wasserbilanz

Millionen Kubikmeter	2022	2021	2020
Süßwasserentnahme	245	2.383	2.186
Ableitung von Süßwasser	216	2.331	2.140
Süßwasser-Verbrauch	29	53	46

2022 entnahm die PEL 245,3 Millionen Kubikmeter Süßwasser, 2.138 Millionen Kubikmeter weniger als 2021. PEL verwendet Süßwasser, das fast ausschließlich aus Flüssen stammt, überwiegend als Kühlwasser. Der Wasserverbrauch ist im Vergleich zum Vorjahr stark gesunken, weil die Ableitung von Wasser, das nicht zur Kühlung verwendet wird, gleichermaßen zurückgegangen ist wie die Entnahme von Wasser, das nicht zur Kühlung verwendet wird. Dies hängt mit der Abschaltung des KKW Grohnde zusammen sowie mit der reduzierten Entnahmemenge aufgrund des Rückbaufortschritts bei den KKW Unterweser und Brokdorf. Die PEL führte 88,2 Prozent des entnommenen Wassers in dessen Quelle zurück.

Nicht-Kerngeschäft: Sicherer Umgang mit radioaktiven Abfällen

PEL ist für den sicheren und zuverlässigen Betrieb und Rückbau ihrer KKW verantwortlich. Bei beiden Tätigkeiten fallen radioaktive Abfälle an. E.ON ist sich der hohen Verantwortung, die damit verbunden ist, sehr bewusst.

Das Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung (Entsorgungsübergangsgesetz - EntsÜG) und der Vertrag zur Finanzierung der Kosten des Kernenergieausstiegs zwischen der Bundesregierung und den deutschen KKW-Betreibern regeln die Aufteilung der Verantwortung für die Zwischen- und Endlagerung des Atommülls und deren Finanzierung.

E.ONs Ziel ist es, sowohl die Menge als auch das Volumen der radioaktiven Abfälle zu minimieren. Dies geschieht unter anderem dadurch, dass wir sie von nicht kontaminierten Abfällen trennen und sie bestimmten Behandlungen unterziehen, die ihr Volumen verringern. Die deutsche Nuklearindustrie unterscheidet zwischen radioaktiven Abfällen mit vernachlässigbarer Wärmeentwicklung (schwach- und mittelradioaktiven Abfällen) und Abfällen mit hoher Wärmeentwicklung (hochradioaktiven Abfällen):

―

Schwach- und mittelradioaktive Abfälle machen sowohl vom Gewicht als auch vom Volumen her den größten Teil der radioaktiven Abfälle aus. Beispiele für schwachradioaktive Abfälle sind Schutzkleidung, Reinigungsgeräte, Werkzeuge und Bauschutt aus den Kontrollbereichen der Anlagen. Zu den mittelradioaktiven Abfällen gehören insbesondere die kernnahen Befestigungsteile des Reaktordruckbehälters. Beide Abfallkategorien zusammen enthalten weniger als 1 Prozent der gesamten Radioaktivität eines KKW.

―

Hochradioaktiver Abfall enthält mehr als 99 Prozent der gesamten Radioaktivität eines KKW und besteht hauptsächlich aus den Spaltprodukten des Urans in den bestrahlten Brennelementen.

Die KKW-Betreiber sind dafür zuständig die schwach- und mittelradioaktiven Abfälle sicher und gemäß den genehmigten Standards zu verpacken. Nach der behördlichen Zertifizierung fallen die fachgerecht verpackten schwach- und mittelradioaktiven Abfälle anschließend in die Zuständigkeit der deutschen Bundesregierung: Mit dem Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung wurde eine Änderung der Betriebsverantwortung für definierte Lager für schwach- und mittelradioaktive Abfälle festgelegt. Demnach ist der Bund seit dem 1. Januar 2020 für die Lager für schwach- und mittelradioaktive Abfälle der PEL zuständig. Darunter fallen die Standorte: KKW Stade, Transportbereitstellungshalle Würgassen, Bereitstellungshalle Grafenrheinfeld, Lager für radioaktive Abfälle Unterweser und Lager Unterweser. Das Endlager Konrad für schwach- und mittelradioaktive Abfälle wird derzeit von der BGE, der Bundesgesellschaft für Endlagerung, gebaut. Die BGE geht davon aus, dass Konrad im Jahr 2027 in Betrieb genommen werden kann.

Wie bei den schwach- und mittelradioaktiven Abfällen werden die bestrahlten Brennelemente in genehmigte Transport- und Lagerbehälter verpackt und in den Zwischenlagern der KKWs gelagert. Nach dem Gesetz zur Neuordnung der Verantwortung in der kerntechnischen Entsorgung, das am 1. Januar 2019 in Kraft getreten ist, gehen die Zwischenlager und die Behälter für bestrahlte Brennelemente in das Eigentum und die Verantwortung des Bundes über. Die Brennelemente verbleiben so lange in den Zwischenlagern, bis Deutschland über eine staatliche Aufnahmeeinrichtung oder ein Endlager für hochradioaktive Abfälle verfügt. Wann dies der Fall sein wird, ist unklar. Die Verantwortung für die Endlagerung liegt beim Bund.

Radioaktive Abfälle (in Tonnen)

Für 2022 meldete PEL 314,5 Tonnen weniger schwach- und mittelradioaktive Abfälle als für das Vorjahr. Die Abfallmenge unterliegt, je nach Rückbauaktivitäten der KKW, gängigen Schwankungen. Die Menge der hochradioaktiven Abfälle ging aufgrund der Außerbetriebnahmen der KKW auf 0 Tonnen zurück. Auch das KKW Isar 2 - das noch bis zum 15. April 2023 im Streckbetrieb läuft - wurde letztmalig im Oktober 2021 mit neuen Brennelementen ausgestattet.

Mitarbeiter und Gesellschaft

Gesundheit und Arbeitssicherheit ☑

GRI 3-3, GRI 403

E.ON arbeitet kontinuierlich darauf hin, eine fürsorgliche Unternehmenskultur ("Caring Culture") zu etablieren. Hierzu gehört, die Sicherheit der Mitarbeiter am Arbeitsplatz zu gewährleisten, ihre Gesundheit zu fördern und dabei auch ihr seelisches Wohlbefinden im Blick zu behalten. Einige Mitarbeiter verrichten risikoreiche Arbeiten, etwa an Energienetzen, Gasleitungen oder anderen Industrieanlagen. Strikte Sicherheitsstandards sind daher für E.ON von besonderer Bedeutung - denn Unfälle gefährden nicht nur die Gesundheit der Mitarbeiter, sondern haben möglicherweise auch Sachschäden, Arbeitsunterbrechungen und einen Reputationsverlust zur Folge. Daher strebt E.ON gemäß einem "No Harm"-Prinzip danach, möglichst keinen Schaden anzurichten und zuzulassen. Angesichts der Covid-19-Pandemie hatten die drei Aspekte Sicherheit, Gesundheit und Wohlbefinden in den vergangenen Jahren noch größere Bedeutung als zuvor. Um den Herausforderungen der Pandemie zu begegnen, setzt E.ON auf das Prinzip der "Caring Culture".

E.ONs Ansatz

Arbeitssicherheit und Gesundheit ("Health and Safety" - H&S) sind seit langem fest in E.ONs Unternehmenskultur sowie in ihren organisatorischen Strukturen, Richtlinien und Verfahren verankert. Dabei verfolgt E.ON einen aktiven sowie präventiven Ansatz.

Wir bekennen uns ausdrücklich zu dem Prinzip "Null Toleranz für Unfälle". Es ist dementsprechend E.ONs zentrales Ziel, Arbeitsunfälle von vornherein zu vermeiden. Dies bezieht sich sowohl auf eigene Mitarbeiter als auch auf die Mitarbeiter von Vertragspartner, die in E.ONs Auftrag arbeiten.

E.ONs Ambition ist es, das Wohlbefinden der Mitarbeiter tatkräftig zu fördern und sie in die Lage zu versetzen, ihre Leistungs- und Beschäftigungsfähigkeit auch in Zukunft zu erhalten. Insbesondere versuchen wir, jenen Erkrankungen vorzubeugen, die am häufigsten zu Arbeitsunfähigkeit führen. Das Gesundheitsmanagement von E.ON gestaltet und bietet verschiedene Gesundheitsleistungen (zum Beispiel Grippeschutzimpfungen) sowie gezielte Einzelmaßnahmen zur Gesundheitserhaltung. In der Regel umfasst es Belange, die für alle Mitarbeiter oder bestimmte Zielgruppen relevant sind. Dazu gehören Themen wie allgemeine Gesundheitserhaltung, Ernährung, Bewegung, psychische Gesundheit, Stressbewältigung, Suchtprävention und gesunde Führungskultur. Mithilfe von Schulungen, Informationsbroschüren, Präsentationen und digitalen Formaten macht E.ON darauf aufmerksam. Letztere wurden 2022 aufgrund der Covid-19-Pandemie erneut stark genutzt.

Leit- und Richtlinien

E.ON verpflichtet sich zu einer Präventionskultur. Um dies zu bekräftigen, haben wir 2009 sowohl das "Düsseldorf Statement" der "Erklärung von Seoul über Sicherheit und Gesundheit am Arbeitsplatz" als auch die "Luxemburger Deklaration zur betrieblichen Gesundheitsförderung" unterschrieben.

Seit 2015 verfügt E.ON über eine Konzernbetriebsvereinbarung "Gesundheit" für alle Mitarbeiter in Deutschland; sie wurde zuletzt 2018 überarbeitet. Ihr Ziel ist es, ein gesundes Arbeitsumfeld zu schaffen und die Gesundheit aller Mitarbeiter zu fördern. Sie definiert vier Handlungsfelder: Betriebliches Gesundheitsmanagement, Suchtprävention und -intervention, Betriebliches Eingliederungsmanagement und Mitarbeiterberatung.

Die 2018 veröffentlichte Grundsatzerklärung für Gesundheit, Sicherheit, Umwelt und Klimaschutz hat E.ON 2021 aktualisiert, um sie an die "Vision Zero" für E.ONs Sicherheitsziele, sowie für ihre Klima- und Umweltambitionen im Kontext der EU-Taxonomie, anzugleichen. Darüber hinaus wurden Redundanzen beseitigt und die Sprache des Dokuments vereinfacht.

Seit Anfang 2021 gilt im Unternehmen ein übergreifender Standard für die Gefährdungsbeurteilung von Gesundheit, Arbeits- und Umweltschutz (HSE). Er definiert Mindestanforderungen, um HSE- und andere nachhaltigkeitsbezogene Gefahren und Chancen identifizieren, bewerten und bewältigen sowie überwachen zu können. Die Anforderungen des Standards werden auch durch IT-Lösungen unterstützt, die hauptsächlich der Erstellung von Risikobewertungen beziehungsweise -registern sowie von tätigkeitsbezogenen Gefährdungsbeurteilungen dienen. Unsere Mitarbeiter haben die Möglichkeit, für sie relevante Gefährdungsbeurteilungen und abgeleitete Schutzmaßnahmen einzusehen.

Die HSE-Funktionsrichtlinie definiert die Rollen, Verantwortlichkeiten, Managementerwartungen und Berichtswege im Bereich HSE. Sie legt Mindestanforderungen und Management-Werkzeuge fest, damit physische und psychische Schäden am Arbeitsplatz verhindert werden können. Sie verpflichtet außerdem alle Einheiten (ausgenommen sehr kleine und solche ohne signifikante Risiken und potenzielle Auswirkungen), extern zertifizierte Arbeitssicherheits- und Gesundheitsschutz-Managementsysteme gemäß einem internationalen Standard wie ISO 45001 (ehemals OHSAS 18001) einzuführen und kontinuierlich zu verbessern.

› Zum Jahresende 2022 arbeiteten 85 Prozent der Mitarbeiter in Geschäftseinheiten, die nach ISO 45001 zertifiziert sind. ‹

2022 hat E.ON die HSE-Funktionsrichtlinie weiterentwickelt. Beispielsweise haben wir Aufgaben(-bereiche) und Formulierungen hinzugefügt beziehungsweise geschärft, etwa um Nachhaltigkeitsaspekte konzernweit stärker zu verknüpfen - darunter die Bereiche Umwelt und Biodiversität, Nachhaltigkeitsberichterstattung sowie Lieferkette.

Darüber hinaus vermittelt die HSE-Mitarbeiter-Richtlinie die HSE-Ambitionen von E.ON sowie die Erwartung, dass alle Mitarbeiter HSE-Belange bei ihrer Arbeit berücksichtigen. Sie beinhaltet auch E.ONs "Safety F1RST"-Grundsätze. Diese beschreiben die notwendigen Denk- und Verhaltensweisen, um Unfälle zu vermeiden. Der Leitfaden enthält zusätzliche Aufgaben für Führungskräfte, da sie unter anderem im Umgang mit HSE-Belangen als Vorbilder für ihr Team fungieren.

Außerdem aktualisierte E.ON im Berichtsjahr den Konzernstandard für das Vorfallmanagement, der auch für E.ONs Vertragspartner gilt, um Definitionen und Prozesse zu schärfen. Er legt einheitlich fest, wie HSE-Vorfälle bei E.ON und ihren Vertragspartnern klassifiziert, untersucht und gemeldet werden; auch regelt er den Austausch von Erkenntnissen. Er ergänzt PRISMA (Platform for Reporting on Incident and Sustainability Management and Audits), E.ONs IT-Lösung für das Vorfallmanagement, die weiter unten unter "Spezifische Aktionen" beschrieben wird.

Der Konzernstandard "Erwartungen an das HSE-Management" wurde 2022 komplett erneuert. Er führt die Erwartungen in 15 Kernelementen auf. Neben Arbeitssicherheit und Unfallverhütung werden unter anderem auch die Sicherheit von E.ONs Anlagen und Produkten über ihren gesamten Lebenszyklus betrachtet. Weitere Informationen zu Produktsicherheit finden sich im Kapitel Datenschutz, Cybersicherheit und Produktsicherheit. Der Konzernstandard bildet das Fundament für alle nachgelagerten HSE-relevanten Regelungen und Prozesse von E.ON - ergänzend zu den Anforderungen der einschlägigen ISO-Normen. Um die Implementierung zu vereinfachen und den Status der Managementsysteme zu bestimmen, entwickelte E.ON ein Assessment-Tool.

Des Weiteren arbeiteten die HSE-Abteilung und das Lieferketten-Team enger zusammen und legten Beschaffungsrichtlinien und -standards fest; mit deren Anerkennung verpflichten sich E.ONs Lieferanten dazu, HSE-Mindestanforderungen einzuhalten. Zudem verankerten sie HSE-Themen fest in allen Beschaffungsprozessen. Bei allen deutschen E.ON-Gesellschaften gelten nun einheitliche HSE-Mindestanforderungen für Vertragspartner. Außerdem hat E.ON Ende 2022 einen konzernweit geltenden Standard für das Vertragspartner-Management eingeführt. Er definiert Mindestanforderungen sowie Rollen und Verantwortlichkeiten, um HSE-Belange inklusive Risiken in der Zusammenarbeit mit Vertragspartnern einheitlich zu bewerten und zu managen. Die E.ON-Gesellschaften müssen die Anforderungen innerhalb von 18 Monaten (bis Mai 2024) in ihre Prozesse integrieren. Hierbei begleitet sie der Maßnahmenkatalog Partnerfirmenmanagement, der gleichzeitig als Bewertungstool für die Implementierung des Standards dient.

Organisation und Verantwortlichkeiten

E.ON ist dem Schutz von Mensch und Umwelt verpflichtet. Aufgrund ähnlicher Ansätze und Systeme sind die Funktionen für Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz bei E.ON gemeinsam mit dem Umweltmanagement in einer HSE-Organisation zusammengefasst. Der Vorstand von E.ON und die Leitungen der Organisationseinheiten tragen die Verantwortung für den Bereich HSE und sind für die Einhaltung sowie die Optimierung der Konzernstandards zuständig. Sie legen die strategischen Ziele fest und überarbeiten Richtlinien, um kontinuierliche Verbesserungen zu erzielen. Unterstützt und beraten werden sie dabei durch die HSE-Abteilung in der Konzernzentrale und das HSE-Council. Das Council besteht aus oberen Führungskräften und Arbeitnehmervertretern aus verschiedenen Geschäftsbereichen und Ländern, in denen E.ON aktiv ist. Es tagt mindestens dreimal jährlich und wird von dem für HSE zuständigen Vorstandsmitglied der E.ON geleitet. Auch in den verschiedenen Einheiten sind HSE-Councils und Expertenteams aktiv. Sie definieren die HSE-Anforderungen für ihre jeweiligen Einheiten und erarbeiten Pläne zu deren Umsetzung. Dabei gilt es dreierlei sicherzustellen: Jede Einheit muss E.ONs Unternehmens- und HSE-Standards umsetzen, am lokalen Bedarf orientierte HSE-Pläne erstellen und realisieren sowie die Vorgaben der HSE-Roadmap von E.ON (HSE-Strategie 2021-23) befolgen.

E.ON hat das internationale Gesundheitsexperten-Team reaktiviert, um gesundheitsbezogene Verbesserungen und Innovationen und somit ihre Gesundheitsstrategie voranzutreiben.

Seit 2022 tauscht das Team wieder Wissen und Erfahrungen zwischen den Ländern aus und will so Möglichkeiten der Zusammenarbeit identifizieren.

Spezifische Aktionen

Die HSE-Abteilung betreut strategische Schulungen zu Gesundheit und Sicherheit. Darunter fallen Schulungen für E.ONs Top 100 Führungskräfte und Programme für leitende Angestellte im operativen Geschäft, außerdem Trainings für Mitarbeiter, die Vorfälle untersuchen und zum Beispiel Ursachenanalysen vornehmen. E.ONs Einheiten führen, im Zusammenhang mit der globalen HSE-Roadmap jeweils eigene operative Gesundheits- und Sicherheitsschulungen, Programme zur Verbesserung der HSE-Kultur und gesetzlich vorgeschriebenen Schulungen durch.

Das Programm zur Einführung der Caring-Culture wurde weiter vorangetrieben und um den Baustein "Train-the-Trainer" ergänzt, um auch untere Führungsebenen zu erreichen und die Ausbilder in den Einheiten zu befähigen, das Thema HSE in ihren Teams zu kommunizieren.

E.ONs Führungskräfte in Deutschland können Trainings zum Umgang mit Gesundheitsthemen belegen, um dies auch im Team zu fördern. Die Schulung "Gesundes Führen" wurde im Jahr 2022 weiterhin digital durchgeführt und behandelte Aspekte wie Stressabbau, psychische Gesundheit und Tipps für ergonomischere Arbeitsplätze. Zu Ergonomie - auch bezogen auf das Home-Office - konnten außerdem alle Mitarbeiter von E.ON in Deutschland ein kostenloses Online-Beratungsangebot wahrnehmen.

Darüber hinaus wurden Workshops für ein gemeinsames Verständnis von E.ONs "Caring Culture" für die Top 100 Führungskräfte und das Senior-Management aus dem operativen und administrativen Bereich durchgeführt.

E.ON begreift sich als "lernendes Unternehmen" mit dem Anspruch, sich laufend weiterzuentwickeln. Hierzu gehört auch eine konstruktive Fehlerkultur. Wir untersuchen Vorfälle im Rahmen von Ursachenanalysen ("Root Cause Analyses" - RCA) gründlich. Dabei leitet uns ein eigens eingeführter Konzernstandard, für dessen Umsetzung E.ON das entsprechende Aus- und Fortbildungsangebot im Jahr 2022 weiter ausgebaut hat. Die erstmals wieder in Präsenz angebotenen Schulungen umfassen Themen wie Untersuchungsmethoden und Kommunikation. Erkenntnisse aus Vorfalluntersuchungen werden im Konzern geteilt und fließen sowohl in die Aktivitäten der Einheiten als auch in Arbeitsgruppen ein. Auch nutzt E.ON die Ergebnisse, um Präventivmaßnahmen zu ergreifen.

Zentral für E.ONs HSE-Vorfallmanagementsystem ist die integrierte IT-Lösung PRISMA, Sie unterstützt die Berichterstattung und das Management von HSE-Vorfällen und wird von allen E.ON-Einheiten genutzt. Mit ihrer Hilfe können wir viele Nutzer erreichen, Daten melden und verwalten sowie eine hohe Transparenz gewährleisten. Vorfalluntersuchungen werden direkt in PRISMA erstellt und hinterlegt. Dadurch verfügen alle Gesellschaften und die Konzernzentrale stets über die gleiche Datenbasis. Die Vorfallmeldung erfolgt ohne Zeitverzug und die Sachlage sollte für alle Beteiligten klar sein. All dies soll dazu beitragen, Vorfälle zu vermeiden. Dabei unterscheidet E.ON fünf Kategorien: von 0 (marginal) bis 4 (kritisch). Gemäß dem HSE-Standard für das Vorfallmanagement sind die Einheiten verpflichtet, Vorfälle der Kategorie 4 innerhalb von 24 Stunden über PRISMA an die HSE-Abteilung in der Konzernzentrale zu melden; außerdem leiten die Einheiten die Informationen umgehend an den Vorstand. Die Mitarbeiter müssen sämtliche Vorfälle, unabhängig von ihrem Schweregrad, über PRISMA melden. Hierfür haben sie keine Vergeltungsmaßnahmen zu befürchten. Darüber hinaus sind ihre persönlichen Daten stets geschützt und können nur von begrenzten Benutzergruppen eingesehen werden. E.ON analysiert alle Vorfälle. Wenn sich E.ON-Mitarbeiter oder die von Vertragspartnern in einer Situation befinden, die sie für potenziell gefährlich halten, haben sie klare Anweisungen, die Arbeit sofort einzustellen und gegebenenfalls den Bereich zu verlassen. Sie sind auch angewiesen, ihre Kollegen auf potenziell gefährliche Situationen aufmerksam zu machen. Um allen Beschäftigten die Handhabung von PRISMA zu verdeutlichen, haben wir 2022 eine konzernweite Schulung durchgeführt.

Um ihre Verantwortung als Vorreiter im Bereich Gesundheit und Sicherheit wahrzunehmen, begeben sich E.ONs Führungskräfte auf Sicherheitsbegehungen und in den Dialog mit den Mitarbeitenden. Bei Managementbegehungen - sogenannten Gemba Walks - können sie Arbeitsplätze aus der Nähe anschauen, direkt mit den Mitarbeitern sprechen und ihr Verständnis für HSE-Belange inklusive Risiken vertiefen. Die über PRISMA downloadbare, konzernweite HSE App (ehemals "Go, See & Talk") erleichtert die Durchführung. Sie enthält unter anderem Fragen für jede Art von Arbeitsumfeld, darunter zur Sicherheitskultur und zu Gesundheitsproblemen am Arbeitsplatz. E.ONs Führungskräfte nutzen die App auch, um erhaltene Antworten, eigene Beobachtungen sowie Fotos und Dokumente zu übermitteln. Die Informationen werden automatisch in PRISMA eingegeben und dienen weiteren Analysen. Seit 2022 lassen sich in der App auch Beinaheunfälle und unsichere Zustände oder Verhaltensweisen erfassen. Im Rahmen des im Berichtsjahr gestarteten Programms "Digitalisierung @ HSE" werden weitere Funktionen folgen. Beispielsweise sollen Meldungen von Beinaheunfällen vereinfacht und so alle Mitarbeiter besser eingebunden werden.

Übergeordnetes Ziel ist es, die gesamte HSE-Leistung von E.ON zu verbessern. Seit August 2021 führt der Bereich HSE sogenannte "Quick Checks" durch, bei denen die Sicherheitskultur bei E.ON durch einen externen Partner bewertet und mögliche Risiken identifiziert werden. Bisher wurden 21 dieser Quick Checks in unseren operativen Einheiten durchgeführt.

E.ON betreibt eine HSE-Community, die sich über alle Regionen und Segmente erstreckt. Sie fördert uns als lernendes Unternehmen und dient insbesondere dem Wissens- und Erfahrungsaustausch. Das Netzwerk kommt regelmäßig sowie bedarfsweise - dann in speziellen Fachgruppen - zusammen. Experten arbeiten gemeinsam an Verbesserungen zu Schwerpunktthemen wie der Unfallprävention. Im Jahr 2022 gehörten Mast-Sicherheit, elektrische Sicherheit, HSE im Installationsgeschäft und Sicherheit im Tiefbau zum Themenspektrum.

Auch über die konzernweite Social-Media-Plattform "Connect" kooperieren die Einheiten und Konzernfunktionen. Form und Inhalt von HSE-Themen werden dort kontinuierlich ausgebaut und aktualisiert. Seit 2022 gibt es unter anderem einen zentralen Marktplatz für "gute HSE-Praktiken", der das gegenseitige Lernen vorantreiben soll.

Mitarbeiter und Führungskräfte, die Fragen oder Bedenken bezüglich ihrer körperlichen beziehungsweise geistigen Gesundheit haben, können sich an das EAP (Employee Assistance Programm) wenden. Dieser kostenlose Beratungsdienst unterstützt sie in verschiedenen Lebenslagen und ist mehrsprachig in Deutschland, dem Vereinigten Königreich, Schweden und Ungarn verfügbar. In anderen Ländern, in denen wir tätig sind, betreiben wir ähnliche Programme. Neben dem EAP bietet E.ON den Mitarbeitern und Führungskräften auch individuelle psychosoziale Beratung.

Außerdem gibt es bei E.ON nebenamtliche Funktionen. Dazu gehören die Sozial- und Suchtberatung sowie die Gesundheitsberater. Gesellschaftsübergreifend werden diese Aufgaben von Mitarbeitern übernommen. Sie unterliegen der Schweigepflicht.

Nicht-angestellte Personen, die an einem E.ON-Standort tätig sind - Dienstleister - können an allgemeinen Präventionsmaßnahmen wie Gesundheitstagen teilnehmen. E.ON-Mitarbeiter können daneben auch spezifische Präventionsmaßnahmen (zum Beispiel Ernährungsberatung, Darm- und Hautkrebsscreening) wahrnehmen, Betriebsärzte konsultieren und die EAP-Leistungen beanspruchen sowie betriebliche Fitnesseinrichtungen nutzen.

Auch im Berichtsjahr stellte E.ON weiterhin Informationsmaterial zu Covid-19 bereit; es enthielt umfassende Empfehlungen, Leitlinien und häufig gestellte Fragen, zum Beispiel zu den Sicherheits- und Gesundheitsplänen der einzelnen Standorte. Verbreitet wurden diese Informationen per E-Mail, über das Intranet und über Online-Vorstands-Chats, bei denen der Vorstand die Position E.ONs zur Lage der Covid-19-Pandemie darlegte. Ziel der Maßnahmen war es, Sicherheit am Arbeitsplatz zu gewährleisten und Infektionen zu vermeiden.

Ziele und Leistungsprüfung

Der Vorstand wird über alle Unfallereignisse der Kategorien 3 und 4, Entwicklungen im Unfallgeschehen sowie Maßnahmen und Programme informiert. Dies geschieht durch monatliche Berichte des Bereichs HSE und in regelmäßigen Gesprächen mit dem Senior Vice President HSE. Tödliche beziehungsweise lebensbedrohende Vorfälle melden die Einheiten innerhalb von 24 Stunden direkt an den Vorstand.

Ziel der Vorfallanalysen von E.ON ist es, Ursachen zu verstehen, Maßnahmen für die Vermeidung zu ergreifen und Risiken zu identifizieren. Wenn Unfalldaten darauf hindeuten, dass eine Einheit die E.ON-Standards nicht erfüllt, unterstützt die HSE-Abteilung diese bei der Optimierung. Darüber hinaus kann die Konzernrevision bei der Einheit eine HSE-Prüfung durchführen.

Die Ergebnisse der im Jahr 2022 abgeschlossenen Vorfalluntersuchungen und HSE-Prüfungen in den Einheiten zeigen, dass die HSE-Managementsysteme grundsätzlich greifen. Die darauf basierenden Empfehlungen der Prüfer haben die Einheiten angenommen und in der Regel korrigierende und präventive Maßnahmen abgeleitet. Allerdings wurde auch deutlich, dass das Sicherheitsbewusstsein der Mitarbeiter nicht in allen Teams ausreichend ausgeprägt ist. So bleibt es äußerst wichtig, den E.ON-Mitarbeitern und den Beschäftigten von Vertragspartnern alle Anforderungen des HSE-Managements und die eigene Verantwortung laufend zu verdeutlichen: Sie müssen auf sich selbst und ihre Kollegen achtgeben und ein potenzielles Sicherheitsrisiko sofort melden, wenn sie es bemerken. Insgesamt beobachtet E.ON seit einigen Jahren, dass sich die Arbeitssicherheit in ihren Einheiten kontinuierlich verbessert. Wir erkennen deutlich, dass unsere Maßnahmen zur Verhinderung von schweren Arbeitsunfällen wirken. So lässt sich eine Verschiebung von schweren Vorfällen zu weniger schweren Vorfällen ausmachen. Darüber hinaus sieht E.ON sieht die Prüfungen und deren Erkenntnisse und Empfehlungen als Chance, sich stetig zu verbessern.

Sicherheits- und Gesundheitsbelange haben seit jeher für den E.ON-Vorstand einen hohen Stellenwert. Die 2020 verabschiedete und vom HSE-Council bestätigte HSE-Strategie ("Roadmap 202123") zielt darauf ab, E.ON als ein führendes Unternehmen im Bereich HSE zu positionieren. Sie enthält grundlegende Ziele für die operativen Einheiten und die jeweiligen Geschäftsführungen. Darüber hinaus definiert der Vorstand persönliche Gesundheits- und Sicherheitsziele für die obersten Führungskräfte, die je nach Position und Einheit individuell festgelegt werden. Mit ihrer Hilfe soll die Häufigkeit von schwerwiegenden Vorfällen und Todesfällen ("Serious Incidents and Fatalities" - SIF) weiter reduziert und damit E.ONs "ZERO Major Harm"-Vorhaben (keine schweren Vorfälle) möglichst bald erreicht werden. Die Änderungen traten am 1. Januar 2021 in Kraft. Im Rahmen der als Performance-Dialoge bezeichneten Halbjahresgespräche lieferten die Einheiten Feedback zu den Fortschritten bei der Umsetzung der Strategie sowie zu empfohlenen Anpassungen. Darauf aufbauend will E.ON die HSE-Roadmap und ihre Ziele 2023 überarbeiten. Insbesondere sollen das Gesundheitsmanagement mit neuer Strategie, Umweltthemen sowie die Digitalisierung und das Partnerfirmenmanagement intensiver betrieben werden.

Inwieweit E.ONs Gesundheitsstrategie erfolgreich ist, hängt unter anderem davon ab, ob die Mitarbeiter Informationen über Gesundheit und Prävention erhalten und sie dadurch zur Teilnahme an entsprechenden Programmen motiviert werden. Um die Teilnahmebereitschaft zu erhöhen, sind die Gesundheitsprogramme oft auf die Bedürfnisse bestimmter Zielgruppen zugeschnitten. E.ONs Netzbetreiber in Deutschland wenden sich zum Beispiel insbesondere an ihre Mitarbeiter ab 50 Jahren und an die Mitarbeiter in ihren Außenstellen. Zu den Aktionen gehören Workshops für ein gesundes Leben im Alter und zur Vorbereitung auf den Ruhestand. Zudem gibt es spezielle Angebote beispielsweise für operativ tätige Mitarbeiter wie Monteure und Verwaltungsmitarbeiter. Bei vielen Gesundheitsprogrammen wird die Investitionsrendite (Return on Investment) berechnet, indem die Kosten mit den vermiedenen Fehlzeiten auf der Grundlage von Forschungsergebnissen und Statistiken verglichen werden. Damit sich alle Mitarbeiter in ihrem Arbeitsumfeld wohl, geschätzt und unterstützt fühlen, legt E.ON besonderen Wert auf die psychische Gesundheit. Wir informieren über die Bedeutung von Stressmanagement und zeigen auf, wie Anzeichen für psychische Probleme erkannt werden können. Darüber hinaus verfügt E.ON über Hilfestellung und Schulungen zur Stressreduzierung, Selbsteinschätzungstests und ein direktes Unterstützungsangebot, unter anderem durch das EAP.

Fortschritte und Maßnahmen

96,00 Prozent...☐

... betrug die Gesundheitsquote der Mitarbeiter im jahr 2022 (2021: 96,5 Prozent). Sie spiegelt die Anzahl der tatsächlich gearbeiteten Tage im Verhältnis zur vereinbarten Arbeitszeit wider.

Unfallstatistik

Mit dem SIF ("Serious Incidents and Fatalities") misst E.ON jene Unfälle und Zwischenfälle, die zu schweren oder tödlichen Verletzungen geführt haben und die einen definierten Schweregrad überschreiten.

SIF Mitarbeiter ¹

	2022	2021 ²	2020
SIF Mitarbeiter	0,04	0,10	0,09

¹ Unfälle und Zwischenfälle pro eine Million Arbeitsstunden, die zu schweren oder tödlichen Verletzungen geführt haben und einen definierten Schweregrad überschreiten.
² Die Vorjahreszahlen wurden aufgrund einer Änderung des Konsolidierungskreises im Rahmen der Nachhaltigkeitsberichterstattung angepasst.

Der SIF Mitarbeiter lag mit 0,04 deutlich unter dem Niveau des Vorjahres (2021: 0,10).

› Der SIF für Vertragspartner sank auf 0,05 (2021: 0,21). Der kombinierte SIF betrug 0,05 im Jahr 2022 (0,15 im Jahr 2021), was einer Reduktion von rund 64 Prozent entspricht. ‹

LTIF Mitarbeiter ¹

	2022	2021 ²	2020 ²
LTIF Mitarbeiter	2,1	2,1	1,6

¹ Die Häufigkeit von Unfällen mit Ausfallzeiten misst arbeitsbedingte Unfälle, die zu Ausfallzeiten pro Million Arbeitsstunden führen.
² Die Vorjahreszahlen wurden aufgrund einer Änderung des Konsolidierungskreises im Rahmen der Nachhaltigkeitsberichterstattung angepasst.

Der Indikator "Häufigkeit von Unfällen mit Ausfallzeiten" ("Lost Time Injury Frequency" - LTIF) misst arbeitsbedingte Unfälle pro Million Arbeitsstunden, die zu Ausfallzeiten führen. Der LTIF für Mitarbeiter lag bei 2,1 (2021: 2,1).

› Der LTIF für Vertragspartner lag wie im Vorjahr bei 2,0 (2021: 2,0). Der kombinierte LTIF betrug 2,0 im Jahr 2022 (2021: 2,0) und entspricht ebenfalls dem Vorjahr. ‹

Der "Total Recordable Injury Frequency" (TRIF) ist einer von E.ONs Leistungsindikatoren für Sicherheit. Er misst die Gesamtzahl aller gemeldeten arbeitsbedingten Unfälle und Berufserkrankungen normiert auf eine Million geleistete Arbeitsstunden. E.ON berechnet ihn seit 2010 (TRIF Mitarbeiter) und bezieht seit 2011 auch die Mitarbeiter von Vertragspartnern mit ein (TRIF kombiniert).

TRIF Mitarbeiter und TRIF kombiniert ¹

☒	2022	2021 ²	2020
TRIF Mitarbeiter	2,90	2,60	2,40
TRIF kombiniert	2,60	2,50	2,30

¹ Die über den TRIF erfassten gemeldeten Todesfälle, Arbeitsunfälle und Berufserkrankungen enthalten auch Vorfälle und Verletzungen, die sich auf arbeitsbedingten Reisen ereignet und zu Ausfallzeiten oder keinen Ausfallzeiten geführt haben und/oder eine medizinische Behandlung, eingeschränkte Arbeit oder Arbeit an einem Ersatzarbeitsplatz nach sich zogen.
² Die Vorjahreszahlen wurden aufgrund einer Änderung des Konsolidierungskreises im Rahmen der Nachhaltigkeitsberichterstattung angepasst.

› Der TRIF für Mitarbeiter lag 2022 mit 2,9 über dem Wert von 2021 (2,6). Der TRIF für Vertragspartner lag mit 2,3 auf dem Niveau des Vorjahres. Der kombinierte TRIF stieg von 2,5 auf 2,6 . Alle Unfälle wurden sorgfältig untersucht - sowohl einzeln als auch im Vergleich. So konnten wir teilweise Muster oder mehrere vorherrschende Ursachen feststellen und direkt darauf reagieren, zum Beispiel mit Arbeitsgruppen. Einerseits stiegen die Werte des TRIF Mitarbeiter und des kombinierten TRIF, da sich durch die Unternehmensveräußerungen in Ungarn und Großbritannien eine geringere Anzahl an Arbeitsstunden ergab. Weitere Gründe sind rückläufige pandemiebedingte Einschränkungen sowie die Erhöhung des Investitionsvolumens in einigen Einheiten und die damit einhergehende Zunahme von Baustellen. ‹

NMFR Mitarbeiter ¹

☒	2022	2021 ²	2020
NMFR Mitarbeiter	36	34	19

¹ Die Häufigkeit von Beinaheunfällen misst ungeplante Vorfälle, die zu einem Unfall hätten führen können (aber nicht dazu führten), pro eine Million Arbeitsstunden.
² Die Vorjahreszahlen wurden aufgrund einer Änderung des Konsolidierungskreises im Rahmen der Nachhaltigkeitsberichterstattung angepasst.

› Der NMFR-Indikator ("Near Miss Frequency Rate") misst die Häufigkeit von Beinaheunfällen. Darunter fällt die Zahl ungeplanter Zwischenfälle, die zu einem Unfall hätten führen können - es aber nicht taten - pro Million Arbeitsstunden. E.ON analysiert, wie und warum es zu Beinaheunfällen kam, und führt Kontrollen ein, um ähnliche Risiken in Zukunft zu minimieren oder gänzlich zu beseitigen. Wir ermutigen die Mitarbeiter ausdrücklich dazu, Beinaheunfälle zu melden, damit wir die Sicherheitsleistung kontinuierlich verbessern können. E.ONs NMFR war 36 im Jahr 2022. ‹

Tödliche Arbeitsunfälle

Bedauerlicherweise starben 2022 drei für E.ON tätige Arbeitskräfte aufgrund von Arbeitsunfällen. Ein Mitarbeiter einer Partnerfirma erlitt einen tödlichen Stromschlag, ein weiterer Partnerfirmenmitarbeiter wurde durch ein schweres Gerät tödlich verletzt. Nach einem längeren Krankenhausaufenthalt starb Ende des Jahres ein E.ON-Mitarbeiter an den Folgen einer Vergiftung. Jeder tödliche Unfall wird eingehend untersucht, um den genauen Hergang nachvollziehen zu können. Die Ermittlung der zugrunde liegenden Ursachen befähigt E.ON, vergleichbare Unfälle in Zukunft zu verhindern. Gleichwohl kommt es nach wie vor zu schweren und auch zu tödlichen Unfällen. E.ON kann und will sich hiermit nicht abfinden und hat ihre Anstrengungen zur Vorbeugung von Unfällen weiter intensiviert. Beispiele hierfür sind die Entscheidung des Unternehmens, die Bewertung des HSE-Reifegrads auf alle Netzbetreiber auszuweiten sowie die Anpassungen der HSE-Roadmap 2021-2023, die einen stärkeren Fokus auf das Risiko- und Vertragspartnermanagement legt (siehe "Ziele und Leistungsüberprüfung" oben).

Nicht-Kerngeschäft: Gesundheit und Arbeitssicherheit bei PreussenElektra

E.ONs Tochtergesellschaft PreussenElektra (PEL) ist für den Betrieb, die Stilllegung und den Rückbau von Kernkraftwerken (KKW) verantwortlich. Oberste Priorität bei diesen Tätigkeiten haben die Sicherheit und Gesundheit der Mitarbeiter - der eigenen und derjenigen von Partnerfirmen - sowie der Schutz der Umwelt. PEL ist vollständig in E.ONs Sicherheitsorganisation integriert und unterliegt den hohen Standards. Die Erfahrung im Anlagenbetrieb und bei der Stilllegung hilft PEL, die HSE-Prozesse und -Verfahren weiter zu optimieren. Da es auch in 2022 keine schweren Unfälle gab, sind wir weiterhin von den hohen Sicherheitsstandards überzeugt.

Arbeitsbedingungen und Mitarbeiterentwicklung

GRI 2-7, GRI 2-30, GRI 3-3, GRI 401, GRI 404, GRI 405

―

E.ON verfolgt die Vision, alle Menschen mit guter Energie zu versorgen. Damit jeder einzelne Mitarbeiter hierzu beitragen kann, schafft E.ONs Personalmanagement (Human Resources - HR) die Voraussetzungen. Dabei lauten die übergeordneten Eckpfeiler der HR-Funktion: "Attracting great people", "Developing people", "Creating a winning culture" und "Driving digital". Sie sind Teil der für E.ON abgeleiteten Vision des Personalmanagements. Erstens will E.ON als attraktiver Arbeitgeber kreative Talente für eine gute und innovative Energiewelt gewinnen. Zweitens sollen unsere Mitarbeiter jederzeit und überall lernen können - bei der täglichen Arbeit, durch Interaktion mit anderen und in formellen Schulungen. Darüber hinaus ist es das Ziel von E.ON, eine Kultur der Inklusion zu etablieren, in der jeder Mitarbeiter sein Potenzial entfalten kann und sich geschätzt fühlt. Abschließend verfolgen wir das Ziel, die HR-Prozesse und -Tools so digital wie möglich zu gestalten und ein digitales Mindset voranzutreiben.

Als Konkretisierung dieser übergeordneten Vision werden die mittelfristigen Ziele der Personalarbeit in unserer Personalstrategie (Group People Strategy - GPS@E.ON) beschrieben. Sie legt vier Schwerpunkte für die konzernweite Personalarbeit ("People Priorities") fest: Zukunft der Arbeit, Diversity und Inklusion, Nachhaltigkeit sowie Führung. Die Personalaktivitäten richten sich konzernweit an der GPS@E.ON aus und müssen grundsätzlich zu den People Priorities und ihren jeweiligen Ausprägungen beitragen. Durch konzernweite und lokale Aktivitäten wird die Strategie umgesetzt - dabei werden insbesondere auch bereits bestehende strategische Initiativen genutzt. Der gesamte Implementierungsprozess ist flexibel und modular angelegt, um Unterschiede zwischen den Geschäftseinheiten zu berücksichtigen. ◄

E.ONs Ansatz ☐

GRI 2-30

Entscheidend für den Erfolg von E.ON ist die gemeinsame Kultur, an der das Unternehmen kontinuierlich arbeitet. Fünf grundlegende Unternehmenswerte leiten das Handeln und den Umgang der Mitarbeiter untereinander, mit Kunden und mit Geschäftspartnern: "Putting our customer first", "Better together", "Delivering on our promises", "Exploring new paths" und "Behaving mindfully".

Daneben definiert das konzernweite Kompetenzmodell Grow@E.ON als wesentlicher Bestandteil der GPS@E.ON die konkreten Verhaltensweisen, zu denen sich das Unternehmen verpflichtet. Es ist in alle personalbezogenen Abläufe integriert und beschreibt, wie sich Mitarbeiter und Führungskräfte untereinander und gegenüber Kunden verhalten sollen. Auch bietet es den Mitarbeitern eine Orientierung bei ihrer täglichen Arbeit und gibt einen klaren Weg für ihre persönliche Entwicklung und ihr berufliches Wachstum vor. Mit Grow@E.ON zielen wir darauf ab, die passenden Mitarbeiter für die richtigen Positionen zu rekrutieren, an uns zu binden und ihre Weiterentwicklung zu fördern. Außerdem wollen wir ihnen mit dem Kompetenzmodell mehr zielgerichtetes und wertschätzendes Feedback zu ihren Leistungen geben - um dadurch auch den künftigen Erfolg von E.ON zu sichern. Das Unternehmen bietet mit Grow@E.ON verschiedene Karrierewege und Chancen an. Damit verfolgen wir das Ziel, E.ON zu einem attraktiven Arbeitgeber zu machen - sowohl für Menschen, die eine Fachkarriere anstreben, als auch für solche, die sich breiter aufstellen möchten. Grow@E.ON soll das Unternehmen für die sich ständig verändernde Arbeitswelt wappnen, in der Agilität, zukunftsträchtige Qualifikationen, höhere Individualisierung und Diversity im Vordergrund stehen. Das 2020 überarbeitete Modell wird regelmäßig aktualisiert. Alle neuen Führungskräfte und Mitarbeiter werden über Grow@E.ON informiert und entsprechend geschult.

Aktuell konzipieren wir einen neuen Prozess für das Kompetenz- und Skill-Management. Mit dessen Hilfe wollen wir zukunftskritische Skills automatisiert erkennen; außerdem soll der Prozess den Fachbereichen, Führungskräften und Mitarbeitern kontinuierlich fehlende Fähigkeiten und Lernbedarfe aufzeigen.

E.ON ist bestrebt, die Mitarbeiter fair zu entlohnen und ihnen somit ein menschenwürdiges Leben zu ermöglichen. Wann immer möglich werden unbefristete Beschäftigungsverhältnisse vereinbart.

› 83 Prozent der Mitarbeiter fallen unter einen Tarifvertrag, und 94 Prozent haben einen unbefristeten Arbeitsvertrag. ‹

Leit- und Richtlinien

Die Konzernrichtlinie FP-09 (Functional Policy Group HR/Executive HR) legt die Zuständigkeiten von Group HR/Executive HR und die jeweiligen exklusiven Aufgaben fest. Executive HR ist zum Beispiel für das gesamte Life-Cycle-Management der E.ON Top 100 Führungskräfte zuständig. Die Richtlinie führt außerdem die unternehmensweiten Instrumente auf, für die Group HR verantwortlich ist. Diese umfassen die Vergütung von Führungskräften einschließlich des Einstufungsrahmens, das Kompetenzmodell Grow@E.ON und das Werteversprechen für Mitarbeiter (Employer Value Proposition) sowie die konzernweiten Diversitätsziele; auch gehören die globalen Lern-Tools und -inhalte, die Expat-Richtlinien, der Pensionsrahmen und die globale HR-IT-Governance dazu.

E.ON verfügt über eine Reihe von verschiedenen Richt- und Leitlinien, darunter Vereinbarungen für das Homeoffice und Regelungen von flexiblen Arbeitszeitmodellen wie längeren Auszeiten (Sabbaticals), Teilzeitarbeit oder Sonderurlauben. Die Grundsätze werden von unseren Mitbestimmungsgremien unterstützt und sind für den gesamten E.ON-Konzern verbindlich. Die Einheiten setzen sie gemäß den jeweiligen rechtlichen, kulturellen und geschäftlichen Gegebenheiten um.

Organisation und Verantwortlichkeiten

Um näher am Geschäft zu sein, ist E.ONs Personalarbeit seit 2018 überwiegend dezentralisiert. Im September 2022 hat E.ON beschlossen, das vorwiegend dezentrale HR-Steuerungsmodell anzupassen: Weitere Themen mit konzernweitem Werteversprechen in den Bereichen Talent Management/Diversity und Inklusion, Learning und Development, Employer Value Proposition und HR Tech sollen stärker zentral gesteuert und umgesetzt werden. In diesem Zusammenhang setzt der Senior Vice President Group HR/Executive HR konzernweite jährliche Ziele für die HR-Führungskräfte der einzelnen Einheiten. 2023 wird E.ON anfangen, den Prozess umzusetzen.

Eine wichtige Aufgabe der zentralen HR-Funktion ist das Personalmanagement für die leitenden Führungspositionen des Unternehmens. Hierzu zählen die Entwicklung von Führungskräften, die Besetzung von Stellen, die Nachfolgeplanung und ein langfristiges Talentmanagement. Auch gibt es einen zentralen Rahmen, um Talente für leitende und nichtleitende Positionen zu identifizieren und zu entwickeln sowie ihre Nachfolge zu planen. Er umfasst übergreifende Kriterien für das Talentpotenzial und gemeinsame Instrumente wie Talent Boards. In jedem Land können die Einheiten und Betriebe den Rahmen anpassen und erweitern - und somit gewährleisten, dass er ihren spezifischen Bedürfnissen und Herausforderungen gerecht wird.

Der Vorstand bespricht turnusmäßig den aktuellen Stand der Talententwicklung und verschafft sich ein- bis zweimal pro Jahr ein Bild vom gesamten Talentpool, einschließlich der unteren Führungsebenen. Der globale Ansatz für Talentmanagement umfasst regelmäßige Talent Board Meetings auf Einheiten- und Konzernebene. Dabei tauschen sich HR und die Fachbereiche über talentierte Mitarbeiter und deren Entwicklungsbedarfe aus.

E.ON nimmt die Interessen der Mitarbeiter sehr ernst und kooperiert eng mit den Arbeitnehmervertretungen. In fast allen Einheiten und im Konzern selbst gibt es Betriebsräte oder andere Formen der Arbeitnehmervertretung. Auf die bereits lange bestehende, konstruktive und vertrauensvolle Zusammenarbeit mit den Arbeitnehmervertretern können wir gerade in Zeiten des Wandels bauen; zudem binden wir die Belegschaft aktiv in alle anstehenden Veränderungen ein.

Spezifische Aktionen

GRI 404-2

Flexible Arbeitsmodelle gehören seit vielen Jahren zu E.ONs Unternehmenskultur. Im Zuge der Covid-19-Pandemie etablierte E.ON das hybride Arbeiten als konzernweiten Standard. So wollen wir die Arbeit bei E.ON noch attraktiver gestalten und unser Unternehmen auch zukünftig als modernen Arbeitgeber positionieren.

Neben den Leistungen der betrieblichen Altersvorsorge oder einer arbeitgeberfinanzierten Unfallversicherung unterstützt E.ON ihre Mitarbeiter im außerberuflichen Umfeld beziehungsweise in besonderen Lebenssituationen, etwa wenn ein Familienmitglied erkrankt ist. In diesem Zusammenhang können Beschäftigte in Deutschland, beispielsweise verschiedene, vom Unternehmen bereitgestellte oder vermittelte, Dienstleistungen beanspruchen. Das Angebot reicht von Stress- und Suchtberatung bis zur Unterstützung bei der Pflege von älteren oder kranken Angehörigen. Mitarbeiter, die innerhalb von zwölf Monaten länger als sechs Wochen erkranken, erhalten Hilfe bei der Wiedereingliederung. Bei der Gewährung der angebotenen Leistungen wird nicht zwischen Voll- und Teilzeitbeschäftigung unterschieden.

Aus- und Weiterbildung sind ebenfalls wichtig für E.ONs Attraktivität als Arbeitgeber. Alle Mitarbeiter erhalten neben einer Einarbeitung auch HSE-Schulungen und für ihre Rolle relevante, funktionale Trainings, daneben Soft-Skill-Schulungen sowie Zugang zu Talent- und Führungs-Entwicklungsprogrammen. Darunter befinden sich auch viele digitale Lernangebote, die die Beschäftigten jederzeit von überall selbstbestimmt abrufen können. Neben den konzernweiten Weiterbildungsmöglichkeiten gibt es in den Einheiten standardisierte digitale Lernangebote. E.ON wendet sie für das Onboarding von neuen Mitarbeitern sowie für die Schulung zu teils strategisch wichtigen Themen wie Digitalisierung oder Gesundheit und Sicherheit an. Um das Lernen für die Beschäftigten zu vereinfachen, können sie "Learner Journeys" zu bestimmten Fachthemen belegen. Diese werden vom People Development Team der zentralen HR-Funktion sowie vom Digital Empowerment Team angeboten. Aktuell führt jeder Bereich Projekte durch, um strategisch wichtige Lerninhalte auszuarbeiten. Dabei werden die kritischen Fähigkeiten und der Lernbedarf im Einklang mit E.ONs Strategie und externen Marktanforderungen identifiziert. Im Berichtszeitraum haben wir beispielsweise ermittelt, welche Kernkompetenzen unsere Mitarbeiter zur Bewältigung unserer digitalen Transformation benötigen. Um die hierfür erforderlichen digitalen Fähigkeiten intern aufzubauen, führen wir "Upskilling Journeys" durch. Hierbei handelt es sich um Trainings mit personalisierten Lernangeboten, die auf die jeweiligen Rollen und den entsprechenden Weiterbildungsbedarf zugeschnitten sind.

E.ON ist davon überzeugt, dass Mitarbeiter am effektivsten durch Erfahrung und Praxis lernen können. Hierzu verfolgt das Unternehmen einen 70-20-10-Weiterbildungsansatz: 70 Prozent des Lernens geschehen am Arbeitsplatz, 20 Prozent durch soziale Interaktion sowie Wissensaustausch mit anderen und 10 Prozent fallen unter Programme wie E-Learnings, Seminare und formale Schulungen. Um dem schnelleren Tempo des digitalen Zeitalters zu folgen, ersetzt E.ON lange Formate vermehrt durch kurze digitale "Lern-Happen" und selbstgesteuertes Lernen. Dies gehört zum Arbeitsablauf der Mitarbeiter und ist weitestmöglich auf ihre individuellen Bedürfnisse zugeschnitten sowie jederzeit und überall zugänglich. Um das Lernangebot für Mitarbeiter zukünftig noch attraktiver und einfacher zu gestalten, plant E.ON aktuell die Implementierung eines "One Stop Shop": Diese einheitliche Plattform soll alle E.ON-weiten Lernangebote bündeln. Darüber hinaus erstellte E.ON bis Ende 2022 einen Maßnahmenkatalog für Learning and Development. Er soll konzernweite, neue Rahmenbedingungen für Lernen und Mitarbeiterentwicklung sicherstellen und wird 2023 in allen Einheiten eingeführt. Dies wird in den kommenden Jahren von einer internen Kommunikationskampagne begleitet, in deren Rahmen erste Maßnahmen bereits laufen.

E.ONs Verfahren zur Führungskräfterekrutierung gilt in allen Geschäftsbereichen. Es zielt darauf ab, die Besetzung von Führungspositionen zu verbessern, den Rekrutierungsprozess transparenter zu gestalten und Chancengleichheit zu gewährleisten. Alle zwei Wochen findet außerdem eine virtuelle Konferenz zu Stellenbesetzungen statt. Dort tauschen sich Personalvertreter aus dem gesamten Unternehmen über offene Stellen direkt unterhalb der obersten Führungsebene aus und besprechen potenzielle Kandidaten.

Um jungen Menschen beim Start ins Berufsleben zu helfen, bietet E.ON Ausbildungsplätze für verschiedene Berufe sowie Praktika, Werkstudententätigkeiten und andere Programme an. In Deutschland setzen wir uns unter anderem im Rahmen lokaler Ausbildungsinitiativen dafür ein, Interessierten den Berufseinstieg mithilfe von Schulprojekten, Praktika, Lehrgängen und fachkundiger Begleitung an ihren Ausbildungsplätzen zu erleichtern. Wir beschäftigen zudem Werkstudenten, die bei E.ON gleichzeitig Berufspraxis erwerben und ihr Studium finanzieren können. Im Jahr 2022 starteten wir darüber hinaus ein neues, konzernweites E.ON International Graduate Programme (EIGP), um aufstrebende Talente persönlich und fachlich zu fördern und an E.ON zu binden. Die Teilnehmer sollen in funktionsübergreifenden, nationalen und internationalen Einsätzen unser Geschäft kennenlernen und sich konzernweit vernetzen. Hierbei begleiten wir sie mit Mentoring, Coaching und Schulungen. Der erste Jahrgang besteht aus 15 Hochschulabsolventen sechs verschiedener Nationalitäten. 2023 soll ein weiterer folgen.

Neben den Möglichkeiten und Angeboten zur Aus- und Weiterbildung ist eine Feedback-Kultur wichtig, um Mitarbeiter zu hohen Leistungen zu befähigen, Möglichkeiten zur persönlichen Weiterentwicklung zu erkennen und kontinuierliche Verbesserung zu fördern. In diesem Sinne ist eine solche Feedback-Kultur fest in der konzernweiten Personalstrategie GPS@E.ON verankert. E.ON bietet ihren Mitarbeitern regelmäßige Leistungs- und Entwicklungsgespräche an. Daneben ergreift das Unternehmen weitere Maßnahmen, um eine Feedback-Kultur zu fördern - darunter Schulungen, Leitlinien für Feedback und Unterstützung über das interne soziale Netzwerk Connect.

Ziele und Leistungsüberprüfungen

Im Jahr 2022 haben wir begonnen, unsere überwiegend dezentrale HR-Organisation bei Themen von konzernweiter Bedeutung beziehungsweise konzernweitem Werteversprechen stärker aus zentralen Funktionen heraus zu unterstützen. Im Jahr 2023 werden erstmals verbindliche zentrale Ziele für Themen mit konzernweitem Werteversprechen gesetzt. Das HR Board definiert, priorisiert und entscheidet über die spezifischen jährlichen HR-Ziele zur Umsetzung der konzernweiten Werteversprechen sowie deren Messkriterien. Es besteht aus dem Senior Vice President (SVP) Group HR und Vertretern der lokalen HR-Organisationen. Der SVP Group HR verantwortet die endgültige Priorisierung der Ziele und berücksichtigt dabei die E.ON-Strategie. Die Ziele werden regelmäßig anhand der zuvor definierten Messkriterien überprüft.

E.ON möchte Mitarbeiter und deren Fachwissen an sich binden und ihnen die Möglichkeit geben, sich beruflich noch stärker zu entfalten. Insofern ist es auch ein Ziel von E.ON, Führungspositionen intern zu besetzen. Bei den Konferenzen zu Stellenbesetzungen für Führungspositionen bewerten E.ONs Personalvertreter mithilfe eines speziellen Tools, wie viele Kandidaten an einem Bewerbungsprozess teilgenommen haben und mit wem eine vakante Stelle letztendlich besetzt wurde. Außerdem kann E.ON so überwachen, ob die ausgewählten Kandidaten aus dem eigenen Entwicklungspool stammen und ob sie den gesetzten Diversity-Zielen entsprechen. E.ONs Talent Boards konzentrieren sich nicht nur darauf, Talente zu identifizieren und die Nachfolge zu planen, sondern seit 2021 ebenfalls auf Diversity-Aspekte. Ziel ist es unter anderem, den Anteil von Frauen und von Mitarbeitern aus unterrepräsentierten Gruppen unter den Führungskräften zu erhöhen. Diesbezüglich verstärkt E.ON ihr Engagement seit 2020 und hat Diversity zu einem vorrangigen Thema - einer "People Priority" - in der Personalstrategie GPS@E.ON ernannt. 2022 hat E.ON weiterhin Daten erhoben, um die Effektivität ihres Talentmanagements genauer bewerten zu können.

Um herauszufinden, wie die Beschäftigten ihre Arbeit, ihre Vorgesetzten, das Arbeitsklima in ihrer Einheit und andere Themen einschätzen, führt E.ON seit 2014 jährlich eine Mitarbeiterbefragung durch. Dieser sogenannte Pulse Check beinhaltet Fragen zu E.ONs Unternehmenswerten und zu aktuellen Themen, 2022 etwa zur Energiekrise. Im Berichtsjahr führte E.ON zwei Umfragen durch (in Januar und November 2022), da der Pulse Check aus dem Jahr 2021 auf Anfang 2022 verschoben wurde.

› Ein wichtiger Bestandteil dieser Befragungen ist der Employee Net Promoter Score (eNPS): Er misst die Bereitschaft der Beschäftigten, E.ON als Arbeitgeber weiterzuempfehlen. In der im Januar 2022 durchgeführten Umfrage hat sich der eNPS um zwei Punkte verbessert (+28). Für die Umfrage im November 2022 wurde erneut ein eNPS-Wert von +28 ermittelt. E.ON analysiert die Rückmeldungen der Befragten sorgfältig, um Bereiche zu identifizieren, in denen das Unternehmen noch besser werden sollte. Auch informiert das Unternehmen die Mitarbeiter über die Ergebnisse für ihre jeweilige Einheit und die daraufhin eingeleiteten Maßnahmen. Neben dem Pulse Check können die Beschäftigten ihr Feedback unter anderem bei Live-Online-Chats einbringen; diese finden mehrmals im Jahr mit einem Mitglied des E.ON-Vorstands statt. ‹

Die 2020 und 2021 gestarteten Maßnahmen zur Evaluation von moderneren Umfragekonzepten und Technologien sind Mitte 2022 in ein Umsetzungskonzept gemündet; dieses soll, mit Beschluss des Vorstands im August 2022, bis zum Ende des Jahres 2024 konzernweit eingeführt werden. Kern des Konzepts ist eine Employee-Engagement-Strategie; sie zielt darauf ab, das Feedback der Mitarbeiter noch regelmäßiger zu erfassen und auszuwerten. Dadurch werden Organisationeinheiten wie Abteilungen oder einzelne Teams zeitnah und selbstständig Engagement-Themen identifizieren und angehen können.

Fortschritte und Maßnahmen

GRI 2-7

Mitarbeiter - Stammbelegschaft ¹

FTE	2022	2021	2020
Energienetze	38.542	38.032	39.066
Kundenlösungen	25.046	26.067	29.858
Konzernleitung/Sonstiges	4.143	3.885	4.124
Kerngeschäft	67.731	67.984	73.048
Nicht-Kerngeschäft	1.647	1.749	1.818
E.ON-Konzern	69.378	69.733	74.866

¹ Stammbelegschaft einschließlich Vorstandsmitgliedern und Geschäftsführern, ohne Auszubildende, Praktikanten und Werkstudenten.

Zum 31. Dezember 2022 beschäftigte der E.ON-Konzern 69.378 Mitarbeiter in der Stammbelegschaft. Bei der Ermittlung dieser Kennzahl wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Im Verlauf des vergangenen Jahres war die Beschäftigtenzahl leicht um 355 FTE (1 Prozent) zurückgegangen. Der Anteil der im Ausland tätigen Mitarbeiter (34.184 FTE) entwickelte sich mit 49 Prozent gegenüber dem 31. Dezember 2021 (50 Prozent) ebenfalls leicht rückläufig.

Im Geschäftsfeld Energienetze nahm die Beschäftigtenzahl hingegen leicht zu. Dies ist hauptsächlich auf Wachstumsaktivitäten in Deutschland und Schweden, aber auch auf die Besetzung von Vakanzen vor allem in Ungarn und Tschechien zurückzuführen. Einen gegenläufigen Effekt hatten insbesondere Effizienzmaßnahmen und Restrukturierungsprogramme in Deutschland.

Im Geschäftsfeld Kundenlösungen kam es zu einer Verkleinerung der Stammbelegschaft. Wesentlichen Einfluss hierauf hatten Restrukturierungsprojekte, vor allem in Großbritannien und Deutschland sowie der Verkauf der innogy e-Mobility Solutions GmbH.

Mitarbeiter - Stammbelegschaft nach Regionen ¹

	Personen		FTE
	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021	31. Dez. 2022	31. Dez. 2021
Deutschland	36.549	36.530	35.194	35.174
Großbritannien	8.769	9.786	8.437	9.356
Rumänien	6.916	6.999	6.759	6.826
Ungarn	5.745	5.607	5.726	5.590
Tschechien	3.201	3.018	3.178	2.999
Niederlande	2.955	3.016	2.666	2.645
Schweden	2.432	2.422	2.414	2.390
Polen	1.873	1.859	1.861	1.848
Slowakei	1.589	1.594	1.578	1.589
Weitere Länder	1.584	1.338	1.565	1.316
E.ON-Konzern	71.613	72.169	69.378	69.733

¹ Stammbelegschaft einschließlich Vorstandsmitgliedern und Geschäftsführern, ohne Auszubildende, Praktikanten und Werkstudenten.

Der Anstieg der Mitarbeiter im Bereich Konzernleitung/Sonstiges erfolgte überwiegend im operativen US-amerikanischen Geschäft mit Ladesystemen für Elektrofahrzeuge. Auch die Eingliederung (Insourcing) von Kapazitäten im Bereich Digital trug hierzu bei.

Auszubildende in Deutschland

	Personen			Quote in Prozent
	2022	2021	2020	2022	2021	2020
Energienetze	2.037	2.064	2.098	7,2	7,4	7,6
Kundenlösungen	67	65	59	1,1	1,0	0,8
Konzernleitung/Sonstiges	78	138	199	2,3	4,1	5,4
Kerngeschäft	2.182	2.267	2.356	5,8	6,0	6,2
Nicht-Kerngeschäft	31	41	39	1,8	2,2	2,0
E.ON-Konzern	2.213	2.308	2.395	5,6	5,8	6,0

Zum Jahresende hatte E.ON insgesamt 2.213 Auszubildende in Deutschland. Das entspricht einer Ausbildungsquote von 5,6 Prozent. Von den 598 Auszubildenden, die im Jahr 2022 ihre Ausbildung abgeschlossen haben, wurden 553 in ein festes oder befristetes Arbeitsverhältnis übernommen. Das ist eine sehr hohe Übernahmequote von 93 Prozent (2021: 563 von 641, 88 Prozent) und eine der Maßnahmen, mit denen E.ON dem Fachkräftemangel begegnet.

18,2 ☐

Durchschnittliche Schulungsstunden pro Mitarbeiter ¹

¹ Die Vollständigkeit der gemeldeten Daten kann nur für Gesellschaften mit mehr als 150 Vollzeitäquivalenten (FTE) gewährleistet werden. Für Gesellschaften mit weniger als 150 FTE besteht keine Meldepflicht. Die Berechnung der Kennzahl basiert jedoch auf der Gesamtanzahl der FTE im Konzern.

Altersstruktur

GRI 405-1

Altersstruktur in 20221

¹ Gesamtbelegschaft, einschließlich Vorstandsmitgliedern, Geschäftsführern, Auszubildenden, Praktikanten und Werkstudenten.

Zum Jahresende 2022 lag das Durchschnittsalter der E.ON-Mitarbeiter wie im Vorjahr bei 42 Jahren. Dies ist vergleichbar mit dem Durchschnittsalter in anderen DAX-40-Unternehmen. Die Altersverteilung von E.ONs Belegschaft spiegelt die demografische Entwicklung der Menschen im erwerbsfähigen Alter wider. Im Jahr 2022 waren rund 21 Prozent der Mitarbeiter unter 31 Jahre alt, 49 Prozent zwischen 31 und 50 Jahren und rund 30 Prozent älter als 50 Jahre.

Neueinstellungen und Fluktuationsrate

GRI 401-1

Im Berichtszeitraum hat E.ON 9.128 neue Mitarbeiter eingestellt. Die freiwillige Fluktuationsrate lag 2022 bei 6,1 Prozent, einschließlich Vorständen, Geschäftsführern und Auszubildenden (2021: 4,5).

Kundenzufriedenheit ☑

GRI 3-3

Kunden aller Art - Haushalte und Unternehmen, Städte und Behörden - haben verstanden, dass es in einer digitalen und dekarbonisierten Zukunft darum geht, nicht nur Energie zu verbrauchen, sondern zunehmend auch ihre eigene saubere Energie zu erzeugen und zu speichern. Diese Kunden sind sehr sachkundig und anspruchsvoll. Sie erwarten von E.ON, dass wir auf ihre Bedürfnisse eingehen und sie vorhersehen - und sie möchten, dass wir innovative, nachhaltige Energielösungen entwickeln, erstklassige Dienstleistungen erbringen und ihnen ein konstant gutes Kundenerlebnis bieten. Um unser Geschäft nachhaltig auszubauen, ist es von großer Bedeutung, das Vertrauen und die Loyalität unserer Kunden zu gewinnen und zu bewahren. Treue Kunden bleiben uns in der Regel länger erhalten, kaufen zusätzliche Produkte und Dienstleistungen und empfehlen uns an ihre Familie und Freunde weiter. Ihre Ansprüche haben wir uns zu Eigen gemacht. Das Leitmotiv dafür lautet "Connecting Everyone To Good Energy".

2022 war für unsere Kunden ein schwieriges Jahr: Die Energiepreise stiegen massiv an und damit wurde allen Menschen der Zugang zu erschwinglicher und erneuerbarer Energie erheblich erschwert. Die Ereignisse beeinträchtigten zudem unsere Fähigkeit, wirtschaftlich benachteiligte Kunden unserem Leitmotiv entsprechend zu unterstützen. Um die Auswirkung der Preissteigerungen auf unsere Kunden und die E.ON Marke zu untersuchen und abzumildern, unterstützte ein zentrales Team die Regionen dabei, ihre Kommunikation und ihren Kundenservice der Situation erfolgreich anzupassen.

Alle Netzgesellschaften überprüfen und optimieren regelmäßig ihre Leistungen im Hinblick auf die Bedenken ihrer Kunden. So konnten wir mögliche Stromunterbrechungen im Winter 2022/2023 wirksam abfedern und die Versorgungslage für unsere Kunden weitgehend stabil halten. Weitere Informationen finden sich im Kapitel Bezahlbare Energie.

E.ONs Ansatz

E.ON misst und verbessert kontinuierlich das Erlebnis, das wir unseren Kunden bieten, um deren Loyalität zu erhalten und im Idealfall zu vertiefen. Eine konsequente Kundenorientierung ist für uns zentral, denn die Marke E.ON steht für das Versprechen, unseren Kunden das zu geben, was sie in der zukünftigen Energiewelt wollen: rundum positive Erlebnisse mit unseren Dienstleistungen und intelligente, nachhaltige Lösungen. E.ON transportiert Energie von dort, wo sie produziert wird, dorthin, wo sie gebraucht wird. Und wir arbeiten daran, Menschen, Unternehmen und Städte in ganz Europa in die Lage zu versetzen, die nachhaltige Welt zu schaffen, in der sie leben wollen. Ziel ist es, Energiegemeinschaften aufzubauen, in denen jeder seinen Beitrag leisten und seinen Bedarf decken kann - vom Haushalt, der sich für Ökostrom entscheidet, bis hin zu einer ganzen Stadt, die sich zur Nachhaltigkeit verpflichtet. Dieses Versprechen einzulösen, wird die Marke E.ON unverwechselbar machen und uns befähigen, unser Geschäft erfolgreich auszubauen. E.ONs Ziel ist es, in allen Märkten, in denen E.ON aktiv ist, die Nummer eins bei Energielösungen zu werden.

Leit- und Richtlinien

Im Jahr 2022 hat E.ON neue Prinzipien für die Kundenerfahrung entwickelt. Diese übergeordneten Grundsätze dienen unseren regionalen Einheiten als allgemeine Richtschnur für die Gestaltung von Customer Journeys und allgemeinen Interaktionen. Sie sind aus der Perspektive zufriedener Kunden formuliert worden und spiegeln die Bedürfnisse wider, die E.ON in der Interaktion mit ihnen erfüllen will. Sie lauten: E.ON…

―	Makes my life easy: Kunden haben ein müheloses und barrierefreies Energie-Leben. Wir sind proaktiv und kommunizieren auf einfache Weise, die ihnen das Vertrauen gibt, in der komplexen Energiewelt gut aufgehoben zu sein.
―	Knows me: Kunden fühlen sich verstanden. Durch unser digitales Know-how können wir die Bedürfnisse und Erwartungen der Kunden vorhersehen und erfüllen. Mit unserer personalisierten Sichtweise unterstützen wir Kunden und finden gemeinsam die beste Lösung für sie.
―	Offers me choices: Wir bieten maßgeschneiderte Optionen für Produkte, Dienstleistungen und Kommunikationskanäle an. Kunden erhalten alle wichtigen Informationen, auf die sie ihre Wahl stützen können. Wir halten, was wir versprechen und geben den Kunden ein sicheres Gefühl bei ihrer Wahl.
―	Values me: Die Kunden fühlen sich willkommen, so wie sie sind. Wir gehen auf ihre Bedürfnisse ein, behandeln sie fair und schätzen ihre Loyalität.
―	Lets me be part of something bigger: Die Energiewende wird von unseren Kunden vorangetrieben. Wir ermöglichen ihnen, zu einer besseren Energiezukunft beizutragen, indem wir ihnen zeigen, wie sie Erzeugung und Verbrauch steuern können. Wenn sie sich für E.ON entscheiden, fühlen sie sich als Teil von etwas Größerem auf dem Weg zu einer nachhaltigen Gemeinschaft.

Organisation und Verantwortlichkeiten

Das Chief Operating Office - Commercial (COO-C) koordiniert von der Konzernzentrale aus unsere Marken- und Marketingstrategie. Ziel ist es, die Marke E.ON weiterzuentwickeln und zu stärken. Das COO-C unterstützt das Vertriebs- und Energielösungsgeschäft für alle Kundenbereiche und in allen Märkten von E.ON. Vor Ort in den regionalen Einheiten sind sogenannte Customer Experience Teams für die Kundenzufriedenheit zuständig. Sie treiben Projekte und Maßnahmen in ihrem jeweiligen Vertriebsgebiet voran und tauschen sich monatlich über erfolgreiche Ansätze und Fortschritte aus. Customer Experience Teams bestehen in Deutschland, Großbritannien, Italien, Rumänien, Schweden, Tschechien, Ungarn, Polen und den Niederlanden.

Im Jahr 2022 führte E.ONs Global Customer Leadership Team, das sich aus leitenden Customer-Experience-Führungskräften des gesamten Konzerns sowie aus Verantwortlichen für Markt- und Wettbewerbsbeobachtung zusammensetzt, seine Arbeit erfolgreich fort. Das Ziel ist, dem Kunden mehr Gehör zu verschaffen und die Kundenorientierung in allen E.ON-Märkten zu fördern. Das Team hat sich im Laufe des Berichtsjahres viermal getroffen, um die Customer Experience Aktivitäten zu bewerten, Schwerpunkte für eine überregionale Zusammenarbeit zu ermitteln und dem Kunden eine stärkere Stimme zu verleihen.

Das Team Markt- und Wettbewerbsbeobachtung untersucht, welche Trends die Einstellungen und das Verhalten unserer Kunden prägen. Dazu führt es Verbraucherstudien und breit angelegte Marktforschung sowie fortgeschrittene Datenanalysen durch und modelliert mögliche Szenarien. Ziel ist es, praxisrelevantes Wissen aufzubauen und in die Geschäftsabläufe einfließen zu lassen.

Spezifische Aktionen

E.ON misst die Loyalität und das Vertrauen ihrer Kunden mit dem Net Promoter Score (NPS), der 2009 eingeführt und 2013 als gruppenweites Programm implementiert wurde. Der NPS-Wert gibt die Bereitschaft an, mit der Kunden das Unternehmen E.ON und seine Dienstleistungen weiterempfehlen. Außerdem hilft er uns, herauszufinden, welche Themen den Kunden aktuell besonders wichtig sind. So können wir unsere Maßnahmen an die aktuellen Kundenbedürfnisse anpassen. E.ON misst zwei Arten des NPS:

―	Der strategische NPS vergleicht die Leistung von E.ON mit der der Wettbewerber. Er basiert auf dem Feedback von Kunden, unabhängig davon, ob sie mit E.ON interagiert haben oder nicht.
―	Der sogenannte Journey NPS misst die Loyalität von Kunden, die eine intensivere Erfahrung mit E.ON hatten - etwa, wenn E.ON sie nach einem Umzug dabei unterstützt hat, ihren Energievertrag zu ändern.

Der NPS wird von den regionalen Einheiten in Deutschland, Großbritannien, Italien, Rumänien, Schweden, Tschechien, Ungarn, Polen und den Niederlanden genutzt.

Eine 2017 eingeführte Methodik ermöglicht es uns, den strategischen NPS in allen Märkten einheitlich zu messen. Auf diese Weise können wir marktübergreifende Kundenprobleme identifizieren und lösen. Außerdem erkennen wir so leichter, in welchen Bereichen den Kunden nützliche Innovationen angeboten werden können. Die Methodik basiert auf einem automatisierten Berichtsprozess. Sie vermeidet damit die Fehler der manuellen Dateneingabe und verbessert so die Qualität und Prüfbarkeit der Daten.

E.ONs Frühwarnsystem (Early Warning System, EWS) untersucht Kundenäußerungen und aktuelle Ereignisse in den Medien und dient uns als Plattform zum Zuhören und Diskutieren sowohl auf Konzernebene als auch in den regionalen Teams.

Zur Bewältigung der Preis- und Versorgungskrise im Winter 2022/2023 hat E.ON ein regionenübergreifendes Programm namens JOE Journey & Operational Excellence eingeführt. Ziel war es, das Zahlungserlebnis für unsere Kunden weiterhin konstant positiv zu gestalten. Alle regionalen Einheiten beteiligten sich in seinem Rahmen an der Erarbeitung von Lösungen für die neuen Herausforderungen bei der Zahlungsabwicklung. Neben dem Austausch von Best Practices ging es dabei auch darum, die Prozesse und Kundeninteraktionen zu digitalisieren und die Kosteneffizienz zu verbessern. Im Jahr 2022 haben wir mit JOE zwei Hauptthemen in Angriff genommen: Im Mittelpunkt des ersten standen Preiswahrnehmung und Zahlung. Dabei ging es konkret um die Milderung des Preisschocks, transparentere Rechnungen, zuverlässigere Rechnungsprognosen sowie erweiterte Zahlungs- und Kostenkontrollmöglichkeiten für unsere Kunden. Des Weiteren lag der Fokus auf der Verbesserung der Benutzererfahrung bei der Bedienung unserer digitalen Kanäle. Bei diesem Thema arbeiten wir vor allem daran, den Aufwand für die Kunden bei der Interaktion mit E.ON zu verringern. Weitere Informationen zum Thema Bezahlbare Energie können in dem gleichnamigen Kapitel gefunden werden.

Im Jahr 2022 haben wir in diesem Zusammenhang auch unsere Markenpositionierung weiterentwickelt und deutlicher herausgestellt, wofür E.ON steht: Unsere Kernbotschaft ist das Markenversprechen "Connecting Everyone To Good Energy". Die Verteilnetze von E.ON bilden das Rückgrat und Fundament der zukünftigen Energiewelt. Mit ihnen lösen wir unser Markenversprechen ein, indem wir uns um die Chancen eines sich immer mehr selbst steuernden, wachsenden Ökosystems aus dezentralen Erzeugern, Speicherbetreibern und Verbrauchern kümmern, das auf starke und stabile Netze angewiesen ist. So gewährleisten wir nicht nur eine möglichst effiziente Nutzung von grünem Strom, sondern verbinden übergreifend Menschen miteinander und stellen ihnen nachhaltige, bezahlbare und auf sie zugeschnittene Energielösungen zur Verfügung. Auf diese Weise begegnen wir den Herausforderungen des Klimawandels und realisieren gemeinsam mit unseren Kunden und Partnern den Energiewandel in Europa.

Ziele und Leistungsüberprüfung

E.ON legt jährlich unternehmensweite Ziele für den strategischen und den Journey NPS fest. Beide Indikatoren nutzt E.ON auf Bereichs- und Einheitenebene zur Steuerung. Dem strategischen NPS kommt dabei aufgrund der erhobenen Wettbewerberinformationen eine hohe Steuerungsrelevanz zu. Seit September 2020 erhält der E.ON-Vorstand monatlich einen NPS-Bericht. Darüber hinaus tauschen sich der Chief Operating Officer - Commercial und die CEOs der regionalen Einheiten mithilfe regelmäßiger Marktberichte über Fragen zum NPS und Kundenthemen aus. Der NPS spielt auch eine Rolle bei der variablen Vergütung der Führungskräfte. Diese besteht aus zwei Komponenten: Ein Faktor berücksichtigt die individuelle Leistung der Führungskraft, der andere die Unternehmensperformance. Seit 2020 gehen die Fortschritte beim strategischen und dem Journey NPS zu 20 Prozent in die Berechnung der Unternehmensperformance ein. Auch bei der Festlegung der E.ON-Vorstandsvergütung wird das Erreichen von NPS-Zielwerten berücksichtigt. Im Jahr 2022 geschah dies zum ersten Mal.

Seit 2017 legt außerdem jede Einheit eigene Maßnahmen fest, mit denen die Kundenwahrnehmung systematisch verbessert werden soll. Die eingeleiteten Aktivitäten werden von den CEOs und Vorständen der Einheiten initiiert und gesteuert, denn sie sind persönlich für die Entwicklung der NPS-Werte in ihrer Einheit verantwortlich. Jährlich überprüfen sie die Maßnahmen und justieren diese neu. Dabei beziehen sie vermehrt Nachhaltigkeitskriterien mit ein. Die Laufzeit der Maßnahmen kann je nach Umfang der geplanten Anpassungen eine Laufzeit von mehreren Jahren umfassen.

Gesellschaftliches Engagement ☐

GRI 3-3

E.ONs Ansatz

E.ON ist Teil der Gesellschaft in den Ländern und Kommunen, in denen das Unternehmen tätig ist. Wir fühlen uns daher verpflichtet, zu deren Wohlstand, wirtschaftlicher Entwicklung, Nachhaltigkeit und Lebensqualität beizutragen. Dies tun wir in erster Linie, indem wir Arbeitsplätze schaffen und Energielösungen anbieten, die die Nachhaltigkeit und den Komfort unserer Kunden verbessern. Darüber hinaus engagiert sich E.ON in allen Regionen, in denen sie tätig ist, für gemeinschaftliche Anliegen und unterstützt ehrenamtliche Tätigkeiten ihrer Mitarbeiter.

Unsere Repräsentanten vor Ort kennen die Bedürfnisse und Herausforderungen in ihrem Land am besten. Deshalb überlässt E.ON ihnen die Auswahl der Projekte und Organisationen, die sie unterstützen. Wir sind davon überzeugt, dass eine lokale Entscheidungsfindung besser als zentrale Direktiven geeignet ist, unserem Engagement gesellschaftliche Wirkung zu verleihen.

Um konzernweite und regionale Aktivitäten sowie das Engagement der E.ON Stiftung besser zu koordinieren und ihre gesellschaftliche Wirksamkeit zu steigern, haben wir die Aktivitäten der E.ON SE und die Tätigkeiten der E.ON Stiftung gebündelt und stärker miteinander verzahnt. So wollen wir sicherstellen, dass die Verantwortung für inhaltliche Abstimmungen, Entscheidungen über Projekte und die Prozessgestaltung in einer Hand liegt.

Unsere Investitionen in die Gesellschaft

E.ON berichtet über ihre Spenden nach den im folgenden aufgeführten Kategorien.

Unternehmensspenden nach Kategorie

Neben den Spenden tätigt E.ON auch strategische Investitionen im Rahmen ihres gesellschaftlichen Engagements. Sie sind in der Regel langfristiger Natur. Im Jahr 2022 flossen die finanziellen Mittel für Sponsorings in die Schwerpunktbereiche Klimaschutz, Zugang zu Energie und Förderung der Folgegenerationen.

Strategisches gesellschaftliches Engagement

Zusammengenommen beliefen sich E.ONs Spenden und das strategische gesellschaftliche Engagement im Jahr 2022 auf mehr als 18 Mio € (Vorjahr: 12 Mio €).

E.ON Stiftung

Die E.ON Stiftung hat sich zum Ziel gesetzt, einen nachhaltigen Umbau des Energiesystems zu fördern, der die Menschen und ihre soziale Praxis berücksichtigt. Geleitet von der Überzeugung, dass eine rein staatlich verordnete und überregulierte Energiewende nicht gelingen wird, unterstützt sie Projekte, Veranstaltungen und Praxisformate zum Thema Energie und Gesellschaft. Im Jahr 2022 hat die Stiftung rund 42.000 € an Spenden und mehr als 2 Mio € an Fördermitteln für die von ihr unterstützten Projekte zur Verfügung gestellt. Da die Stiftung unabhängig ist, sind diese Mittel nicht in den Kennzahlen zu den gesellschaftlichen Investitionen von E.ON enthalten.

Ehrenamtliches Engagement

Auch im Jahr 2022 haben sich E.ONs Mitarbeiter europaweit in gemeinnützigen Projekten engagiert. 2022 leisteten insgesamt 2.273 E.ON-Mitarbeiter 13.340 Stunden ehrenamtliche Arbeit. Hierbei kann eine Doppelzählung von einzelnen Mitarbeitern, die sich mehrfach ehrenamtlich engagieren, nicht ausgeschlossen werden.

Datenschutz, Cybersicherheit und Produktsicherheit ☒

GRI 3-3, GRI 418

E.ON verarbeitet personenbezogene Daten von verschiedenen Stakeholdern, allen voran von Kunden, Mitarbeitern, Unternehmenspartnern und Lieferanten. Wir haben eine konzernweit geltende Datenschutzorganisation eingerichtet, die wir ständig verbessern. Zur Einhaltung der gesetzlichen Verpflichtungen und zum Schutz der Rechte von betroffenen Personen und ihren personenbezogenen Daten bewertet E.ON die Verarbeitungstätigkeiten kontinuierlich. Daneben verfügt E.ON insbesondere in den Geschäftsbereichen Energienetze und Kundenlösungen über umfangreiche Maßnahmen, um die Cybersicherheit zu gewährleisten. Ziel ist es, Systeme und Daten wirksam zu schützen - unabhängig davon, von welchem Ort auf sie zugegriffen wird, welche Geräte verwendet und wo die Daten verarbeitet werden. Der Schutz aller Unternehmensinformationen - in mündlicher, schriftlicher und digitaler Form - ist entscheidend, um Schäden an E.ONs Wettbewerbsposition, der Marke und ihrem Ruf zu verhindern.

Ihren Kunden bietet E.ON digitale Lösungen wie die E.ON Home App oder die E.ON Drive App und eine wachsende Palette von Produkten, die vor Ort installiert werden. Dazu gehören Solar- und Batteriespeichersysteme, Heizsysteme (einschließlich Wärmepumpen und Heizkessel) und Ladestationen für Elektrofahrzeuge. Die Sicherheit dieser Produkte ist für E.ON entscheidend, um die Gesundheit der Kunden zu schützen, ihr Vertrauen zu erhalten und weiterhin erfolgreich für sie tätig zu sein.

E.ONs Ansatz

E.ON bekennt sich gemäß Datenschutzgrundverordnung (DSGVO) und lokalen Gesetzen zum Recht des Einzelnen (Kunde, Mitarbeiter, Lieferant oder sonstiger Dritter): Grundsätzlich darf der Einzelne selbst über die Preisgabe und Verwendung seiner personenbezogenen Daten bestimmen. Das Datenschutzmanagementsystem (DSMS) des E.ON-Konzerns ist eine Orientierungs- und Umsetzungshilfe zu datenschutzbezogenen Fragen und basiert auf dem IDW PS 980, einem Prüfungsstandard für Compliance-Management-Systeme. Das DSMS stellt im gesamten Unternehmen einen strukturierten, koordinierten und einheitlichen Ansatz zum Datenschutz sicher; es wurde von einer Anwaltskanzlei auditiert. Im Jahr 2022 wurden bei mehreren E.ON-Einheiten interne Prüfungen zum Stand des Datenschutzmanagements durchgeführt. Diese bestätigten die Effektivität des DSMS und E.ONs Konformität mit der DSGVO.

Darüber hinaus hat E.ON bekannt gewordene Datenschutzverletzungen anderer Unternehmen untersucht und Erkenntnisse daraus genutzt, um die eigenen Datenschutz- und IT-Sicherheitsmaßnahmen weiter zu verbessern und die IT-Infrastruktur zu stärken.

Im Jahr 2022 hat E.ON ihre Muster-Datenschutzverträge und andere datenschutzrelevante Dokumente überarbeitet. Unter anderem konzentrierte sich E.ON darauf, Verträge zur Drittlandübermittlung sowie Bewertungen des Schutzniveaus im Drittland ("Transfer Impact Assessment") durchzuführen und zu aktualisieren. Datenschutz ist eine ständige Aufgabe inmitten sich schnell entwickelnder Technik und Praktiken. Die Anwendung der "Plan, Do, Check, Act"-Methode (PDCA) ermöglicht es, diese Prozesse kontinuierlich zu verbessern (für weitere Informationen siehe "Ziele und Leistungsüberprüfung" unten). Solche Verbesserungsaktivitäten setzen wir im Jahr 2023 fort.

Zum Schutz aller Unternehmensinformationen hat E.ON ein Informationssicherheits-Managementsystem (ISMS) eingerichtet, das auf den Standards der ISO 2700x-Reihe basiert, einer international anerkannten Norm für Informationssicherheit. Das ISMS ist für die Teile des Unternehmens zertifiziert, für die es gesetzlich vorgeschrieben ist. E.ON arbeitet daran, die Vertraulichkeit, Verfügbarkeit und Integrität aller Informationsressourcen zu gewährleisten und aufrechtzuerhalten. Dazu gehört es, die Infrastruktur, Schwachstellen und Bedrohungen zu überwachen sowie Sicherheitsvorfälle wie Cyberangriffe zu erkennen und auf sie zu reagieren. Im Jahr 2022 hat E.ON die Cybersicherheitsstrategie aktualisiert und einen Fahrplan für ihre Umsetzung erstellt. Dem wird sich E.ON mit einer Verbesserung des Sicherheitsbewusstseins, Identitäts- und Zugriffsmanagement, Cloud-Sicherheit und neuen Erkennungs- und Präventionsfunktionen widmen.

E.ON weitet ihre hohen Standards für Gesundheit und Sicherheit am Arbeitsplatz auf die Kundenprodukte aus. Das Unternehmen setzt einheitliche Standards, um zu gewährleisten, dass Produkte während ihres gesamten Lebenszyklus - von der Entwicklung bis zum Recycling - sicher sind. Es ist unser Leitbild, alle bestehenden gesetzlichen Anforderungen vollständig zu erfüllen. Dies gilt entsprechend auch für die geltenden Sicherheitsgesetze und -vorschriften. Wenn die rechtlichen Anforderungen etwa bezüglich neuartiger Produkte nicht auf dem Stand der Technik sind, implementiert E.ON strengere Sicherheitsstandards. Aus Vertraulichkeits- und Sensibilitätsgründen kann E.ON keine Auskunft über Beschwerden zu Datenschutzverletzungen geben, unabhängig davon, ob diese Beschwerden begründet waren oder nicht.

Leit- und Richtlinien

E.ONs Datenschutzrichtlinie legt die Rollen und Verantwortlichkeiten konzernweit einheitlich fest. Auch die 2018 eingeführten, an der ISO 2700x-Normenreihe angelehnten Informationssicherheitsstandards gelten für den gesamten Konzern. Durch sie können E.ONs Mitarbeiter neue Lösungen mit dem erforderlichen Maß an Cybersicherheit entwickeln und betreiben und Technik, Daten sowie Kunden, kritische Infrastruktur und Gesellschaft vor negativen Auswirkungen schützen. E.ONs Mitarbeiterrichtlinie fasst die wichtigsten Cybersicherheitsregeln zusammen, die für alle Beschäftigten gelten.

Organisation und Verantwortlichkeiten

Jede Einheit des Konzerns ist dafür verantwortlich, dass die DSGVO eingehalten und das DSMS integriert werden. E.ON hat konzernweit Prozesse zur Einhaltung der datenschutzrechtlichen Anforderungen eingerichtet, etwa um Betroffenenanfragen zu beantworten und Datenschutzverletzungen zu melden. An diesen Verfahren können sich die einzelnen Einheiten orientieren, wenn sie die in ihren Organisationen erforderlichen Prozesse einführen oder aktualisieren.

Die Einheiten sind dafür verantwortlich, alle Anfragen von betroffenen Personen zu beantworten, etwa bezüglich Datenauskunft, -berichtigung, -löschung und -übertragbarkeit. Von den Einheiten genutzte Systeme und Richtlinien müssen mit den Datenschutzgesetzen und -vorschriften des Landes oder der Länder, in denen sie tätig sind, übereinstimmen. Soweit gesetzlich vorgeschrieben, haben die Einheiten Datenschutzbeauftragte (DSBs) ernannt. Die DSBs der Einheiten arbeiten eng zusammen und erstatten dem Konzern-DSB regelmäßig Bericht. Darunter fallen insbesondere Informationen über rechtliche und aufsichtsbehördliche Entwicklungen und Bußgelder, die Gewährleistung der Rechte betroffener Personen, Beziehungen zu Dritten, Unternehmensdokumentation und Korrespondenz mit Aufsichtsbehörden.

E.ONs Konzern-DSB ist für Datenschutzfragen auf Konzernebene zuständig; beispielsweise koordiniert er die Datenschutzaktivitäten bei E.ON. Außerdem berichtet er regelmäßig an das Cyber Security and Data Protection Council, dem auch Vorstandsmitglieder angehören, sowie an den Prüfungs- und Risikoausschuss des Aufsichtsrats. Darüber hinaus werden die DSBs und Mitarbeiter regelmäßig über relevante datenschutzbezogene Entwicklungen informiert. Dazu gehören etwa Rechtsvorschriften, Technologien und Entscheidungen von Aufsichtsbehörden. Diese Informationen verbreitet E.ON per E-Mail und über interne Kommunikationskanäle wie dem Unternehmensintranet.

Die Funktion Cyber Security beugt vor, dass sich Technik und Informationen negativ auf das Geschäft und die Kunden von E.ON auswirken. Zu ihren Aufgaben gehört es, eine konzernweite Cybersicherheitsstrategie zu entwickeln, deren Umsetzung zu überwachen und die Cybersicherheitsorganisation bei E.ON zu koordinieren. E.ONs Chief Information Security Officer (CISO) steuert die gruppenweite Cybersicherheitsorganisation und ist dem Vorstandsbereich Digital zugeordnet. Er ist unter anderem dafür verantwortlich, die Cybersicherheitsstrategie der E.ON zu formulieren sowie ihre Umsetzung zu überwachen. Zur gruppenweiten Cybersicherheitsorganisation gehören Information Security Officer (ISO), die durch die Geschäftseinheiten ernannt werden. Sie berichten dem CISO sowie dem Vorstand ihrer Einheit über alle relevanten Sachverhalte in ihren Organisationen. Der CISO berichtet regelmäßig - sowie ad hoc bei schwerwiegenden Sicherheitsvorfällen - an den Konzernvorstand und den Aufsichtsrat. Diese vertikalen und horizontalen Berichtslinien gewährleisten eine transparente und konsistente Berichterstattung.

E.ONs regionale Einheiten kennen ihre Produkte und Kunden sowie die lokalen Marktbedingungen und -anforderungen. Daher sind ihre Produktentwicklungsteams für die Produktsicherheit hauptverantwortlich; unterstützt werden sie von ihrer jeweiligen HSE-Abteilung. Sie arbeiten außerdem eng mit verschiedenen Bereichen und Abteilungen des Konzerns zusammen, vor allem mit B2C/B2SME Solution Management, Innovation, Gesundheit, Arbeits- und Umweltschutz (HSE) sowie Nachhaltigkeit. Daneben verfügt B2C über ein eigenes Team für Produktsicherheit und Compliance.

Spezifische Aktionen

E.ON schult ihre Mitarbeiter alle zwei bis drei Jahre zum Datenschutz. In allen Ländern erhalten neue Mitarbeiter für gewöhnlich während des Onboarding-Prozesses im ersten Jahr eine Datenschutzschulung. Darüber hinaus führt E.ON in Bereichen, in denen umfassend personenbezogene Daten verarbeitet werden oder in denen besondere Vorgaben gelten - zum Beispiel in Callcentern und Vertriebsorganisationen - bereichsspezifische Schulungen durch. Um sich mit den Regeln der DSGVO vertraut zu machen, nutzen die Mitarbeiter ein jährliches E-Learning-Modul. Dieses Training hatten zum Jahresende 2022 mehr als 81 Prozent der Mitarbeiter abgeschlossen.

Mithilfe von E-Learnings, Phishing-Simulationen und internen Workshops wie Live-Hacking-Vorführungen sensibilisiert E.ON ihre Mitarbeiter für Cybersicherheitsrisiken und für die Verpflichtung zum Schutz vertraulicher Unternehmensinformationen. Damit die Beschäftigten Informationen sicher handhaben können, nutzt E.ON ein Tool zur Klassifizierung von Dokumenten. Hierzu dient auch eine im Jahr 2022 eingeführte elektronische Dokumentenkennzeichnung. Im Rahmen einer Phishing-Sensibilisierungskampagne ließ E.ON an mehreren Tagen im Jahr 2022 simulierte Phishing-E-Mails an die Mitarbeiter verschicken. Zusätzlich nimmt E.ON regelmäßig sogenannte Penetrationstests für wichtige Dienste vor, um diese noch besser gegen Cyberangriffe zu schützen.

Mehrere Maßnahmen dienen dazu, Gesundheits- und Sicherheitsfragen während des gesamten Lebenszyklus der Produkte anzugehen. Während der Produktentwicklung beachtet E.ON aktuelle Normen und Richtlinien und beobachtet aufkommende Themen genau. Die regionalen Einheiten prüfen alle marktreifen Produkte, einschließlich E-Mobilitäts-Lösungen, entweder in eigenen Prüflaboren auf CE/UKCA-Konformität oder lassen sie im E.ON Testing Lab in Essen beziehungsweise durch externe Firmen testen. Produkte, die CE-konform sind, erfüllen EU-weite Anforderungen an Sicherheit, Gesundheitsschutz und Umweltschutz, während UKCA-konforme Produkte die Konformitätsanforderungen des britischen Marktes erfüllen. So erhält E.ON eine umfassende Einschätzung der Risiken, ihrer Eintrittswahrscheinlichkeit und weiterer möglicher Auswirkungen. Vor der Beauftragung müssen Auftragnehmer, die in E.ONs Auftrag Produkte installieren und warten, sich selbst und ihre Produkte einer Präqualifikation unterziehen. Dabei wird festgestellt, ob die Auftragnehmer und die Produkte bestimmte Standards und Werte erfüllen. Darüber hinaus steht E.ON im ständigen Dialog mit ihren Auftragnehmern und schult sie, um zu gewährleisten, dass sie alle Anforderungen und die neuesten technischen Standards einhalten. So ist eine Sicherheitsschulung für alle Installateure von Solar- und Batterielösungen in Deutschland verpflichtend. Wenn ein Produkt ein sicherheitsrelevantes Problem aufweist, muss E.ON es sofort zurückrufen können. Deshalb prüft und verfolgt E.ON alle Änderungen an Hardwareprodukten, damit die Kunden bei sicherheitsrelevanten Problemen unmittelbar kontaktiert werden können. Wir arbeiten daran, diese Prozesse ständig zu verbessern.

Wenn E.ON die Herstellerin eines Produkts ist oder als solcher erachtet wird, ist das Unternehmen gesetzlich verpflichtet, verschiedene Anforderungen zu erfüllen. Dazu zählt, ein System einzurichten, das die Rückverfolgbarkeit des Produkts gewährleistet, und ein Konzept für Korrekturmaßnahmen zu implementieren. Weitere Anforderungen sind neben der Produktzertifizierung auch die CE/UKCA-Kennzeichnung und die Ausstellung einer eigenen EU/UKCA-Konformitätserklärung sowie das Anlegen und Führen der kompletten technischen Dokumentation des Produkts. Bei sicherheitsrelevanten Problemen informiert E.ON unverzüglich die zuständige Marktaufsichtsbehörde, auch zu den geplanten Korrekturmaßnahmen wie Rücknahme, Warnung und Rückruf.

Außerdem ist E.ON verpflichtet, die notwendigen Korrekturmaßnahmen durchzuführen.

Ziele und Leistungsüberprüfung

Durch den wiederkehrenden PDCA-Zyklus werden die Prozesse des DSMS kontinuierlich geplant, umgesetzt, gemanagt und verbessert. Dadurch überwacht E.ON die Wirksamkeit des DSMS permanent, sucht proaktiv und wiederholt nach potenziellen blinden Flecken und ergreift Maßnahmen, wenn sich Verbesserungsbedarf ergibt. Die E.ON-Einheiten berichten vierteljährlich über den Status quo der Einhaltung der DSGVO-Anforderungen. Zur Überprüfung gehören auch regelmäßige Kontrollen durch Group Audit. Empfehlungen von Group Audit setzen die Einheiten zeitnah um. Soweit laufende Verfahren mit den Datenschutzbehörden abgeschlossen werden konnten, konnte dies ohne Sanktionen geschehen. Das bestehende DSMS ist demnach wirksam und robust.

E.ON bewertet den Reifegrad ihrer ISMS-Bereiche regelmäßig und berichtet dem Cyber Security and Data Protection Council vierteljährlich davon. Für alle Bereiche und Einheiten hat E.ON einen Mindestreifegrad definiert. Werden Defizite oder Verbesserungsmöglichkeiten festgestellt, passt E.ON die Cybersecurity-Roadmaps entsprechend an.

Produktsicherheitsvorfälle dokumentieren wir in der Einheit, deren Produkt betroffen war, und auf Konzernebene. Die Untersuchung und Analyse solcher Vorfälle helfen uns, die Ursachen zu ermitteln und zu bestimmen, wie wir sie in Zukunft vermeiden können. Die dabei gewonnenen Erkenntnisse gibt E.ON an alle relevanten Abteilungen weiter.

Business Resilience Management ☒

GRI 3-3

Die Gesundheit und Sicherheit der Mitarbeiter und Kunden, die Unversehrtheit der Umwelt und die Zuverlässigkeit der Energieversorgung haben für E.ON einen besonders hohen Stellenwert. Wir arbeiten kontinuierlich daran, die Sicherheit und Zuverlässigkeit der betriebenen Infrastruktur und Kundenlösungen zu gewährleisten und noch widerstandsfähiger gegen Betriebsunterbrechungen und -störungen zu werden. Kommt es trotz umfassender Vorkehrungen zu einer Krise, reagiert E.ON schnell und handhabt die Situation professionell.

Im Jahr 2022 stellten insbesondere die Auswirkungen des Russland-Ukraine-Kriegs eine neue Herausforderung dar. Unter anderem sahen wir uns einem potenziellen Energiemangel und einer insgesamt erhöhten Bedrohung der Energieinfrastruktur gegenüber. Daneben waren die Folgen der Covid-19-Pandemie weniger drastisch als in den Vorjahren. E.ON konnte diese innerhalb ihrer regulären organisatorischen Abläufe managen und setzte die etablierten Infektionsschutzmaßnahmen weiterhin systematisch und risikobasiert um.

E.ONs Ansatz

Für ihr Business Resilience Management verfügt E.ON über einen umfassenden Rahmen mit verschiedenen Mindestanforderungen. Neben klassischen Sicherheitsthemen umfasst es Vorgaben zur Implementierung von Krisen- und betrieblichem Kontinuitätsmanagement (Business Continuity Management). Dennoch kann das Unternehmen Krisenfälle nicht ausschließen; sie können beispielsweise durch eine Naturkatastrophe, menschliches oder technisches Versagen, einen Cyberangriff, einen sicherheitsrelevanten Vorfall oder ein anderes Ereignis ausgelöst werden. Daher beinhaltet beispielsweise das integrierte Business Continuity Management ausgearbeitete Notfallpläne. Sie geben sowohl organisatorische als auch operationelle Maßnahmen vor, um eine schnelle, effiziente und vorab definierte Reaktion zu ermöglichen. Für den Krisenfall besitzt E.ON eine gruppenweite Krisenorganisation mit mehreren, hochspezialisierten Krisenmanagement-Teams; diese führen regelmäßige Übungen durch, um schnell auf kritische Ereignisse reagieren zu können. Um mit solchen Ausnahmesituationen bestmöglich umzugehen und eine Eskalation zu verhindern, bereitet E.ON sich gründlich vor und verhält sich bei ersten Anzeichen schnell und zielgerichtet. Das Hauptziel der Maßnahmen zur Krisenprävention und -bewältigung ist es, Menschenleben, die Umwelt sowie das Geschäft und Eigentum zu schützen. Dieser Ansatz hat sich im Zuge zurückliegender Krisen bewährt.

Leit- und Richtlinien

E.ONs Konzernfunktionsrichtlinie Business Resilience legt Verantwortlichkeiten und Rollen sowie organisatorische Vorgaben fest und gibt Empfehlungen dazu, wie die Einheiten ein effektives Business-Resilience-Managementsystem aufbauen, betreiben und kontinuierlich weiterentwickeln können. Die Genehmigung der Funktionsrichtlinie obliegt dem Vorstand der E.ON SE. Thematisch umfasst sie folgende übergeordnete Bereiche der operationellen Resilienz: physische Sicherheit, Business Continuity Management, Notfall- und Krisenmanagement sowie Reisesicherheit. Darüber hinaus verpflichtet die Richtlinie die jeweiligen Einheiten dazu, kritische Ereignisse, schwerwiegende Sicherheitsvorfälle sowie Vorfälle mit Krisenpotenzial an die durchgehend besetzte Konzernsicherheitszentrale weiterzugeben. Diese Vorgaben ermöglichen es, unvorhersehbare und komplexe Situationen zu bewältigen, die sich erheblich auf das jeweilige Geschäft, die Vermögenswerte, die Interessengruppen und/oder die Reputation von E.ON auswirken könnten. Soweit erforderlich, unterstützt der Konzern die Einheiten dabei, die Mechanismen einzurichten und die Themen umzusetzen. Flankiert wird dies durch die Betreuung und den Austausch innerhalb der übergreifenden Business Resilience Community. Weitere Informationen zur Business Resilience Community finden sich unter "Spezifische Aktionen".

Organisation und Verantwortlichkeiten

Die oberste Verantwortung für die Vermeidung und Bewältigung von Krisen liegt beim E.ON-Vorstand. Die strategische Umsetzung der physischen Sicherheitsthemen erfolgt durch die Funktion Business Resilience im Fachbereich Legal, Compliance und Security. Die operative Umsetzung erfolgt, mit Ausnahme des Themas Reisesicherheit, in den jeweiligen Geschäftseinheiten durch Business Resilience Manager. Neben dieser Regelorganisation verfügt E.ON über eine umfassende Krisenmanagement-Organisation. Diese ist in die jeweils operative Geschäfts-/Regionalebene und Konzernebene aufgeteilt. Zentrale Meldestelle für Krisen- und Notfälle ist die Konzernsicherheitszentrale.

Spezifische Aktionen

Um noch schneller auf Krisen reagieren zu können, konzeptioniert und verwirklicht das Unternehmen jedes Jahr mehrere realistische Krisensimulationen und Weiterbildungen. Im Jahr 2022 führte E.ON vier konzernübergreifende Krisensimulationen im nationalen und internationalen Umfeld, mehrere lokale Krisenübungen in den jeweiligen Geschäftseinheiten sowie kontinuierliche Aus- und Weiterbildungen der designierten Krisenmanagement-Teams durch. Alle Mitglieder dieser Teams sind verpflichtet, an regelmäßigen Aus- und Weiterbildungen teilzunehmen. Darüber hinaus erhalten sämtliche Mitglieder des Krisenstabs einmalig eine Onboarding-Schulung für ihre jeweilige Funktion sowie je nach Anlass weitere Schulungen. Unter anderem werden die Krisenstabsleiter darin trainiert, ein Team in komplexen, stressigen, zeitkritischen und unsicheren Situationen zu führen.

Neben den Aktivitäten zum Krisenmanagement treibt die Funktion Business Resilience weitere Maßnahmen voran, um langfristige operationelle Widerstandsfähigkeit für E.ON zu erreichen.

Beispielsweise treten Vertreter der Funktion, alle Sicherheitsverantwortlichen und Business Resilience Manager regelmäßig innerhalb der Business Resilience Community in den Dialog. Falls benötigt werden weitere Stakeholder (HSE, Cyber Security, Risk Management, externe Experten) hinzugezogen. Bei den Treffen tauschen sie Informationen und aktuelle Erkenntnisse aus Bedrohungslagen oder Sicherheitsvorkommnissen auch kurzfristig aus, um voneinander zu lernen und mittel- sowie langfristig gemeinsame Lösungsansätze zu entwickeln. Seit 2022 kommt die Business Resilience Community monatlich zusammen, statt wie in den beiden Vorjahren einmal im Quartal, um innerhalb aller Einheiten den Reifegrad der einzelnen Sicherheitsthemen gleichmäßiger zu erhöhen.

Ziele und Leistungsüberprüfung

E.ON stützt sich auf wertvolle Sicherheitsexpertise und verfügt über wirkungsvolle Services und Netzwerke, um zu gewährleisten, dass ihr operatives Geschäft kontinuierlich aufrechterhalten werden kann. So kann das Unternehmen die eigene operationelle Resilienz kontinuierlich steigern. Dazu hat E.ON sich folgende Ziele gesetzt:

Durch das Krisenmanagement soll E.ON Krisen frühzeitig erkennen und rasch sowie wirksam darauf reagieren und die gruppenweit erforderlichen Fähigkeiten sicherstellen. Ziel ist außerdem die Durchführung regelmäßiger Kontrollen, um sicherzugehen, dass die erforderliche Infrastruktur vorhanden und auf dem neuesten Stand ist. Das Unternehmen bewertet, dokumentiert und nutzt darüber hinaus Erkenntnisse aus allen Krisenmanagement-Schulungen, Simulationen und tatsächlichen Vorfällen, um Verbesserungsmaßnahmen zu erarbeiten und umzusetzen.

Das Business Continuity Management soll gewährleisten, dass E.ON mit Notfällen umgehen und im Ernstfall den Betrieb weiterführen kann. Hierzu muss mindestens einmal jährliche eine Business-Impact-Analyse alle kritischen Prozesse prüfen. Auf Basis der Ergebnisse sind Business-Continuity-Pläne und -Lösungen zu erarbeiten, aktuell zu halten und zu testen.

Mithilfe konzernweiter Services und der Business-Resilience-Prozesse strebt E.ON an, die Risiken für Mitarbeiter auf Reisen zu minimieren. Dies soll die Sicherheit unabhängig vom Reiseziel gewährleisten.

Im Bereich der physischen Sicherheit verfolgen wir das Ziel, unsere Mitarbeiter sowie Sach- und Vermögenswerte zu schützen. Hierzu führt E.ON Analysen von Sicherheitsrisiken durch; je nach Ergebnissen konzeptioniert und implementiert das Unternehmen physische Sicherheitskonzepte und -lösungen.

Unter anderem ließen im Berichtsjahr die global veränderte Sicherheitslage und eine angepasste strategische Ausrichtung - etwa durch die Digitalstrategie - erkennbar werden, dass bei E.ON eine noch höhere Sensibilisierung zu Business-Resilience-Themen sowie ein verstärkter, kooperativer Austausch vonnöten ist. Wenn an einer Stelle notwendig, schaffen wir weitere Hilfsmittel und Rahmenbedingungen, die das Unternehmen insgesamt widerstandsfähiger werden lassen. Die entsprechenden Initiativen werden mit den relevanten Stakeholdern und dem obersten Management abgestimmt. In diesem Zuge soll die Funktion Business Resilience E.ON SE auch stärker als zweite Verteidigungslinie ("Second Line of Defense") tätig werden.

Krisenprävention im Nicht-Kerngeschäft

PreussenElektra (PEL) darf ein Kernkraftwerk (KKW) nur betreiben, wenn das Unternehmen nachweislich alle praktikablen Maßnahmen ergriffen hat, um einen schweren Unfall zu vermeiden. PEL weist die Ordnungsmäßigkeit gegenüber den zuständigen Behörden - wie dem Bundesumweltministerium, der Reaktorsicherheitskommission und den Landesbehörden - kontinuierlich nach.

2022 ereigneten sich keine bekannten sicherheitsrelevanten Vorfälle, die das Sicherheitsniveau in den KKW von PEL wesentlich beeinträchtigten. Die Anlagen blieben auf dem gewohnten, langfristigen Sicherheitsniveau. Im Durchschnitt treten in den KKW der PEL zehn bis 15 meldepflichtige Ereignisse pro Jahr auf. Die PEL-Zentrale führt periodische Überprüfungen durch, in denen sie die Vorkommnisse und die daraus abgeleiteten Erkenntnisse mit den Zuständigen der in Betrieb und im Rückbau befindlichen KKW bespricht. Im Rahmen des kerntechnischen Regelwerks kommuniziert PEL die Vorkommnisse, Erkenntnisse und gegebenenfalls ergriffenen Maßnahmen an Landes- und Bundesbehörden.

PEL führt regelmäßig gesetzlich vorgeschriebene nukleare Notfall- und Krisenübungen durch, informiert E.ONs Business-Resilience-Funktion und berichtet über ihre Ergebnisse.

Governance

Compliance und Anti-Korruption ☑

GRI 2-23, GRI 2-26, GRI 3-3, GRI 205

Ein wichtiges Ziel für E.ON ist es, jegliches Fehlverhalten im Unternehmen zu verhindern, aufzudecken und darauf angemessen zu reagieren. Kunden, Geschäftspartner oder andere Stakeholder sollen nicht getäuscht, belogen oder vorsätzlich geschädigt werden. Wir setzen uns dafür ein, dass Gesetze strikt eingehalten und Integrität und Compliance als Kernbestandteile der Unternehmenskultur systematisch gefördert werden. Nur so können wir das Vertrauen unserer Stakeholder dauerhaft erhalten und festigen.

Nachlässigkeiten oder vorsätzliche Verstöße können Bußgelder und eine strafrechtliche Verfolgung der verantwortlichen Mitarbeiter nach sich ziehen und E.ONs Ruf schädigen. Korruption darf aus einem weiteren Grund nicht toleriert werden: Sie führt dazu, dass Entscheidungen aus den falschen Motiven getroffen werden. Dies kann Fortschritt und Innovation behindern, den Wettbewerb verzerren sowie E.ON und ihre Stakeholder nachhaltig schädigen.

Eventuelle Compliance-Verstöße nehmen wir daher sehr ernst. Wenn diese sich bestätigen, werden sie konsequent verfolgt und geahndet. E.ONs Ansatz zu Compliance und Anti-Korruption gilt für alle Geschäftseinheiten und Zentralfunktionen und erstreckt sich auch auf Lieferanten. Informationen zu Compliance-Hinweisen finden Sie im Abschnitt "Fortschritte und Maßnahmen".

E.ONs Ansatz

E.ON bekennt sich dazu, Korruption in all ihren Erscheinungsformen zu bekämpfen, und unterstützt nationale und internationale Bestrebungen, ihr entgegenzuwirken. So unterstreicht das Unternehmen durch die Teilnahme am Global Compact der Vereinten Nationen, dass es jegliche Form von Korruption ablehnt. Der E.ON-Vorstand trägt die oberste Verantwortung dafür, dass E.ON ihre Geschäfte rechtmäßig führt und sich bei der Realisierung ihrer Geschäftsziele zu jeder Zeit von kriminellen Praktiken fernhält. Um dies für alle Geschäftseinheiten sicherzustellen, haben wir eine zentrale Compliance-Funktion eingerichtet. Ihre Aufgabe ist es, den E.ON-Vorstand in seiner Verantwortung zu unterstützen, um so Unternehmenskriminalität zu verhindern, aufzudecken und abzustellen.

Um das Risiko von Compliance-Verstößen zu minimieren, haben wir ein Compliance-Management-System (CMS) eingerichtet. Das CMS basiert auf einer Reihe allgemein anerkannter Praktiken, darunter Maßnahmen zur Förderung einer Compliance-Kultur und ein Bekenntnis zu Compliance-Zielen (siehe "Ziele und Leistungsüberprüfung"). Es dient uns weiterhin dazu, Compliance-Risiken zu identifizieren und zu analysieren, ein den Risiken angemessenes Compliance-Programm zu entwickeln und unsere Compliance-Organisation weiter auszubauen.

Leit- und Richtlinien

Unser Verhaltenskodex und unser Lieferantenkodex, die in den Landessprachen aller Nationen, in denen wir geschäftlich tätig sind, verfügbar sind, setzen beide auf das Leitprinzip "Doing the right thing". Sie bieten leicht verständliche Leitlinien zu allen Compliance-Themen, die für E.ON relevant sind. Dazu gehören Menschenrechte, Korruptionsbekämpfung, fairer Wettbewerb sowie regel- und gesetzeskonforme Beziehungen zu Geschäftspartnern. Der E.ON Verhaltenskodex enthält abschließend auch einen Integritätstest. Mit ihm können unsere Beschäftigten anhand weniger Fragen überprüfen, ob sie das Richtige tun. Jeder unserer Mitarbeiter ist arbeitsvertraglich verpflichtet, sich im Einklang mit den Regeln des Verhaltenskodex zu verhalten. Weitere zehn für alle Geschäftseinheiten verbindliche Mitarbeiter-Richtlinien legen im Detail dar, wie sich unsere Beschäftigten vergewissern können, dass sie sich richtig verhalten. Unser Verhaltenskodex findet in der Fachwelt große Anerkennung. So wurde er 2021 von dem vierteljährlich erscheinenden Magazin für Compliance-Manager vom BCM mit der Bestnote aller DAX-Unternehmen ausgezeichnet.

Eine wichtige, den Verhaltenskodex unterstützende Mitarbeiter-Richtlinie beschäftigt sich mit dem Thema Anti-Korruption. Sie enthält eine Entscheidungshilfe, die anhand der Ampelfarben Grün, Gelb und Rot schematisch anzeigt, welche Zuwendungen gewährt oder angenommen werden dürfen und welche genehmigungsbedürftig oder sogar verboten sind. Zum Hintergrund: Zuwendungen, zum Beispiel Spenden und Sponsoring-Aktivitäten, sind ab einem bestimmten, je nach Landesrecht unterschiedlich hohen, Schwellenwert nur mit Genehmigung des lokalen Compliance-Officers zulässig.

Besonders strenge Anforderungen gelten für Zuwendungen an Mandats- und Amtsträger und deren Vertreter. Der E.ON Verhaltenskodex verbietet zudem ausdrücklich alle Unternehmensspenden an politische Parteien, politische Kandidaten, Träger politischer Ämter oder Vertreter öffentlicher Einrichtungen.

E.ONs Compliance-Funktionsrichtlinie legt grundlegende Compliance-Strukturen, Rollen und Verantwortlichkeiten fest.

Organisation und Verantwortlichkeiten

E.ON entwickelt ihr CMS kontinuierlich weiter und optimiert es dabei laufend. Basierend auf der Compliance-Funktionsrichtlinie haben wir hierfür eine konzernweite Organisationsstruktur errichtet. Sie setzt sich zusammen aus dem Chief Compliance-Officer (CCO), dem Global Head of Compliance & Data Protection mit seinem Group Compliance-Team sowie den Compliance-Officern der Geschäftseinheiten. Der CCO berichtet dem Konzernvorstand sowie dem Risiko- und Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats vierteljährlich über die Wirksamkeit des CMS sowie aktuelle Entwicklungen und Vorkommnisse. Über schwerwiegende Vorfälle werden beide Organe unverzüglich informiert. Besteht ein Verdacht auf betrügerische, gegen das Unternehmen gerichtete Aktivitäten, werden diese von der internen Revision (Group Audit) untersucht. Bei Betrugsfällen, die vom Unternehmen selbst ausgehen, ist die Zentralfunktion Group Compliance hierfür zuständig.

Spezifische Aktionen

Im Jahr 2022 haben wir allen Kollegen sowie Führungskräften in allen Geschäftseinheiten E-Learning-Kurse, welche von verschiedenen Abteilungen kombiniert angeboten werden, zur Verfügung gestellt. Neben anderen Rechtsbereichen wie Datenschutz, Cybersicherheit und Menschenrechte standen dabei auch die Themen Compliance und Anti-Korruption auf dem Lehrplan. Seit 2010 sind alle Mitarbeiter außerdem angehalten, regelmäßig ein E-Learning zum Verhaltenskodex zu absolvieren. Mitarbeiter in Einheiten ohne Internetzugang erhalten diese Schulung als Ausdruck und auch im Rahmen einer Präsenzveranstaltung.

Neu eingestellte Mitarbeiter müssen seit 2021 neben der Schulung zum Verhaltenskodex von E.ON auch einen speziellen E-Learning-Kurs für Einsteiger absolvieren. Darin werden sie mit den Unternehmensregeln vertraut gemacht und erfahren, an wen sie sich wenden können, wenn sie Fragen haben oder sich bei einer Entscheidung unsicher fühlen. Darüber hinaus erhalten neue Vorgesetzte ein Integritätstraining, das ihnen hilft, ihre Vorbildfunktion in der Compliance-Kultur von E.ON auszufüllen.

E.ON setzt weiterhin eine Reihe von Instrumenten ein, um zu ermitteln, in welchen Tätigkeitsbereichen das Risiko für bestimmte Compliance-Verstöße besonders hoch ist. Solche Risikoanalysen werden fortlaufend durchgeführt. Im Rahmen der Risikoanalysen bringen wir von digitalen Fragebögen bis hin zu persönlichen (und gegebenenfalls vertraulichen) Gesprächen mit Führungskräften und Mitarbeitern verschiedene Methoden zum Einsatz. Anhand der Ergebnisse entscheidet Group Compliance, ob konkrete Maßnahmen zur Anpassung und Weiterentwicklung der Risikoanalysen von E.ON nötig sind, damit wir den identifizierten (neuen) potenziellen Risiken angemessen begegnen können.

Darüber hinaus steht der Bereich Group Compliance im ständigen Dialog mit den von den Geschäftsleitungen lokaler Einheiten ernannten Compliance-Officern und überwacht deren Arbeit. Wenn Mitarbeiter ein Fehlverhalten oder einen Verstoß gegen Gesetze oder Unternehmensrichtlinien vermuten, sind sie angewiesen, dies zu melden. Zu diesem Zweck können sie - wenn sie es vorziehen, auch anonym - interne Berichtswege oder ein IT-gestütztes Whistleblower-System nutzen. Das System ist konzernweit verfügbar und über die E.ON Homepage oder telefonisch erreichbar. Es steht auch externen Personen zur Verfügung, so dass nicht nur E.ON-Mitarbeiter, sondern auch Geschäftspartner, deren Mitarbeiter und Dritte sich vertrauensvoll an das Whistleblower System wenden können. Group Compliance leitet die Hinweise an die zuständige Abteilung oder Einheit weiter.

Auch in der Lieferkette will E.ON gewährleisten, dass seine Compliance-Standards eingehalten werden. Dazu prüfen wir im Rahmen von Compliance-Checks, ob potenzielle Lieferanten nach unseren Werten und Grundsätzen handeln. Um sicherzustellen, dass unsere Compliance-Standards von ihnen erfüllt werden, führen wir darüber hinaus einen Vorauswahlprozess durch: Darin überprüfen wir die Identität und die Integrität der möglichen Lieferanten. Beispielsweise wird untersucht, ob ein Lieferant in den Medien im Zusammenhang mit Compliance-Themen wie Korruption oder in einer der offiziellen Sanktions- und Terrorismuslisten genannt wird. In einigen Fällen müssen potenzielle Lieferanten zusätzlich einen Fragebogen ausfüllen, den E.ON sorgfältig auswertet. Der Vorauswahlprozess ist für alle neuen Lieferanten verpflichtend. Das Kapitel Menschenrechte und Lieferantenmanagement enthält weitere Informationen über den Aufnahmeprozess von Lieferanten.

Nach dem Prinzip Know-Your-Counterparty ("KYC") legen wir zusätzlich Mindestanforderungen für bestimmte Geschäftspartner und Szenarien außerhalb von Lieferantenbeziehungen fest. Die KYC-Prüfung ist ein IT-gestützter Arbeitsablauf, der dazu beiträgt, die Integrität des Gegenübers zu prüfen und rechtliche, regulatorische und reputationsbezogene Risiken wie Korruption, Geldwäsche, Steuerhinterziehung, Verletzung von Wirtschaftssanktionen oder Terrorismusfinanzierung zu vermeiden. Die Einzelheiten regelt unsere Geschäftspartnerprüfungs-Richtlinie.

E.ON ist Mitglied verschiedener Compliance-Organisationen. Ein Beispiel ist das Deutsche Institut für Compliance (DICO), bei dem E.ON auch den stellvertretenden Vorsitzenden des DICO-Arbeitskreises Strafrecht stellt. Das DICO hat sich zur Aufgabe gemacht, die Rolle von Compliance sowie die Etablierung anerkannter Compliance-Standards in der deutschen Unternehmensführung zu fördern. Außerdem dient das Institut Compliance-Experten im In- und Ausland als Plattform zur Vernetzung. Getreu der festen Überzeugung, dass ein wirksames CMS einen interdisziplinären Ansatz und ein Verständnis für die Entscheidungsfindung in Organisationen erfordert, hat E.ON 2021 eine DICO-Arbeitsgruppe ins Leben gerufen, die sich mit verhaltensbezogener Compliance und Ethik befasst.

Im Rahmen eines interdisziplinären Projekts mit dem Max-Weber-Institut für Soziologie der Universität Heidelberg, dem Max-Planck-Institut für Bildungsforschung in Berlin und dessen Ausgliederung, der Simply Rational GmbH, haben wir 2022 im Konzern Befragungen und Interventionsstudien durchgeführt. Untersucht wurde unter anderem, wie veränderte Lagebewertungen (Interventionen) die Akzeptanz und Effizienz präventiver Compliance-Maßnahmen beeinflussen können. Die Ergebnisse werden im Jahr 2023 vorgestellt und umgesetzt.

Ziele und Leistungsüberprüfung

Wir bewerten kontinuierlich die Wirksamkeit des CMS, um sicherzustellen, dass E.ON in der Lage ist, rechtswidriges oder gar kriminelles Verhalten bzw. sonstige Regelverstöße zu verhindern, aufzudecken und angemessene Abhilfemaßnahmen einzuleiten. Neben dem E.ON-Vorstand sowie dem Risiko- und Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats überwacht auch die interne Revision die Wirksamkeit des CMS. Sie stellt als unabhängige Instanz die dritte Verteidigungslinie, "Third line of defence" im CMS von E.ON dar.

Die Wirksamkeit des CMS hängt davon ab, wie ernsthaft und glaubwürdig sich unsere Compliance-Bemühungen im Unternehmen darstellen. Dies betrifft beispielsweise die Ressourcen, die für Compliance bereitgestellt werden, sowie die Qualität, Kontrolle und Überwachung unserer Maßnahmen. Auch die Bewertung der Compliance-Kultur und der Wahrnehmung von E.ONs Compliance ist für die Wirksamkeit des CMS von Bedeutung. Besondere Beachtung finden Verstöße, die zu einer internen Prüfung führen. Bei der Prüfung wird festgestellt, ob ein Verstoß auf Fahrlässigkeit, auf Fehlverhalten einer oder mehrerer Personen oder auf Mängel im CMS zurückzuführen ist. Aus den Erkenntnissen leiten wir Maßnahmen ab, um ähnliche Vorfälle in Zukunft zu vermeiden. Auch 2022 haben sich der Vorstand sowie der Risiko- und Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats davon überzeugt, dass das CMS wirksam ist. Grundlage dieser Einschätzung waren unter anderem Prüfungen sowie Mitarbeiter- und Stakeholder-Umfragen.

Das CMS ist innerhalb von E.ON strukturiert aufgebaut und folgt einem einheitlichen Fahrplan, einer "Roadmap" mit definierten Schritten zur Weiterentwicklung der Compliance-Maßnahmen unserer Geschäftseinheiten. Alle Compliance-Officer müssen ihre jeweilige Geschäftsleitung und den Bereich Group Compliance regelmäßig über die Fortschritte in ihrer Einheit informieren. Im Jahr 2022 verlief die Umsetzung der Roadmap planmäßig.

Im Jahr 2022 fragten wir Mitarbeiter, die sich an den Bereich Group Compliance gewendet hatten, um Verstöße gegen den Verhaltenskodex zu adressieren, bei unserer jährlichen Mitarbeiterbefragung nach ihren Erfahrungen. Das Feedback nutzten wir, um die Bereitschaft des Bereichs Group Compliance, gegen solche Verstöße oder Verhaltensweisen vorzugehen, zu bewerten und in Erfahrung zu bringen, ob die Informationen in unseren übergreifenden Mitarbeiter-Richtlinien angemessen sind. Das Ergebnis zeigte, dass die meisten Befragten den Fachkräften des Bereichs Vertrauen entgegenbringen und sich geschützt fühlen, wenn sie unethisches Verhalten melden.

Fortschritte und Maßnahmen

Anzahl der Meldungen zu Compliance-Verstößen ¹

	2020
Betrug (zum Nachteil des Unternehmens)	58
Interessenkonflikte	6
Sonstiges Fehlverhalten gegen interne Regelungen	71
Gesamt	135

	2022	2021
Bedenken hinsichtlich der Integrität des Unternehmens, wie zum Beispiel potenziell illegale Aktivitäten,	22	30
Verstöße gegen Gesetze und Richtlinien, Korruption, Kartellrecht, Geschäftspartner-Compliance und/oder Insiderhandel mit E.ON-Aktien
Betrug zum Nachteil des	17	16
Unternehmens, zum Beispiel Diebstahl, Unterschlagung, Betrug am
Arbeitsplatz
Personalbezogene Anliegen wie Interessenkonflikte, Mobbing, sexuelle Belästigung, Diskriminierung, unfaire Beschäftigungspraktiken usw.	57	48
Alle anderen Themen im Zusammenhang mit dem Verhaltenskodex	41	66
Gesamt	137	160

¹ Die Kategorien wurden im Jahr 2021 angepasst, was die Vergleichbarkeit mit 2020 einschränkt.

Im Jahr 2022 sank die Zahl der Mitteilungen von 160 auf 137. Im Jahr 2021 hat E.ON die Kategorien für Meldungen von Compliance-Verstößen angepasst, was die Vergleichbarkeit der Daten gegenüber dem Jahr 2020 einschränkt. E.ON unterteilt die Compliance-Hinweise seither in vier Kategorien: Bedenken hinsichtlich der Integrität des Unternehmens, Bedenken hinsichtlich Betrugs zum Nachteil des Unternehmens, Bedenken im Zusammenhang mit personalbezogenen Anliegen und sonstige Bedenken im Zusammenhang mit dem Verhaltenskodex. Die daraufhin durchgeführten Untersuchungen ergaben, dass keiner der gemeldeten Vorfälle schwerwiegend war.

Bußgelder für Gesetzesverstöße

E.ON hat im Jahr 2022 in Rumänien und für PreussenElektra rund 365.000 Euro an Bußgeldern aufgrund der Nichteinhaltung von Gesetzen gezahlt. 97 Prozent davon betrafen wettbewerbswidrige Praktiken auf dem rumänischen Gasmarkt (Vorjahr: 98 Prozent).

Bezahlbare Energie ☑

GRI 3-3

Seit Beginn des Russland-Ukraine-Kriegs spielt Energie zunehmend eine machtpolitische Rolle. Dies stellt E.ON neben der Energiewende vor weitere Herausforderungen. Fest steht: Die Energieversorgung muss zuverlässig, sicher, sowie für Industrie und Verbraucher bezahlbar bleiben. Der Dreiklang, in dem sich E.ONs Geschäft in der gesellschaftlichen Erwartungshaltung bewegt und der unserer langjährigen Grundausrichtung entspricht, besteht aus den Zielen Klimaschutz, Versorgungssicherheit und bezahlbare Energie, aber in der öffentlichen Wahrnehmung verschieben sich die Akzente merklich zugunsten der Erschwinglichkeit. E.ON setzt sich deshalb für ein schnelles und entschlossenes Handeln von Politik und Energiewirtschaft ein, damit Energie für alle verfügbar und bezahlbar bleibt.

E.ONs Ansatz

Um faire Preise für unsere Kunden zu sichern und kurzfristige Preisausschläge zu vermeiden, beschaffen wir Energie grundsätzlich vorausschauend. Wir können uns der Marktentwicklung aber nicht dauerhaft entziehen und müssen alle Kostenbestandteile bei unseren Preisgestaltungen berücksichtigen - das gilt für sinkende wie für steigende Kostenfaktoren. Im Jahr 2022 sind die Beschaffungspreise für das Unternehmen deutlich gestiegen. Das wirkt sich nun auch auf unsere Kunden aus, die mit Mehrbelastungen rechnen müssen.

Durch den Krieg in der Ukraine sowie die damit verbundenen Lieferstopps und Unsicherheiten sind die Preise für Strom und Erdgas in Europa zeitweise in einem Maße aus dem Lot geraten, das typische Marktreaktionen deutlich übersteigt. Die Märkte sind damit Teil des politischen Konflikts. Eine (sozial-)politische Lösung oder zumindest Maßnahmen zur Unterstützung der betroffenen Betriebe und Verbraucher hält E.ON daher für sinnvoll. E.ON hatte im Gesetzgebungsverfahren dafür plädiert, die Mechanismen zur Kompensation der Gas- und Stromversorger möglichst einheitlich, pragmatisch und rechtssicher zu gestalten. Insbesondere sollten Liquiditätsrisiken und ein hoher administrative Aufwand vermieden werden.

Aufgrund der dramatischen Entwicklung war vor allem ein schnelles politisches Handeln nötig, um die sichere und bezahlbare Versorgung von Industrie und Verbrauchern zu gewährleisten. Nach wie vor besteht ein großer Teil der Energiekosten aus Steuern, Abgaben und Umlagen. Daher bot sich eine Verringerung der auf Energie erhobenen Steuern und Abgaben an. Deshalb haben wir den Wegfall der EEG-Umlage zum Juli 2022 und die Ermäßigung des Mehrwertsteuersatzes für Erdgas auf sieben Prozent ab Oktober 2022 begrüßt. Auch die Novellierung des Brennstoffemissionshandelsgesetzes war unseres Erachtens notwendig. Mit ihr hat der Gesetzgeber die für den Beginn des Jahres 2023 vorgesehene Erhöhung des CO ₂-Preises für Heizöl, Erdgas und fossile Kraftstoffe um ein Jahr verschoben. Zur weiteren Entlastung der Verbraucher könnten indes auch die Stromsteuer auf den EU-Mindestsatz herabgesetzt und die Mehrwertsteuer auf Strom auf sieben Prozent ermäßigt werden. Das ist schon seit langem eine Forderung von E.ON.

Diese Möglichkeiten sollten idealerweise ausgeschöpft sein, bevor preisregulierende Markteingriffe erwogen werden. Grundsätzlich ist es allerdings wichtig, die Ursachen der Marktunsicherheiten zu bekämpfen. Beim Erdgas ist vornehmlich das reduzierte Angebot hierfür verantwortlich. Dieser Entwicklung begegnet die Politik mit der Schaffung zusätzlicher Gasversorgungskapazitäten insbesondere durch Flüssiggas-Importe (LNG) sowie mit Einsparanreizen für gewerbliche und private Verbraucher (und Gaskraftwerke). Auf der Stromseite wird das Angebot durch begrenzte Produktion der französischen Kernenergie und durch Bemühungen, möglichst wenig Gas zu verstromen, begrenzt. Mittelfristig kann hier durch den schnelleren Aufbau von Erneuerbaren Energien Abhilfe geschaffen werden, kurzfristig ist Energiesparen das Gebot der Stunde.

Angesichts der Preisentwicklung, insbesondere beim Erdgas, hält E.ON es für unerlässlich, besonders vulnerable Kundengruppen kurzfristig zu unterstützen. Hier sehen wir staatliche Direktzahlungen, wie den bereits beschlossenen Heizkostenzuschuss in Deutschland, als den richtigen Weg an. E.ON unterstützt daher die von der Politik beschlossenen Maßnahmen zur Reduktion der Energiekosten und hat diese entsprechend umgesetzt. Wir bemühen uns beispielsweise, dass staatliche Unterstützungsleistungen aus den Entlastungspaketen bei den Kunden schnell ankommen. Dies betraf die Übernahme der Abschlagszahlung für Dezember 2022 durch den Bund und gilt ebenso für die Gas- und Strompreisbremsen, die zum 1. März 2023 rückwirkend für die Zeit ab dem 1. Januar 2023 wirksam wurden. Wir beobachten auch in anderen Ländern, in denen E.ON aktiv ist, Programme zur Unterstützung der Verbraucher durch die Regierung. Beispielsweise haben die Niederlande im Januar 2023 einen Preisdeckel für Strom und Gas eingeführt. In Großbritannien wurden variable Standardtarife durch die sogenannte Energiepreisgarantie gedeckelt. In diesen und weiteren Regionen E.ONs setzen wir bei der Gestaltung unserer Produkte auf kundenspezifische Lösungen und eine offene Kommunikation, damit unsere Kunden den für sie besten Weg erkennen können. Außerdem haben wir für E.ON selbst Maßnahmen zur Einsparung von Energie ergriffen. Mehr Informationen dazu finden sich unter "Spezifische Aktionen".

Organisation und Verantwortlichkeiten

E.ON hat schnell auf die veränderte Situation reagiert und zur Bewältigung der Energiekrise verschiedene Arbeitsgruppen in der Unternehmenszentrale von E.ON und in einem Teil ihrer regionalen Einheiten eingerichtet. Die Task Forces stimmen sich untereinander regelmäßig zu aktuellen Entwicklungen und Initiativen in den jeweiligen Einheiten ab. Das Thema Bezahlbarkeit ist darüber hinaus auch Kern der Diskussionen in den regelmäßigen Videokonferenzen zur Energiekrise, an denen alle CEOs der Ländergesellschaften teilnehmen.

Zusätzlich trat im Rahmen eines Affordability-Projektes eine Gruppe aus E.ONs hauseigener Unternehmensberatung sowie Service- und Kommunikationsexperten verschiedener Ländereinheiten zusammen. Sie hat Initiativen erarbeitet, um Best Practices zu teilen und somit den E.ON-Konzern beim Umgang mit hohen Preisen bei Endkunden zu unterstützen. Dabei wurde ein Maßnahmenbündel entwickelt, das die jeweiligen Ländereinheiten auf ihre Bedürfnisse zugeschnitten umsetzen. Im Fokus stehen die Themen Energieeinsparung, Unterstützung vulnerabler Kundengruppen, Kommunikation mit Kunden, Beschäftigten und Medien sowie politische Meinungsbildung. Mehrere Maßnahmen zur Unterstützung der Kunden hat E.ON im Rahmen des Projektes bereits eingeführt. Beispielsweise haben wir die Angebote an Ratenzahlungsplänen und an "Barzahlen-Zahlscheinen" ausgeweitet. Letztere Option ermöglicht es Kunden, in bar oder per QR-Code zu bezahlen, etwa im Supermarkt oder an Tankstellen. So können sie besonders einfach offene Beträge begleichen.

Durch regelmäßiges Reporting wird der Vorstand umfassend über die aktuellen Entwicklungen der Task Forces informiert; 2022 wurde das Ergebnis des Affordability-Projektes vorgestellt.

Spezifische Aktionen

Wir möchten unsere Kunden bei ihren Herausforderungen wirksam und verlässlich unterstützen. Dazu leisten unsere deutschen Vertriebseinheiten individuelle Beratung über unterschiedliche Kanäle (telefonisch, online, postalisch) und halten den Kontakt mit unseren Kunden. Wichtig in diesem Zusammenhang sind auch die Energiespartipps, die wir auf verschiedenen Kanälen wie unserer Website anbieten.

In Deutschland können sich unsere Kunden an das Zahlhilfeteam wenden. Es unterstützt finanziell unter Druck geratene Kunden, indem es gemeinsam mit ihnen passende Ratenpläne entwickelt. Eine angebotene Lösung ist zum Beispiel die Ratenzahlung ohne Zinsen und Gebühren.

Auch darüber hinaus hilft dieses Team den Kunden in finanziellen Notlagen und vermittelt unter anderem den Kontakt zu Jobcentern, telefonischer Schuldnerberatung oder Schuldnerportalen durch Dritte. Außerdem erklären wir ihnen, wie sie wirksam Energie sparen können, welche Möglichkeiten es gibt, die Abschlagszahlungen anzupassen, und wie sie hohe Nachzahlungen in der nächsten Jahresrechnung vermeiden können. Seit jeher versuchen wir bei Zahlungsschwierigkeiten, frühzeitig mit unseren Kunden eine gemeinsame Lösung zu finden. Die Sperrung soll immer das letzte Mittel sein. Bis eine Sperrung angekündigt oder tatsächlich durchgeführt wird, vergeht für gewöhnlich ein längerer Prozess. Wir tauschen uns intensiv mit möglichen betroffenen Kunden aus, um eine Sperrung zu verhindern.

Die Unterstützung für schutzbedürftige Kunden hängt von den Kundenbedürfnissen, der Marktsituation und den Sozialprogrammen in den einzelnen Ländern ab und liegt daher in der Verantwortung der regionalen Einheiten. Beispielweise helfen deren Berater Kunden mit Zahlungsschwierigkeiten, herauszufinden, ob sie für staatliche Förderprogramme in Frage kommen. Sie prüfen außerdem, welche Möglichkeiten sich in Zusammenarbeit mit anderen Organisationen ergeben, etwa zur Vorfinanzierung von Dämmmaßnahmen für die Wohnung eines Kunden.

Wir halten eine zielgerichtete Beratung in jedem Fall für wichtig: Individuelle Lösungen sind oftmals effektiver als ein pauschaler Anreiz wie in Form einer Prämie für alle. Manche Menschen sind möglicherweise weniger als andere an einer Prämie interessiert; stattdessen kommt es vor, dass sie sich beispielsweise eher wünschen, ihre Versorgung zeitnah auf erneuerbare Energie umzustellen. Für sie und für uns selbst gibt es gute Gründe, den Klimaschutz bei Energieentscheidungen zu berücksichtigen: Die Transformation der Energiewelt hin zu einer klimaneutralen, von fossilen Energieträgern unabhängigen Energieversorgung ist angesichts der Klimakrise unabdingbar. Deshalb wollen wir neben kurzfristigen Sparmaßnahmen die Energie- und Wärmeversorgung auch an unseren Standorten so effizient wie möglich gestalten und setzen auf smarte Technologien, um die Energienutzung Schritt für Schritt zu optimieren. Zudem stellen wir unsere Gebäude sukzessive auf grünen Strom und Wärme um und errichten, wo immer möglich, Photovoltaikanlagen zu deren Eigenversorgung. Wir optimieren außerdem die Gebäudesteuerung, Außenbeleuchtung oder Wärmezufuhr und nutzen die flexiblen Möglichkeiten unseres hybriden Arbeitsmodells, um den Energieverbrauch zu senken. Generell berücksichtigen wir bei unseren Einsparmaßnahmen die Charakteristika unserer unterschiedlichen Standorte und achten darauf, dass die jeweils geltenden Arbeitsschutz-Richtlinien in unseren Betrieben konsequent eingehalten werden.

Ziele und Leistungsüberprüfung

In diesem Winter zählt jede Kilowattstunde, um den Strom- und Gasverbrauch zu reduzieren. E.ON hat sich daher zum Ziel gesetzt den Energieverbrauch der eigenen Gebäude gegenüber vergleichbaren Vorjahreszeiträumen (Heizperiode von Oktober bis Mitte April) im Durchschnitt um mindestens 20 Prozent zu senken. Übergreifend für alle Standorte in Deutschland will E.ON alle nicht unbedingt notwendigen Lichtquellen wie Logos und Außenbeleuchtungen zeitlich eingeschränkt betreiben oder vollständig abschalten. Die Vorgabe war, dass die Raumtemperatur auf circa 19 Grad verringert, warmes Wasser, wo das möglich ist, abgeschaltet wird. Eine besonders effektive Maßnahme ist es, komplette Gebäudeteile herunterzufahren und nur noch so zu beheizen, dass das Gebäude und die Infrastruktur keinen Schaden nehmen. Die Mitarbeiter unterschiedlicher Bereiche haben bereits Anfang Oktober 2022 begonnen, Räume gemeinschaftlich zu nutzen, um die beheizten Flächen besser auszulasten und andere unbeheizt zu lassen. Diese Maßnahmen gelten für die gesamte Heizperiode bis Mitte April. Auf diese Weise soll zum Beispiel in der Essener Unternehmenszentrale eine Energieeinsparung von 25 Prozent erzielt werden.

Schon vor den aktuellen Entwicklungen hatte E.ON sich zum Ziel gesetzt, den Betrieb der eigenen Gebäude bis 2030 klimaneutral zu machen. Diesem Ziel hat der Vorstand der E.ON SE noch mal Nachdruck verliehen, indem er im Rahmen der CEO Alliance die Unterstützung des "Sustainable Corporate Building Climate Pledge" bekräftigt hat. Die CEO Alliance ist ein branchen- und länderübergreifender Zusammenschluss von 13 CEOs großer europäischer Unternehmen; mit gezielter Projektarbeit wollen sie ein nachhaltigeres und resilientes Europa gestalten. Ziel ihres "Gebäude-Pledge" ist es, die eigenen Unternehmensgebäude bis 2030 klimaneutral zu betreiben und andere Unternehmen zum Mitmachen zu bewegen.

Diversity und Inklusion ☑

GRI 3-3, GRI 405

Unsere Gesellschaft ist vielfältig. Dies gilt auch für unsere Belegschaft. Bei E.ON arbeiten Menschen zusammen, die sich in vielerlei Hinsicht voneinander unterscheiden: Zum Beispiel durch Nationalität, Alter, Geschlecht, Kultur, Religion, körperliche und geistige Fähigkeiten, sexuelle Orientierung und Identität oder ethnische und soziale Herkunft. E.ON fördert und nutzt diese Vielfalt gezielt und schafft ein integratives Umfeld - denn wenn Menschen mit unterschiedlichen Hintergründen, Fähigkeiten und Persönlichkeiten zusammenkommen, entstehen gute Ideen. Wir wollen ein Vorreiter in Sachen Diversity sein. Dabei ist uns bewusst, dass es eine gewisse Zeit braucht, eine Unternehmenskultur zu verändern. Deshalb gehen wir Schritt für Schritt vor und wollen die notwendigen Maßnahmen engagiert umsetzen.

E.ONs Ansatz

Diversity ist eine der Dimensionen von E.ONs Nachhaltigkeitsstrategie und ein Kernaspekt unserer Vision und Werte. Wir wollen sicherstellen, dass alle unsere Mitarbeiter die gleichen Chancen haben. Vielfalt ist eine Voraussetzung für Kreativität und Innovation, weshalb es unser Ziel ist, sie gezielt zu fördern. Mit der Unterzeichnung der deutschen "Charta der Vielfalt" im Jahr 2008 hat E.ON ihr langjähriges Bekenntnis zu einer toleranten und inklusiven Unternehmenskultur öffentlich bekräftigt. Seit 2020 ist das Unternehmen zudem aktives Mitglied des gleichnamigen Vereins. Auch im Jahr 2022 haben wir uns an den Initiativen der Charta beteiligt, etwa im Rahmen des Deutschen Diversity-Tags. Mitte Mai 2022 veranstaltete E.ON zudem eine eigene digitale Diversity-Woche mit dem Schwerpunkt "Allyship". Damit machte das Unternehmen darauf aufmerksam, dass jeder die eigenen Privilegien nutzen kann, um sich insbesondere für unterrepräsentierte Gruppen einzusetzen und so zum "Ally", also einem Verbündeten, zu werden. Die Aktionswoche beinhaltete unter anderem deutsche und englische Kurztrainings zu dem Thema. Auch veröffentlichten wir über das Intranet ein Video, in dem unsere Beschäftigten ihre persönlichen Geschichten dazu erzählen. Darüber hinaus ging in dieser Woche E.ONs Diversity-Website online.

Leit- und Richtlinien

Im Jahr 2016 unterzeichneten der Vorstand und der Konzernbetriebsrat der E.ON SE eine gemeinsame Erklärung zu Diversity und Inklusion. Sie bekannten sich darin zu dem Ziel, ein vielfältiges und inklusives Arbeitsumfeld zu schaffen, das allen Mitarbeitern die Möglichkeit gibt ihre individuellen Potenziale zu entfalten. Im April 2018 haben beide Gremien zusammen mit der Konzernschwerbehindertenvertretung darüber hinaus eine konzernweit gültige Inklusionsvereinbarung verabschiedet. Sie bildet eine wichtige Basis für die Inklusion von Menschen mit Behinderung im Unternehmen.

Organisation und Verantwortlichkeiten

E.ON glaubt, dass Diversity ein entscheidender Baustein für ein erfolgreiches Arbeitsumfeld ist. Die Herausforderungen dabei sind von Land zu Land unterschiedlich. Da die Personalarbeit bei E.ON überwiegend dezentral organisiert ist, befasst sich jede unserer Einheiten innerhalb ihres jeweiligen kulturellen Kontextes mit Diversity. Dies gibt ihnen die Möglichkeit, Herausforderungen gezielt anzugehen und Programme zu entwickeln, die das Land oder die Regionen, in denen sie tätig sind, widerspiegeln. Das Thema Diversity wird von Group HR/Executive HR gemeinsam mit einem Netzwerk von HR-Experten gesteuert, das sich regelmäßig persönlich oder virtuell trifft. Die für das gesamte Unternehmen und seine Geschäftseinheiten gültigen Diversity-Ziele werden vom Vorstand festgelegt; er wird dabei von Group HR/Executive HR unterstützt. Einige dieser Ziele können sich auch auf landesspezifische gesetzliche Vorgaben beziehen.

Spezifische Aktionen

E.ON fördert Diversity und Inklusion mithilfe einer Vielzahl von Programmen und Netzwerken: Hierzu gehört unter anderem ein Mentoring-Programm in Deutschland, das Frauen gezielt auf Führungspositionen vorbereitet. Das Netzwerk Women@E.ON verfolgt das Ziel, die Sichtbarkeit und den Einfluss von Frauen bei E.ON zu erhöhen. Ein weiteres Netzwerk namens LGBT+ & Friends setzt sich für Gleichberechtigung, Diversity sowie ein inklusives Arbeitsumfeld ein. Darüber hinaus beteiligt sich E.ON an verschiedenen externen Initiativen, wie der Initiative Women into Leadership (IWiL) oder dem European Round Table (ERT).

Im März 2021 hat der E.ON-Vorstand Maßnahmen beschlossen, um kurzfristig mehr Diversity und Inklusion bei E.ON in Deutschland zu erreichen. Er empfahl zugleich, die Maßnahmen auch in E.ON-Einheiten in anderen Ländern umzusetzen, sofern dies möglich ist. Unter anderem fördert E.ON seitdem ein sogenanntes "Co-Leadership", bei dem sich zwei teilzeitbeschäftigte Manager eine Führungsposition teilen und so Beruf und Privatleben flexibler vereinbaren können. Eine weitere Möglichkeit ist eine Teilzeit-Führungsposition, bei der eine Führungskraft mindestens 80 Prozent arbeitet, wobei eine Vollzeitstelle möglich ist. Darüber hinaus wurde die Einstellungspolitik für Führungspositionen so angepasst, dass sich mindestens ein Kandidat des unterrepräsentierten Geschlechts in der engeren Auswahl befinden soll. Zu den weiteren Maßnahmen gehören Diversity-Schulungen für alle Führungskräfte. Außerdem werden Workshops zur Verwendung einer integrativen Sprache in Stellenanzeigen durchgeführt.

Eine weitere beschlossene Maßnahme ist, dass die Mitglieder des Vorstands der E.ON SE damit begonnen haben, sich mit finanzieller Unterstützung von E.ON persönlich als Sponsor für jeweils ein Diversity-Netzwerk einzusetzen ³. Derzeit unterstützen sie folgende Netzwerke:

³ Die Netzwerke LGBT+ Friends und Diversity@EKN haben in 2022 kein Budget abgerufen.

―	Three Dimensions/AdaptABILITY, eine Initiative für Menschen mit Behinderung und psychische Gesundheit - Sponsor: Chief Executive Officer (CEO)
―	LGBT+ & Friends, eine beim CEO Diversity Award 2021 mit dem zweiten Platz ausgezeichnete Initiative - Sponsor: Chief Financial Officer (CFO)
―	Women@E.ON, ein Zusammenschluss von und für Frauen, der 2020 den CEO Diversity Award für die beste Netzwerkgruppe erhielt - Sponsor: Chief Operating Officer - Networks (COO-N)
―	Diversity@EKN, eine Gruppe, die sich für ein stärkeres Diversity-Bewusstsein bei der e. Kundenservice Netz GmbH einsetzt und als bestplatzierte Initiative den CEO Diversity Award 2021 gewann - Sponsor: Chief Operating Officer - Digital (COO-D)
―	Diversity@Westenergie Metering, ein im Geschäftsfeld Metering angesiedeltes Diversity-Team der Westenergie Gruppe, das 2020 den CEO Diversity Award in der Kategorie Initiative erhielt - Sponsor: Chief Operating Officer - Commercial (COO-C)

Im Jahr 2022 wurde zum vierten Mal der CEO Award für Diversität and Inklusion verliehen. Im Berichtsjahr stand er unter dem Motto "Allyship". Die Auszeichnungen werden an Einzelpersonen (Kategorie: "Diversity-Champion") und Aktivitäten ("Diversity-Initiative") bei E.ON vergeben, die sich in den Bereichen Diversity und Inklusion engagieren. In diesem Jahr wurden die Gewinner der CEO Awards erstmals durch eine konzernweite Abstimmung ermittelt. In der Kategorie Champion wurde Jeannyfar Gelpcke ausgezeichnet: Sie berät und unterstützt als leitende Beraterin unseren CEO Leo Birnbaum und wird von vielen Beschäftigten als Ansprechpartnerin zu verschiedenen Diversity-Themen geschätzt. In der Kategorie Initiative ging der CEO Award für Diversität und Inklusion 2022 an "Ich pack' das!". Die Einstiegsqualifizierung der Westnetz GmbH gibt seit 2004 jungen Menschen unterschiedlicher Herkunft und mit unterschiedlichen Startvoraussetzungen die Möglichkeit, ins Berufsleben beziehungsweise eine Ausbildung einzusteigen. Durch individuelle Betreuung und Unterstützung sowie niedrige Einstiegshürden werden neue Perspektiven geschaffen. Der Großteil der Teilnehmer ist anschließend extern in eine Ausbildung vermittelt beziehungsweise in die Ausbildung der Westnetz GmbH übernommen worden.

Im ersten Halbjahr 2022 hat E.ON zusammen mit anderen Unternehmen an einem Co-Creation-Prozess des Stifterverbands und der Charta der Vielfalt mitgewirkt, bei dem es um die Entwicklung eines Diversity-Audits für Unternehmen geht. Ziel ist es, ein ganzheitliches Instrument anzubieten, das Unternehmen dabei unterstützt, Diversity und Inklusion nachhaltig zu verankern, eine Diversity-Strategie abzuleiten beziehungsweise weiterzuentwickeln sowie entsprechende Maßnahmen zur Umsetzung zu initiieren. Durch die Teilnahme am Co-Creation-Prozess hatte E.ON die Möglichkeit, das Audit inhaltlich mitzugestalten und sich mit anderen Unternehmen zu diesem wichtigen Thema auszutauschen.

Ziele und Leistungsüberprüfungen

› Die E.ON SE sowie verschiedene deutsche E.ON-Gesellschaften unterliegen dem am 1. Mai 2015 in Kraft getretenen Gesetz für die gleichberechtigte Teilhabe von Frauen und Männern an Führungspositionen in der Privatwirtschaft und im öffentlichen Dienst. Im Jahr 2017 hat der Vorstand eine Zielquote für den Frauenanteil für die E.ON SE hinsichtlich der Besetzung der ersten Führungsebene unterhalb des Vorstands von 30 Prozent und für die zweite Führungsebene unterhalb des Vorstands von 35 Prozent mit einer Umsetzungsfrist bis zum 30. Juni 2022 beschlossen. Obwohl im Umsetzungszeitraum eine Vielzahl von Maßnahmen ergriffen wurden, um den Anteil von Frauen in Führungspositionen zu erhöhen, hat E.ON die Ziele auf beiden Ebenen bisher leider nicht erreicht. Zum 30. Juni 2022 lag der Frauenanteil in der ersten Führungsebene unterhalb des Vorstands bei 26,9 Prozent; in der zweiten bei 29,3 Prozent. Der Vorstand hat nunmehr im Februar 2022 neue Zielquoten für den Frauenanteil hinsichtlich der Besetzung der ersten und zweiten Führungsebene unterhalb des Vorstands von jeweils 36 Prozent mit einer Umsetzungsfrist bis zum 30. Juni 2027 beschlossen. ‹

Im Jahr 2022 bestand der Vorstand aus vier Männern und einer Frau, sodass das ab dem 1. August 2022 geltende gesetzliche Mindestbeteiligungsgebot von mindestens einer Frau und mindestens einem Mann bereits vor dessen Inkrafttreten erfüllt wurde.

Im Jahr 2021 hat sich E.ON zusätzlich ein freiwilliges unternehmensweites Ziel gesetzt, das über die gesetzlichen Vorgaben hinausgeht. So soll der Anteil von Frauen in Führungspositionen in allen Geschäftseinheiten und Ländern bis 2031 auf mindestens 32 Prozent angehoben werden. Dieser Wert entsprach dem Anteil von Frauen in der Gesamtbelegschaft in 2021. Group HR überprüft einmal jährlich die Fortschritte auf dem Weg zu diesem Ziel und teilt dem Vorstand die Ergebnisse mit. Die Zahlen für den Gesamtkonzern veröffentlicht E.ON jeweils zum Jahresende.

Anteil weiblicher Führungskräfte ¹

Prozentsatz	2022	2021	2020
E.ON-Konzern	23	21	21

¹ Gegenüber der Gesamtanzahl von Führungskräften.

E.ON strebt an, im gesamten Unternehmen Frauen und Männer für vergleichbare Tätigkeiten gleich zu bezahlen. Daten zu geschlechtsspezifischen Lohnunterschieden auf Konzernebene werden aufgrund des dezentralen Managementansatzes von E.ON nicht erhoben und bewertet (mit Ausnahme von Großbritannien aufgrund der dort geltenden gesetzlichen Vorschriften).

Fortschritte und Maßnahmen

GRI 405-1

Anteil an weiblichen Beschäftigten nach Segment ¹

Prozentsatz	2022	2021	2020
Energienetze	23	23	22
Kundenlösungen	44	44	44
Konzernleitung/Sonstiges	47	49	49
Kerngeschäft	32	32	33
Nicht-Kerngeschäft	14	14	14
E.ON-Konzern	31	32	32

¹ Gesamtbelegschaft einschließlich Vorstandsmitgliedern, Geschäftsführern, Auszubildenden, Praktikanten und Werkstudenten

Der Anteil der weiblichen Beschäftigten ist im Vergleich zum Vorjahr geringfügig gesunken. Zum Jahresende 2022 betrug der Anteil der Frauen an der Belegschaft 31 Prozent.

Anteil an schwerbehinderten Beschäftigten in Deutschland ¹

Prozentsatz	2022	2021	2020
Energienetze	4,9	5,3	5,4
Kundenlösungen	4,3	4,6	4,0
Konzernleitung/Sonstiges	4,2	4,9	5,6
Kerngeschäft	4,8	5,1	5,2
Nicht-Kerngeschäft	9,2	8,8	8,6
E.ON-Konzern	5,0	5,3	5,4

¹ Gesamtbelegschaft einschließlich Vorstandsmitgliedern, Geschäftsführern, Auszubildenden, Praktikanten und Werkstudenten

► Ende 2022 waren 1.782 schwerbehinderte oder ihnen gleichgestellte Menschen bei den E.ON-Unternehmen in Deutschland beschäftigt (Vorjahr: 1.948). ◄

Mit der Erklärung zur Menschenrechtspolitik bekennt sich das Unternehmen zu Freiheit, Gleichheit und Respekt für alle Menschen - ohne Unterschied. Ziel ist es, allen Mitarbeitern ein faires und vertrauensvolles Arbeitsumfeld zu bieten. Daher erhebt E.ON keine persönlichen Daten wie die ethnische Zugehörigkeit oder den Familienstand der Mitarbeiter und sammelt diese Daten auch nicht. Die Gesetze einiger Länder verbieten obendrein, diese Daten zu erfassen. In Deutschland sind Unternehmen jedoch verpflichtet, Daten über die Anzahl der schwerbehinderten Mitarbeiter in den Betrieben zu erheben und zu veröffentlichen.

110 ☐

Anzahl der E.ON Belegschaft vertretenen Nationalitäten im Jahr 2022 (2021: 119).

Zusammensetzung des Aufsichtsrates

Prozentsatz	2022	2021
Anteil von Frauen im Aufsichtsrat ¹	30	30
Anteil unabhängiger Aufsichtsratsmitglieder	100	100

¹ Bezieht sich auf Aktionärsvertreter.

Der Anteil von Frauen bei den Aktionärsvertretern im Aufsichtsrat liegt, wie auch im Vorjahr, bei 30 Prozent. Alle Aufsichtsratsmitglieder waren Ende des Berichtsjahres 2022 unabhängig.

Menschenrechte und Lieferantenmanagement ☐

GRI 2-6, GRI 2-23, GRI 2-26, GRI 3-3, GRI 205, GRI 412

Als Bestandteil unserer Unternehmensstrategie weist Nachhaltigkeit die Richtung für das heutige und zukünftige Handeln des Unternehmens. Dies verpflichtet uns, die Achtung der Menschenrechte sowohl in allen Belangen unseres eigenen Geschäfts als auch in der Lieferkette zu gewährleisten. Weltweit erwartet E.ON daher von ihren Lieferanten, dass sie bei ihren ökologischen, sozialen und die Unternehmensführung betreffenden (ESG-)Leistungen Mindeststandards erfüllen, auch in Bezug auf die Menschenrechte. E.ON bezieht Waren und Dienstleistungen fast ausschließlich aus Ländern, die der Organisation für wirtschaftliche Zusammenarbeit und Entwicklung (OECD) angehören. Die OECD-Mitglieder verfügen über gemeinsame Leitsätze für Menschenrechte, faire Arbeitspraktiken, Umweltschutz und Korruptionsbekämpfung. Das Fehlen von solchen gemeinsamen Grundsätzen bei Unternehmen außerhalb der OECD kann das Risiko von Praktiken oder Vorfällen, die Menschen und Umwelt schaden, erhöhen; der Anteil an Geschäften mit diesen Unternehmen macht bei E.ON weniger als 6,5 Prozent des Einkaufsvolumens aus. E.ON bewertet die ESG-Leistung der Lieferanten, bevor mit ihnen Geschäfte gemacht werden, und unterzieht ihre bestehenden Lieferanten in Ländern oder Kategorien mit höherem Risiko einer genaueren Prüfung. Darüber hinaus ist E.ON bestrebt, die in vielen Ländern immer anspruchsvoller werdenden gesetzlichen Anforderungen an die Transparenz entlang der Lieferkette zu erfüllen.

E.ONs Ansatz

E.ON nimmt ihre Verantwortung ernst und verpflichtet sich daher, ihre Geschäfte im Einklang mit Compliance-Anforderungen zu tätigen. Dazu zählt, Menschenrechte zu respektieren, die Umwelt zu schützen und angemessene Arbeitsbedingungen zu gewährleisten. Von ihren Lieferanten erwartet E.ON, dass sie sich ebenfalls für hohe ESG-Standards einsetzen, und hat Prozesse implementiert, um dies zu gewährleisten. Der Dialog mit Stakeholdern und die Teilnahme an Brancheninitiativen hilft unserem Unternehmen, aufmerksam mit Menschenrechtsfragen umzugehen. Beispielsweise ist E.ON Mitglied bei econsense, einem Netzwerk multinationaler Unternehmen mit Sitz in Deutschland, das sich für eine nachhaltige Unternehmensentwicklung und die Achtung der Menschenrechte einsetzt. E.ON beteiligt sich auch an einer Arbeitsgruppe des Deutschen Instituts für Compliance (DICO), die sich mit denselben Zielen befasst.

Im Sommer 2022 hat E.ON ein konzernweites "Human Rights Due Diligence"-Projekt aufgesetzt, um das Unternehmen auf die Anforderungen des Lieferkettensorgfaltspflichtengesetzes vorzubereiten. Die Leitung des Projekts übernahm die Nachhaltigkeitsabteilung des Konzerns. Alle anderen betroffenen Fachbereiche, zum Beispiel Supply Chain, Group Accounting, Human Resources (HR), Legal & Compliance und HSE (Gesundheit, Arbeitssicherheit und Umweltschutz), sind eng eingebunden. In diesem Zuge hat E.ON einen konzernweiten "Human Rights Management"-Ansatz erarbeitet, der zum 1. Januar 2023 in Kraft getreten ist. Weitere Informationen finden sich unter "Organisation und Verantwortlichkeiten".

Leit- und Richtlinien

Um Menschenrechtsverletzungen vorzubeugen, verfolgt E.ON das Ziel sich stets an externe Standards zu halten und setzt dabei auf eigene Richt- und Leitlinien. E.ONs Verhaltenskodex (Nähere Informationen finden sich im Kapitel Compliance und Anti-Korruption) verpflichtet alle Mitarbeiter, einen Beitrag zu einem diskriminierungsfreien und sicheren Arbeitsumfeld zu leisten und die Menschenrechte zu achten. E.ONs Erklärung zur Menschenrechtspolitik wurde von allen Vorstandsmitgliedern unterzeichnet und auf der E.ON-Website veröffentlicht. Diese Erklärung erkennt die Allgemeine Erklärung der Menschenrechte sowie die Erklärung über grundlegende Prinzipien und Rechte bei der Arbeit der Internationalen Arbeitsorganisation (ILO) der Vereinten Nationen (UN) und deren grundlegende Konventionen ausdrücklich an. Zudem verweist sie auf E.ONs eigene Richtlinien, wie den Verhaltenskodex für Lieferanten. Darüber hinaus dient eine Mitarbeiter-Richtlinie den Mitarbeitern als Orientierung, damit sie Waren und Dienstleistungen im Einklang mit E.ONs ESG-Standards beschaffen. Zu den Regelwerken, nach denen E.ON sich richtet, zählen außerdem die Europäische Konvention zum Schutz der Menschenrechte und die Prinzipien des "Global Compact" der Vereinten Nationen (UNGC). E.ON ist seit 2005 Teilnehmende des UNGC.

Die E.ON Funktionsrichtlinie "Supply Chain" beschreibt das Mandat und den organisatorischen Aufbau der Supply-Chain-Funktion. Die Funktion umfasst das Management von Beschaffungsprozessen, -aktivitäten, -richtlinien, -instrumenten und Lieferantenbeziehungen für alle Einheiten, für die die Richtlinie gilt. Darüber hinaus definiert die Funktionsrichtlinie (in Verbindung mit dem Supply-Chain-Handbuch) konzernweite Grundsätze, Prozesse und Verantwortlichkeiten für die Non-Fuel-Beschaffung ("Beschaffung exklusive Brennstoffe") durch die oben genannten Einheiten. Ausgenommen hiervon sind die in einer speziellen Liste aufgeführten Sonderfälle (zum Beispiel Energie- und Brennstoffbeschaffung, Finanz- und Immobilientransaktionen, Versicherungen oder Steuern).

Die Standards für Menschenrechte, Arbeitsbedingungen, Umweltschutz und rechtskonforme, integre Geschäftspraktiken, die E.ON von ihren Lieferanten verlangt, sind im Verhaltenskodex für Lieferanten definiert; er wurde im Jahr 2020 aktualisiert und gilt für alle Lieferanten. Die aktuelle Version stellt die CSR-Anforderungen ("Corporate Social Responsibility" - soziale unternehmerische Verantwortung) detaillierter dar und erklärt, wie man sich an die Whistleblower-Hotline von E.ON wenden kann. Der Onboarding-Prozess für Lieferanten besteht unter anderem aus einer vom Lieferanten selbst vorzunehmenden Registrierung, dessen formeller Zusage, den E.ON-Verhaltenskodex für Lieferanten einzuhalten, und einer Compliance-Prüfung. Non-Fuel-Lieferanten, die nicht der Lieferantenqualifizierung unterliegen, müssen E.ONs Allgemeinen Geschäftsbedingungen für Einkaufsverträge zustimmen. Diese sind rechtsverbindlich und verpflichten die Non-Fuel-Lieferanten unter anderem unsere Mindeststandards aus dem Verhaltenskodex für Lieferanten einzuhalten.

› Seit 2017 veröffentlicht E.ON darüber hinaus jährlich ein Slavery and Human Trafficking Statement. Dies beschreibt, welche Schritte E.ON unternimmt, um Menschenrechtsverletzungen entlang der Lieferkette zu verhindern und zu bekämpfen. Die Erklärung wird jährlich im Sustainability Channel auf der E.ON-Unternehmenswebsite sowie auf der britischen Website des Unternehmens veröffentlicht. ‹

Für die mit Biomasse befeuerten Anlagen verpflichtet sich E.ON, den Brennstoff verantwortungsvoll und nachhaltig zu beschaffen. Lieferanten von fester Biomasse müssen sich ebenso wie Non-Fuel-Lieferanten vertraglich zur Einhaltung unseres Verhaltenskodex für Lieferanten verpflichten. Bis März 2023 definierte der Anhang der E.ON-Biomasse-Einkaufsrichtlinie aus dem Jahr 2010 die Richtlinien und Verfahren, die sich auf Risikobewertungen, Lieferantenaudits und Bestimmungen für Joint Ventures beziehen. Mit Wirkung zu März 2023 haben wir die Konditionen für den Einkauf fester Biomasse für unsere Energy Infrastructure Solutions (EIS) neu definiert und damit den Anhang zur E.ON-Biomasse-Einkaufsrichtlinie ersetzt. Durch die neuen Regelungen wollen wir sicherstellen, dass alle Einheiten bei der Beschaffung und Nutzung fester Biomasse für ihre Geschäftsaktivitäten im Einklang mit geltenden EU-Vorschriften handeln und die Nachhaltigkeitsstandards von E.ON erfüllen. Alle Biomasse-Lieferanten müssen sich verpflichten, die Menschenrechte zu respektieren, sichere Lebensbedingungen für die von der Biomasseproduktion betroffenen Personen zu gewährleisten sowie die biologische Vielfalt und die Umwelt zu schützen.

Organisation und Verantwortlichkeiten

Die Rolle des Chief Human Rights Officer hatte bisher E.ONs Vorstandsvorsitzender Leonhard Birnbaum inne, der weiterhin als Chief Sustainability Officer und Vorsitzender des Sustainability Councils fungiert. Im Rahmen des konzernweiten "Human Rights Due Diligence"-Projektes wurde der Aufgabenbereich des zukünftigen Chief Human Rights Officers im Sinne des Lieferkettensorgfaltspflichtengesetzes erweitert und stärker auf rechtliche Aspekte ausgerichtet. Um damit einhergehenden neuen Anforderungen gerecht zu werden, übertrug E.ON die Funktion im Januar 2023 an den General Counsel und Chief Compliance Officer. Der neue Chief Human Rights Officer ist zudem ständiges Mitglied im Sustainability Council. Das konzernweite Projekt zur menschenrechtlichen Sorgfaltspflicht, das von der Nachhaltigkeitsabteilung des Konzerns geleitet wird, setzen wir fort. Die Fachkräfte der Bereiche Nachhaltigkeit und des Bereichs Legal & Compliance befassen sich mit Menschenrechtsfragen, beispielsweise Änderungen in der Gesetzgebung.

Sämtliche Mitarbeiter der Konzerneinheiten sind dafür verantwortlich, dass die Anforderungen in unserem eigenen Unternehmen eingehalten werden. Der Bereich Supply Chain widmet sich hingegen der Gesamtheit der ESG-Aspekte entlang der Lieferkette. Die damit verbundenen Aufgaben führt sie unter Beachtung der gesetzlichen Anforderungen, der Unternehmensrichtlinien inklusive der HSE- und Nachhaltigkeitsstandards aus.

Spezifische Aktionen

E.ON hat innerhalb der 2020 aufgebauten Covid-19-Taskforce für Lieferketten diverse Prozesse für den Umgang mit Lieferrisiken erarbeitet. Im Zuge des Russland-Ukraine-Kriegs wurden zusätzliche Maßnahmen - etwa ein Sanktionslistencheck durch externe Dienstleiser - eingeführt, um eine zuverlässige Lieferkette zu gewährleisten.

Seit Ende 2018 prüft E.ON mithilfe einer digitalen Lösung, ob neue Lieferanten die Mindestanforderungen erfüllen. Dies hilft, potenzielle Risiken für Gesundheit, Arbeitssicherheit und Umweltschutz (HSE) und für die soziale unternehmerische Verantwortung (CSR) zu mindern. Den Prozess muss jeder Non-Fuel-Lieferant durchlaufen, der mit einer Transaktion ein Auftragsvolumen von 25.000 € übersteigt oder ein mittleres beziehungsweise hohes HSE-Risiko aufweist. Zum Jahresende 2022 deckten die Lieferanten, die den Onboarding-Prozess abgeschlossen hatten, 98,3 Prozent der Non-Fuel-Bestellungen und -Vertragsabrufe ab. Neue Lieferanten werden von dem für ihre Produkt- oder Dienstleistungskategorie zuständigen Manager aufgefordert, sich über die Lieferanten-Onboarding-Lösung zu registrieren. Je nach Transaktionsvolumen und HSE-Risiko müssen die Lieferanten einen oder mehrere Fragebögen ausfüllen. In bestimmten Fällen kann E.ON zusätzliche Schritte unternehmen. Dazu gehört ein Lieferantenaudit, in dem geprüft wird, ob der Lieferant E.ONs Standards für Menschenrechte, Arbeitsbedingungen und Umweltschutz einhält. E.ON kann von einem Lieferanten auch verlangen, dass er ein nach ISO 14001 oder EMAS (Eco-Management und Audit Scheme) III zertifiziertes Umweltmanagementsystem oder ISO 45001 zertifiziertes Gesundheits- und Sicherheitsmanagementsystem betreibt. Für Lieferanten, die sich an Ausschreibungen im Rahmen eines öffentlichen Vergabegesetzes beteiligen, gilt das oben beschriebene Verfahren nicht; sie befolgen stattdessen die nach dem Recht ihres Landes vorgeschriebenen Qualifikationsverfahren.

Auf das 2018 eingeführte Prüfverfahren aufbauend hat E.ON im Berichtsjahr die Leistung der Lieferanten bewertet; je nach Ergebnis hat das Unternehmen schließlich Entscheidungen über die Beziehungen zu ihnen getroffen. Zudem bestimmt E.ON jährlich, welche der Non-Fuel-Lieferanten als wichtig gelten; hierfür bewertet E.ON sie anhand von fünf KPIs: Qualität, kommerzielle Aspekte, Lieferung, Innovation sowie unternehmerische Nachhaltigkeit inklusive Menschenrechte. Die Ergebnisse erörtert E.ON mit ihren Lieferanten in einem Feedbackgespräch. Dabei entscheidet E.ON auch, ob E.ON einen Lieferanten verpflichtet, spezifische Verbesserungsmaßnahmen zu ergreifen, wenn die Geschäftsbeziehung aufrechterhalten werden soll. Aufgrund der Krisensituation hat E.ON viele zusätzliche Lieferantengespräche geführt, die nicht als Leistungsbesprechung eingestuft wurden.

Die 2021 eingeführte menschenrechtliche Due-Diligence-Prüfung ⁴ basiert auf einer Menschenrechtsrisikomatrix, die E.ON gemeinsam mit externen Experten entwickelt hat. Auf der einen Achse sind die Risiken der verschiedenen Kategorien von Waren und Dienstleistungen, die E.ON beschafft, aufgetragen; auf der anderen finden sich die Risiken der Länder, in denen die Lieferanten tätig sind. Die Risiken der einzelnen Länder basieren auf den Ergebnissen von mehreren menschenrechtlichen Studien, wie dem Global Rights Index des Internationalen Gewerkschaftsbundes (IGB) und dem Human Development Report des Entwicklungsprogramms der Vereinten Nationen (UNDP). Potenziell risikobehaftete Lieferanten mussten zunächst zusätzliche Anforderungen erfüllen, etwa einen detaillierteren Fragebogen beantworten oder ein Audit absolvieren, und sich verpflichten, Verbesserungen vorzunehmen und deren Umsetzung nachzuweisen. Im Jahr 2022 beantworteten mehr als 2.500 neue und bestehende Lieferanten den Fragebogen. Viele Hochrisikolieferanten haben die menschenrechtliche Sorgfaltsprüfung erfolgreich abgeschlossen. Dennoch ist sich E.ON bewusst, dass die Komplexität der internationalen Lieferketten eine Herausforderung für die Transparenz darstellt. Daher engagiert E.ON sich auch in Brancheninitiativen, um branchenspezifische Standards für verbesserte Transparenz in Lieferketten zu entwickeln. Beispiele finden sich im Kapitel ESG-Wesentlichkeit und Stakeholder Engagement.

⁴ Fokus auf Tier 1 und anlassbezogen auch auf Lieferanten über Tier 1 hinaus.

Eine 2021 von der Abteilung Supply Chain entwickelte Nachhaltigkeits-Roadmap mit kurz-, mittel- und langfristigen Zielen orientiert sich an den ESG-Zielen von E.ON. Sie besteht aus den vier Elementen Umwelt, Vielfalt, Arbeitssicherheit und Gesundheit sowie Governance. Im Jahr 2022 hat E.ON unter anderem zwei wesentliche Inhalte erarbeitet, deren Umsetzung bereits initiiert wurde; sie werden im Folgenden beschrieben.

Im zweiten Quartal 2022 begann E.ON damit, eine digitale Lösung für eine laufende Risikobewertung von Lieferanten mit mittlerem und hohem Menschenrechtsrisiko einzuführen. Diese werden dabei in einer Vielzahl an Kategorien geprüft - unter anderem zu Nachhaltigkeit, Finanzen, Cyber Security, Störungen in der Lieferkette und Compliance. Das Programm sammelt gezielt Informationen zu relevanten Risiken des Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz und wertet diese aus. Es betrachtet mehrere, Points of Interest (PoIs) genannte Elemente: die Holding der Lieferanten, Niederlassungen, Werksstandorte sowie Logistikrouten. Seit der Einführung wurden über 2.500 PoIs laufend überwacht und damit 60 Prozent der jährlichen Ausgaben abgedeckt.

Ein erster Schritt hin zur Dekarbonisierung der Lieferketten ist es, die aktuellen CO ₂-Emissionen von eingekauften Waren und Dienstleistungen transparenter zu machen. Deshalb hat sich E.ON zum Ziel gesetzt, eine Heatmap-Analyse der Treibhausgasemissionen in ihren Lieferketten durchzuführen. Anhand von extern beschafften Emissionsfaktoren und kostenbasierten Daten hat E.ON mit einer "CO ₂ Heatmap" eine genauere Übersicht über den Klima-Fußabdruck ihrer Warengruppen erstellt. Hier will das Unternehmen 2023 anknüpfen und weitere Maßnahmen für mehr Transparenz ableiten. Weitere Informationen zu unseren Reduktionsbemühungen finden sich im Kapitel Klimaschutz.

Aktuell verlangen verschiedene regulatorische Anforderungen von Unternehmen, ihre menschenrechtlichen Sorgfaltspflichten in ihr Geschäft und ihre Lieferkette zu integrieren - etwa das am 1. Januar 2023 in Kraft getretene, deutsche Lieferkettensorgfaltspflichtengesetz sowie die EU-Taxonomie und die europäische Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD). Letztere greift erstmalig für die Berichterstattung über das Geschäftsjahr 2024. Um sich auf diese Anforderungen vorzubereiten, startete E.ON im Sommer 2022 ein konzernweites "Human Rights Due Diligence"-Projekt. Die Verantwortung für das Projekt trägt die Nachhaltigkeitsabteilung; sie arbeitet dabei eng mit Legal, Supply Chain, Group Accounting, HSE und HR zusammen und wird von externen Fachleuten unterstützt. Daneben dient das Sustainability Council als Lenkungsausschuss. Seit Sommer 2022 hat E.ON den Status Quo vorhandener Prozesse und Maßnahmen untersucht, Lücken identifiziert und Optimierungsmaßnahmen erarbeitet. Ein Konzept für die Durchführung einer Risikoanalyse wurde beschlossen und wird im Jahr 2023 im eigenen Geschäftsbereich implementiert werden. Im Bereich Lieferkette erkannte E.ON das Potenzial für kleinere Optimierungen, wie zum Beispiel im Verhaltenskodex für Lieferanten und Supplier Risk Management, die ebenfalls in 2023 aktualisiert werden.

E.ON verbessert kontinuierlich die E-Learning-Tools für ihre Mitarbeiter, wie das jährliche Webtraining zu Menschenrechten, Compliance sowie Cyber- und Datensicherheit, das im September 2022 erneuert wurde. Rund 81 Prozent der Mitarbeiter haben das Modul bis Ende 2022 abgeschlossen.

Darüber hinaus schulte E.ON ungefähr 560 Supply-Chain-Mitarbeiter zur Achtung der Menschenrechte entlang der Lieferkette und zu E.ONs Risikomatrix bezüglich Menschenrechten. Nach dieser Schulung hat E.ON in regelmäßigen Meetings aufgekommene Fragen zur Verwendung der Matrix beantwortet.

Außerdem hat E.ON im Intranet Schulungsvideos für Mitarbeiter bereitgestellt. Die Videos heben die greifbaren positiven Auswirkungen einer nachhaltigeren Lieferkette und entsprechender individueller Kaufentscheidungen hervor.

Zusätzlich hat E.ON drei Informationsveranstaltungen namens "Lunch & Learn" durchgeführt, in denen es um Umwelt, Vielfalt sowie Arbeitssicherheit und Gesundheit ging. Außerdem wurden 2022 sechs HSE-Veranstaltungen mit Lieferanten realisiert, pandemiebedingt teils online.

Ein Großteil unserer Biomasse-Kapazitäten ist in Schweden installiert. E.ON Energiinfrastruktur AB betreibt Fernwärmegeschäfte in Örebro, Nörrköping sowie in Teilen von Stockholm und Malmö. Seit 2014 bewertet E.ON die CSR-Leistung ihrer dortigen Lieferanten nach einer Methode, die von der E.ON Energiinfrastruktur AB entwickelt wurde. Zudem sind wesentliche Anforderungen an Biomasselieferanten - wie der Verhaltenskodex für Lieferanten und die Einhaltung der EU-Richtlinie für erneuerbare Energien II ("RED II") - seit 2021 feste Bestandteile der Verträge. Im Jahr 2022 hat E.ON eine erweiterte interne Bewertung nachhaltigkeitsbezogener Risiken eingeführt.

Ziele und Leistungsüberprüfung

Das Ziel von E.ON ist es, Verstöße gegen Menschenrechte, Umweltstandards und ihre Unternehmensgrundsätze zu vermeiden. Hierfür unternimmt E.ON Anstrengungen, die entsprechenden Risiken entlang der Wertschöpfungskette aus einer ganzheitlichen Perspektive zu identifizieren. Regelmäßige Risikobewertungen können E.ON helfen, tatsächliche oder mutmaßliche Verstöße aufzudecken. Kommt es zu Verstößen, werden der Supply Chain Compliance Officer und der jeweilige Supply Chain Director umgehend benachrichtigt und Abhilfemaßnahmen von dem Lieferanten eingefordert. Die Umsetzung wird durch E.ON genau überwacht. Wenn keine Verbesserung festgestellt werden kann, beendet E.ON die Geschäftsbeziehung zu dem betroffenen Lieferanten. Im Jahr 2022 wurden keine Geschäftsbeziehungen aufgelöst.

Mögliche Verstöße gegen die Menschrechte können Mitarbeiter über die internen Berichtswege und eine konzernweite, IT-gestützte externe Whistleblower-Hotline melden. Dieser im Internet veröffentlichte Hotline-Dienst kann Anrufe in den Amtssprachen aller Länder, in denen E.ON tätig ist, entgegennehmen. Nicht nur E.ON-Mitarbeiter, sondern auch Geschäftspartner, deren Mitarbeiter und andere Dritte können sich, wenn gewünscht auch anonym, an die Hotline wenden. Die Hinweise werden auf Konzernebene an den zuständigen Bereich weitergeleitet. Je nach Art und Schwere des potenziellen Verstoßes meldet Compliance diesen unverzüglich an den E.ON-Vorstand, stellt Strafanzeige, leitet eine eigene Untersuchung ein oder ergreift andere Maßnahmen. Im Jahr 2022 wurden vier mögliche Menschenrechtsverletzungen über die Whistleblower-Hotline gemeldet. Die Untersuchung ergab, dass keiner der Vorwürfe einen Verstoß gegen die Menschenrechte oder gegen den Verhaltenskodex von E.ON darstellte.

Nicht-Kerngeschäft: Uranbeschaffung

Die E.ON-Tochtergesellschaft PreussenElektra wird das Kernkraftwerk Isar 2 aufgrund von im Berichtsjahr getroffenen politischen Entscheidungen bis zum 15. April 2023 weiterbetreiben und danach die Stromproduktion einstellen. Hierfür musste kein zusätzlicher Brennstoff beschafft werden. PreussenElektra hat die Beschaffung von Uran im Jahr 2020 eingestellt.

Steuern ☒

GRI 3-3

Für E.ON bedeutet gute Unternehmensführung vor allem verantwortungsvolles und wertorientiertes Management. Hierzu gehört auch eine transparente Steuerstrategie. Die Steuerstrategie und die Unternehmensstrategie von E.ON sind eng miteinander verzahnt. Ziel ist es, durch ein nachhaltiges Steuermanagement dazu beizutragen, dass das Unternehmen auch in Zukunft investieren, flexibel und effizient agieren und attraktive Dividenden an die Aktionäre ausschütten kann. E.ONs Steuerstrategie ist dementsprechend darauf ausgerichtet, das Steuerrecht in vollem Umfang einzuhalten. Mit ihr wollen wir, sowohl für den gesamten Konzern als auch in den einzelnen Steuerhoheitsgebieten ein effizientes, verantwortungsvolles, transparentes und genaues Management der Besteuerung von E.ON sicherstellen.

E.ONs Ansatz

E.ON ist sich bewusst, dass Steuern, die zur Finanzierung öffentlicher Dienstleistungen dienen, für Regierungen und Behörden wichtig sind. E.ON optimiert daher ihre gesamte Steuerposition mit Umsicht. Das Unternehmen strebt vollständige Steuerkonformität an und unterstützt alle nationalen und internationalen Steuergesetze und -standards. E.ON verfügt außerdem über Richtlinien und Verfahren zur Verhinderung von Steuerhinterziehung. Dazu gehört, dass alle Mitarbeiter verpflichtet sind, jegliche Verdachtsfälle oder Bedenken wahlweise ihrem Vorgesetzten, der Konzernsteuerabteilung, der Steuerabteilung ihrer Einheit, der Compliance-Abteilung des Konzerns oder der Whistleblower-Hotline zu melden. Wenn gewünscht, können sie dies auch anonym tun (Weitere Informationen zu der Hotline finden Sie im Kapitel Compliance und Anti-Korruption).

Leit- und Richtlinien

Die Steuerfunktion von E.ON umfasst die Konzernsteuerabteilung als auch die Steuerabteilungen der Einheiten. Sie identifiziert, bewertet, überwacht und steuert Steuerrisiken aktiv und kontinuierlich, um sicherzustellen, dass die Steuerpraxis mit den strategischen Zielen des Unternehmens vereinbar ist. Um dies zu erreichen und auf Risiken angemessen zu reagieren, verfügt E.ON über ein Governance-Rahmenwerk, zu dem auch eine Richtlinie für die Steuerfunktion gehört. Das Rahmenwerk und die Richtlinie wurden vom E.ON-Vorstand genehmigt und sind für alle Konzernunternehmen verbindlich. Sie sind in E.ONs übergreifendes Compliance-Management-System eingebettet und werden durch umfangreiche Risikokontrollverfahren, eine kontinuierliche Selbstbewertung sowie regelmäßige interne und externe Audits ergänzt. Die Steuerfunktion hat außerdem die einleitend genannte Steuerstrategie veröffentlicht.

E.ON hat eine konzernweit verbindliche Verrechnungspreisrichtlinie erlassen, die sicherstellt, dass die Verrechnungspreisfestsetzung bei konzerninternen Transaktionen dem Fremdvergleichsgrundsatz entspricht. Dieser Grundsatz aus dem internationalen Steuerrecht besagt, dass bei grenzüberschreitenden Transaktionen zwischen Konzerneinheiten einschließlich aller Beteiligungen über 25 Prozent Verrechnungspreise so festgesetzt werden müssen, wie dies bei einer vergleichbaren Transaktion zwischen unabhängigen Dritten auf einem externen Markt der Fall wäre. Die Konzernsteuerabteilung ist für die Überwachung der Einhaltung des Fremdvergleichsgrundsatzes verantwortlich und wird bei allen wichtigen konzerninternen Transaktionen einbezogen. Dies erfolgt unter anderem durch regelmäßige Treffen mit den relevanten E.ON Geschäftsbereichen und Fachfunktionen sowie durch konzernweit festgelegte Verrechnungspreisprozesse. Die Vertreter der relevanten Geschäftsbereiche und Fachfunktionen (im In- und Ausland) treffen sich mindestens einmal im Jahr, um grenzüberschreitende konzerninterne Transaktionen abzustimmen und somit die operativen sowie steuerlichen Anforderungen zu erfüllen. Die Verrechnungspreisprozesse werden laufend überwacht.

Organisation und Verantwortlichkeiten

Der E.ON-Vorstand trägt die Gesamtverantwortung für die Unternehmensstrategie des Konzerns, zu der auch die Steuerung und Überwachung der Steuerfunktion gehört. Er hat die erforderlichen Aufgaben für den Bereich Steuern an den Senior Vice President (SVP) Group Tax delegiert, der direkt an den Finanzvorstand berichtet. Die Leiter der Steuerabteilungen in Deutschland und anderen Ländern berichten direkt an Group Tax sowie an den Vorstand ihrer Einheit. Darüber hinaus hat die E.ON SE einen Tax Compliance Officer (TCO) ernannt, dessen Aufgabe es ist, die Effektivität und Effizienz des bestehenden Tax-Compliance-Management-Systems sicherzustellen. Der TCO berichtet direkt an den SVP Group Tax. Zusätzlich wurden auf Ebene der Teilkonzerne lokale Tax-Compliance-Management-Systeme eingerichtet.

Der SVP Group Tax legt die steuerlichen Grundsätze von E.ON fest und ist dafür verantwortlich, dass diese Grundsätze und die dazugehörigen Verfahren konzernweit eingeführt, gepflegt und eingehalten werden. Er berichtet über steuerliche Themen und Risiken an den Prüfungs- und Risikoausschuss des E.ON Aufsichtsrats. Darüber hinaus werden finanzwirtschaftliche Steuerrisiken an den Bereich Group Controlling and Risk gemeldet, der diese Risiken aus Konzernsicht prüft und Berichte zur konsolidierten Risikobewertung des E.ON-Konzerns erstellt. Unsere Steuerfunktion gibt Richtlinien und Grundsätze zur Sicherstellung der steuerlichen Compliance einschließlich der damit verbundenen Aufgaben, Prozesse und Verantwortlichkeiten heraus. E.ON hat in den wesentlichen Einheiten in Deutschland Tax-Compliance-Management-Systeme nach dem IDW-Prüfungsstandard PS 980 eingerichtet. Die Systeme dienen dazu, alle wesentlichen steuerlichen Risiken zu identifizieren, zu klassifizieren und die Ergebnisse in einer detaillierten Risikokontrollmatrix (Risk Control Matrix - RCM) abzubilden. Die RCMs werden laufend aktualisiert und gepflegt.

Spezifische Aktionen

E.ONs Steuerfunktion führt eine Reihe von Maßnahmen durch, um über neue Entwicklungen auf dem Laufenden zu bleiben. Teams und Manager treffen sich in unterschiedlicher Häufigkeit (wöchentlich, zweiwöchentlich oder monatlich), um neue Steuerthemen zu diskutieren. E.ONs Steuerexperten treffen sich in etwas größeren Abständen (monatlich, vierteljährlich oder jährlich), um länderspezifische und internationale Steuerthemen zu besprechen. Diese Treffen, die sowohl physisch als auch virtuell stattfinden, fördern die kontinuierliche Zusammenarbeit und Koordinierung zwischen der Konzernsteuerabteilung und den Steuerabteilungen der einzelnen Einheiten. Darüber hinaus erhalten die Steuerteams und -manager interne Schulungen. E.ON ist bestrebt, die Prozesse kontinuierlich zu verbessern, insbesondere durch die Implementierung und Nutzung digitaler Lösungen, die gewährleisten, dass die Steuervorschriften eingehalten werden, und gleichzeitig die Effizienz steigern. Zu unseren digitalen Lösungen gehört ein integriertes Toolset, das die Einkommensteuer für Quartals- und Jahresabschlüsse sowie für Steuererklärungen berechnet. Die Steuertools werden regelmäßig aktualisiert, um Änderungen in der Steuergesetzgebung zu berücksichtigen. So gewährleisten wir, dass unsere Berechnungen jederzeit gesetzeskonform sind sowie einfacher, effizienter und zuverlässiger erstellt werden können. Wo es sinnvoll ist, implementieren wir Software-Schnittstellen, um die Datenintegrität zu gewährleisten und das Risiko manueller Fehler zu minimieren. E.ON-Experten arbeiten in verschiedenen Arbeitskreisen und Gremien von Wirtschaftsverbänden wie dem BDI, dem BDEW und den Handelskammern mit. Sie bringen sich so auch in die Diskussion um neue Steuergesetze ein (Weitere Informationen zur Verbandsarbeit von E.ON finden Sie im Kapitel ESG-Wesentlichkeit und Stakeholder Engagement).

Ziele und Leistungsüberprüfung

E.ON und ihre Steuerabteilung legen großen Wert auf eine transparente und gegenseitige Kommunikation mit den Steuerbehörden in den Ländern, in denen das Unternehmen tätig ist. Als verantwortungsbewusstes Unternehmen, erstellen und reichen wir alle erforderlichen Steuererklärungen fristgerecht ein und zahlen die entsprechend gesetzeskonform ermittelten Steuern. Bei Zweifelsfragen oder aufgrund von Unsicherheiten lassen wir uns durch unabhängige Experten beraten.

Um ein höheres Maß an Sicherheit zu erreichen, erörtert E.ON mit den Steuerbehörden regelmäßig die Möglichkeit, verbindliche Auskünfte oder Vorabverständigungsvereinbarungen abzuschließen, sofern dies zweckmäßig ist und eine allgemeine oder wirtschaftliche Bedeutung für E.ON hat. So beugen wir späteren Meinungsverschiedenheiten zwischen den Steuerverwaltungen verschiedener Staaten und unseren Geschäftseinheiten vor.

E.ON arbeitet außerdem mit externen Steuerexperten zusammen, die das Unternehmen bei der Überwachung von Betriebsprüfungen, der Erstellung von Steuererklärungen und -anmeldungen sowie bei der Steuerzahlung unterstützen. Die Zusammenarbeit mit ihnen basiert auf einer offenen, vertrauensvollen Kommunikation. Jeder Partner führt seine eigene unabhängige Qualitätssicherung durch, was in der Summe zu einer angemessenen Qualitätskontrolle führt. E.ON strebt stets nach Sicherheit hinsichtlich ihrer Steuerpositionen und holt gegebenenfalls interne oder externe Beratung ein, um die Positionen zu überprüfen und zu validieren. Falls unsere Einschätzung nicht mit jener der Steuerbehörden übereinstimmt, kommunizieren wir dies offen, um Missverständnisse zu vermeiden.

Nachhaltige Finanzierung und nachhaltiges Investment

› Die Wende hin zu einer nachhaltigen und CO ₂-neutralen Wirtschaft ist in vollem Gange. Nachhaltige Energie ist nicht nur die entscheidende Grundlage, um wirtschaftliche und soziale Entwicklung voranzutreiben, sondern ein wesentlicher Faktor zur Bewältigung des Klimawandels. Um den globalen Herausforderungen des Klimawandels zu begegnen, muss sich das Finanzsystem dahingehend verändern, dass nachhaltige Unternehmen und klimafreundliche Lösungen gefördert werden. E.ON hat mit ihren ambitionierten Klimazielen einen Pfad zur Reduzierung der CO ₂-Emissionen eingeschlagen, der konsequent auf die neue Energiewelt ausgerichtet ist. Nachhaltigkeit ist Kern unserer Unternehmensstrategie und auch der Maßstab für unser Handeln. Unsere Strategie steht im Einklang mit der Dekarbonisierungsagenda der Europäischen Union und dem EU Green Deal. Energienetze sind eines der Kerngeschäftsfelder von E.ON und zugleich das Rückgrat der Energiewende in Europa. Daher zielt unser Investitionsprogramm darauf ab, sich weitgehend an der EU-Taxonomie zu orientieren. Mehr als die Hälfte dieser Investitionen wird durch die Emission von grünen Anleihen finanziert. Damit trägt unsere Strategie auch dem zunehmenden Interesse der Kapitalmärkte an nachhaltigen Investments Rechnung. ‹

EU-Taxonomie ☐

Allgemeine Grundsätze

Zur Verwirklichung einer CO ₂-neutralen Europäischen Union bis 2050 ("EU Green Deal") hat die EU-Kommission im Rahmen ihres Aktionsplans "Sustainable Finance" eine Reihe von Maßnahmen festgelegt, deren Ziel es ist, Kapitalflüsse in ökologisch nachhaltige Aktivitäten zu lenken. Die Voraussetzungen dafür hat die EU-Kommission in der Verordnung 2020/852 ("EU-Taxonomie") geschaffen, in welcher beschrieben ist, was als "ökologisch nachhaltige Aktivität" gilt und anhand welcher Kriterien die Einstufung einer Wirtschaftstätigkeit als ökologisch nachhaltig erfolgt. Ziel ist, auf Basis definierter Anforderungen EU-weit Wirtschaftsaktivitäten hinsichtlich ihres Beitrags zu den sechs definierten Umweltzielen (Art. 9 EU-Taxonomie) zu klassifizieren und damit die Transformation zu einer klima- und umweltfreundlichen Wirtschaft in der europäischen Union zu unterstützen. Die sechs Umweltziele sind:

1. Klimaschutz

2. Anpassung an den Klimawandel

3. Nachhaltige Nutzung und Schutz von Wasser- und Meeresressourcen

4. Übergang zu einer Kreislaufwirtschaft

5. Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung

6. Schutz und Wiederherstellung der Biodiversität und der Ökosysteme

Gemäß Art. 3 EU-Taxonomie sind Wirtschaftstätigkeiten ökologisch nachhaltig, wenn sie die folgenden Bedingungen erfüllen:

―	Sie leisten gemäß Art. 10 bis 16 einen wesentlichen Beitrag zur Erreichung eines oder mehrerer der sechs genannten Umweltziele (substantial contribution).
―	Sie beeinträchtigen gemäß Art. 17 die Erreichung keines der fünf weiteren EU-Umweltziele erheblich ("do no significant harm", DNSH).
―	Sie halten gemäß Art. 18 die Mindestvorschriften für Arbeitssicherheit, Menschenrechte, Anti-Korruption, fairem Wettbewerb und Besteuerung ein (Minimum Safeguards, Mindestschutz).
―	Sie entsprechen den jeweils gültigen technischen Bewertungskriterien, die die EU-Kommission festlegt.

Für das Geschäftsjahr 2022 sind - genauso wie für 2021 - für die Frage eines wesentlichen Beitrags lediglich die ersten zwei Umweltziele zu betrachten. Hierfür liegen Kriterienkataloge vor, worin der wesentliche Beitrag zur Erreichung der Ziele definiert ist.

Diese sog. technischen Bewertungskriterien (technical screening criteria, TSC) spezifizieren, welche Wirtschaftsaktivitäten als konform im Sinne der EU-Taxonomie gelten. Über die weiteren Umweltziele drei bis sechs ist voraussichtlich erst ab dem Geschäftsjahr 2023 zu berichten.

Eine Wirtschaftstätigkeit liefert einen wesentlichen Beitrag zu Umweltziel 1, Klimaschutz, wenn sie wesentlich dazu beiträgt, die Treibhausgaskonzentrationen in der Atmosphäre auf einem Niveau zu stabilisieren, das eine gefährliche Störung des Klimasystems verhindert und damit im Einklang mit dem langfristigen Temperaturziel des Übereinkommens von Paris zur Vermeidung oder Verringerung von Treibhausgasemissionen steht.

Wirtschaftstätigkeiten, die zu Umweltziel 2, Anpassung an den Klimawandel, beitragen, umfassen oder bieten Lösungen, die entweder das Risiko der nachteiligen Auswirkungen des gegenwärtigen und des zukünftigen Klimas auf die Wirtschaftstätigkeit selbst oder auf Menschen, Natur oder Vermögenswerte vermeiden oder erheblich verringern.

E.ON ist bereits seit dem Geschäftsjahr 2021 dazu verpflichtet, den Anteil der Investitionen, Umsatzerlöse und Betriebsausgaben anzugeben, der auf Taxonomie-fähige bzw. auf nicht-Taxonomiefähige Wirtschaftstätigkeiten entfällt. Aktivitäten sind Taxonomiefähig, wenn diese in den Anhängen I und II zum Delegierten Rechtsakt zu den Umweltzielen dem Grunde nach beschrieben sind und sich zuordnen lassen, unabhängig davon, ob die entsprechenden technischen Bewertungskriterien für ökologisch nachhaltige Tätigkeiten auch erfüllt werden.

E.ON berichtete im Jahr 2021 bereits freiwillig über die gesetzlich geforderten Angaben hinaus auch über Taxonomie-konforme Investitionen, Umsatzerlöse und Betriebsausgaben. Aktivitäten sind Taxonomie-konform, wenn die Taxonomie-fähigen Aktivitäten alle Kriterien in Art. 3 der EU-Taxonomie Verordnung tatsächlich auch erfüllen. Ab dem Jahr 2022 ist diese Angabe verpflichtend.

Die EU-Kommission hat für diverse Wirtschaftstätigkeiten Taxonomie-Kriterien vorgelegt, unter welchen Voraussetzungen diese Tätigkeiten einen wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz leisten und gleichzeitig die Erreichung der fünf weiteren EU-Umweltziele nicht erheblich beeinträchtigen. Die hierin enthaltenen Bestimmungen, Formulierungen und Begriffe unterliegen jedoch noch Auslegungsunsicherheiten. Im Folgenden legen wir unsere Interpretation der Kriterienkataloge dar.

Die Ermittlung der Kennziffern für Taxonomie-relevante Wirtschaftstätigkeiten erfolgte unter Beachtung der von der EU-Kommission bisher veröffentlichten FAQ-Dokumente, welche Auslegungsfragen in Bezug auf Art. 8 der EU-Taxonomie Verordnung adressieren.

Anfang März 2022 hat die EU-Kommission einen ergänzenden Delegierten Taxonomie-Rechtsakt zu den Umweltzielen 1 "Klimaschutz" und 2 "Anpassung an den Klimawandel" veröffentlicht. Für weitere Wirtschaftstätigkeiten wurden nun Kriterien vorgelegt, unter welchen Investitionen in Gas- und Kernkraftenergietätigkeiten als ökologisch nachhaltig eingestuft werden können. Dies soll den Übergang hin zu einer klimaneutralen Zukunft mit überwiegend erneuerbaren Energieträgern beschleunigen. Der ergänzende Rechtsakt ist bereits für das Geschäftsjahr 2022 verpflichtend anzuwenden.

Für die Kernenergie ist E.ON auf Basis einer umfassenden Prüfung zur Erkenntnis gelangt, dass der Betrieb unseres letzten im sog. Streckbetrieb befindlichen Kernkraftwerks Isar 2 nicht unter eine, der im ergänzenden delegierten Rechtsakt beschriebenen, Aktivitäten fällt. Auch die Aktivität 4.28 trifft nicht auf die Stromerzeugung in dem von PreussenElektra noch betriebenen letzten Reaktorblock zu, da der von der Bundesregierung getroffene Beschluss zum befristeten Streckbetrieb bis April 2023 keiner Verlängerung des Betriebs der Anlage im Sinne der Kriterien des 4.28 entspricht.

Die vorgelegten Kriteriensets zu Erzeugung von Strom, Wärme und/oder Kälte aus fossilem Gas sind für E.ON grundsätzlich relevant. E.ON baut und betreibt Anlagen, welche Taxonomiefähig im Sinne der neuen Gas-Wirtschaftsaktivitäten der EU sind. Die Kriterien für Taxonomie-Konformität erfüllt E.ON in diesem Geschäftsjahr nicht oder noch nicht vollumfänglich.

Aus allen für E.ON relevanten Tätigkeiten, sind die folgenden Aktivitäten von besonderer Bedeutung. Durch ihre Ausübung leistet der Konzern einen wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz:

―	Verteilung von Elektrizität
―	Verteilnetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
―	Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen
―	Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wasserversorgung

―	Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden
―	Kraft-Wärme-Kopplung mit Bioenergie
―	Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie
―	Fernwärmeverteilung
―	Infrastruktur für persönliche Mobilität
―	Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen

E.ON berichtet über Aktivitäten, welche direkt zum Klimaschutz beitragen oder ermöglichende Aktivitäten darstellen. Übergangsaktivitäten wurden nicht identifiziert.

Die Taxonomie-fähigen bzw. Taxonomie-konformen Wirtschaftstätigkeiten werden bei E.ON im Wesentlichen in den Segmenten Energienetze und Kundenlösungen ausgeübt.

E.ONs Ansatz

Seit dem Jahr 2021 ist bei E.ON ein regulärer Prozess etabliert, der gewährleistet, dass alle Taxonomie-Anforderungen in Bezug auf die EU-Umweltziele 1 "Klimaschutz" und 2 "Anpassung an den Klimawandel" angemessen beurteilt werden können. Die E.ON-Wirtschaftsaktivitäten werden kontinuierlich im Rahmen eines Mappings den relevanten Taxonomie-Kriterien zugeordnet.

Daraufhin wird im Rahmen von Interviews, Expertengesprächen oder Workshops mit den jeweiligen operativen Ansprechpartnern und Experten aus den Fachbereichen der Segmente und Business Units sowie wesentlicher Konzerngesellschaften analysiert und geprüft, ob entsprechende Taxonomie-Kriterien für die Wirtschaftstätigkeiten tatsächlich erfüllt werden (Alignment-Prüfung). Insofern Taxonomie-relevante Wirtschaftsaktivitäten vorliegen, werden diese Ergebnisse dokumentiert. Diese Dokumentation erfolgt zentral für alle Gesellschaften verbindlich in einem EU-Taxonomie Handbuch. Anhand dieser Vorgaben belegen die Gesellschaften, inwiefern die Wirtschaftsaktivitäten des Geschäftsbereichs die technischen Bewertungskriterien der Taxonomie tatsächlich erfüllen und schaffen hierfür geeignete Belegführungen.

Bei der Analyse der Taxonomie-Konformität wird im Detail wie folgt bei E.ON vorgegangen:

Prüfung des Wesentlichen Beitrags ("Substantial Contribution")

Die Einhaltung der technischen Bewertungskriterien wird grundsätzlich individuell für jede Wirtschaftsaktivität und bei den Gesellschaften dezentral geprüft und belegt. Sehen die Kriterien Erleichterungen vor, sodass die Einhaltung der Kriterien auf Ebene der gesamten Wirtschaftsaktivität, eines operativen Segmentes oder für den Gesamtkonzern eingeschätzt werden kann, macht E.ON davon Gebrauch.

Prüfung der Vermeidung wesentlicher Beeinträchtigungen ("Do no significant harm", DNSH)

Die DNSH-Kriterien beziehen sich überwiegend auf die Einhaltung gesetzlicher Vorgaben bzw. beim Ziel "Kreislaufwirtschaft" auf grundlegende Aspekte der Wirtschaftsaktivität. Vor diesem Hintergrund ist regelmäßig eine Einschätzung der DNSH-Konformität auf Ebene der Wirtschaftsaktivität sachgerecht. Die DNSH-Konformität bezüglich EU-Umweltziel 2 "Anpassung an den Klimawandel" wird im Rahmen des bei E.ON etablierten Risikomanagementprozesses identifiziert und beurteilt. Hierbei greifen wir auf bestehende Systeme und Prozesse zur finanziellen und nicht-finanziellen Risikosteuerung zurück, welche E.ON um Belange der EU-Taxonomie erweitert hat. Details hierzu finden sich im Risiko- und Chancenbericht.

Prüfung der Mindestschutzvorschriften ("Minimum Safeguards")

Bei der Prüfung und Einhaltung der Mindestschutzvorschriften bedient sich E.ON etablierter Prozesse und Dokumentationen auf Konzernebene. Über geeignete Richt- und Leitlinien und die damit verbundenen Schulungs- und Überwachungsmaßnahmen stellt der Konzern sicher, dass die Anforderungen der EU-Taxonomie diesbezüglich vollumfänglich erfüllt werden. Die Gesellschaften sind angehalten, derartige Richt- und Leitlinien verbindlich umzusetzen. Die Verantwortung für die Einhaltung liegt bei den jeweiligen Gesellschaften.

Taxonomie-konforme Wirtschaftsaktivitäten

Im Rahmen dieser Analysen wurden Wirtschaftsaktivitäten identifiziert, mit denen E.ON einen wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz leistet und welche die in Art. 3 EU-Taxonomie genannten Kriterien erfüllen. Folgende wesentliche Wirtschaftsaktivitäten sind dabei als Taxonomie-konform identifiziert worden:

4.1 Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie

4.3 Stromerzeugung aus Windkraft

4.5 Stromerzeugung aus Wasserkraft

4.6 Stromerzeugung aus geothermischer Energie

4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität

4.10 Speicherung von Strom

4.14 Fernleitungs- und Verteilnetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase

4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung

4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen

4.19 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen

4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie

4.21 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Solarthermie

4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen

4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie

5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung

6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik

6.15 Infrastruktur für einen CO ₂-armen Straßenverkehr und öffentlichen Verkehr

7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden

7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden

8.2 Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen

Es wurden bei E.ON im Jahr 2022 keine Wirtschaftstätigkeiten identifiziert, die einen wesentlichen Beitrag zum Umweltziel 2 "Anpassung an den Klimawandel" leisten.

Wesentlicher Beitrag zum Klimaschutz

Die Stromerzeugung aus Wind und Solar sowie E.ONs Laufwasser-Kraftwerke leisten per Definition einen wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz im Sinne der Taxonomie-Vorgaben. Hier sind keine weiteren entsprechenden Kriterien für die Beurteilung des wesentlichen Beitrags zum Klimaschutz zu prüfen. Dasselbe gilt für Installationen von zum Beispiel Solaranlagen, Smart Energy Metern und E-Ladestationen in Gebäuden.

E.ONs Aktivitäten zur Schaffung einer Infrastruktur für persönliche E-Mobilität erfüllen die geforderten Kriterien zur Schaffung eines CO ₂-armen Straßenverkehrs.

Die E.ON-Stromnetze leisten einen wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz im Sinne der Taxonomie-Vorgaben, da sie als nachgelagerte Verteilnetze Bestandteil des Europäischen Verbundnetzes sind.

E.ON betreibt zudem eine Vielzahl von Wärmeverteilnetzen. Diese Tätigkeit ist grundsätzlich Taxonomie-fähig. Eine Teilmenge dieser Wärmenetze ist "effizient" im Sinne der Taxonomie-Kriterien (Durchleitung von mindestens 50 Prozent erneuerbarer Wärme oder mindestens 50 Prozent Abwärme oder mindestens 75 Prozent KWK-Wärme oder mindestens 50 Prozent einer Kombination dieser Energien) und leistet so einen wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz.

Ferner betreibt E.ON Wassernetze, von denen die Mehrzahl einen wesentlichen Beitrag zum Klimaschutz leistet, weil das Energieeffizienz-Kriterium (<0,5 kWh/Kubikmeter Wasser) beziehungsweise der Leckage-Schwellenwert von maximal 1,5 eingehalten wird. Bei Wassernetzen, die diese Vorgaben nicht erfüllen, bei denen aber infolge von Investitionen im Geschäftsjahr signifikante Verbesserungen von mindestens 20 Prozent hinsichtlich Energieeffizienz bzw. Leckage-Wert erzielt wurden, werden diese Investitionen als Taxonomie-konforme Investitionen berücksichtigt. Umsatzerlöse werden in der Folge für diese Wassernetze nur dann als Taxonomie-konform eingestuft, wenn durch die Investitionen die oben genannten Schwellenwerte für Taxonomie-konforme Wassernetze erreicht wurden.

Bei den Gasnetzen werden insbesondere Investitionen in die bestehende Infrastruktur als Taxonomie-konform berücksichtigt, die die Möglichkeit der Beimischung von Wasserstoff und anderen CO ₂-armen Gasen erhöhen. Pilotprojekte zum Aufbau einer reinen Wasserstoff-Infrastruktur werden ebenso als Taxonomie-konform bewertet. Dies gilt ebenso für Investitionen sowie Betriebsaufwendungen in Zusammenhang mit der Ortung bzw. Vermeidung von Methangas-Leckagen.

E.ON betreibt eine Vielzahl von KWK- bzw. Wärmeerzeugungsanlagen. Hierfür liegen - abhängig vom eingesetzten Energieträger - verschiedene Kriterienkataloge vor, die zum Teil von E.ON-Anlagen eingehalten werden. Rein mit Erdgas befeuerte Anlagen werden unter den neuen Kriterienkatalogen als Taxonomie-fähig aber zurzeit nicht als Taxonomie-konform eingestuft.

Investitionen in den Ausbau einer Breitband-Dateninfrastruktur werden als Taxonomie-konform bewertet, da die hierdurch bereitgestellten Daten und Analysen unmittelbar zur Verringerung von Treibhausgasemissionen bei E.ON oder unseren Kunden führen.

Vermeidung erheblicher Beeinträchtigungen

Der Schutz von E.ONs Anlagen gegen physische Folgen des Klimawandels ("Anpassung an den Klimawandel") ist für E.ON ökonomisch relevant und wird daher in Investitionsentscheidungen berücksichtigt. Ferner werden klimabezogene Risiken und Chancen im E.ON Risikomanagement erfasst. Weitere Informationen sind im Risiko- und Chancenbericht enthalten.

Die Kriterien für das EU-Umweltziel 3 "Nachhaltige Nutzung und Schutz von Wasser- und Meeresressourcen" referenzieren im Wesentlichen auf gesetzliche und behördliche Vorgaben in der Energiebranche, deren Einhaltung Voraussetzung für Bau- und Betriebsgenehmigungen ist. Dasselbe gilt grundsätzlich für die Vorgaben bezüglich dem EU-Umweltziel 5 "Verminderung bzw. Vermeidung der Umweltverschmutzung". Details hierzu befinden sich im Kapitel Umweltmanagement.

Im Hinblick auf das Umweltziel 4, "Übergang zu einer Kreislaufwirtschaft" bestehen generelle Vorgaben wie insbesondere hohe Haltbarkeit, einfache Demontage oder Reparierbarkeit. Der überwiegende Teil der Komponenten ist auf eine sehr lange Lebensdauer ausgelegt, ist recyclingfähig und hat am Ende der Nutzungsdauer noch einen ökonomischen Wert (zum Beispiel Stahl, Aluminium, Kupfer). Die entsprechenden Bestandteile der Anlagen können sowohl im E.ON-Konzern verwertet als auch an Dritte zur weiteren Verwendung weiterveräußert werden.

Bezüglich dem EU-Umweltziel 6 "Schutz und Wiederherstellung der Biodiversität und der Ökosysteme" werden Umweltverträglichkeitsprüfungen und vergleichbare Prüfungen als zentrale Voraussetzung für die Erlangung von Genehmigungen zum Bau und Betrieb der Anlagen durchgeführt, soweit ein entsprechendes Erfordernis besteht. Ferner ist es ein Hauptanliegen von E.ON, beispielsweise die Bewirtschaftung seiner oberirdischen Stromtrassen auf ökologische und nachhaltige Art und Weise durchzuführen oder darauf umzustellen.

Einhaltung der Mindestschutzvorschriften

E.ON hat sich dazu verpflichtet, die Menschenrechte in allen Geschäftsprozessen zu respektieren. Um Menschenrechtsverletzungen vorzubeugen, hält E.ON sich an externe Standards und setzt auf eigene Richt- und Leitlinien. E.ONs Erklärung zur Menschenrechtspolitik erkennt die Allgemeine Erklärung der Menschenrechte sowie die Erklärung über grundlegende Prinzipien und Rechte bei der Arbeit der Internationalen Arbeitsorganisation der Vereinten Nationen und deren grundlegende Konventionen ausdrücklich an und verweist auf E.ONs eigene Richtlinien, wie den Verhaltenskodex für Lieferanten aber auch für Mitarbeiter. Die Standards für Menschenrechte, Arbeitsbedingungen, Umweltschutz und rechtskonforme, integre Geschäftspraktiken, die E.ON von ihren Lieferanten verlangt, sind im Verhaltenskodex für Lieferanten spezifiziert.

Die Durchführung einer regelmäßigen Risikobeurteilung zeigt mögliche Gefahren auf. Der Einhaltung von E.ONs Standards und der Minimierung möglicher Gefahren begegnet E.ON mit zahlreichen Maßnahmen und Prozessen. Im eigenen Geschäft liegt der Fokus dieser Aktivitäten insbesondere auf Arbeitssicherheit und faire Arbeitsbedingungen. Weitere Informationen hierzu und zur Sicherstellung einer verantwortungsvollen Lieferkette sowie zu Compliance und Anti-Korruption und Steuern sind in den jeweiligen Kapiteln enthalten.

EU-Taxonomie-Kennzahlen

Die Berichterstattung erfolgt anhand der in Art. 8 der Taxonomie-Verordnung definierten Kennzahlen für Taxonomie-fähige bzw. Taxonomie-konforme Investitionen, Umsatzerlöse und Betriebsausgaben. Alle bei E.ON identifizierten Geschäftstätigkeiten werden dabei exakt einer Wirtschaftsaktivität der EU-Taxonomie zugeordnet, so werden Doppelzählungen vermieden.

E.ON gibt die folgenden Kennzahlen für Investitionen, Umsatzerlöse und Betriebsausgaben an:

1. Taxonomie-fähigen Aktivitäten in Bezug auf die Gesamtwerte im IFRS-Konzernabschluss

2. Taxonomie-konforme Aktivitäten in Bezug auf die Gesamtwerte im IFRS-Konzernabschluss

3. Taxonomie-konforme Aktivitäten in Bezug zu Taxonomiefähigen Aktivitäten

Investitionen

Investitionen wurden auf Bruttobasis berechnet, also ohne Berücksichtigung von Neubewertungen beziehungsweise planmäßigen oder außerplanmäßigen Abschreibungen. Sie umfassen Investitionen in langfristige materielle und immaterielle Vermögenswerte (Anlagevermögen), inklusive Vermögenswerte, die im Rahmen von Asset Deals (unmittelbar erkennbar) oder von Share Deals (Ermittlung von Investitionen im Rahmen der Kaufpreisallokation) erworben wurden. Dies sind im Detail:

―	Sachanlagen gemäß IAS 16.73 (e) (i) und (iii)
―	Immaterielle Vermögenswerte gemäß IAS 38.118 (e) (i)
―	Als Finanzinvestition gehaltene Immobilien gemäß IAS 40.76 (a) und (b), IAS 40.79 (d) (i) und (ii)
―	Landwirtschaft gemäß IAS 41.50 (b) und (e)
―	Leasing gemäß IFRS 16.53 (h)

Die Konzern-Investitionen ergeben sich aus den Zugängen im Anlagespiegel zuzüglich der Zugänge an Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten aus Unternehmenszusammenschlüssen, die in Textziffer 15 des Konzernanhangs dargestellt werden.

Von den Taxonomie-fähigen Investitionen entfallen 3.910 Mio € auf Sachanlagen, 292 Mio € auf immaterielle Vermögenswerte und 262 Mio € auf Nutzungsrechte. Taxonomie-konform sind 3.850 Mio € des Sachanlagevermögens, 273 Mio € der immateriellen Vermögenswerte und 262 Mio € der bilanzierten Vermögenswerte aus Leasingverhältnissen.

Gemäß Taxonomie-Vorgaben berücksichtigt E.ON auch nicht zahlungswirksame Investitionen wohingegen Zugänge zum Finanzanlagevermögen nicht berücksichtigt werden. Da die Investitions-Definition gemäß EU-Taxonomie-Verordnung daher von E.ONs interner Steuerungsgröße (zahlungswirksame Investitionen) abweicht, leitet E.ON den Gesamtwert der Investitionen gemäß EU-Taxonomie zu den Investitionen im Abschnitt Finanzlage im Wirtschaftsbericht über:

Überleitung Investitionen

in Mio €	Q1-Q4 2022
EU-Taxonomie Investitionen	5.477
./. Nutzungsrechte	-455
./. nichtzahlungswirksame Investitionen	-194
+ zahlungswirksame Investitionen in Finanzanlagen	176
./. Investitionszuschüsse	-251
Zahlungswirksame Investitionen	4.753

Bei E.ON fallen sämtliche Investitionen des Geschäftsjahres 2022 unter Kategorie a) des Anhangs der Taxonomie-Verordnung. Ein Investitionsplan gemäß Kategorie b) oder Investitionen gemäß Kategorie c) liegen bei E.ON nicht vor.

Umsatzerlöse

Die Umsatzerlöse entsprechen dem Nettoumsatz ohne Strom- und Energiesteuern entsprechend der Gewinn- und Verlustrechnung des Geschäftsberichts.

Betriebsausgaben

Bei der Kennzahl Betriebsausgaben ist bereits der Nenner entsprechend den Taxonomie-Vorgaben zu spezifizieren. Ökologisch nachhaltige Betriebsausgaben haben einzeln zurechenbare, nichtaktivierte Aufwendungen für Forschung und Entwicklung, Gebäuderenovierungen, kurzfristiges Leasing, Instandhaltung und Reparaturen, andere direkte Ausgaben im Zusammenhang mit der Wartung von Vermögenswerten und weitere für die Aufrechterhaltung ökologisch nachhaltiger Wirtschaftsaktivitäten betriebsnotwendige Aufwendungen zu umfassen. Dies umfasst bei E.ON im Wesentlichen externe Reparatur- und Instandhaltungsaufwendungen innerhalb des Materialaufwandes sowie des sonstigen betrieblichen Aufwands.

Investitionen

Für das Berichtsjahr 2022 waren 82 Prozent der Investitionen im Kerngeschäft und im Gesamtkonzern im Anwendungsbereich der EU-Taxonomie (Taxonomie-fähig). Aufgrund des auslaufenden Leistungsbetriebs des Kernkraftwerkes Isar 2 bei der PreussenElektra fielen dort im Jahr 2022 kaum mehr Investitionen an. Von den Taxonomie-fähigen Investitionen entfielen 98 Prozent auf Taxonomie-konforme Aktivitäten.

Den wesentlichen Beitrag lieferte das Geschäft mit Energienetzen: 91 Prozent der Investitionen waren Taxonomie-fähig, nahezu alle davon auch Taxonomie-konform. Den größten Beitrag hatte E.ONs Stromverteilnetz als Bestandteil des europäischen Verbundsystems mit rund 3,4 Mrd €. Durch den kontinuierlichen Anschluss von erneuerbaren Erzeugungsanlagen ermöglicht das Stromnetz die Energiewende in Europa und verbindet die Kunden mit nachhaltig produzierter Energie. E.ON hat im Vergleich zum Vorjahr deutlich mehr in Taxonomie-konforme Stromnetze investiert. Unterstützt wird diese Entwicklung durch die digitale Weiterentwicklung der Netze im Zuge des Ausbaus von Glasfaser- und Breitband-Technologie. Hier investierte E.ON im Berichtsjahr 294 Mio €.

Ebenso fielen Investitionen in die Gasnetze in Höhe von 312 Mio € als konform unter die EU-Taxonomie Verordnung. Die Entwicklung ist im Vergleich zum Vorjahr leicht rückläufig. Insbesondere in Deutschland dienen diese Investitionen dem Auf- und Ausbau der Infrastruktur für Wasserstoff oder ermöglichen die Beimischung von Wasserstoff in E.ONs bestehende Gasnetze. Investitionen in unsere Wassernetze waren mit 69 Mio € Taxonomie-konform.

Im Segment Kundenlösungen trug im Wesentlichen das Energieinfrastrukturgeschäft zur EU-Taxonomie bei (0,3 Mrd € Taxonomie-konforme Investitionen). Der Ausbau der Anlagen für Fernwärmeverteilung, für die Erzeugung von Strom und Wärme/Kälte aus KWK-Anlagen, welche mit Biokraftstoffen befeuert sind, sowie Investitionen in Anlagen zur Wärme-/Kälteproduktion mit verschiedenen Einsatzstoffen werden von der Taxonomie abgedeckt. Auch die Geschäftsfelder mit Ladeinfrastruktur, für die Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien sowie zur Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden sind Taxonomie-konform. Die Beschaffung und der Vertrieb von Strom und Gas sind weiterhin nicht durch die EU-Taxonomie abgedeckt. Weitere Beiträge lieferten E.ONs dezentrale Erzeugungsanlagen für Strom aus Photovoltaik. In Deutschland und Kroatien haben wir beispielsweise im Jahr 2022 in Solarprojekte investiert.

Im Segment Konzernleitung fielen die Investitionen nicht in den Anwendungsbereich der EU-Taxonomie.

EU-Taxonomie Investitionen ¹

in Mio €	Taxonomie-fähige Investitionen					EU-Taxonomie-Kennzahlen (in %)
1.-4. Quartal 2022	Taxonomiekonform	Nicht Taxonomiekonform	Summe	Nicht Taxonomiefähige Investitionen	Gesamt	Taxonomiefähig (zu gesamt)
Energienetze	4.074	46	4.120	398	4.518	91
Kundenlösungen	310	35	345	542	887	39
Konzernleitung/Sonstiges	-	-	-	65	65	-
Kerngeschäft	4.384	81	4.465	1.005	5.470	82
Nicht-Kerngeschäft	-	-	-	7	7	-
E.ON-Konzern	4.384	81	4.465	1.012	5.477	82
1.-4. Quartal 2021
Energienetze	3.467	33	3.500	447	3.947	89
Kundenlösungen	251	80	331	426	757	44
Konzernleitung/Sonstiges	9	-	9	98	107	9
Kerngeschäft	3.727	113	3.840	971	4.811	80
Nicht-Kerngeschäft	-	-	-	432	432	-
E.ON-Konzern	3.727	113	3.840	1.403	5.243	73

in Mio €	EU-Taxonomie-Kennzahlen (in %)
1.-4. Quartal 2022	Taxonomiekonform (zu gesamt)	Taxonomiekonform (zu fähig)
Energienetze	90	99
Kundenlösungen	35	90
Konzernleitung/Sonstiges	-	-
Kerngeschäft	80	98
Nicht-Kerngeschäft	-	-
E.ON-Konzern	80	98
1.-4. Quartal 2021
Energienetze	88	99
Kundenlösungen	33	76
Konzernleitung/Sonstiges	9	100
Kerngeschäft	77	97
Nicht-Kerngeschäft	-	-
E.ON-Konzern	71	97

¹ Gemäß EU-Taxonomie-Verordnung (inklusive Nutzungsrechten/ohne Finanzinvestitionen).

Betriebsausgaben

E.ON hatte im Geschäftsjahr 2022 rund 1,3 Mrd € Betriebsausgaben, die den Definitionen der EU-Taxonomie entsprechen. 340 Mio € davon waren nicht Taxonomie-fähig und 911 Mio € Taxonomie-konform. Dies entspricht rund 97 Prozent der Taxonomie-fähigen Ausgaben.

Ähnlich wie bei den Investitionen resultierte ein überwiegender Teil der konformen Ausgaben aus Instandhaltungsaktivitäten für E.ONs Stromnetz (797 Mio €). Kleinere Beträge entfielen auf die Gasverteilnetze, insbesondere im Zusammenhang mit der Vermeidung bzw. Reduzierung von Methangas-Leckagen (19 Mio €).

Auf das Geschäft mit dezentralen Strom- und/oder Wärme/Kälteerzeugungsanlagen entfallen rund 22 Mio €. Im Zusammenhang mit der Installation und Wartung von erneuerbaren Technologien im Segment Kundenlösungen fielen 57 Mio € an, insbesondere in unserem Vertriebsgeschäft in UK.

EU-Taxonomie Betriebsausgaben

in Mio €	Taxonomie-fähige Betriebsausgaben					EU-Taxonomie-Kennzahlen (in %)
1.-4. Quartal 2022	Taxonomiekonform	Nicht Taxonomiekonform	Summe	Nicht Taxonomiefähige Betriebsausgaben	Gesamt	Taxonomiefähig (zu gesamt)
Energienetze	831	6	837	185	1.022	82
Kundenlösungen	80	21	101	96	197	51
Konzernleitung/Sonstiges	-	-	-	36	36	-
Kerngeschäft	911	27	938	317	1.255	75
Nicht-Kerngeschäft	-	-	-	23	23	-
E.ON-Konzern	911	27	938	340	1.278	73
1.-4. Quartal 2021
Energienetze	630	-	630	199	829	76
Kundenlösungen	31	15	46	100	146	32
Konzernleitung/Sonstiges	-	-	-	39	39	-
Kerngeschäft	661	15	676	338	1.014	67
Nicht-Kerngeschäft	-	-	-	97	97	-
E.ON-Konzern	661	15	676	435	1.111	61

in Mio €	EU-Taxonomie-Kennzahlen (in %)
1.-4. Quartal 2022	Taxonomiekonform (zu gesamt)	Taxonomiekonform (zu fähig)
Energienetze	81	99
Kundenlösungen	40	79
Konzernleitung/Sonstiges	-	-
Kerngeschäft	73	97
Nicht-Kerngeschäft	-	-
E.ON-Konzern	71	97
1.-4. Quartal 2021
Energienetze	76	100
Kundenlösungen	21	67
Konzernleitung/Sonstiges	-	-
Kerngeschäft	65	98
Nicht-Kerngeschäft	-	-
E.ON-Konzern	60	98

Umsatzerlöse

Einen überwiegenden Teil der Außenumsätze erwirtschaftete E.ON - wie bereits im Vorjahr - auch im Geschäftsjahr 2022 im Segment Kundenlösungen. Der Umsatz aus dem Verkauf von Strom und Gas an die Endkunden ist jedoch nicht von der EU-Taxonomie erfasst. Erwartungsgemäß waren daher nur 13 Prozent der externen Umsatzerlöse Taxonomie-fähig.

Von den Taxonomie-fähigen Umsätzen waren nahezu alle auch Taxonomie-konform, wobei der überwiegende Anteil davon mit 13,7 Mrd € auf Entgelte für die Durchleitung von Strom in E.ONs Verteilnetzen entfällt. 10,0 Mrd € weist E.ON als externe Erlöse im Segment Energienetze aus, 3,7 Mrd € im Segment Kundenlösungen aus Erlösen des Vertriebs für Netzentgelte, insofern diese auf das E.ON eigene Verteilnetzgebiet entfielen.

Gebäuden und von Technologien für erneuerbare Energien, wie beispielsweise die Installation, Wartung und Reparatur von Fotovoltaikanlagen, Wärmepumpen oder solarbetriebenen Anlagen zur Warmwassergewinnung.

Im Bereich unseres Energieinfrastrukturgeschäfts mit der dezentralen Erzeugung von Strom und/oder Wärme/Kälte aus diversen Einsatzstoffen erwirtschaftete E.ON rund 0,2 Mrd € konforme Umsatzerlöse.

EU-Taxonomie Umsatzerlöse

in Mio €	Taxonomie-fähige Umsatzerlöse					EU-Taxonomie-Kennzahlen (in %)
1.-4. Quartal 2022	Taxonomiekonform	Nicht Taxonomiekonform	Summe	Nicht Taxonomiefähige Umsatzerlöse	Gesamt	Taxonomiefähig (zu gesamt)
Energienetze	10.058	55	10.113	3.914	14.027	72
Kundenlösungen	4.737	393	5.130	69.743	74.873	7
Konzernleitung/Sonstiges	-	-	-	26.749	26.749	-
Kerngeschäft	14.795	448	15.243	100.406	115.649	13
Nicht-Kerngeschäft	-	-	-	11	11	-
E.ON-Konzern	14.795	448	15.243	100.417	115.660	13
1.-4. Quartal 2021
Energienetze	8.616	68	8.684	4.361	13.045	67
Kundenlösungen	4.998	120	5.118	50.524	55.642	9
Konzernleitung/Sonstiges	-	-	-	8.364	8.364	-
Kerngeschäft	13.614	188	13.802	63.249	77.051	18
Nicht-Kerngeschäft	-	-	-	307	307	-
E.ON-Konzern	13.614	188	13.802	63.556	77.358	18

in Mio €	EU-Taxonomie-Kennzahlen (in %)
1.-4. Quartal 2022	Taxonomiekonform (zu gesamt)	Taxonomiekonform (zu fähig)
Energienetze	72	99
Kundenlösungen	6	92
Konzernleitung/Sonstiges	-	-
Kerngeschäft	13	97
Nicht-Kerngeschäft	-	-
E.ON-Konzern	13	97
1.-4. Quartal 2021
Energienetze	66	99
Kundenlösungen	9	98
Konzernleitung/Sonstiges	-	-
Kerngeschäft	18	99
Nicht-Kerngeschäft	-	-
E.ON-Konzern	18	99

Weitere konforme Umsätze in Höhe von rund 0,7 Mrd € erwirtschaftete E.ON im Bereich der Energieeffizienz von

Nachhaltige Finanzierung ☐

Fremdkapital stellt für den E.ON-Konzern eine wichtige Finanzierungsquelle zur Umsetzung der Strategie dar. Dabei spielen Nachhaltigkeitsaspekte bei Entscheidungen für oder gegen ein Investment für viele internationale Investoren eine immer wichtigere Rolle. Entsprechend berücksichtigt E.ON seit dem Jahr 2019 Nachhaltigkeit auch konsequent in der Ausgestaltung der Finanzierung, sowohl im Fremdkapital- als auch im Kreditmarkt.

Im Jahr 2019 stellte E.ON sein erstes Green Bond Framework - der Rahmen, unter dem grüne Anleihen begeben werden können - vor und emittierte seine ersten grünen Unternehmensanleihen. Im Jahr 2021 stellte E.ON dann als erstes Unternehmen sein überarbeitetes Green Bond Framework vor, das neben dem aktuellen Marktstandard für Green Bonds, den sogenannten ICMA Green Bond Principles, auch auf die EU-Taxonomie abstellt. Diese definiert, welche Wirtschaftstätigkeit als ökologisch nachhaltig einzustufen ist, und setzt damit einen europaweiten Standard für nachhaltige Investitionen. Mit zum Berichtsstichtag ausstehenden Green Bonds in Höhe von 7,65 Mrd € ist E.ON der größte deutsche Emittent von grünen Unternehmensanleihen. Hiervon entfallen 2,3 Mrd € auf im Berichtsjahr neu begebene Green Bonds. Im Januar 2023 hat E.ON Anleihefinanzierungen über 1,8 Mrd € aufgenommen, wovon eine Tranche über 1 Mrd € als grüne Anleihe ausgestaltet ist. Zukünftig beabsichtigt E.ON, mehr als 50 Prozent des jährlichen Finanzierungsbedarfs mit grünen Anleihen zu decken.

E.ONs Green Bond Framework stellt in den Kategorien Electricity Networks, Renewable Energy, Energy Efficiency und Clean Transportation auf nachhaltige Projekte sowohl im Stromnetzgeschäft als auch im Bereich Kundenlösungen ab. E.ONs Green Bond Portfolio - ein Portfolio an qualifizierten Vermögensgegenständen entsprechend dem Green Bond Framework - umfasst zum Berichtsstichtag Vermögensgegenstände im Wert von 22,4 Mrd €. Der wertmäßig größte Anteil entfällt dabei auf E.ONs deutsche und schwedische Stromnetze.

Neben der Fokussierung auf grüne Anleihen hält E.ON im Rahmen der Konzernfinanzierung eine nachhaltige im Jahr 2019 abgeschlossene syndizierte Kreditlinie mit einem Volumen von 3,5 Mrd € vor, deren Laufzeit nach zwischenzeitlicher Ausübung von zwei Verlängerungsoptionen im Oktober 2026 endet. Die Kreditmarge dieser Kreditlinie ist unter anderem an die Entwicklung bestimmter ESG-Ratings gekoppelt. Dies gibt uns zusätzliche finanzielle Anreize, eine nachhaltige Unternehmensstrategie zu verfolgen. Die ESG-Ratings werden durch drei namhafte Agenturen bestimmt: ISS ESG, MSCI ESG Research und Sustainalytics. Die Linie dient als verlässliche und nachhaltige Liquiditätsreserve des Konzerns und kann bei Bedarf gezogen werden.

Stromnetze

Regenerativer Strom

Energieeffizienz

Nachhaltiger Transport

ESG-Ratings von E.ON ☐

E.ON ist schon seit Jahren in zahlreichen ESG-Ratings vertreten. Zudem werden unsere regionalen und überregionalen Nachhaltigkeitsaktivitäten regelmäßig ausgezeichnet. Auch im neuen Vergütungssystem der Vorstände stellen ESG-Ratings als ein Bestandteil des E.ON Sustainability Index ein Leistungskriterium dar, das innerhalb der langfristigen variablen Vorstandsvergütung Berücksichtigung findet. In den für uns wichtigen ESG-Ratings erhält E.ON seit Jahren überwiegend gute Noten. Der Sustainability-Channel auf eon.com präsentiert die relevantesten und aktuellen Ergebnisse. Im folgenden Textabschnitt gehen wir auf vier für E.ON relevante Ratings näher ein.

CDP Climate Change

CDP stufte E.ON erneut in Bezug auf die Umweltberichterstattung in die "A List" ein. Die Bewertung liegt im Leadership-Level und damit ist E.ON von fast 15.000 bewerteten Unternehmen unter den 296 besten, die es in 2022 auf die Climate Change A List geschafft haben.

ISS ESG

Im Rating der Institutional Shareholder Services (ISS) wird E.ON im Bewertungszeitraum mit C+ bewertet. Die Rankings von ISS reichen von D- bis A+. Ab einem Schwellenwert von B- gehören Unternehmen zu den führenden ihrer Branche. Darüber hinaus belegt E.ON einen Dezilen Rang von 2. Der dezile Rang gibt an, in welchem Dezil (Zehntel der Gesamtzahl) das einzelne Corporate Rating innerhalb seiner Branche von 1 (beste - das Rating des Unternehmens liegt im ersten Dezil seiner Branche) bis 10 (niedrigste).

MSCI ESG Research

MSCI ist einer der weltweit bekanntesten Index-Anbieter. Zur Erstellung der Nachhaltigkeits-Indizes setzt MSCI auf eigene ESG-Ratings. E.ON erhielt beim Rating von MSCI die Note AA. Die Bewertungsskala reicht von CCC bis AAA.

Sustainalytics

Sustainalytics ist ein weltweit führender Research- und Rating-Anbieter in den Bereichen ESG und Corporate Governance. Im Sustainalytics ESG Risk Rating erreichte E.ON im Jahr 2022 eine Gesamtpunktzahl von 23,8 im Medium-Risk-Bereich. Im Vergleich mit dem Industriesektor der "Multi-Utilities" liegt E.ON bei dem Rating auf Position 22 von insgesamt 84 Unternehmen.

ESG-Asset-Management und Pensionsvermögen ☐

Die Bereitstellung und Anlage von Pensionsvermögen verknüpft E.ON mit nachhaltigen Zwecken: zum einen in Form der Finanzierung einer betrieblichen Altersversorgung und zum anderen im Rahmen der Kapitalanlage dieses Vermögens - denn bei den Investitionsentscheidungen berücksichtigen wir Nachhaltigkeitskriterien. Um bedenkliche Investitionen zu vermeiden, stützt sich E.ON zum Beispiel auf die Recherchen des staatlichen Pensionsfonds Norwegens sowie auf Embargolisten. Außerdem wählen wir Vermögensverwalter aus, deren Anlageprozesse systematisch ESG-Aspekte berücksichtigen. Darüber hinaus entwickelt E.ON den eigenen ESG-Ansatz für den Anlageprozess kontinuierlich weiter, um sich an die neuesten Entwicklungen im Unternehmen und auf dem Markt anzupassen.

Wirtschaftsbericht

Gesamtwirtschaftliche und branchenbezogene Rahmenbedingungen Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen

Der Russland-Ukraine-Krieg, die hohe Inflation und die Folgen der Covid-19-Pandemie belasteten die Weltwirtschaft im Berichtsjahr schwer und spiegelten sich in den Prognosen für das Wachstum des Bruttoinlandsprodukts (BIP) wider. Gemäß OECD soll das globale BIP für das Jahr 2022 ein Wachstum von 3,1 Prozent erreicht haben und läge damit hinter dem Wachstum des Jahres 2021 mit 5,6 Prozent zurück.

Zur wirtschaftlichen Entwicklung in der EU

Mit Ausbruch des Kriegs veränderten sich die zunächst positiven wirtschaftlichen Vorzeichen für die gesamte EU schlagartig und wirkten sich auch auf das erwartete BIP-Wachstum des Euroraums aus. Gemäß OECD soll das BIP des Euroraums im Jahr 2022 nur um 3,3 Prozent gewachsen sein. Wegen der über das vergangene Jahr hinweg anhaltend hohen Inflation im gesamten Euroraum hat die Europäische Zentralbank (EZB) Mitte 2022 eine Kehrtwende in ihrer Geldpolitik vollzogen: Nachdem sie im Juli erstmals seit 16 Jahren den Leitzins um 0,5 Prozentpunkte anhob und im September den nächsten Zinsschritt um 0,75 Punkte folgen ließ - was die stärkste Anhebung seit Einführung der Gemeinschaftswährung war -, folgten Ende November und Mitte Dezember weitere Anstiege um 0,75 und 0,5 Punkte. Damit will die EZB Kredite verteuern, die Nachfrage dämpfen und hohen Teuerungsraten entgegenwirken, um die Inflation mittelfristig wieder auf ihren Zielwert von 2 Prozent zu senken. Kurzfristig dürfte die nunmehr vollzogene Zinswende, die zu einem Anstieg der Zinssätze bei Banken geführt hat, das Wirtschaftswachstum in Europa weiter dämpfen.

Ein wichtiger Einflussfaktor für die Wirtschaft im Euroraum waren und sind zudem die Sanktionen der internationalen Gemeinschaft gegen Russland. Als Folge der hohen Energieabhängigkeit Europas von Russland haben diese die Rohstoffpreise stark steigen lassen. Daraus folgte eine allgemeine Verunsicherung der Märkte, die auch die Konjunktur beeinträchtigte und gemeinsam mit den historisch hohen Inflationsraten in der EU und in den USA die konjunkturellen Aussichten merklich verschlechtert hat. Über allem spannte sich zusätzlich der Bogen einer drohenden europäischen Energiekrise, deren Wirkung nicht nur in Deutschland, sondern auch in den anderen Mitgliedstaaten spürbar war und die Konjunktur in Europa insgesamt deutlich verschlechterte. Verschärft wurde die angespannte Energieversorgungssituation durch den russischen Gaslieferstopp über die Pipeline Nord Stream 1 Ende August und die Beschädigung an beiden Leitungssträngen.

Trotz der Herausforderungen für den Winter 2022/2023 hat es Europa geschafft, den größten Teil der gekappten russischen Gaslieferungen zu ersetzen.

Entwicklung des realen Bruttoinlandsprodukts 2022

Veränderung gegenüber dem Vorjahr in Prozent

Quelle: OECD, November 2022

Die Europäische Union hat zusätzliches Erdgas etwa aus Norwegen sowie verflüssigtes Erdgas (Liquefied Natural Gas (LNG)) aus den USA und Kanada bezogen. Die Herausforderung liege vielmehr im Winter 2023/2024. Nach Berechnungen der EU-Kommission könnten Ende des kommenden Sommers 30 Mrd Kubikmeter Gas fehlen, um die Speicher in der EU zu füllen.

Zur wirtschaftlichen Entwicklung in Deutschland

Die Konjunkturprognosen für Deutschland 2022 zeichneten im Herbst 2021 für das Berichtsjahr ein zunächst optimistisches, aber auch vielschichtiges Gesamtbild. Aus Sicht des ifo Instituts sollte zwar das BIP deutlich um 5,1 Prozent steigen, das damit einhergehende Wirtschaftswachstum jedoch nicht alle Branchen gleichermaßen begünstigen. Ursächlich dafür, so die Annahmen, sei in erster Linie die Covid-19-Pandemie. Diese würde die jeweiligen Branchen wie schon in den Jahren zuvor in unterschiedlicher Ausprägung beeinträchtigen. Mit diesem gespaltenen Ausblick ging die deutsche Wirtschaft in das Jahr 2022.

Mit Ausbruch des Kriegs sind die Wachstumshoffnungen zunichtegemacht worden. Als Reaktion darauf sprach Bundeskanzler Olaf Scholz im Bundestag von einer "Zeitenwende". Diese Neuorientierung kennzeichnet seither die politischen Entscheidungen und die Gesetzgebung, insbesondere im Energiesektor. Die Bundesregierung hat mit Kriegsbeginn und dem damit verbundenen beschleunigten Anstieg der Energiepreise zahlreiche Gesetze auf den Weg gebracht, um das Funktionieren des Gasmarkts sicherzustellen, Versorgungssicherheit zu gewährleisten sowie Industrie und Bürger zu entlasten - und so auch zu einer Eindämmung der extrem hohen Unsicherheit über die weitere wirtschaftliche Entwicklung beizutragen.

Im März rief Bundeswirtschaftsminister Habeck die Frühwarnstufe und Ende Juni die Alarmstufe des Notfallplans Gas aus. Um die Preise für Strom und Gas zu stabilisieren und dann sinken zu lassen, beschloss der Bundestag im Oktober zusätzlich einen Abwehrschirm in Höhe von 200 Mrd €. Nachdem die Bundesregierung bereits im April die Gazprom Germania, heute unter SEFE Securing Energy for Europe GmbH (SEFE) firmierend, zunächst unter Treuhänderschaft gestellt hatte, übernahm sie als weitere Maßnahme zur Sicherung der Energieversorgung Ende September den größten deutschen Gasimporteur Uniper. Mit der Übernahme des Bundes endeten auch Überlegungen der Bundesregierung, eine Gasumlage zur Stützung exponierter Unternehmen einzuführen. Im November wurde dann auch SEFE verstaatlicht. Die Versorgungssicherheit in Deutschland ist laut der Bundesnetzagentur weiter gewährleistet, auch weil die Gasspeicher Ende November durch umfangreiche Käufe schneller als erwartet wieder gefüllt waren. Die Lage bleibt jedoch aufgrund der weiterhin angespannten Situation am Gasmarkt unter strenger Beobachtung.

Ebenfalls als Risikovorsorge beschloss das Bundeskabinett Mitte Oktober eine Atomgesetznovelle. Das bereits Anfang Dezember in Kraft getretene Gesetz schreibt vor, dass für den weiteren befristeten Streckbetrieb der Atomkraftwerke Emsland, Isar 2 und Neckarwestheim 2 nur die in der jeweiligen Anlage noch vorhandenen Brennelemente zu nutzen sind. Am 15. April 2023 müssen die Kraftwerke spätestens ihren Leistungsbetrieb einstellen. Der Einsatz neuer Brennelemente ist nicht zulässig. Für das Kraftwerk Isar 2, betrieben von der hundertprozentigen E.ON-Konzerntochter PreussenElektra GmbH, erforderte dies einen entsprechend vorbereiteten Kurzstillstand, um eine Revision der Druckhaltervorsteuerventile durchzuführen. Diese Maßnahme ist Ende Oktober erfolgreich durchgeführt worden. Wie für die meisten Erzeugungstechnologien führte die Bundesregierung auch für Kernenergie am 1. Dezember 2022 eine Abschöpfung sogenannter Überschusserlöse ein.

Trotz aller stützenden Maßnahmen durch die Politik infolge der geopolitischen Verwerfungen, die ihre Wirkung erst allmählich entfalten können, wurde die Wirtschaft in erheblichem Maße von den Entwicklungen an den Energiemärkten und den sonstigen Rohstoffmärkten, an denen sich ähnlich massive Preissteigerungen ergaben, getroffen. Die von den Forschungsinstituten im Vorjahr in Aussicht gestellte wirtschaftliche Erholung erwies sich als Makulatur. Der kräftige Jahresauftakt stimmte zunächst zuversichtlich. Doch spätestens seit Sommer kühlte die deutsche Wirtschaft merklich ab. Das BIP konnte laut Destatis im zweiten und dritten Quartal des Berichtsjahres nicht beziehungsweise nur leicht zulegen (0,0 Prozent und 0,3 Prozent jeweils gegenüber dem Vorquartal). Gemäß OECD wird für das Jahr 2022 ein Wachstum des BIP von 1,8 Prozent erwartet.

Im gesamten Jahresverlauf war für Wirtschaft und Bürger die steigende Teuerung spürbar. Die Bundesregierung ging in ihrer Herbstprojektion von Mitte Oktober für den Jahresdurchschnitt 2022 von einer Inflationsrate von 8,0 Prozent und für 2023 von 7,0 Prozent aus. Der Sachverständigenrat kam in seiner Novemberprognose für 2022 auf denselben Wert und geht für 2023 von einer Teuerung von 7,4 Prozent aus. Eine Hauptursache für die hohe Inflation ist die Energiepreisentwicklung.

Eine weiterhin wichtige Einflussgröße für die deutsche Wirtschaft blieb auch im Berichtsjahr die Covid-19-Pandemie. Insbesondere die Lieferketten waren weltweit weiterhin beeinträchtigt und verzögerten so eine schnellere wirtschaftliche Erholung. Obwohl einzelne Unternehmen bereits von Verbesserungen in der Lieferkette berichten, werden die Probleme vermutlich noch weit in das Jahr 2023 reichen. Der für Deutschland wichtige Handelspartner China spielt hier eine Hauptrolle. Das Land verfolgte bis Ende des Berichtsjahres weiterhin eine strikte und von der Bevölkerung zunehmend kritisierte Null-Covid-Strategie mit Lockdowns, strenger Kontrolle, Kontaktverfolgung und Zwangsquarantäne. Dies führte immer wieder zu länger anhaltenden Störungen und Lieferengpässen bei bestimmten Erzeugnissen wie etwa Halbleitern.

In Deutschland blieben die Infektionszahlen über das ganze Jahr 2022 hinweg auf hohem Niveau. Positiv zu bemerken ist, dass mit dem Omikron-Grundtyp inzwischen Virusvarianten das Infektionsgeschehen dominieren, die seltener zu schweren Verläufen führen. Zudem müssen Geimpfte seltener im Krankenhaus behandelt werden als Ungeimpfte. Daher führten hohe Infektionszahlen zwar weiterhin zu einem erhöhten Krankenstand in den Unternehmen, aber nicht mehr im gleichen Maße zu einer Belastung des Gesundheitssystems und zu Todesfällen, wie es noch in den ersten Wellen der Fall war.

Entwicklung der Energiepreise

Im Verlauf des Jahres 2022 sind die Energiepreise, insbesondere die Gaspreise, zum Teil stark gestiegen. Das Abflauen der Corona-Welle im Herbst 2021 begünstigte einen wirtschaftlichen Aufschwung und förderte so einen preistreibenden Anstieg der Nachfrage nach Energie. Zusätzlich zu dieser Entwicklung haben der Russland-Ukraine-Krieg und die damit verbundenen Sanktionen auf der Angebotsseite eine preistreibende Verknappung ausgelöst.

Auf dem Höhepunkt der bisherigen Preis-Aufwärtsspirale Ende August 2022 kostete eine MWh Gas im Monatskontrakt an der niederländischen TTF-Börse 346 € und auch der Spotpreis stieg über 300 €. Zum Ende des Berichtsjahres pendelten sich die Preise bei 64 € beziehungsweise 82 € ein. Die geopolitische Unsicherheit war eine Ursache für die massiven Preisübertreibungen im Verlauf des vergangenen Jahres. Eine andere war, dass gerade der deutsche Marktgebietsverantwortliche Trading Hub Europe GmbH sehr aktiv war, um möglichst rasch die im Frühjahr 2022 noch außergewöhnlich leeren Gasspeicher zu füllen und die im Mai 2022 neu erlassenen gesetzlichen Vorgaben zur Befüllung von Gasspeichern zu erfüllen. Die deutschen Speicher machen rund 24 Prozent der EU-weiten Kapazität aus; ihre forcierte Befüllung hatte somit auch eine Rückwirkung auf das Preisgeschehen in der EU insgesamt.

Die gesetzliche Vorgabe für Deutschland von 95 Prozent Speicherfüllstand wurde dann auch vor dem vorgeschriebenen 1. November erreicht. Mitte November waren Deutschlands Gasspeicher zu 100 Prozent gefüllt. Zudem wirkte das außergewöhnlich milde Wetter im Oktober und in der ersten Novemberhälfte preissenkend. Auch wenn sich der Gaspreis nun auf einem im Vergleich zum Sommer 2022 eher moderaten Stand einpegelt, ist davon auszugehen, dass die Preise auch nach Krieg und Corona auf einem hohen Niveau bleiben werden.

Politische Maßnahmen zur Dämpfung der Energiekosten

Bereits kurz nach Beginn des Russland-Ukraine-Kriegs wurden in Brüssel Forderungen einzelner Mitgliedstaaten nach einem Preisdeckel an Großhandelsmärkten für Erdgas laut. Im Laufe des Jahres 2022 wurden unterschiedliche Modelle zur Umsetzung eines Preisdeckels diskutiert. Im Mai 2022 haben Spanien und Portugal im Rahmen einer sogenannten iberischen Ausnahme die Zustimmung der Europäischen Union erhalten, einen Preisdeckel für Gas einzuführen, um preisliche Implikationen der Gaspreise auf die Energiepreise bei Letztverbrauchern abzumildern. Am 19. Dezember beschloss der Rat der Europäischen Union, einen Marktkorrekturmechanismus einzuführen. Dieser sogenannte dynamische Preisdeckel ist - sobald seine Voraussetzungen vorliegen - für einen Zeitraum von 28 Tagen geplant und kann unter bestimmten Voraussetzungen automatisch oder durch Entscheidung der Kommission ausgesetzt werden.

Auch die Bundesregierung hat in Reaktion auf die stark gestiegenen Energiepreise weitreichende Maßnahmen zur Entlastung der Bürger und der Industrie beschlossen. Die Umsatzsteuer auf Gas ist für den Zeitraum zwischen dem 1. Oktober 2022 und dem 31. März 2024 von 19 Prozent auf 7 Prozent abgesenkt worden. Zudem wurde die eigentlich für Anfang 2023 anstehende Erhöhung des CO ₂-Preises für Heizöl, Erdgas und Kraftstoffe um weitere 5 € pro Tonne um ein Jahr verschoben. Im Jahr 2022 war der Preis auf 30 € pro Tonne gestiegen. Für untere Einkommensbezieher und auch solche, die auf Sozialtransfers angewiesen sind, erhöhte die Regierung unter anderem den Grundfreibetrag, passte das Wohngeld nach oben an und beschloss Heizkostenzuschüsse.

Die weitreichendsten Impulse gingen jedoch von der Arbeit der von der Bundesregierung eingesetzten Expertenkommission Gas und Wärme aus, der auch der Vorstandsvorsitzende von E.ON, Leonhard Birnbaum, angehörte. Die Kommission überreichte der Regierung ihren Abschlussbericht am 31. Oktober. Sie schlug vor, Gas- und Fernwärmekunden in zwei Schritten zu entlasten.

Demnach solle der Staat in einem ersten Schritt die Abschläge im Dezember komplett übernehmen, ausgenommen sind Abschläge für Industrie und Kraftwerke zur Stromerzeugung.

In einem zweiten Schritt soll ab Anfang März 2023 bis mindestens Ende April 2024 eine Gas- und Wärmepreisbremse greifen. Diese Empfehlungen wurden von der Bundesregierung aufgegriffen und verabschiedet. Als Sofortmaßnahme hat die Bundesregierung die von der Kommission empfohlene Einmalzahlung für einen Gas-Monatsabschlag aufgegriffen, und ein entsprechendes Gesetz wurde am 10. November beschlossen. Von der Soforthilfe profitierten Haushalte, die Gas oder Fernwärme nutzen. Ihnen sowie kleinen und mittelständischen Unternehmen, die über Standardlastprofile (SLP) abgerechnet werden und weniger als 1,5 Mio kWh Gas pro Jahr verbrauchen, wurde die Abschlagszahlung im Dezember erlassen, ebenso - unabhängig vom Jahresverbrauch - soziale Einrichtungen wie beispielsweise Krankenhäuser, Pflege- und Bildungseinrichtungen.

Die Kommission behandelte zudem die Frage, wie mit drohenden Zahlungsrückständen umgegangen werden solle. Sie empfahl, einen Härtefallfonds einzuführen, der zielgenau und bedarfsgerecht Notlagen abfedern solle. Diesem Vorschlag sind Bund und Länder in der Gesetzgebung zur Strom- und Gaspreisbremse weitgehend gefolgt.

Gaspreisbremse. Der Bundestag hat Mitte Dezember 2022 die Gaspreisbremse verabschiedet. Die Bundesregierung hielt sich bei der Gesetzeserstellung in weiten Teilen an die Empfehlungen der Experten-Kommission Gas und Wärme. Die EU-Kommission gab ebenfalls grünes Licht. Ab dem 1. März 2023 bis maximal zum 30. April 2024 sollen im Wesentlichen SLP-Kunden, die auch von der Soforthilfe Gebrauch machen konnten, eine Entlastung mittels eines garantierten Gas-Bruttopreises von 12 Cent/kWh für 80 Prozent des prognostizierten Jahresverbrauchs gewährt werden; bei Fernwärme sind dies 9,5 Cent/kWh. Für die restlichen 20 Prozent des Verbrauchs gilt der Vertragspreis. Die Gaspreisbremse gilt rückwirkend zum 1. Januar 2023. SLP-Kunden wurden damit im März 2023 auch die Entlastungsbeträge für Januar und Februar 2023 angerechnet.

Für die Industrie gilt die Gaspreisbremse ab dem 1. Januar 2023. Industriekunden mit einem Verbrauch von mehr als 1,5 Mio kWh zahlen für 70 Prozent ihres Verbrauchs als Netto-Arbeitspreis 7 Cent/kWh bei Gas und 7,5 Cent/kWh bei Fernwärme, wobei das Gesetz im Rahmen der Bestimmung des Jahresverbrauchs für verschiedene Letztverbraucher unterschiedliche Bezugsgrößen definiert. Entsprechend wird ihnen die Differenz zum vertraglich vereinbarten Arbeitspreis erstattet. Bundesweit greift die Gaspreisbremse für etwa 25.000 Unternehmen und etwa 1.900 Krankenhäuser. Die Gaspreisbremse soll rund 54 Mrd € kosten. Versorger sollen vollständig mit Mitteln aus dem Wirtschaftsstabilisierungsfonds kompensiert werden.

Strompreisbremse. Das Gesetz zur Strompreisbremse wurde Ende Dezember vom Bundestag verabschiedet. Die Strompreisbremse gilt vom 1. März 2023 bis maximal zum 30. April 2024.

Rückwirkend werden jedoch auch die Monate Januar und Februar berücksichtigt. Der Strompreis für private Verbraucher sowie kleine und mittelständische Unternehmen mit einem Stromverbrauch von bis zu 30.000 kWh wird bei 0,40 € begrenzt, inklusive aller Steuern, Umlagen, Abgaben und Netzentgelte. Diese Regelung gilt für 80 Prozent des prognostizierten Jahresbeziehungsweise Vorjahresverbrauchs. Dieser bemisst sich an der durch den Verteilnetzbetreiber erstellten Jahresverbrauchsprognose. Den Verteilnetzbetreibern - und somit insbesondere E.ON - kommt in der Umsetzung der Bremse an dieser Stelle eine wichtige Rolle zu. Industriekunden zahlen für 70 Prozent des bisherigen Verbrauchs 0,13 € zuzüglich Steuern, Abgaben und Umlagen. Auch in Bezug auf die Strompreisbremse sollen Versorger vollständig kompensiert werden.

Stabilisierung der Netzentgelte der Stromübertragungsnetze. Mithilfe des dritten Entlastungspakets der Bundesregierung wurden auch die Netzentgelte der Stromübertragungsnetze stabilisiert. Sie liegen für die Übertragungsnetze im Jahr 2023 bei 3,12 Cent/kWh. Die Maßnahme kostet knapp 13 Mrd € und soll zunächst aus dem Konto zur Förderung erneuerbarer Energien (EEG-Konto) finanziert werden, das im Spätjahr des Berichtsjahres einen positiven Saldo von 18 Mrd € aufwies. Dauerhafte Entlastungen der Übertragungsnetzentgelte sollen durch die Einnahmen aus der Übererlösabschöpfung von Erzeugungsanlagen erfolgen, die im Rahmen der Strompreisbremse etabliert wurde. Eine unmittelbare Entlastung der von E.ON betriebenen Verteilnetze ist bisher nicht erfolgt.

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) hat im Nachgang zur Entscheidung des Bundesministeriums für Wirtschaft und Klimaschutz zu Recht darauf hingewiesen, dass auch auf Verteilnetzebene mit steigenden Kosten zu rechnen sei. Diese Steigerungen belasten Haushalte prozentual stärker als die Industrie. Darum, so der BDEW, sei eine Entlastung auch bei den Verteilnetzentgelten notwendig.

Abschöpfung von Zufallsgewinnen. Die EU-Staaten beschlossen Ende September auf Basis eines Vorschlags der EU-Kommission, eine Erlösobergrenze von 180 € je MWh im Stromgroßhandelsmarkt einzuführen. Sie gilt für erneuerbare Energien, Kernkraft und Braunkohle. Ebenfalls mit einem Solidaritätsbeitrag belastet werden sollen nach EU-Beschluss Anbieter von Öl, Gas und Kraftstoffen. Der Bundestag hat die Abschöpfung der Zufallsgewinne von Stromproduzenten nicht rückwirkend zum 1. September 2022, sondern rückwirkend zum 1. Dezember beschlossen. Die Laufzeit der Abschöpfung ist zunächst bis 30. Juni 2023 befristet, könnte aber durch eine Rechtsverordnung maximal bis April 2024 verlängert werden.

Energiepolitisches Umfeld

International

Die Frage, mit welchen Mitteln und wie schnell der Klimawandel gebremst werden müsse, prägte auch im Jahr 2022 weltweit die energiepolitische Debatte.

Bei der United Nations Framework Convention on Climate Change, 27th Conference of the Parties (COP27) in Scharm el-Scheich kam es zu einer Abschlusserklärung, die die Einrichtung eines gemeinsamen Fonds zum Ausgleich von Klimaschäden für ärmere Länder vorsieht. Profitieren sollen Entwicklungsländer, die besonders gefährdet sind. Allerdings werden keine Summen genannt und unklar bleibt auch, wer einzahlen soll. Zudem bekräftigen diverse Staaten die im Vorjahr in Glasgow getroffene Entscheidung, schrittweise aus der Kohle auszusteigen. Erstmals findet sich auch die Forderung nach einem Ausbau der Erneuerbaren Energien im Abschlussdokument einer Klimakonferenz. Jedoch fehlt in der Abschlusserklärung ein Plan, ob und bis wann die Summe von 100 Mrd US-Dollar für Klimaschutz und Klimaanpassung - so viel sollten die Industriestaaten seit 2020 jährlich verbindlich an arme Länder zahlen - nachgezahlt werden muss. Die 100 Mrd US-Dollar sollen in Maßnahmen zu noch möglichen Klimaanpassungen fließen, während der neue Fonds für bereits eingetretene Schäden entschädigt. Weiter werden die Staaten aufgefordert, ihre Klimaschutzpläne bis spätestens zur nächsten Klimakonferenz nachzubessern, allerdings besteht die Aufforderung auf einer freiwilligen Basis und ist nicht verpflichtend.

Die nächste UN-Klimakonferenz COP28 wird voraussichtlich im Jahr 2023 in Dubai stattfinden.

Obgleich vom Russland-Ukraine-Krieg überschattet, stand bei dem G20-Treffen in Bali auch der Kampf gegen den Klimawandel auf der Tagesordnung. In ihrem Abschluss-Communiqué bekräftigten die Staats- und Regierungschefs die Absicht, entschlossen gegen die Erderwärmung vorgehen zu wollen, und riefen dazu auf, mehr Anstrengungen zu unternehmen und für eine bessere Finanzierung der Projekte und Maßnahmen zu sorgen. Zudem solle der Ausbau der Erneuerbaren mit hoher Priorität verfolgt werden und Lösungen gefunden werden, um die Energiemärkte stabil und die Preise für Energie bezahlbar zu halten.

Europa

Auswirkungen des Klimawandels auf Wirtschaft und Energieversorgung im Jahr 2022

Die Serie von Hitzewellen quer durch Europa zusammen mit ungewöhnlich trockenen Bedingungen hat nicht nur Mensch und Natur, sondern auch die europäische Wirtschaft und die Energieversorger im vergangenen Jahr vor erhebliche Herausforderungen gestellt. Das Jahr 2022 war eines der wärmsten in Europa seit Beginn der Wetteraufzeichnungen. Laut Daten des EU-Klimawandeldienstes Copernicus lagen die Durchschnittstemperaturen von Juni bis August um 0,4 Grad Celsius über den Spitzenwerten aus den Jahren 2018 und 2021.

Infolge der Hitze und des ausbleibenden Regens kam es zu erheblichen Einschränkungen in der Schifffahrt, insbesondere auf dem Rhein. Aufgrund niedriger Pegelstände konnten Schiffe nicht die gewohnte Last transportieren, was im Umfeld ohnehin angespannter Lieferketten Transportkosten verteuerte und Lieferzeiten verlängerte.

In Frankreich waren aufgrund von Wartungs- und Reparaturarbeiten, aber auch bedingt durch Hitze und Trockenheit und infolge eines Kühlwassermangels aus Flüssen zeitweise weniger als die Hälfte der 56 französischen Atomreaktoren mit voller Leistung am Netz. Dadurch sank der Anteil der Atomenergie am französischen Strommix deutlich, was sich wiederum auf die Preise an den europäischen Großhandelsmärkten auswirkte.

Vor dem Hintergrund der durch den Russland-Ukraine-Krieg verursachten Energiekrise und der immer deutlicher zutage tretenden Folgen des Klimawandels für Menschen, Umwelt, Wirtschaft und Energieversorgung haben die EU und die Bundesregierung Maßnahmen verschärft beziehungsweise wollen diese auf den Weg bringen, um den Ausbau der erneuerbaren Energien zu beschleunigen und die Dekarbonisierung der Wirtschaft voranzutreiben.

Die Notwendigkeit solcher politischen Maßnahmen legt beispielhaft das erste Zweijahresgutachten des Expertenrats für Klimafragen dar. Wenn Deutschland seine Klimaziele für 2030 erreichen will, müsste sich die Menge an eingesparten klimaschädlichen Emissionen im Zeitraum von 2022 bis 2030 im Vergleich zu den Jahren 2011 bis 2021 mehr als verdoppeln. Laut Expertenrat hätten insbesondere der Energie- und Gebäudesektor zur bisher erreichten Reduktion von klimaschädlichen Gasen beigetragen. Um die deutschen Klimaziele bis 2030 noch zu erreichen, müsste der Industriesektor seine jährlichen Emissionseinsparungen etwa verzehnfachen, der Verkehrssektor vervierzehnfachen.

Gemäß den eigenen Unternehmenszielen unterstützt E.ON ausdrücklich die Bemühungen der Politik, die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien schneller als geplant auszubauen und damit die gesetzten Klimaziele zu erreichen. Aus diesem Grund hat E.ON im vergangenen Jahr auch mit ihrer Expertise die vielfältigen Gesetzesvorhaben sowohl auf europäischer Ebene als auch auf Bundesebene begleitet und sich für eine ambitionierte Klimapolitik entlang klarer Rahmenbedingungen für den Energiesektor eingebracht.

Klimagesetzgebung der EU. Als Reaktion auf den Russland-Ukraine-Krieg hat die EU-Kommission im Mai mit dem Vorschlag des sogenannten REPowerEU-Pakets den Ausbau der erneuerbaren und die Abkehr von fossilen Energieträgern forciert. Es handelt sich dabei um ein großes Maßnahmenpaket, das die Abhängigkeit von russischen Energieimporten mindern, die CO ₂-Emissionen reduzieren und den Ausbau der Erneuerbaren beschleunigen soll. Die Pläne, die unter anderem als legislative Revision in die Erneuerbaren Energien Richtlinie (RED IV) einfließen, sehen vor, das 2030-Ziel für den Anteil der Erneuerbaren im EU-Energiemix auf 45 Prozent anzuheben. Das soll durch einen beschleunigten Bau von Erneuerbaren-Anlagen erfolgen, unter anderem in sogenannten und von den Mitgliedstaaten zu definierenden Go-to-Gebieten für erneuerbare Energien. Nach der bislang geltenden Gesetzgebung ist die EU verpflichtet, bis 2030 mindestens 32 Prozent des Energiebedarfs durch erneuerbare Energieanlagen zu decken.

Zudem hat der Rat der Europäischen Kommission am 19. Dezember eine befristete Dringlichkeitsverordnung nach Artikel 122 für den Ausbau der erneuerbaren Energien beschlossen, die bereits Ende Dezember 2022 in Kraft getreten ist. In dieser Verordnung werden erneuerbare Energien und die Verteilnetze, an die sie angeschlossen werden, in ein "überwiegendes öffentliches Interesse" gestellt. Damit priorisiert die EU-Kommission den Ausbau der erneuerbaren Energien und der entsprechenden Netze gegenüber anderen öffentlichen Belangen wie Vogel- und Artenschutz. Mit weiteren Maßnahmen in der Notfallverordnung verkürzt die EU-Kommission Genehmigungsverfahren für Solaranlagen und Wärmepumpen und erleichtert das Repowering von bestehenden Anlagen.

E.ON begrüßt grundsätzlich die im REPowerEU vorgeschlagenen Maßnahmen sowie die in Teilen beschleunigte Umsetzung durch die Notfallverordnung und begleitet entsprechende Konsultation zur RED IV-Richtlinie intensiv. Zugleich weist E.ON darauf hin, dass der Ausbau intelligenter Energienetze in den europäischen Mitgliedstaaten mit dem Ausbau der Erneuerbaren Schritt halten muss. Ohne eine entsprechend ausgelegte Infrastruktur zur Übertragung und Verteilung der erzeugten Energie können die ambitionierten und im Jahr 2022 verschärften Ziele nicht erreicht werden.

Ein ähnlich ambitionierter Ausbau ist im Bereich Elektromobilitäts-Ladeinfrastruktur notwendig. Die EU hat Ende Oktober beschlossen, ab 2035 nur noch emissionsfreie Fahrzeuge in Europa zuzulassen. Zudem will sie sich den Einsatz von sogenannten E-Fuels genauer anschauen. Diese grundsätzliche Entscheidung unterstützt den Wechsel zu einem E-Fahrzeug und damit auch den Ausbau der Ladeinfrastruktur. Im Sinne einer effektiven Klimapolitik und Dekarbonisierung des Mobilitätssektors begrüßt E.ON die Entscheidung, weist jedoch darauf hin, dass für einen zügigen Ausbau insbesondere die Genehmigungsverfahren vereinfacht und Entscheidungen bei Förderprogrammen beschleunigt werden müssen.

Deutschland

Kurz vor der parlamentarischen Sommerpause hat der Bundestag das sogenannte Osterpaket zum beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien verabschiedet. Insbesondere das Energiewirtschaftsgesetz, erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und das Windenergie-auf-See-Gesetz haben umfangreiche Änderungen erfahren. Insgesamt wurden 19 Einzelgesetze geändert. Es handelt sich damit um eine der größten energiepolitischen Gesetzesnovellen der vergangenen Jahrzehnte.

Der Gesetzgeber hat die Ziele für den Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch von bislang 50 Prozent auf 80 Prozent erhöht. Dabei rückt der Ausbau der Solarenergie in den Fokus. Bis 2030 soll die installierte Photovoltaik-Leistung von 100 GW auf über 215 GW mehr als verdoppelt werden. Um das zu erreichen, wird der Ausbau erneuerbarer Energie als von "überragendem öffentlichen Interesse" verankert. Damit erhält die erneuerbare Energieerzeugung Vorrang in Abwägungsprozessen, zum Beispiel gegenüber den Belangen von Bau- und Straßenrecht, Wasserschutzgebieten, aber auch Forst-, Immissionsschutz- und Naturschutzrecht. Mit diesem Schritt soll der Prozess im Bereich Planung und Genehmigung schneller vorangehen.

Zudem hat der Gesetzgeber das Wind-an-Land-Gesetz beschlossen, um den Ausbau der Windenergie an Land zu beschleunigen. Demnach müssen die Bundesländer bis 2032 2 Prozent der Bundesfläche für die Windenergie ausweisen. Bis 2027 sollen 1,4 Prozent der Flächen für Windenergie bereitstehen.

Repowering-Maßnahmen alter Windanlagen am selben Standort sind vorzuziehen.

Gemäß der eigenen Unternehmensstrategie hat E.ON die Initiativen der Bundesregierung für einen schnelleren Ausbau der Erneuerbaren und damit das Osterpaket maßgeblich unterstützt. Zudem werden wir Kraft darauf verwenden, den beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren mit dem notwendigen Ausbau intelligenter Verteilnetze zu begleiten. Dafür müssen sich insbesondere die Instrumente zur Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren als wirkungsvoll erweisen. Nur so können die ambitionierten Klimaziele auch erreicht werden.

Ein weiterer Baustein zur Beschleunigung der Energiewende war die Novellierung des Messstellenbetriebsgesetzes. Damit möchte die Bundesregierung den Rollout von Smart Energy Metern beschleunigen. Mit einer Gesetzesinitiative, die im Dezember vom Kabinett beschlossen wurde, sollen ein Neustart des Smart-Energy-Meter-Rollout und die Ziele des deutschen Smart-Energy Meter-Plans erreicht werden. Der Plan sieht vor, dass bis 2032 jeder Zähler intelligent oder zumindest mit einer digitalen Schnittstelle versehen sein muss. Insgesamt läuft der Smart-Energy-Meter-Rollout in Deutschland aufgrund von technischen und regulatorischen Hürden schleppend. E.ON hat bis Ende 2022 4,9 Mio Smart-Energy-Meter in Deutschland verbaut.

Einen weiteren Schub zur Dekarbonisierung des Straßenverkehrs soll der Masterplan Ladeinfrastruktur II bringen. Mit 68 im Masterplan aufgeführten Maßnahmen will die Bundesregierung das Laden von Millionen zusätzlichen Elektroautos sicherstellen. Bis zum Jahr 2025 will der Bund den Ausbau mit 6,3 Mrd € fördern. E.ON begrüßt die Absicht der Bundesregierung, den Erfolg beim Ausbau der E-Ladeinfrastruktur nicht länger an einer fixen Zahl an Ladesäulen festzumachen, sondern den tatsächlichen Bedarf unter Berücksichtigung verschiedener Ladelösungen zu betrachten. Zugleich müssen Bund, Länder und Kommunen beweisen, dass es ihnen gelingt, Genehmigungen und Förderverfahren zu beschleunigen.

Über ein Jahr zog sich auch der Redispatch 2.0, bis die Bundesnetzagentur im November 2022 für Klarheit sorgte. Beim Redispatch modifizieren Netzbetreiber die Leistungseinspeisung von Erzeugungsanlagen, zum Beispiel von Kraftwerken mit dem Ziel, auftretende Überlastungen im Netz zu vermeiden. Seit November müssen Redispatch-Maßnahmen den Bilanzkreisverantwortlichen unverzüglich mitgeteilt werden, und zwar im Detail der geplante Zeitpunkt, der Umfang und die Dauer der Anpassung der Wirk- oder Blindleistungserzeugung. Darüber hinaus stellt die Bundesnetzagentur klar, dass Abschlagszahlungen an die Bilanzkreisverantwortlichen exakt abgerechnet werden müssen. Dafür sollen Netzbetreiber die ausfallende Arbeit möglichst präzise schätzen. Daneben nimmt die Behörde Netzbetreiber in die Pflicht, sicherzustellen, dass bei der Ausgleichsberechnung auch der bilanzielle Ausgleich mitangerechnet wird.

Im Rahmen des Gesetzes zur Einführung einer Strompreisbremse hat der Gesetzgeber der Bundesnetzagentur unter anderem im Energiewirtschaftsgesetz die Möglichkeit gegeben, abweichend von der bisherigen Praxis Bezugszeitraum oder Bezugsgrößen für die Ermittlung der kalkulatorischen Fremdkapitalzinssätze von Verteilnetzbetreibern zu setzen. Wir erwarten, dass sich die Bundesnetzagentur unverzüglich des Problems der gestiegenen Konditionen im Bereich der Fremdkapitalfinanzierung annehmen wird.

Großbritannien

Das Vereinigte Königreich befindet sich in der schlimmsten Energiekrise seit Jahrzehnten. Die britische Regierung gibt allein für den Zeitraum vom 1. Oktober 2022 bis 31. März 2023 etwa 16 Milliarden Pfund (19 Mrd €) aus, um die Rechnungen der Haushalte zu subventionieren - einschließlich derjenigen von Kunden mit Vorauszahlung. Die Energiepreisgarantie deckelt variable Standardtarife. Ein britischer Musterhaushalt spart in diesem Zeitraum rund 900 Pfund im Vergleich zu den nicht reduzierten Energiepreisen unterhalb der Preisobergrenze. Wie in der Herbsterklärung 2022 der britischen Regierung angekündigt, wird die Energiepreisgarantie von April 2023 bis April 2024 verlängert. In diesem Zeitraum wird die Rechnung eines Musterhaushalts in Großbritannien auf etwa 3.000 Pfund gesenkt. Ausgehend von den Prognosen für die nicht reduzierten Energiepreise wird erwartet, dass durch die Deckelung der variablen Standardtarife eine Einsparung von rund 500 Pfund erreicht wird.

Niederlande

Die niederländische Regierung hat 2022 ein rund 11,2 Mrd € schweres Entlastungspaket für ihre Bürger geschnürt. Mit diesem Geld finanziert die Regierung seit Januar 2022 für Haushalte und kleine Unternehmer einen Preisdeckel für einen Teil ihres Verbrauchs von Gas und Strom. Für die Monate November und Dezember zahlte der Staat allen Haushalten zusätzlich eine Entlastungspauschale von 190 €. Bürger mit niedrigem Einkommen sollen darüber hinaus einen Zuschlag von 1.300 € erhalten. Als weitere Maßnahme hat die Regierung die Mehrwertsteuer auf Energie von 21 Prozent auf 9 Prozent gesenkt.

Italien

Die vormalige Regierung unter Ministerpräsident Mario Draghi hatte mehrere Hilfspakete beschlossen. Mit Hilfskrediten und Mehrwertsteuersenkungen auf Kraftstoffe stützte sie Unternehmen in Italien und entlastete die Bürger. Im Laufe des Jahres hatte die Regierung den geltenden Tankrabatt von 30 Cent pro Liter mehrfach verlängert. Die neue Regierung unter Ministerpräsidentin Giorgia Meloni hingegen senkte den Tankrabatt ab 1. Dezember auf 18 Cent pro Liter. Sie erhöht zudem die Mindestrente um 20 Prozent und senkt die Lohnnebenkosten um 2 Prozent beziehungsweise bei niedrigen Einkommen um 3 Prozent. Insgesamt hat die neue Regierung im Haushaltsgesetz Entlastungen in Höhe von 66 Mrd € bereitgestellt.

Schweden

Nach der Abwahl der sozialdemokratischen Regierung im September bildete sich eine rechtsgerichtete Drei-Parteien-Koalition, die im Oktober im Amt bestätigt wurde. Hohe Strompreise waren ebenfalls zentrales Thema der energiepolitischen Debatte in Schweden, wobei zumeist die bestehenden vier schwedischen Preiszonen infrage gestellt wurden. Im Jahr 2021 lag das Preisniveau in Südschweden beispielsweise mehr als doppelt so hoch wie im Norden des Landes. Dieses strukturelle Problem blieb auch im Jahr 2022 bestehen. Eine Novellierung der Stromnetzregulierung trat am 1. Juni 2021 in Kraft. Das Ministerium für Umwelt und Energie arbeitet derzeit an einer Elektrifizierungsstrategie. Das Ministerium für Infrastruktur hat einen Elektrifizierungsausschuss für den Verkehrssektor eingerichtet, der bis Ende 2022 tätig war.

Zentraleuropa Ost

Tschechien hat einen Gas- und einen Strompreisdeckel für Haushalte und Kleinabnehmer verabschiedet. Sechs Kronen (25 Cent) kostet die Kilowattstunde Strom, drei Kronen das Gas (12 Cent). Die Regierung schätzt die daraus entstehenden Kosten auf rund 5,3 Mrd €. Großverbraucher, etwa aus der Industrie, können Subventionen beantragen.

Besonders stark von den hohen Energiepreisen betroffen ist Polen. Das Land, das 2021 noch 60 Prozent seiner Kohle aus Russland importierte, hat daher weitreichende Maßnahmen getroffen, um Bürger zu entlasten. Dafür hat das polnische Parlament im Herbst unter anderem eine Strompreisbremse verabschiedet.

Privathaushalte zahlen bis zu einem Jahresverbrauch von 2.000 bis 3.000 kWh den Strompreis aus dem Jahr 2022 in Höhe von umgerechnet 88,70 €/MWh. Firmen bis zu einer bestimmten Größe zahlen zwischen dem 1. Dezember 2022 und dem 31. Dezember 2023 nicht mehr als umgerechnet rund 167 € netto/MWh. Dieselbe Obergrenze gilt für öffentliche Einrichtungen. Da in Polen vielerorts mit Kohle geheizt wird, hat die Regierung einen einmaligen Kohlezuschuss von umgerechnet 650 € pro Haushalt ausgezahlt und einen Preisdeckel von umgerechnet zirka 420 € je Tonne Kohle festgelegt, die ab Januar 2023 von den Kommunen an die Bürger verkauft werden.

Der rumänische Staat hat die Gas- und Stromrechnungen für Verbraucher bis zu einer bestimmten Höhe des monatlichen Verbrauchs gedeckelt. Beim Stromverbrauch liegt der Deckel für einen durchnittlichen Haushalt bei umgerechnet 136 €/MWh, bei Gas bei 62 € pro MWh. Die Anbieter erhalten im Gegenzug einen Ausgleich vom Staat, der den fehlenden Betrag zahlt.

Die Regierung Ungarns ist aufgrund der stark steigenden Energiepreise von der 2014 eingeführten Wohnnebenkostenbremse abgerückt. Sie betonte jedoch, dass die subventionierten Preise für Gas und Strom nur für diejenigen Haushalte steigen würden, die mehr als den Durchschnitt verbrauchen. Diese Haushalte müssen für die Differenz seit dem 1. August 2022 den Marktpreis bezahlen. Dieser beträgt wiederum ein Vielfaches der subventionierten Preise.

Besondere Ereignisse im Berichtszeitraum

Unternehmensanleihen begeben

Folgende Anleihen wurden im Geschäftsjahr 2022 begeben:

―	500 Mio € Anleihe fällig im Januar 2026, mit einem 0,125-Prozent-Kupon per annum (Januar 2022)
―	800 Mio € grüne Anleihe fällig im Oktober 2034, mit einem 0,875-Prozent-Kupon per annum (Januar 2022)
―	750 Mio € grüne Anleihe fällig im Januar 2025, mit einem 0,875-Prozent-Kupon per annum (März 2022)
―	750 Mio € grüne Anleihe fällig im März 2031, mit einem 1,625-Prozent-Kupon per annum (März 2022)
―	600 Mio € Anleihe fällig im August 2028, mit einem 2,875-Prozent-Kupon per annum (August 2022)
―	1.500 Mio NOK Privatplatzierung fällig im September 2032, mit einem 5,02-Prozent-Kupon per annum. Diese ist vollständig zins- und währungsgesichert. Inklusive Sicherungsgeschäft ergibt sich ökonomisch eine Verbindlichkeit in Euro mit einem Volumen von zirka 150 Mio € und einer Verzinsung von 3,70 Prozent per annum (September 2022)
―	155 Mio CHF Anleihe fällig im Dezember 2025, mit einem 1,860-Prozent-Kupon per annum. Diese ist vollständig zins- und währungsgesichert. Inklusive Sicherungsgeschäft ergibt sich ökonomisch eine Verbindlichkeit in Euro mit einem Volumen von zirka 158 Mio € und einer Verzinsung von 3,49 Prozent per annum (Dezember 2022)
―	145 Mio CHF Anleihe fällig im Dezember 2029, mit einem 2,503-Prozent-Kupon per annum. Diese ist vollständig zins- und währungsgesichert. Inklusive Sicherungsgeschäft ergibt sich ökonomisch eine Verbindlichkeit in Euro mit einem Volumen von zirka 148 Mio € und einer Verzinsung von 3,98 Prozent per annum (Dezember 2022).

Russland-Ukraine-Krieg sorgt für große volkswirtschaftliche Unsicherheiten und beeinflusst Energiesektor

Am 24. Februar 2022 wurde die Ukraine von Russland angegriffen. Seitdem ist die Lage an den Energiemärkten weiter angespannt. Für E.ON steht die Sicherstellung der Energieversorgung in dieser unruhigen Zeit im Vordergrund. Die Strom-, Gas- und Wärmenetze, die E.ON in verschiedenen Regionen Europas betreibt, laufen auch in der aktuellen Situation stabil.

Die Folgen des Kriegs haben auch Auswirkungen auf das E.ON-Geschäft, insbesondere durch die im Verlauf des Jahres gestiegenen Commodity-Preise, die in den Kapiteln "Ertrags- und Finanzlage" näher beschrieben sind. Darüber hinaus wurde die im Planvermögen für Pensionen gehaltene Beteiligung an der Nord Stream AG zum 31. Dezember 2022 auf ihren Fair Value von null abgewertet. Die Abwertung wurde im sonstigen Ergebnis eigenkapitalmindernd erfasst. Im Rahmen der zum Stichtag abschätzbaren Lage wurden darüber hinaus keine direkt kriegsbedingten Hinweise auf Wertminderungen für langfristige Vermögenswerte identifiziert ("Triggering Events").

Abschluss eines Future Consolidation Agreements der ZSE-Aktionäre

Am 8. April 2022 haben die Aktionäre der Západoslovenská energetika a.s. (ZSE) und der Východoslovenská energetika Holding a.s. (VSEH), die E.ON SE und die Slowakische Republik das Future Consolidation Agreement geschlossen, in dem die Zusammenführung der ZSE und der VSEH-Gruppe vereinbart wurde. Der Vertrag regelt unter anderem die Einbringung von 100 Prozent der Aktien der VSEH in die ZSE, den Verkauf aller beziehungsweise ausgewählter Tochtergesellschaften der VSEH an ZSE und die Durchführung gesellschaftsrechtlicher Änderungen bei der VSEH.

Infolge der Einbringung der Aktien der VSEH in die ZSE wird die ZSE die alleinige Aktionärin der VSEH (und damit auch Aktionärin ausgewählter Tochtergesellschaften der VSEH). Die Anteilsverhältnisse an der ZSE bleiben unverändert, das heißt, 49 Prozent der Aktien an der ZSE hält E.ON und 51 Prozent der slowakische Staat. Die noch abzuschließende neue Gesellschaftervereinbarung der ZSE soll im Wesentlichen der auch gegenwärtig geltenden Gesellschaftervereinbarung entsprechen. Die ZSE wird damit im E.ON-Konzernabschluss auch nach der Transaktion weiterhin als Gemeinschaftsunternehmen at equity bilanziert, die Geschäftstätigkeiten der bislang vollkonsolidierten VSEH werden mit Closing im Konzernabschluss at equity bilanziert.

Mit dem Abschluss der Transaktion wird im zweiten Quartal 2023 gerechnet.

Verkauf des Universal-Service-Provider-Geschäfts in Ungarn

Zur weiteren Optimierung des Portfolios in Ungarn hat E.ON Hungária Zrt. am 23. Februar 2022 einen Vertrag mit MVM Zrt. zum Verkauf von 100 Prozent der Anteile an E.ON Áramszolgáltató Kft. ("EÁS") unterzeichnet. EÁS hält eine regionale Universal-Service-Provider-Lizenz und beliefert auf dieser Basis Kunden in bestimmten Regionen in Ungarn mit Strom. Die Transaktion wurde am 14. April 2022 vollzogen.

E.ON und Igneo gründen Joint Venture für beschleunigten Ausbau von Hochgeschwindigkeits-Breitbandnetzen

E.ON und Igneo Infrastructure Partners haben Mitte Juli eine Vereinbarung über die Gründung eines Gemeinschaftsunternehmens für den Ausbau der Hochgeschwindigkeits-Breitbandinfrastruktur in Deutschland unterzeichnet. Igneo beteiligt sich dafür zur Hälfte an der Westconnect GmbH (ehemals Westenergie Breitband GmbH), bislang eine 100-prozentige Tochtergesellschaft der E.ON SE. Die Transaktion wurde zum 31. Oktober 2022 vollzogen. Das Gemeinschaftsunternehmen will künftig mehr als 1,5 Millionen Haushalte sowie Großkunden in Deutschland mit Glasfaser-Breitbandanschlüssen versorgen.

Die E.ON-Tochter Westenergie bleibt mit 50 Prozent Anteilseignerin und die Aktivitäten der Gesellschaft werden seit dem 1. November 2022 im Konzernabschluss at equity bilanziert.

Dies ist die erste Transaktion der von E.ON im Herbst 2021 während des Kapitalmarkttages angekündigten Portfoliooptimierung mit einem avisierten Gesamtvolumen von 2 bis 4 Mrd €.

Vertrag des Vorstandsvorsitzenden Leonhard Birnbaum bis 2028 verlängert

Der Aufsichtsrat der E.ON SE hat in seiner Sitzung Ende September 2022 den Vertrag des Vorstandsvorsitzenden Leonhard Birnbaum um weitere fünf Jahre bis zum 30. Juni 2028 verlängert. Birnbaum gehört dem Führungsgremium des Konzerns seit 2013 an und ist seit April 2021 Vorstandsvorsitzender von E.ON.

Einigung über den befristeten Weiterbetrieb von verbleibenden deutschen Kernkraftwerken

E.ON steht hinter der Novelle des Atomgesetzes, die den befristeten Weiterbetrieb der drei am Netz verbliebenen Kernkraftwerke ermöglicht. So können im Winter 2022/23 Erzeugungskapazitäten zur Stabilisierung des deutschen Stromnetzes gehalten werden. Die Berechtigungen zum Leistungsbetrieb für die Kernkraftwerke Emsland, Neckarwestheim 2 und die von der E.ON-Tochtergesellschaft PreussenElektra betriebene Anlage Isar 2 werden erst mit Ablauf des 15. April 2023 erlöschen. Die deutschen Kernkraftwerke können in dieser Krise einen wertvollen Beitrag für eine sichere Energieversorgung leisten und preissenkende Effekte auslösen.

Die Anlage Isar 2 darf mit dem bestehenden Reaktorkern bis längstens 15. April 2023 weiterlaufen. Ab dem 1. Januar 2023 kann PreussenElektra Strommarkterlöse für die Stromproduktion von zirca 2 TWh erzielen. Diesen möglichen Erlösen sind die durch die Verlängerung entstehenden, zusätzlichen Kosten und die am 24. Dezember 2022 in Kraft getretenen Regelungen des Gesetzes zur Einführung einer Strompreisbremse und zur Änderung weiterer energierechtlicher Bestimmungen (StromBP) zur Abschöpfung von Strommarkterlösen gegenüberzusetzen.

E.ON plant, mögliche entstehende Erlöse aus dem Weiterbetrieb für die Energiewende zu verwenden - etwa für den Netzinfrastrukturausbau und die Entwicklung des Wasserstoff-Geschäfts.

LNG-Terminal in Brunsbüttel an Gasverteilnetz von E.ON-Tochtergesellschaft angeschlossen

Im Dezember 2022 sind nach weniger als drei Monaten reiner Bauzeit die technischen Voraussetzungen für die Anbindung des LNG-Terminals (Liquefied Natural Gas (LNG)) in Brunsbüttel in Schleswig-Holstein geschaffen worden. In dieser Projektphase wurde die Anlegestelle für das schwimmende LNG-Terminal über eine drei Kilometer lange Leitung der Gasunie an das Gasverteilnetz der zur E.ON-Tochter HanseWerk AG gehörenden Schleswig-Holstein Netz AG (SH Netz) angeschlossen. Um den Weitertransport des LNG-Gases nach Deutschland zu ermöglichen, hat Schleswig-Holstein Netz in Brunsbüttel einen neuen großen Schieberplatz errichtet sowie verschiedene technische Spezifikationen an verschiedenen Gas-Übergabestationen im Verteilnetz vorgenommen. Die Leitungen von SH Netz sind zukunftsfest und können perspektivisch auch Wasserstoff transportieren.

Besondere Ereignisse nach dem Bilanzstichtag

E.ON begibt erfolgreich zwei Anleihen im Januar 2023

E.ON hat erfolgreich zwei Anleihetranchen mit einem Gesamtvolumen von 1,8 Mrd € emittiert:

―	800 Mio € Anleihe fällig im Januar 2028, mit einem 3,5-Prozent-Kupon per annum
―	1 Mrd € grüne Anleihe fällig im Januar 2035, mit einem 3,875-Prozent-Kupon per annum.

Erdbeben in der Südost-Türkei und Nord-Syrien

Im Südosten der Türkei und im Norden Syriens gab es am 6. Februar 2023 und den folgenden Tagen mehrere schwere Erdbeben. Hierdurch kam es auch zu Ausfällen in der Strom- und Gasversogung. Vorsorglich wurden Erdgas- und Rohölströme ausgesetzt. Bei E.ON war das Versorgungsgebiet von Enerjisa Enerji betroffen; in dem betroffenen Gebiet werden rund 8,5 Mio Einwohner versorgt. Bei Enerjisa Üretim kam es zu Ausfällen von Braunkohle- und Wasserkraftwerken. Zudem erschwerten Temperaturen nahe dem Gefrierpunkt und Regenfälle die laufenden Maßnahmen. E.ON arbeitet daran, die Versorgung in dem Gebiet schnellstmöglich wieder zu sichern und Schäden zu beheben. Aus heutiger Sicht ist noch keine Einschätzung zu den gesamten Auswirkungen des Erdbebens möglich.

Geschäftsentwicklung

Im Geschäftsjahr 2022 hat sich das operative Geschäft positiv entwickelt und E.ON hat ihre Prognose für mehrere Kennzahlen übertroffen.

Im Berichtszeitraum 2022 erhöhte sich der Umsatz um 50 Prozent auf 115,7 Mrd €. Der Anstieg erfolgte zu einem großen Teil im Geschäftsfeld Kundenlösungen und steht maßgeblich im Zusammenhang mit Preiserhöhungen an den Commodity-Märkten. Dies betraf vor allem das Vertriebsgeschäft in Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden.

Das bereinigte EBITDA des Konzerns lag mit 8,1 Mrd € um 0,2 Mrd € über dem Vorjahreswert und oberhalb der prognostizierten Bandbreite von 7,6 bis 7,8 Mrd €. Im Netzgeschäft betrug das bereinigte EBITDA 5,5 Mrd € und lag damit am oberen Ende des im November 2022 von 5,3 bis 5,5 Mrd € (zuvor 5,5 bis 5,7 Mrd €) angepassten prognostizierten Korridors. Auch das bereinigte EBITDA des Geschäftsfelds Kundenlösungen bewegt sich mit 1,7 Mrd € am oberen Ende der prognostizierten Bandbreite von 1,5 bis 1,7 Mrd €. Im Segment Konzernleitung/Sonstiges betrug das bereinigte EBITDA -0,2 Mrd € und ist damit eine Bestätigung der Prognose von zirka -0,2 Mrd €. Das Nicht-Kerngeschäft erzielte ein bereinigtes EBITDA von 1,1 Mrd € und lag damit am oberen Ende der im November 2022 angehobenen prognostizierten Bandbreite von 0,9 bis 1,1 Mrd € (zuvor 0,6 bis 0,8 Mrd €). Der bereinigte Konzernüberschuss lag mit 2,7 Mrd € rund 0,2 Mrd € über dem Vorjahreswert und über dem prognostizierten Korridor von 2,3 bis 2,5 Mrd €. Das auf dem bereinigten Konzernüberschuss basierende Ergebnis je Aktie (EPS) betrug im Berichtsjahr 1,05 € (Vorjahr: 0,96 €) und lag damit über der prognostizierten Bandbreite von 0,88 bis 0,96 €. Die positive Ergebnisentwicklung gegenüber dem Vorjahr geht zu einem großen Teil auf das Kerngeschäft zurück. Sie ergab sich im Netzgeschäft aus unterschiedlichen Effekten, unter anderem durch Kosteneinsparungen, die Realisierung von Synergien und die weiter wachsende regulierte Vermögensbasis infolge zusätzlicher Investitionen. Der Anstieg im Geschäftsfeld Kundenlösungen wurde vor allem im Vertriebsgeschäft sowie im EIS-Geschäft erwirtschaftet. Hier trugen maßgeblich die relativ milde Witterung, ein deutlich reduziertes Kundenwechselverhalten in der Energiekrise sowie die Realisierung von Synergien zur positiven Ergebnisentwicklung bei.

Die zahlungswirksamen Investitionen in Höhe von 4,8 Mrd € lagen auf dem Niveau des Vorjahres (4,8 Mrd €) und damit unter dem prognostizierten Zielwert von rund 5,3 Mrd €. Im Netzgeschäft lagen die Investitionen mit 3,8 Mrd € aufgrund von Verzögerungen bei der Umsetzung von Netzprojekten unter dem prognostizierten Wert von 4,1 Mrd €. Im Geschäftsfeld Kundenlösungen betrugen die Investitionen 0,8 Mrd € und lagen damit ebenfalls unter dem prognostizierten Wert von 1,1 Mrd €. Die Abweichung ist maßgeblich auf Verzögerungen bei der Realisierung von Projekten des EIS-Geschäfts zurückzuführen. Im Segment Konzernleitung/Sonstiges lagen die Investitionen bei 0,1 Mrd € und damit auf Höhe des prognostizierten Wertes. Im Nicht-Kerngeschäft waren die Investitionen vernachlässigbar gering und lagen im Bereich des prognostizierten Wertes von rund 0 Mrd €.

Unternehmenserwerbe, Veräußerungen und Veräußerungsgruppen im Jahr 2022

Die folgenden wesentlichen Transaktionen und Ausweisänderungen gemäß IFRS 5 sind im Jahr 2022 durchgeführt worden. Ausführliche Beschreibungen befinden sich in Textziffer 5 des Konzernanhangs:

―	Konsortialvertrag der Westenergie AG mit RheinEnergie und Klassifizierung der Anteile/Beteiligung an den Stadtwerken Duisburg als zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte
―	Anteilige Veräußerung der Stromnetzgesellschaft Essen GmbH & Co. KG und Rückpachtmodell
―	Anteilige Veräußerung der Westconnect GmbH und infolge Einbezug als At-Equity-Beteiligung
―	Ausweis von VSEH als Abgangsgruppe durch die avisierte Zusammenführung mit ZSE in der Slowakei fortgeführt
―	Verkauf des USP-Geschäfts (Universal Service Provider) in Ungarn

Im Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten sind im Jahr 2022 zahlungswirksame Desinvestitionen in Höhe von 1,1 Mrd € (Vorjahr: 1,0 Mrd €) enthalten.

Ertragslage

Umsatz

Im Geschäftsjahr 2022 erhöhte sich der Umsatz des E.ON-Konzerns gegenüber dem Vorjahr um 38,3 Mrd € auf 115,7 Mrd €.

Der Umsatz im Netzgeschäft betrug 20,3 Mrd € und lag damit um 2,0 Mrd € über dem Vorjahreswert. Zu dieser Entwicklung haben in Deutschland unter anderem der Ausbau der regulierten Vermögensbasis und gestiegene vorgelagerte Netzkosten der Stromübertragungsnetze, die Verteilnetzbetreiber nach den gesetzlichen Regelungen über die Netzentgelte weitergeben müssen, beigetragen.

Der Anstieg der Umsatzerlöse im Geschäftsfeld Kundenlösungen um 34,8 Mrd € auf 96,2 Mrd € steht im Wesentlichen im Zusammenhang mit durch die Energiekrise ausgelösten Preiserhöhungen an den Commodity-Märkten und betrifft insbesondere das Vertriebsgeschäft in Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden.

Im Vergleich zum Vorjahr reduzierten sich die Umsatzerlöse im Nicht-Kerngeschäft um 0,6 Mrd € auf 1,1 Mrd €. Der Rückgang resultiert im Wesentlichen aus der planmäßigen Abschaltung der Kernkraftwerke Brokdorf und Grohnde am 31. Dezember 2021 und konnte zum Teil durch höhere Vermarktungspreise für die vermarkteten Mengen aus dem Kraftwerk Isar 2 kompensiert werden.

Der Umsatz im Bereich Konzernleitung/Sonstiges erhöhte sich um 40,5 Mrd € Mrd € auf 57,8 Mrd € gegenüber dem Vorjahreswert. Dieser Anstieg ist im Wesentlichen auf die erweiterten Geschäftsaktivitäten der zentralen Einheit für Energiebeschaffung, der E.ON Energy Markets, durch die Übernahme der Portfolios aus weiteren Geschäftseinheiten zurückzuführen. Des Weiteren führte die Realisierung von Derivaten (+3,7 Mrd € im Vergleich zum Vorjahr) im Zusammenhang mit Preiserhöhungen an den Commodity-Märkten zu deutlich gestiegenen Umsätzen. Den internen Leistungsbeziehungen aus der zentralen Energiebeschaffung stehen entsprechende Konsolidierungen gegenüber.

Umsatz

	4. Quartal			1.-4. Quartal
in Mio €	2022	2021	+/- %	2022	2021	+/- %
Energienetze	5.656	5.005	13	20.258	18.273	11
Kundenlösungen	32.963	23.209	42	96.221	61.428	57
Nicht-Kerngeschäft	308	559	-45	1.060	1.632	-35
Konzernleitung/Sonstiges	26.761	8.624	210	57.776	17.265	235
Konsolidierung	-31.621	-8.126	-289	-59.655	-21.240	-181
E.ON Konzern	34.067	29.271	16	115.660	77.358	50

Weitere Positionen der Gewinn- und Verlustrechnung

Die Gewinn- und Verlustrechnung finden Sie im Konzernabschluss.

Die anderen aktivierten Eigenleistungen lagen mit 997 Mio € 31 Prozent über dem Vorjahresniveau (761 Mio €). Die Aktivierungen stehen überwiegend im Zusammenhang mit Netzinvestitionen sowie laufenden und abgeschlossenen IT-Projekten.

Die sonstigen betrieblichen Erträge beliefen sich im Jahr 2022 auf 73.193 Mio € (Vorjahr: 47.383 Mio €). Allein die Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten stiegen gegenüber dem Vorjahr um 25.497 Mio € auf 70.234 Mio € an, was im Wesentlichen auf die Entwicklung der Preise an den Commodity-Märkten im Jahresverlauf zurückzuführen ist.

Die Erträge aus Währungskursdifferenzen (853 Mio €) lagen um 375 Mio € über dem Vorjahreswert (478 Mio €).

Korrespondierende Positionen aus Währungskursdifferenzen und derivativen Finanzinstrumenten sind in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen enthalten. Erträge aus dem Abgang von Anlagevermögen und Wertpapieren wurden in Höhe von 999 Mio € (Vorjahr: 360 Mio €) erzielt, darin enthalten ist im Wesentlichen der Gewinn aus der anteiligen Veräußerung der Westconnect GmbH in Höhe von 810 Mio €.

Der Materialaufwand lag mit 108.627 Mio € deutlich über dem Niveau des Vorjahres (78.096 Mio €). Dieser Anstieg ist vor allem auf gestiegene Energiepreise an den Commodity-Märkten zurückzuführen. Diese verursachten höhere direkte Beschaffungskosten, führten aber auch bei auf Termin kontrahierten Beschaffungsverträgen, die nach IFRS als derivative Finanzinstrumente zu bilanzieren sind, zum Zeitpunkt der Realisation zur Erfassung der entsprechenden Aufwendungen mit dem aktuellen Marktpreis. Erträge aus der Marktbewertung von Commodity-Derivaten sind im sonstigen betrieblichen Ergebnis erfasst. Außerdem wurde in den Materialaufwendungen die Veränderung von Rückstellungen für schwebende Geschäfte ausgewiesen. Diese Rückstellungen wurden im Wesentlichen für kontrahierte Absatzgeschäfte gebildet, die nicht dem IFRS 9 unterliegen (sogenannte Own-use-Verträge), die aber wirtschaftlich Teil eines Portfolios sind, dem teilweise als derivative Finanzinstrumente zu bilanzierende Beschaffungsgeschäfte gegenüberstehen.

Der Personalaufwand lag mit 5.437 Mio € um 400 Mio € unter dem Wert des Vorjahres (5.837 Mio €). Die Veränderung ist im Wesentlichen auf den Rückgang der Mitarbeiterzahlen sowie auf gesunkene Aufwendungen für Altersversorgung zurückzuführen. Darüber hinaus wirken gesunkene Aufwendungen für Restrukturierungsmaßnahmen.

Die Abschreibungen haben sich gegenüber der Vorjahresvergleichsperiode von 3.922 Mio € auf 3.378 Mio € vermindert. Dies ist insbesondere auf einen Rückgang der planmäßigen Abschreibungen in Höhe von -397 Mio € (Vorjahr: +29 Mio €) zurückzuführen. Dieser Rückgang resultiert im Wesentlichen aus der Stilllegung der Kernkraftwerke Brokdorf und Grohnde.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen lagen mit 71.736 Mio € um 40.071 Mio € über dem Niveau des Vorjahres (31.665 Mio €), insbesondere bedingt durch einen Anstieg der Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten (einschließlich Währungskursänderungen) um 40.177 Mio € auf 66.663 Mio €. Die Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen fielen um 361 Mio € auf 524 Mio €.

Das Ergebnis aus at-equity bewerteten Unternehmen lag mit 279 Mio € deutlich unter dem Niveau des Vorjahres (505 Mio €). Der Rückgang resultiert im Wesentlichen aus negativen Ergebniseffekten im Zusammenhang mit der Anwendung von IAS 29 (Hyperinflationsaccounting) in der Türkei.

Bereinigtes EBITDA

Seit dem 1. Januar 2022 verwenden wir zur internen Steuerung des angestrebten Wachstums und als Indikator für die nachhaltige Ertragskraft unserer Geschäftsfelder ein um außergewöhnliche Effekte bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA).

Bereinigtes EBITDA

	4. Quartal			1.-4. Quartal
in Mio €	2022	2021	+/- %	2022	2021	+/- %
Energienetze	1.390	1.118	24	5.459	4.988	9
Kundenlösungen	269	171	57	1.686	1.493	13
davon EIS Business	203	170	19	568	479	19
Konzernleitung/Sonstiges	-14	-48	71	-165	-213	23
Konsolidierung	-2	5	-140	-5	4	-225
Bereinigtes EBITDA aus Kerngeschäft	1.643	1.246	32	6.975	6.272	11
Nicht-Kerngeschäft	306	366	-16	1.084	1.617	-33
Bereinigtes EBITDA E.ON Konzern	1.949	1.612	21	8.059	7.889	2

Im Geschäftsjahr 2022 stieg das bereinigte EBITDA im Kerngeschäft um 703 Mio € auf 6.975 Mio € gegenüber dem Vorjahreswert (6.272 Mio €) an.

Im Geschäftsfeld Energienetze verzeichnete das bereinigte EBITDA einen Anstieg um 471 Mio € auf 5.459 Mio € gegenüber dem Vorjahreswert. Es bestanden unterschiedliche Effekten innerhalb des Segments. In Deutschland wirkten unter anderem die weiter wachsende regulierte Vermögensbasis infolge zusätzlicher Investitionen, die Realisierung geplanter Synergien aus der innogy-Transaktion, Kosteneinsparungen und die Aufholung negativer Ergebniseffekte, positiv. Zum Teil wurden sie durch die höheren Commodity-Preise und die wärmere Witterung kompensiert. In Schweden trugen neben höheren Kosten für das vorgelagerte Netz, Volumenrückgänge (zum Teil durch die wärmere Witterung) zu dem Ergebnisrückgang bei. In Zentraleuropa Ost/Türkei wirkten sich maßgeblich höhere Beschaffungskosten für Netzverluste, insbesondere in Rumänien und Ungarn, die Veräußerung von zwei Netzbetreibern in Ungarn im dritten Quartal 2021 und zum Teil witterungsbedingte Volumenrückgänge ergebnismindernd aus.

Das bereinigte EBITDA im Geschäftsfeld Kundenlösungen erhöhte sich um 193 Mio € auf 1.686 Mio € gegenüber dem Vorjahr. In Deutschland wirkten geringere Akquisekosten durch reduziertes Wechselverhalten von Kunden sowie die Realisierung von Synergien im Zuge der innogy-Integration positiv auf die Ergebnisentwicklung. In den Niederlanden trugen positive Wettereffekte sowie Ergebniseffekte aus der dynamischen Beschaffungsstrategie zum Anstieg bei. Einen Rückgang verzeichnete das Geschäft in Großbritannien aufgrund von Wetter- und Verbrauchseffekten sowie vorsorglichen Maßnahmen für Zahlungsausfälle insbesondere im Geschäft mit Privatkunden und kleineren und mittleren Unternehmen, die nur zum Teil durch Kosteneinsparungen im Rahmen des laufenden Restrukturierungsprogramms kompensiert werden konnten. Ein weiterer Bestandteil des Geschäftsfelds Kundenlösungen sind dezentrale Energieinfrastrukturlösungen für Kunden (EIS). Das bereinigte EBITDA dieser Aktivitäten stieg vor allem investitionsbedingt von 479 Mio € im Vorjahr auf 568 Mio €.

Das bereinigte EBITDA im Bereich Konzernleitung/Sonstiges verbesserte sich im Vorjahresvergleich insbesondere aufgrund von Kosteneinsparungen um 48 Mio € auf -165 Mio €.

Der Rückgang des bereinigten EBITDA im Nicht-Kerngeschäft um 533 Mio € auf 1.084 Mio € ist vor allem auf den Entfall des Einmaleffektes im Jahr 2021 aus der Einigung zwischen der Bundesregierung und den Kernkraftwerksbetreibern bei den Produktionsrechten für Kernkraftwerke und der daraus resultierenden Rückabwicklung von Reststrommengenkäufen zurückzuführen. Des Weiteren wirkte die planmäßige Abschaltung der Kernkraftwerke Brokdorf und Grohnde am 31. Dezember 2021 ergebnismindernd. Kompensierend wirkten die gegenüber dem Vorjahr gestiegenen Vermarktungspreise. Die ab dem 1. Dezember 2022 geltenden Regelungen des Gesetzes zur Einführung einer Strompreisbremse und zur Änderung weiterer energierechtlicher Bestimmungen (StromBP) zur Abschöpfung von Strommarkterlösen belasteten erstmals das Ergebnis.

Das bereinigte EBITDA für den Konzern lag insgesamt bei 8.059 Mio € und damit um 170 Mio € über dem Vorjahreswert. Diese Verbesserung resultierte aus den zuvor genannten Entwicklungen des Kerngeschäfts, die zum Teil durch den rückläufigen Ergebnisbeitrag des Nicht-Kerngeschäfts kompensiert wurden.

E.ON erwirtschaftet einen hohen Anteil des bereinigten EBITDA in sehr stabilen Geschäftsfeldern. Insgesamt resultierte der überwiegende Anteil am bereinigten EBITDA im Jahr 2022 aus dem regulierten und quasiregulierten beziehungsweise langfristig kontrahierten Geschäft.

Das regulierte Geschäft umfasst unter anderem Bereiche, in denen Erlöse weitgehend anhand rechtlich bindender Vorgaben durch die Kosten bestimmt werden. Deshalb sind die Erträge in Bezug auf solche genehmigten Kostenbestandteile in hohem Maße planbar und stabil. Unter quasireguliertem und langfristig kontrahiertem Geschäft werden Tätigkeiten zusammengefasst, die sich durch einen hohen Grad an Planbarkeit der Erträge auszeichnen, da wesentliche Erlöskomponenten (Preis und/oder Menge) mittel- bis langfristig in hohem Maße gesichert sind. Hierbei handelt es sich beispielsweise um den Betrieb von industriellen Kundenlösungen mit langfristigen Abnahmeverträgen oder den Betrieb von Wärmenetzen.

Das marktbestimmte Geschäft umfasst die Aktivitäten, die nicht unter den beiden anderen Kategorien subsumiert werden können.

Überleitung bereinigter Ergebnisgrößen

Nichtoperative Ergebnisbestandteile

	4. Quartal		1.- 4. Quartal
in Mio €	2022	2021	2022	2021
Netto-Buchgewinne (+)/-verluste (-)	807	-8	748	26
Aufwendungen für Restrukturierung	-3	-222	-88	-511
Effekte aus derivativen Finanzinstrumenten	-4.394	1.625	-3.123	3.250
Fortschreibung stiller Reserven (+) und Lasten (-) aus der innogy-Transaktion	-31	-119	-112	-188
Sonstiges nichtoperatives Ergebnis	-217	106	-961	432
Nichtoperative Ergebnisbestandteile des EBITDA	-3.838	1.382	-3.536	3.009
Abschreibungen auf stille Reserven (-) und Lasten (+) aus der innogy-Transaktion	-115	-158	-504	-603
Weitere nichtoperative Ab- und Zuschreibungen sowie Wertberichtigungen	-64	-439	-86	-453
Nichtoperativer Zinsaufwand (-)/ Zinsertrag (+)	484	110	1.817	391
Nichtoperative Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	738	65	1.306	62
Nichtoperative Ergebnisbestandteile des Konzernüberschusses	-2.795	960	-1.003	2.406

Überleitung zum bereinigten EBITDA

	4. Quartal		1.- 4. Quartal
in Mio €	2022	2021	2022	2021
Bereinigtes EBITDA	1.949	1.612	8.059	7.889
Nichtoperative Ergebnisbestandteile des EBITDA	-3.838	1.382	-3.536	3.009
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Abschreibungen, Zinsergebnis und Steuern	-1.889	2.994	4.523	10.898
Ab- und Zuschreibungen	-965	-1.413	-3.453	-4.222
Abzüglich Beteiligungsergebnis	16	-68	7	-167
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis und Steuern	-2.838	1.513	1.077	6.509

Das Jahresergebnis gemäß IFRS umfasst auch Ergebnisbestandteile, die nicht in direktem Zusammenhang mit den gewöhnlichen Geschäftstätigkeiten des E.ON-Konzerns stehen oder die einen einmaligen beziehungsweise seltenen Charakter haben. In der internen Steuerung werden diese nichtoperativen Sachverhalte separat betrachtet. Das bereinigte EBITDA und der bereinigte Konzernüberschuss spiegeln die langfristige Profitabilität des E.ON-Konzerns wider und werden als interne Steuerungsgröße um nichtoperative Sachverhalte bereinigt.

Die Netto-Buchgewinne lagen aufgrund einer anteiligen Veräußerung sowie der Vereinbarung von E.ON und igneo über die Gründung eines Gemeinschaftsunternehmens für den Ausbau von Hochgeschwindigkeitsbreitbandinfrastruktur in Deutschland über dem Vorjahreswert (vergleiche Kapitel Besondere Ereignisse im Berichtszeitraum).

Die Aufwendungen für Restrukturierung lagen unter dem Niveau des Berichtszeitraums 2021 und enthielten, wie im Vorjahr, vor allem Aufwendungen im Zusammenhang mit der Restrukturierung des britischen Vertriebsgeschäfts.

Die Effekte im Zusammenhang mit derivativen Finanzinstrumenten haben sich um -6.373 Mio € auf -3.123 Mio € verändert. Die Realisierung von Absatz- und Beschaffungsgeschäften, die im Vorjahr als Derivate mit positiven Marktwerten erfasst worden waren, sowie die der Preisentwicklung zum Jahresende folgende rückläufige Marktbewertung unrealisierter Absatz- und Beschaffungsgeschäfte waren im Wesentlichen für diese Veränderung verantwortlich.

Im sonstigen nicht operativen Ergebnis sind im Wesentlichen Bewertungseffekte für langfristige Rückstellungen ausgewiesen sowie die Ergebniseffekte innerhalb der Equity-Bewertung bei den türkischen Beteiligungen im Zusammenhang mit der Anwendung von IAS 29. Außerdem wirkten hier Bewertungseffekte von Fremdwährungsanleihen teilweise kompensierend. Das Vorjahr wurde durch Bewertungseffekte für Rückkaufverpflichtungen gemäß IAS 32 und langfristige Rückstellungen sowie realisierte Effekte aus Sicherungsgeschäften für bestimmte Währungsrisiken negativ beeinflusst.

Zusätzlich zu den beschriebenen nicht-operativen

Ergebnisbestandteilen des EBITDA werden bei der Bereinigung des Konzernüberschusses folgende Positionen berücksichtigt:

Überleitung bereinigter Konzernüberschuss

	4. Quartal		1.-4. Quartal
in Mio €	2022	2021	2022	2021
Bereinigter Konzernüberschuss	602	314	2.728	2.503
Anteile ohne beherrschenden Einfluss am betrieblichen Ergebnis	153	128	517	396
Nichtoperative Ergebnisbetandteile des Konzernüberschusses	-2.795	960	-1.003	2.406
Konzernüberschuss/-fehlbetrag	-2.040	1.402	2.242	5.305

Im Berichtsjahr 2022 fielen, neben den separat ausgewiesenen Abschreibungen im Zusammenhang mit der innogy-Kaufpreisverteilung, Wertberichtigungen insbesondere in den Bereichen Energienetze in der Slowakei (im Wesentlichen auf den Goodwill im Zusammenhang mit der Klassifizierung als Veräußerungsgruppe) an. Im Vorjahr fielen Wertberichtigungen insbesondere im Bereichen Energienetze in Rumänien sowie Kundenlösungen in der Slowakei an.

Der nichtoperative Zinsertrag resultiert aus Zinsänderungseffekten aus langfristigen Abzinsungen von Rückstellungen. Außerdem wirkt der positive Effekt aus dem Unterschied zwischen der Nominalverzinsung und der aufgrund der Kaufpreisallokation angepassten Effektivverzinsung ehemaliger innogy-Anleihen.

Im nichtoperativen Steuerergebnis sind hohe Erträge erfasst, die im Wesentlichen aus dem Zugang aktiver latenter Steuern im Zusammenhang mit Bewertungen von Pensionsverpflichtungen in Großbritannien und Commodity-Derivaten in Deutschland resultieren.

Die Anteile ohne beherrschenden Einfluss am betrieblichen Ergebnis sind im Wesentlichen aufgrund höherer operativer Ergebnisbeiträge von Minderheitsgesellschaften gestiegen.

Finanzlage

Finanzstrategie

E.ONs Finanzstrategie fokussiert sich auf die Kapitalstruktur. Im Vordergrund steht hierbei, stets einen dem Schuldenstand angemessenen Zugang zum Kapitalmarkt zu gewährleisten.

E.ON verfolgt das Ziel, mit der angestrebten Kapitalstruktur dauerhaft ein starkes Rating von BBB/Baa zu sichern.

Die Kapitalstruktur bei E.ON wird mittels des Verschuldungsfaktors (Debt Factor) gesteuert. Der Debt Factor ermittelt sich aus dem Verhältnis der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung zum bereinigten EBITDA und stellt damit eine dynamische Messgröße für die Verschuldung dar. Hierbei schließt die wirtschaftliche Netto-Verschuldung neben den Netto-Finanzschulden auch die Pensions- und Entsorgungsverpflichtungen ein.

Aufgrund des Zinsanstiegs auch bei den Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen sind die noch bis einschließlich 30. September 2022 beobachteten negativen Realzinsen weggefallen. Damit liegt, anders als im Vorjahr, der Verpflichtungsbetrag, der sich ohne die Berücksichtigung von Diskontierungs- und Kosteneskalationseffekten ergeben würde, über dem Bilanzwert dieser Rückstellungen. Da damit auch die zwischen Geschäftsjahresende 2016 und 30. September 2022 existierende Einschränkung der Steuerungsrelevanz für die wirtschaftliche Netto-Verschuldung weggefallen ist, wird ab dem Geschäftsjahresende 2022 wieder auf den Bilanzwert dieser Rückstellungen bei der Berechnung der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung abgestellt.

Die Bilanzierung der Finanzverbindlichkeiten von innogy zum Zeitpunkt der Erstkonsolidierung führte aufgrund der Bewertungsvorschriften nach IFRS zu einer Neubewertung zum Marktwert. Dieser Marktwert war deutlich höher als der ursprüngliche Nominalwert, weil das Marktzinsniveau seit der Begebung der Anleihen gesunken war. Die im Rahmen der Kaufpreisverteilung fortgeschriebene Differenz zwischen dem Nominal- und dem Marktwert der Anleihen in Höhe von 1,7 Mrd € zum 31. Dezember 2022 wird über die Laufzeit der jeweiligen Anleihe aufwandsmindernd über das Finanzergebnis aufgelöst (siehe Textziffer 10 des Konzernanhangs). Die Zins- und Tilgungszahlungen ändern sich durch diesen Bilanz- und Ergebniseffekt nicht. Für die Steuerung der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung stellt E.ON daher abweichend von der Bilanzierung weiterhin auf den Nominalwert der Finanzverbindlichkeiten ab.

E.ON strebte bisher einen Debt Factor im Bereich von 4,8 bis 5,2 an. Am 31. Dezember 2022 lag der Debt Factor mit 4,1 deutlich unter dem bisherigen Zielkorridor. Zukünftig strebt E.ON einen Debt Factor von bis zu 5,0 an.

Wirtschaftliche Nettoverschuldung

Die wirtschaftliche Netto-Verschuldung sank im Vergleich von 38,8 Mrd € zum 31. Dezember 2021 um 6,1 Mrd € auf 32,7 Mrd €.

Die Finanzverbindlichkeiten in Höhe von 32,5 Mrd € spiegeln sowohl die im abgelaufenen Geschäftsjahr getätigten Anleiheemissionen der E.ON SE als auch die Tilgungen von fünf Anleihen wider (Details vergleiche Seite 112). Zusätzlich wurden kurzfristige Zwischenfinanzierungen zurückgeführt.

Die Netto-Finanzposition hat sich gegenüber dem Jahresende 2021 um 3,1 Mrd € auf rund -21,6 Mrd € verbessert. Die Dividendenzahlung der E.ON SE und die Auszahlungen für Investitionen sowie die Margin-Zahlungen im Zusammenhang mit der Entwicklung der Commodity-Preise wurden durch den operativen Cashflow und die Desinvestitionen überkompensiert.

Die Erhöhung der Rechnungszinsen für Pensionen, die zu einer Reduzierung des Anwartschaftsbarwertes führte, kompensierte die negative Wertentwicklung des Planvermögens und wirkt in Summe positiv auf die wirtschaftliche Netto-Verschuldung (siehe Textziffer 25 des Konzernanhangs). Die Reduzierung der Entsorgungsrückstellungen resultiert im Wesentlichen aus der Inanspruchnahme der Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich (siehe Textziffer 26 des Konzernanhangs). Da die Inanspruchnahme den operativen Cashflow belastet, ergab sich daraus in Summe kein Effekt auf die wirtschaftliche Netto-Verschuldung.

Wirtschaftliche Netto-Verschuldung

	31. Dezember
in Mio €	2022	2021
Liquide Mittel	9.378	5.965
Langfristige Wertpapiere	1.347	1.699
Finanzverbindlichkeiten ¹	-32.483	-32.730
Effekte aus Währungssicherung	196	391
Netto-Finanzposition	-21.562	-24.675
Pensionsrückstellungen	-3.735	-6.082
Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen ²	-7.445	-8.016
Wirtschaftliche Netto-Verschuldung	-32.742	-38.773

¹ Die ehemals von innogy begebenen Anleihen sind mit dem Nominalwert einbezogen. Der Konzernbilanzwert ist um 1,7 Mrd € (31. Dezember 2021: 1,9 Mrd €) höher.
² Der Wert der Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen entspricht zum 31. Dezember 2022 wieder dem Bilanzwert (7.445 Mio €). Beim Wert zum 31. Dezember 2021 wurde teilweise auf Verpflichtungsbeträge abgestellt (Bilanzwert 9.230 Mio €).

Finanzierungspolitik und -maßnahmen

Für die Finanzierungspolitik von E.ON ist der jederzeitige Zugang zu unterschiedlichen Finanzierungsquellen von großer Bedeutung. Dies wird mit einer möglichst breiten Diversifikation der Investoren durch die Nutzung verschiedener Märkte und Instrumente sichergestellt. Dabei werden Anleihen ausgegeben, die zu einem möglichst ausgeglichenen Fälligkeitenprofil führen. Darüber hinaus werden großvolumige Euro-Benchmark-Anleihen gegebenenfalls mit Fremdwährungsanleihen, kleineren Euro-Anleihen, Privatplatzierungen oder auch Schuldscheindarlehen kombiniert. Weiterhin begibt E.ON seit dem Jahr 2019 sogenannte grüne Unternehmensanleihen und hat diese seither in ihrem Finanzierungsmix etabliert. E.ON beabsichtigt, mehr als 50 Prozent des jährlichen langfristigen Finanzierungsbedarfs mit grünen Anleihen zu decken. Zum Green Bond Framework von E.ON siehe Ausführungen im Kapitel E.ON am Kapitalmarkt.

Im Regelfall werden externe Finanzierungen von der E.ON SE durchgeführt und die Mittel innerhalb des Konzerns weitergeleitet. In der Vergangenheit wurden externe Finanzierungen auch von der niederländischen Finanzierungsgesellschaft E.ON International Finance B.V. (EIF) unter Garantie der E.ON SE durchgeführt. Im Laufe des Geschäftsjahres 2022 wurden Anleihen in Höhe von 2,7 Mrd € vollständig zurückgezahlt. Dagegen standen Neuemissionen von Schuldtiteln in Höhe von 3,9 Mrd € (siehe Kapitel Besondere Ereignisse im Berichtszeitraum).

Finanzverbindlichkeiten

	31. Dezember
in Mrd €	2022	2021
Anleihen ¹	27,2	26,4
in EUR	19,3	18,0
in GBP	6,1	7,1
in USD	1,0	0,9
in JPY	0,3	0,3
Sonstiges	0,6	0,1
Schuldscheindarlehen	0,0	0,0
Commercial Paper	0,8	1,5
Sonstige Verbindlichleiten	4,5	4,8
Summe	32,5	32,7

¹ inklusive Privatplatzierungen

Alle derzeit ausstehenden Anleihen der E.ON SE und der E.ON International Finance B.V. (EIF) wurden, mit Ausnahme der im Jahr 2008 begebenen USD-Anleihe, unter dem Dokumentationsrahmen eines Debt-Issuance-Programms emittiert. Für die vormals von der innogy SE und der innogy Finance B.V. emittierten Anleihen gilt entsprechend, dass diese unter dem Debt-Issuance-Programm der früheren innogy-Gruppe begeben wurden. Ein Debt-Issuance-Programm vereinfacht die zeitlich flexible Emission von Schuldtiteln in Form von öffentlichen und privaten Platzierungen an Investoren. Das Debt-Issuance-Programm der E.ON SE wurde zuletzt im März 2022 mit einem Programmrahmen von insgesamt 35 Mrd € erneuert (hiervon waren zum Jahresende 2022 rund 18,4 Mrd € genutzt). Die E.ON SE strebt im Jahr 2023 eine Erneuerung des Programms an.

Neben dem Debt-Issuance-Programm stehen ein Euro-Commercial-Paper-Programm mit einem Volumen von 10 Mrd € und ein US-Dollar-Commercial-Paper-Programm in Höhe von 10 Mrd US-$ zur Verfügung, unter denen jeweils kurzfristige Schuldverschreibungen begeben werden können. Das US-Dollar-Commercial-Paper-Programm wurde 2022 nach Jahren der Inaktivität wieder genutzt. Zum Jahresende 2022 standen Commercial Paper im Gegenwert von insgesamt 0,8 Mrd € aus (Vorjahr: 1,5 Mrd €).

Daneben steht E.ON die am 24. Oktober 2019 abgeschlossene syndizierte Kreditlinie mit einem Volumen von 3,5 Mrd € und einer ursprünglichen Laufzeit von fünf Jahren - zuzüglich zweier Optionen zur Verlängerung um jeweils ein weiteres Jahr - zur Verfügung. Nach Ausübung der beiden Verlängerungsoptionen endet die Laufzeit der Kreditlinie am 24. Oktober 2026. Die Kreditmarge ist unter anderem an die Entwicklung bestimmter ESG-Ratings gekoppelt, wodurch E.ON sich finanzielle Anreize für eine nachhaltige Unternehmensstrategie setzt. Die ESG-Ratings werden durch drei namhafte Agenturen bestimmt: ISS ESG, MSCI ESG Research und Sustainalytics. Die Linie dient als verlässliche und nachhaltige Liquiditätsreserve des Konzerns und kann bei Bedarf gezogen werden. Die Kreditlinie wird von 21 Banken zur Verfügung gestellt, die E.ONs Kernbankengruppe bilden.

Neben den Finanzverbindlichkeiten ist E.ON im Rahmen der Geschäftstätigkeit Haftungsverhältnisse und sonstige finanzielle Verpflichtungen eingegangen. Hierzu zählen insbesondere Garantien und Bürgschaften, Verpflichtungen aus Rechtsstreitigkeiten und Schadensersatzansprüchen, kurz- und langfristige vertragliche und gesetzliche sowie sonstige Verpflichtungen. Weitere Erläuterungen zu ausstehenden E.ON-Anleihen und zu Verbindlichkeiten, Haftungsverhältnissen sowie sonstigen Verpflichtungen befinden sich in den Textziffern 27, 28 und 32 des Konzernanhangs.

E.ONs Kreditwürdigkeit wird von Standard & Poor's (S&P) und Moody's mit Langfrist-Ratings von BBB beziehungsweise Baa2 bewertet. Der Ausblick ist bei beiden Ratings stabil. Die Ratingeinstufungen erfolgten in beiden Fällen auf Basis der Erwartung, dass E.ON einen für diese Ratings erforderlichen Verschuldungsgrad kurz- bis mittelfristig einhalten wird. Die Kurzfrist-Ratings liegen bei A-2 (S&P) beziehungsweise P-2 (Moody's).

E.ON hat sich im Mai 2022 dazu entschieden, zusätzlich Fitch Ratings zu beauftragen, seine Kreditwürdigkeit zu beurteilen. Damit wird das Unternehmen von allen drei großen Ratingagenturen beurteilt. Fitch bewertet das Unternehmenskreditrisiko von E.ON mit BBB+ und stabilem Ausblick, Anleihen mit A- und Commercial Paper mit F2.

Ratings der E.ON SE

Ratings der E.ON SE

	S&P	Moody's	Fitch
Langfristig	BBB	Baa2	BBB+
Ausblick	Stabil	Stabil	Stabil
Anleihen	BBB	Baa2	A-
Kurzfristig	A-2	P-2	F-2

Fälligkeiten der Anleihen

Anleihen der E.ON SE und der E.ON International Finance B.V. - Fälligkeitsstruktur

E.ON wird weiterhin dem Vertrauen der Ratingagenturen, Investoren und Banken mit einer klaren Strategie und einer transparenten Kommunikation jederzeit Rechnung tragen. Neben dem fortlaufenden Dialog mit Kapitalmarktinvestoren (zum Beispiel im Rahmen von Roadshows) und Ratingagenturen wird unter anderem ein jährliches Informationstreffen für die Kernbankengruppe von E.ON veranstaltet.

Investitionen

Im Geschäftsjahr 2022 lagen die zahlungswirksamen Investitionen im E.ON-Konzern mit 4,8 Mrd € nahezu auf der Höhe des Vorjahres. Auf Sachanlagen und immaterielle Vermögenswerte entfielen 4.6 Mrd € (Vorjahr: 4.5 Mrd €). Die Investitionen in Beteiligungen betrugen 177 Mio € gegenüber 275 Mio € im Vorjahr.

Investitionen

	31. Dezember
in Mio €	2022	2021
Energienetze	3.845	3.520
Kundenlösungen	831	710
davon EIS Business	523	409
Konzernleitung/Sonstiges	69	238
Konsolidierung	1	-4
Investitionen Kerngeschäft	4.746	4.464
Nicht-Kerngeschäft	7	298
E.ON Konzern Investitionen	4.753	4.762

Die Investitionen in das Kerngeschäft sind gegenüber dem Vorjahr gestiegen. Im Geschäftsfeld Energienetze betrugen die Investitionen 3,8 Mrd € und lagen damit 9 Prozent über dem Vorjahreswert von 3,5 Mrd €. In allen Regionen lag der Schwerpunkt der Investitionstätigkeit vor allem bei Neuanschlüssen und dem Netzausbau im Zusammenhang mit der Energiewende.

Im Geschäftsfeld Kundenlösungen erhöhten sich die Investitionen um 17 Prozent auf 0,8 Mrd € (Vorjahr: 0,7 Mrd €). Von den Gesamtinvestitionen entfielen allein auf den Bereich Energy Infrastructure Solutions (EIS) über alle regionalen Märkte hinweg 0,5 Mrd €. Wesentliche Effekte im Vorjahresvergleich sind der Erwerb einer Minderheitsbeteiligung an Horisont Energi - ein Unternehmen mit Sitz in Norwegen, das sich auf die Herstellung von sogenanntem blauem Ammoniak sowie auf Technologien zur Kohlenstoffspeicherung konzentriert - sowie höhere Investitionen in E.ONs Fernwärmenetze und die Installation zusätzlicher Smart Energy Meter in Großbritannien.

Der Bereich Konzernleitung/Sonstiges verzeichnete einen Rückgang der Investitionen um -71 Prozent auf 0,1 Mrd € (Vorjahr: 0,2 Mrd €). Ursächlich hierfür waren nachträgliche Kaufpreiszahlungen im Zusammenhang mit dem innogy-Erwerb, die im Vorjahr noch in den Investitionen enthalten waren.

Die Investitionen im Nicht-Kerngeschäft sanken um 0,3 Mrd €, da im Gegensatz zu 2021 kein Erwerb von Reststrommengen erfolgt ist.

Cashflow

Der operative Cashflow vor Zinsen und Steuern aus fortgeführten Aktivitäten lag mit 11,5 Mrd € um 5,9 Mrd € über dem Vorjahresniveau (5,6 Mrd €). Der Bereich Energienetze verzeichnete einen deutlichen Anstieg um 2,3 Mrd € auf 7 Mrd €, insbesondere infolge eines erhöhten zahlungswirksamen Ergebnisses und positiver Working-Capital-Veränderungen im deutschen Energienetz. Gleichfalls stieg der operative Cashflow vor Zinsen und Steuern im Bereich Kundenlösungen um 1,9 Mrd € auf 2,4 Mrd €, wobei sowohl das britische als auch das deutsche Geschäft zu dieser Entwicklung beitrugen. Die Folgen der Energiepreiskrise wirkten sich in den einzelnen Märkten aufgrund gewährter oder nicht gewährter staatlicher Unterstützungen sehr unterschiedlich aus und kompensierten sich teils. Insbesondere der operative Cashflow aus Großbritannien lag um 1,3 Mrd € über dem Vorjahreswert. Dies wird in den Folgequartalen zu entsprechend geringeren Kundeneinzahlungen führen. Durch die Abschaltung von Kraftwerken reduzierte sich der operative Cashflow des Nicht-Kerngeschäfts um 0,8 Mrd €. Vor allem durch interne Verrechnungen der E.ON Energy Markets GmbH mit den Segmenten in Folge der zentralen Beschaffung von Strom- und Gasmengen lag der operative Cashflow des Bereichs Konzernleitung/Sonstiges um rund 2,4 Mrd € über dem Vorjahresniveau. Der operative Cashflow aus fortgeführten Aktivitäten war durch geringere Zins- und Steuerzahlungen (0,1 Mrd €) entlastet.

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten lag mit -3,1 Mrd € um 2,3 Mrd € über dem Vorjahreswert von -5,4 Mrd €. Diese Entwicklung geht vor allem auf die Veränderung des Saldos von Ein- und Auszahlungen von Sicherheitsleistungen aus Warentermingeschäften zurück. Investitionen und Desinvestitionen liegen auf Vorjahresniveau. Die Desinvestitionen beinhalten insbesondere einen Zahlungszufluss aus der anteiligen Veräußerung der Westconnect GmbH. Im Geschäftsjahr 2021 sind unter anderem Aktivitäten in Ungarn veräußert worden.

Cashflow

in Mio €	2022	2021
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit	10.045	4.069
Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern	11.511	5.639
Cashflow aus der Investitionstätigkeit	-3.146	-5.399
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit	-3.146	2.263

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten lag mit -3,1 Mrd € um -5,4 Mrd € unter dem Vergleichswert des Vorjahres von +2,3 Mrd €. Aus dem Saldo von Emissionen und Rückzahlungen von Anleihen, Commercial Paper sowie Bankverbindlichkeiten im Berichtsjahr wurde der finanzielle Cashflow belastet, zusätzlich vermindernd auf den finanziellen Cashflow wirkte sich der Saldo aus Ein- und Auszahlungen aus Variation-Margins aufgrund der Realisierung von Derivategeschäften aus.

CCR - Cash Conversion Rate

Die Cash Conversion Rate stellt für uns einen Indikator dar, das erwirtschaftete Ergebnis des E.ON-Konzerns in Zahlungsmittelzuflüsse zu transformieren. Die CCR berechnet sich aus dem Verhältnis von operativem Cashflow vor Zinsen und Steuern und bereinigtem EBITDA. Die im operativen Cashflow vor Zinsen und Steuern enthaltenen Auszahlungen für den Rückbau von Kernkraftwerken werden für Zwecke der Cash Conversion Rate nicht berücksichtigt. In 2022 lag sie bei 151 Prozent, im Vorjahr bei 80 Prozent.

Vermögenslage

Die Bilanzsumme lag mit 134,0 Mrd € um rund 14,3 Mrd € beziehungsweise 12 Prozent über dem Wert zum Jahresende 2021. Das langfristige Vermögen stieg um 1,1 Mrd € auf 81,8 Mrd €. Dies ist im Wesentlichen auf den gestiegenen Wert der at equity einbezogenen Gesellschaften zurückzuführen. Zusätzlich kommen hier Investitionen in das Sachanlagevermögen zum Tragen.

Das kurzfristige Vermögen erhöhte sich von 39,1 Mrd € auf 52,2 Mrd € (33,5 Prozent). Dies resultierte im Wesentlichen aus der Veränderung der derivativen Finanzinstrumente und der Erhöhung der liquiden Mittel sowie der Vorräte.

Das auf die Anteilseigner der E.ON SE entfallende Eigenkapital beträgt zum 31. Dezember 2022 rund 21,9 Mrd €, während auf Anteile ohne beherrschenden Einfluss ein Eigenkapital von rund 5,9 Mrd € entfällt. Die Eigenkapitalquote (einschließlich der Anteile ohne beherrschenden Einfluss) belief sich am 31. Dezember 2022 auf 16 Prozent und weist damit im Vergleich zum 31. Dezember 2021 eine Erhöhung um einen Prozentpunkt auf. Zu dieser Entwicklung trug vor allem die Neubewertung der Pensionsverpflichtungen bei. Zusätzlich wirkten sich im Wesentlichen der Konzernüberschuss sowie positive Effekte aus Zins- und Commodity-Cashflow-Hedges im sonstigen Ergebnis aus.

Der Anstieg der langfristigen Schulden (21,7 Prozent beziehungsweise 13,3 Mrd €) ist im Wesentlichen auf die Entwicklung der Verbindlichkeiten aus derivativen Finanzinstrumenten zurückzuführen. Gegenläufig wirkten sich die Verringerung der Pensionsrückstellungen und der Rückgang der Rückstellung für Entsorgung aus dem Kernenergiebereich aus.

Die kurzfristigen Schulden (37,5 Mrd €) lagen 7,5 Prozent unter dem Stand zum 31. Dezember 2021. Dazu trug insbesondere die Verringerung der sonstigen Rückstellungen für Drohverluste aus schwebenden Geschäften aufgrund der Inanspruchnahme infolge der Realisation der zugrunde liegenden Geschäfte bei, sowie der Rückgang der Verbindlichkeiten aus derivativen Finanzinstrumenten. Gegenläufig wirkte sich der Anstieg der Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen aus.

Konzernbilanzstruktur

in Mio €	31. Dez. 2022	%	31. Dez. 2021	%
Langfristige Vermögenswerte	81.769	61	80.637	67
Kurzfristige Vermögenswerte	52.240	39	39.122	33
Aktiva	134.009	100	119.759	100
Eigenkapital	21.867	16	17.889	15
Langfristige Schulden	74.670	56	61.359	51
Kurzfristige Schulden	37.472	28	40.511	34
Passiva	134.009	100	119.759	100

Weitere Erläuterungen zur Vermögenslage befinden sich im Anhang zum Konzernabschluss.

Energienetze

Durchgeleitete Strom- und Gasmengen

Die durchgeleiteten Strom- und Gasmengen insgesamt sind im Berichtsjahr gegenüber dem Vorjahr gesunken. In Deutschland ist dies im Wesentlichen auf den Russland-Ukraine-Krieg sowie die damit zusammenhängenden Energieeinsparungen im Strombereich zurückzuführen. Gründe für den deutlichen Rückgang der durchgeleiteten Gasmengen waren die milde Witterung sowie die Kriegssituation und die damit verbundene angespannte Gaslage.

In Schweden waren die durchgeleiteten Strommengen im Vergleich zum Vorjahr sowohl witterungsbedingt als auch durch die angespannte Lage auf den Energiemärkten rückläufig. In Zentraleuropa Ost/Türkei sind die Ursachen entsprechend und darüber hinaus auf den Verkauf der beiden ungarischen Netzbetreiber ETI und ÉMÁSZ zurückzuführen. Die durchgeleiteten Gasmengen lagen ebenfalls unter Vorjahr. Gründe hierfür waren Witterungseffekte und die durch die Kriegssituation verbundene angespannte Gaslage/makroökonomische Situation.

Durchgeleitete Energiemengen

	Deutschland		Schweden		Zentraleuropa Ost/Türkei
in Mrd kWh	2022	2021	2022	2021	2022	2021
4. Quartal
Strom	58,3	62,3	8,9	10,0	14,4	15,3
Netzverluste, Eigenverbrauch etc.	2,0	1,9	0,2	0,4	0,8	0,2
Gas	43,8	54,5	0,0	0,0	12,8	17,6
1. ‒ 4. Quartal
Strom	229,6	234,7	33,7	36,9	57,0	66,2
Netzverluste, Eigenverbrauch etc.	7,0	7,1	1,0	1,2	3,2	3,9
Gas	159,8	183,9	0,0	0,0	43,0	49,8

	Summe
in Mrd kWh	2022	2021
4. Quartal
Strom	81,6	87,6
Netzverluste, Eigenverbrauch etc.	3,0	2,4
Gas	56,6	72,1
1. ‒ 4. Quartal
Strom	320,3	337,8
Netzverluste, Eigenverbrauch etc.	11,2	12,1
Gas	202,8	233,7

Netzkunden und -längen

Die Länge des Stromnetzes in Deutschland liegt mit rund 691.000 Kilometern leicht unter dem Vorjahreswert (700.000 Kilometer).

Im Versorgungsgebiet gab es zum Jahresende rund 14,8 Millionen Netzkunden (Vorjahr: 14,9 Millionen) im Stromnetz. Die Netzlänge im Gasbereich hat sich ebenfalls leicht reduziert auf rund 98.000 Kilometer (Vorjahr: 101.000 Kilometer), hingegen ist die Anzahl der Netzkunden mit 1,9 Millionen gegenüber dem Vorjahr nahezu unverändert.

In Schweden betrug die Netzlänge im Strombereich 141.000 Kilometer (Vorjahr: 140.000 Kilometer) und die Anzahl der Kunden im Stromverteilnetz blieb gegenüber dem Vorjahr unverändert bei rund 1,1 Millionen Kunden.

In Zentraleuropa Ost/Türkei betreibt E.ON Stromnetze mit einer Gesamtlänge von 275.000 Kilometern (Vorjahr: 274.000 Kilometer) und versorgt damit rund 8,4 Millionen Netzkunden (Vorjahr: 8,3 Millionen). Die von E.ON betriebenen Gasnetze sind - wie auch im Vorjahr - insgesamt rund 49.000 Kilometer lang und die Anzahl der Netzkunden im Gasbereich beträgt unverändert 2,7 Millionen (Vorjahr: 2,7 Millionen).

Umsatz und bereinigtes EBITDA

Energienetze

	Deutschland		Schweden		Zentraleuropa Ost/ Türkei
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
4. Quartal
Umsatz	4.535	4.076	266	261	855	668
Bereinigtes EBITDA	1.041	779	92	111	257	228
1. - 4. Quartal
Umsatz	16.248	14.661	1.007	962	3.003	2.650
Bereinigtes EBITDA	4.153	3.458	452	507	854	1.023

	Summe
in Mio €	2022	2021
4. Quartal
Umsatz	5.656	5.005
Bereinigtes EBITDA	1.390	1.118
1. - 4. Quartal
Umsatz	20.258	18.273
Bereinigtes EBITDA	5.459	4.988

Die Umsatzerlöse und das bereinigte EBITDA betrugen in Deutschland 16.248 Mio € beziehungsweise 4.153 Mio €. Der Umsatz liegt damit um 1.587 Mio € über dem Vorjahr. Zu dieser Entwicklung haben unter anderem der Ausbau der regulierten Vermögensbasis und gestiegene vorgelagerte Netzkosten der Stromübertragungsnetze, die Verteilnetzbetreiber nach den gesetzlichen Regelungen über die Netzentgelte weitergeben müssen, beigetragen. Das bereinigte EBITDA verbesserte sich gegenüber dem Vorjahr um 695 Mio €. Der Anstieg resultierte aus unterschiedlichen Effekten, unter anderem aus der weiter wachsenden regulierten Vermögensbasis infolge zusätzlicher Investitionen, der Realisierung geplanter Synergien aus der innogy-Transaktion, Kosteneinsparungen und der Aufholung negativer Ergebniseffekte. Diese positiven Effekte wurden zum Teil durch die höheren Commodity-Preise und die wärmere Witterung kompensiert.

In Schweden lag der Umsatz im Jahr 2022 mit 1.007 Mio € leicht über dem Vorjahr (962 Mio €). Anpassungen der Netzentgelte sind der Grund für diese Entwicklung. Das bereinigte EBITDA verzeichnete einen Rückgang um 55 Mio € auf 452 Mio €. Ergebnismindernd wirkten vor allem höhere Kosten für das vorgelagerte Netz, negative Mengeneffekte unter anderem durch die milde Witterung im Jahresverlauf sowie höhere Aufwendungen für Netzverluste und Sturmschäden.

Im Bereich Zentraleuropa Ost/Türkei entwickelte sich der Umsatz mit 3.003 Mio € (Vorjahr: 2.650 Mio €) positiv, während das bereinigte EBITDA mit 854 Mio € unter Vorjahr (1.023 Mio €) lag. Diese Ergebnisminderung ist maßgeblich auf höhere Beschaffungskosten für Netzverluste, insbesondere in Rumänien und Ungarn, sowie auf die Veräußerung von zwei Netzbetreibern in Ungarn im dritten Quartal 2021 zurückzuführen. Die gestiegenen Aufwendungen für Netzverluste stellen nur eine temporäre Ergebnisbelastung dar. Sie können aufgrund der bestehenden regulatorischen Mechanismen durch höhere Erlöse in Folgeperioden ausgeglichen werden.

Versorgungssicherheit ☑

GRI 2-6, GRI 3-3, GRI G4 Sektor Angaben Stromanbieter

Als Energieunternehmen und Verteilnetzbetreiber hat E.ON das Ziel, die sichere Versorgung ihrer Kunden mit Strom zu gewährleisten. Eine zuverlässige Stromversorgung ist die notwendige Voraussetzung dafür, dass Industrienationen ihre Wirtschaft aufrechterhalten und die Grundversorgung ihrer Bewohner sicherstellen können. So sind etwa Industriekunden, die eine hochpräzise industrielle Fertigung betreiben, auf eine konstante Netzfrequenz angewiesen. Ist diese nicht gewährleistet, können Maschinen ausfallen und dadurch zusätzliche Kosten entstehen. Eine vollständige Unterbrechung der Stromversorgung kann nicht nur für Industriekunden schwerwiegende Folgen haben: Die meisten Vorgänge in Unternehmen, dem öffentlichen Dienst und privaten Haushalten funktionieren auch nicht mehr ohne Strom. Eine Herausforderung bei der Stromversorgung besteht darin, dass Energie immer häufiger dezentral erzeugt wird und folglich von vielen unterschiedlichen Stellen in das E.ON-Netz eingespeist wird. Hinzu kommt, dass die Einspeisung von Energie aus erneuerbaren Quellen schwankt, da sie vom Wetter und anderen Faktoren abhängig ist, die außerhalb von E.ONs Einflussbereich liegen.

E.ONs Ansatz

E.ON möchte auch in einer zukünftigen Energiewelt sichere und stabile Netze betreiben und ihren Kunden damit eine zuverlässige Stromversorgung zu vertretbaren Kosten bieten. Deshalb setzt E.ON auf intelligente Netze: Wir statten sie mit Sensorik und Leittechnik aus, erhöhen den Automatisierungsgrad und erweitern sie um eine digitale Ebene. Dadurch können die Energieflüsse bedarfsgerecht gesteuert und die Netze in Echtzeit und mit größerer Granularität als heute überwacht werden. Zudem ermöglicht die Smart-Grid-Technologie, den Netzausbau teilweise zu vermeiden oder zu verzögern; dies wird in diesem Kapitel unter "Spezifische Aktionen" näher beschrieben.

Künftig werden intelligente Netze als Plattform für neuartige Technik und Geschäftsmodelle dienen, die zum Erfolg der Energiewende beitragen. Hierzu gehören beispielsweise

―	Flexible Tarifmodelle, die über Preisanreize die Nachfrage steuern und so helfen, die Netze zu stabilisieren
―	Zusammenschlüsse vieler dezentraler Stromerzeuger zu "virtuellen Kraftwerken", die dynamisch auf Verbrauchsänderungen reagieren
―	Peer-to-Peer Sharing-Lösungen zum Beispiel für private Haushalte oder Gewerbe
―	Schwankungstolerante lokale Energiesysteme mit Batterie-, Gas- oder Wärmespeichern und einander ergänzenden Erzeugungsanlagen.

Um mehr potenzielle Innovationen zu erforschen, haben wir im Jahr 2022 das E.ON-Lab gestartet: In Arnsberg/Sundern und Lüneburg testet E.ON inwieweit verschiedene Aspekte einer zukünftigen Energiewelt realisierbar, nützlich und skalierbar sind. E.ON baut dort digitale Anlagen aus und prüft damit den Mehrwert von intelligenten Lösungen für Kunden und Netz. Außerdem ergründen wir, ob und wie die aktuelle Regulierung der Energiemärkte besser mit den Kundenbedürfnissen in Einklang gebracht werden kann. Zeitgleich ermöglicht E.ON mit ihren intelligenten Lösungen einen sicheren und effizienten Netzbetrieb. So stellen wir die Betriebszustände der Netzanlagen und die Energieflüsse in den Netzen transparent dar und können somit vorhandene Flexibilität in unseren Netzen gezielt nutzen.

Leit- und Richtlinien

2021 hat E.ON eine Strategie für den verstärkten Einsatz intelligenter Technologien (Smartifizierung) in ihren Niedrig- und Mittelspannungsnetzen verabschiedet. Sie gilt für Deutschland und für alle weiteren europäischen Länder, in denen das Unternehmen tätig ist. E.ONs Ziele für den Einsatz intelligenter Technologien variieren von Land zu Land und gehen in der Regel weit über die Vorgaben der jeweiligen Regulierungsbehörde hinaus. Die Fortschritte wird das Unternehmen anhand von Leistungskennzahlen (KPIs) regelmäßig überprüfen.

Organisation und Verantwortlichkeiten

Für den sicheren und zuverlässigen Betrieb der Verteilnetze sind die regionalen Netzgesellschaften von E.ON verantwortlich. Dort steuert die sogenannte Netzleitstelle den operativen Netzbetrieb. Sie ist auch dafür zuständig, unvorhersehbare Ausfälle in der jeweiligen Region zu beheben. Sollte es eine flächendeckende Großstörung geben, regelt das Krisenmanagement von E.ON die Zuständigkeiten und Abläufe. Die Konzernrichtlinie "Ereignis- und Krisenmanagement" macht dazu entsprechende Vorgaben. Der Chief Operating Officer - Networks (COO-N) verantwortet den Bereich Energienetze. Unter seiner Leitung steuern drei Abteilungen (Energy Networks Europe, Energy Networks Germany und Energy Networks Technology & Innovation) in der Konzernzentrale die regionalen Einheiten des Bereichs. Zu ihren Aufgaben gehören unter anderem die strategische Entwicklung, die Investitionsplanung und das Assetmanagement.

Spezifische Aktionen

Im Rahmen von Investitions- und Instandhaltungsprogrammen baut E.ON ihre Netze bedarfsgerecht aus und hält sie instand. Von 2023 bis 2027 wird E.ON 26 Mrd € in den Ausbau der Netze investieren. Auf diese Weise wollen wir sicherstellen, dass alle unsere Netzkunden daran angeschlossen sind und zuverlässig mit Energie versorgt werden. Die auf ein oder mehrere Jahre ausgelegten Maßnahmen werden von den regionalen Netzgesellschaften eigenverantwortlich umgesetzt. Ein Teil des Investitionsbudgets wird für den schrittweisen Ausbau intelligenter Netze genutzt: E.ONs Netzstruktur wird progressiv mit Sensorik, Steuerungs- und Leittechnik ausgestattet, automatisiert und digital vernetzt. Dabei ermöglicht der zunehmende Einsatz von Smart-Grid-Technologien, kostenintensive Investitionen in den klassischen Netzausbau zu vermeiden oder zu verzögern - zum Beispiel, indem bestehende Freileitungen mit neuer Technologie besser ausgelastet werden können. Neben der Versorgungssicherheit steht bei Investitionsentscheidungen immer auch die Effizienz der Maßnahmen im Fokus. Das heißt, E.ON entscheidet sich für diejenigen Lösungen, die technisch und wirtschaftlich am sinnvollsten sind. Denn Netzinvestitionen haben auch Einfluss auf die sogenannten Netzentgelte, die einen Anteil des vom Kunden bezahlten Strompreises ausmachen.

Ziele und Leistungsprüfung

E.ONs regionale Netzgesellschaften erfassen alle geplanten und ungeplanten Versorgungsunterbrechungen in ihren Verteilnetzen. Die ermittelten Daten fließen in den "System Average Interruption Duration Index" (SAIDI) für Strom ein. Er gibt die durchschnittliche Unterbrechungsdauer je versorgtem Verbraucher pro Jahr an.

E.ON weist den SAIDI der vollkonsolidierten Netzgesellschaften nach Ländern aus. Die Werte für Deutschland ergeben sich aus dem gewichteten Durchschnitt der dort vollkonsolidierten Netzgesellschaften. Berechnet werden sie nach der von der Bundesnetzagentur (BNetzA) vorgeschriebenen Methode. Die Berechnungen basieren auf Netzstörungen, die auch von der BNetzA verifiziert sind. In allen Ländern, in denen E.ON Netze betreibt, gibt es ähnliche Qualitätsvorschriften. Auf deren Basis prüft und validiert die jeweilige nationale Regulierungsbehörde die Störungsmeldungen der Netzbetreiber. Die SAIDI-Zahlen für ein bestimmtes Land spiegeln daher die von der jeweiligen Regulierungsbehörde vorgegebene Methodik wider.

› Außerdem berechnen die Netzgesellschaften den "System Average Interruption Frequency Index" (SAIFI). Dieser bildet die durchschnittliche Anzahl der Unterbrechungen pro Kunde und Jahr. Die Erhebung des SAIFI beruht auf demselben Verfahren wie beim SAIDI. ‹

Bis zum Ende der Datenerfassung in 2022 hatte keine Regulierungsbehörde den Prozess der Validierung der Ausfälle für 2022 abgeschlossen. Da dieser Bericht endgültige, behördlich geprüfte Zahlen zur Versorgungszuverlässigkeit enthalten soll, werden nachfolgend die landesspezifischen Vorjahreswerte offengelegt.

Obwohl SAIDI und SAIFI nicht zur Steuerung von Managementprozessen genutzt werden, liefern sie wichtige Informationen über die Servicequalität der Netze. So informieren die Netzbetreiber das für den Netzbetrieb zuständige E.ON-Vorstandsmitglied in regelmäßigen Abständen über ihre Versorgungszuverlässigkeit.

Bei der folgenden Darstellung der Kennzahlen zur Versorgungsqualität haben wir bei der Einordnung störungsbedingter Unterbrechungen für verschiedene Länder aufgrund divergenter Vorgaben des jeweiligen nationalen Regulators unterschiedliche Ursachen berücksichtigt.

Die Versorgungssicherheit in Deutschland ist im Jahr 2022 (basierend auf den Daten von 2021) auf hohem Niveau geblieben. Eine ähnliche Entwicklung ist in Polen und Schweden zu beobachten. Der deutliche Rückgang an ungeplanten Versorgungsunterbrechungen in Rumänien ist den umfangreichen Investitionen in Modernisierungs- und Wartungstechnologien zuzuschreiben. Die Verbesserung in Ungarn ist auf den Verkauf der Verteilnetzbetreiber ETI und EMASZ zurückzuführen. Über die beste Versorgungszuverlässigkeit im Konzern verfügen die Netze in Deutschland. Die außergewöhnlich hohen ungeplanten Ausfallzeiten in Tschechien stehen in Zusammenhang mit einem Tornado in Südmähren, der mehrere Tote und Hunderte Verletzte sowie schwere Schäden in der Region hinterließ.

SAIDI Strom ¹ G4-EU29

	2022			2021
Minuten pro Kunde	Geplant	Ungeplant	Gesamt	Geplant	Ungeplant	Gesamt
Deutschland ²	7	16	24	7	15	22
Schweden	30	91	121	26	91	116
Ungarn ³	87	54	141	117	58	175
Tschechien ⁴	144	308	451	134	47	181
Rumänien	293	89	382	297	259	556
Slowakei ⁴	80	66	146	70	58	128
Polen ³	11	39	50	7	38	45

	2020
Minuten pro Kunde	Geplant	Ungeplant	Gesamt
Deutschland ²	7	16	23
Schweden	25	121	146
Ungarn ³	117	61	178
Tschechien ⁴	145	47	192
Rumänien	288	358	646
Slowakei ⁴	143	65	208
Polen ³	9	44	53

¹ Mögliche Abweichungen in der Summenbildung können durch Rundung der Zahlen auftreten.
² Die Zahlen der ungeplanten Ausfallzeiten enthalten keine Ereignisse höherer Gewalt; daher hatte das Hochwasserereignis im Ahrtal keinen Einfluss auf die Kennzahl.
³ Die Zahlen der ungeplanten Ausfallzeiten enthalten keine Ereignisse höherer Gewalt.
⁴ Aufgrund einer Definitionsanpassung enthalten die ungeplanten Ausfallzeiten im Berichtsjahr 2022 (im Gegensatz zu den Vorjahren) Ereignisse höherer Gewalt und Vandalismus.

SAIFI Strom ¹ G4-EU28

☒	2022			2021
Unterbrechungen pro Kunde	Geplant	Ungeplant	Gesamt	Geplant	Ungeplant	Gesamt
Deutschland ²	0,30	0,60	0,90	0,10	0,30	0,40
Schweden	0,40	1,30	1,70	0,20	0,90	1,10
Ungarn ²	0,30	0,80	1,10	0,40	0,80	1,20
Tschechien ³	0,60	0,50	1,10	0,50	0,60	1,10
Rumänien	0,80	0,90	1,70	1,00	2,70	3,60
Slowakei ³	0,40	0,90	1,30	0,30	1,10	1,40
Polen ²	0,10	0,90	1,00	0,10	0,60	0,70

☒	2020
Unterbrechungen pro Kunde	Geplant	Ungeplant	Gesamt
Deutschland ²	0,10	0,30	0,40
Schweden	0,20	1,20	1,40
Ungarn ²	0,40	0,80	1,30
Tschechien ³	0,60	0,80	1,40
Rumänien	0,90	3,60	4,60
Slowakei ³	0,50	1,20	1,70
Polen ²	0,20	0,80	1,00

¹ Mögliche Abweichungen in der Summenbildung können durch Rundung der Zahlen auftreten.
² Die Zahlen der ungeplanten Ausfallzeiten enthalten keine Ereignisse höherer Gewalt.
³ Die Zahlen der ungeplanten Ausfallzeiten enthalten weder Ereignisse höherer Gewalt noch Vandalismus.

Fortschritte und Maßnahmen ☒

Die nachstehende Tabelle gibt Auskunft über unsere Systemlängen bis Ende 2022.

Systemlänge bis Jahresende

	Strom			Gas
Tausend Kilometer	2022	2021	2020	2022 ²	2021 ²	2020
Deutschland ¹	691	700	705	98	101	101
Schweden	141	140	139	0	0	0
Ungarn	84	84	133	18	18	18
Tschechien	67	67	66	5	5	5
Rumänien	83	83	82	25	24	23
Slowakei	23	23	50	0	0	0
Polen	18	18	0	0	0	0
Gesamt	1.107	1.115	1.176	146	148	147

¹ Die Angaben für Deutschland beziehen sich auf das jeweilige Vorjahr: 2022 auf 2021, 2021 auf 2020 und so weiter.
² Ohne Kroatien.

Kundenlösungen

Strom- und Gasabsatz

Im Geschäftsjahr 2022 reduzierte sich der Stromabsatz um 111,1 Mrd kWh auf 261,7 Mrd kWh. Der Gasabsatz lag mit 462,9 Mrd kWh leicht über dem Vorjahreswert von 448 Mrd kWh. Der leichte Anstieg resultiert aus dem Segment Großhandel und ist vor allem auf die Optimierung des Beschaffungsportfolios zurückzuführen.

Im Bereich der Kundengruppen reduzierte sich der Strom- und Gasabsatz. Gründe für den Rückgang waren in nahezu allen regionalen E.ON-Märkten vor allem Portfoliobereinigungen im Zuge unserer B2B-Strategie, die milde Witterung sowie krisenbedingte Energieeinsparungen und damit verbundene geringere Verbräuche.

Stromabsatz

	Deutschland		Großbritannien		Niederlande
in Mrd. kWh	2022	2021	2022	2021	2022	2021
4. Quartal
Privat- und kleinere Geschäftskunden	9,0	8,8	4,6	6,0	1,7	1,7
Industrie- und Geschäftskunden	7,2	6,9	5,7	8,7	0,6	1,1
Vertriebspartner	4,9	13,4	0,8	-	-	-
Kundengruppen	21,1	29,1	11,1	14,7	2,3	2,8
Großhandel	19,0	50,5	1,2	28,1	3,2	2,3
Summe	40,1	79,6	12,3	42,8	5,5	5,1
1. ‒ 4. Quartal
Privat- und kleinere Geschäftskunden	33,2	32,7	19,9	21,8	5,3	6,3
Industrie- und Geschäftskunden	27,6	28,5	26,1	32,0	2,6	4,7
Vertriebspartner	18,8	49,8	2,4	2,2	-	-
Kundengruppen	79,6	111,0	48,4	56,0	7,9	11,1
Großhandel	53,5	77,0	6,0	35,8	11,2	8,2
Summe	133,1	188,0	54,4	91,8	19,1	19,2

	Sonstige		Summe
in Mrd. kWh	2022	2021	2022	2021
4. Quartal
Privat- und kleinere Geschäftskunden	6,0	8,2	21,4	24,7
Industrie- und Geschäftskunden	4,7	6,1	18,4	22,8
Vertriebspartner	1,2	1,8	6,9	15,2
Kundengruppen	11,9	16,1	46,7	62,7
Großhandel	2,3	2,4	25,6	83,0
Summe	14,2	18,5	72,3	145,7
1. ‒ 4. Quartal
Privat- und kleinere Geschäftskunden	23,6	32,5	82,0	93,3
Industrie- und Geschäftskunden	16,2	24,5	72,6	89,7
Vertriebspartner	5,5	6,9	26,7	59,1
Kundengruppen	45,3	64,0	181,3	242,3
Großhandel	9,8	9,7	80,4	130,7
Summe	55,1	73,6	261,7	372,8

Gasabsatz

	Deutschland		Großbritannien		Niederlande
in Mrd. kWh	2022	2021	2022	2021	2022	2021
4. Quartal
Privat- und kleinere Geschäftskunden	13,5	15,6	11,1	16,0	6,3	8,2
Industrie- und Geschäftskunden	8,8	5,6	2,4	5,9	3,6	5,3
Vertriebspartner	6,5	12,1	2,6	2,0	-	-
Kundengruppen	28,8	33,3	16,1	23,9	9,9	13,5
Großhandel	30,9	38,0	10,2	31,9	13,1	10,7
Summe	59,7	71,3	26,3	55,8	23,0	24,2
1. ‒ 4. Quartal
Privat- und kleinere Geschäftskunden	41,6	46,4	39,9	49,0	19,9	26,8
Industrie- und Geschäftskunden	24,9	26,0	9,9	14,0	14,4	23,1
Vertriebspartner	19,9	36,6	7,2	7,4	-	-
Kundengruppen	86,4	109,0	57,0	70,4	34,3	49,9
Großhandel	92,8	80,3	95,9	41,0	41,1	32,6
Summe	179,2	189,3	152,9	111,4	75,4	82,5

	Sonstige		Summe
in Mrd. kWh	2022	2021	2022	2021
4. Quartal
Privat- und kleinere Geschäftskunden	10,6	12,6	41,5	52,4
Industrie- und Geschäftskunden	3,1	5,3	17,9	22,1
Vertriebspartner	0,1	-	9,3	14,1
Kundengruppen	13,8	17,9	68,7	88,6
Großhandel	3,9	2,5	58,1	83,1
Summe	17,7	20,4	126,8	171,7
1. ‒ 4. Quartal
Privat- und kleinere Geschäftskunden	33,0	35,9	134,4	158,1
Industrie- und Geschäftskunden	11,0	20,9	60,2	84,0
Vertriebspartner	0,7	0,7	27,8	44,7
Kundengruppen	44,7	57,4	222,4	286,7
Großhandel	10,7	7,4	240,5	161,3
Summe	55,4	64,9	462,9	448,1

Entwicklung der Kundenzahlen

Die Gesamtkundenzahl der vollkonsolidierten Gesellschaften im Geschäftsfeld Kundenlösungen lag mit rund 35,9 Millionen unter dem Vorjahreswert von 38,8 Millionen ⁵. In Deutschland blieb die Anzahl der Kunden unverändert gegenüber dem Vorjahr bei 14,4 Millionen. In Großbritannien hat sich die Anzahl der Kunden mit 9,1 Millionen aufgrund der herausfordernden Marktbedingungen leicht reduziert (Vorjahr: 9,3 Millionen). Diese waren auch in den Niederlanden die Ursache für den leichten Rückgang der Kunden auf 4,0 Millionen (Vorjahr: 4,1 Millionen). In den sonstigen Regionen sank die Gesamtkundenzahl von 11,0 Millionen auf 8,4 Millionen. Die Kundenverluste entfallen fast ausschließlich auf Stromkunden in Ungarn aufgrund der Rückgabe der ELMÜ-Universal-Service-Provider-Lizenz (USP) und der damit verbundenen Umstrukturierung des Geschäfts.

⁵ Die Anpassung erfolgte durch die Harmonisierung der npower- in Großbritannien.
⁶ Für die Integration von innogy in den E.ON-Konzern sind im Jahr 2022 zahlungswirksame Kosten in Höhe von 105 Mio € verbucht worden.

Die Kundenverluste entfallen sowohl auf Strom- als auch auf Gaskunden.

Umsatz und bereinigtes EBITDA

Der Anstieg der Umsatzerlöse im Geschäftsfeld Kundenlösungen um 34,8 Mrd € auf 96,2 Mrd € steht im Wesentlichen im Zusammenhang mit Preiserhöhungen an den Commodity-Märkten während der Energiekrise und betrifft insbesondere das Vertriebsgeschäft in Deutschland, Großbritannien und den Niederlanden. Das bereinigte EBITDA stieg um 193 Mio € auf 1.686 Mio €. Ein wesentlicher Bestandteil des Geschäftsfelds Kundenlösungen sind dezentrale Energieinfrastrukturlösungen für Kunden (EIS). Das bereinigte EBITDA dieser Aktivitäten belief sich im Berichtsjahr auf 568 Mio €.

In Deutschland erhöhte sich das bereinigte EBITDA um 66 Mio € auf 760 Mio €. Hauptgrund hierfür sind die geringeren Akquisekosten durch das reduzierte Wechselverhalten von Kunden sowie die Realisierung von Synergien im Zuge der innogy-Integration ⁶. Die Anpassung der Endkundenpreise konnte die gestiegenen Beschaffungskosten sowie Kosten für erwartete Zahlungsausfälle durch die Weitergabe der hohen Energiepreise insgesamt ausgleichen.

In Großbritannien sank das bereinigte EBITDA um 53 Mio € auf 208 Mio €. Der Rückgang resultierte im Wesentlichen aus Wetter- und Verbrauchseffekten sowie vorsorglichen Maßnahmen für Zahlungsausfälle insbesondere im Geschäft mit Privatkunden und kleineren und mittleren Unternehmen, die nur zum Teil durch Kosteneinsparungen im Rahmen des laufenden Restrukturierungsprogramms kompensiert werden konnten.

In den Niederlanden erhöhte sich das bereinigte EBITDA um 172 Mio € auf 324 Mio €. Positive Witterungseffekte und die dynamische Beschaffungsstrategie einschließlich der optimierten Nutzung von Gasspeichern haben signifikant zu dieser positiven Ergebnisentwicklung beigetragen.

Auch die sonstigen Regionen verzeichneten insgesamt eine positive Umsatz- und bereinigte EBITDA-Entwicklung. Der Umsatz stieg um 4.556 Mio € auf 15.315 Mio € und das bereinigte EBITDA um 8 Mio € auf 394 Mio €. In Ungarn wirkte insbesondere der Verkauf des regulierten Endkundengeschäfts positiv, während in Rumänien der regulatorische Rahmen das Ergebnis negativ beeinflusste.

Kundenlösungen

	Deutschland		Großbritannien		Niederlande
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
4. Quartal
Umsatz	11.974	11.564	12.789	6.392	3.591	1.730
Bereinigtes EBITDA	285	161	-302	-35	115	50
1. ‒ 4. Quartal
Umsatzerlöse	38.732	28.711	31.992	17.870	10.182	4.088
Bereinigtes EBITDA	760	694	208	261	324	152

	Sonstige		Summe		davon EIS
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
4. Quartal
Umsatz	4.609	3.523	32.963	23.209	-	-
Bereinigtes EBITDA	171	-5	269	171	203	170
1. ‒ 4. Quartal
Umsatzerlöse	15.315	10.759	96.221	61.428	-	-
Bereinigtes EBITDA	394	386	1.686	1.493	568	479

Nachhaltige Produkte und Services ☑

GRI 3-3

Der Ausstoß von Treibhausgasen lässt sich nicht nur über die Art der Energieerzeugung begrenzen. Auch die Energieeffizienz und andere Methoden der Verbrauchsreduzierung sowie die Rückgewinnung von Energie sind Hebel, um Emissionen zu senken. E.ON verfügt über ein breites Portfolio solcher Lösungen, die das Unternehmen an Privatkunden ebenso wie an Kunden aus dem industriellen, kommerziellen oder kommunalen Bereich vertreibt. Um die Bedürfnisse ihrer Kunden besser zu erfüllen, auf Marktveränderungen zu reagieren und neue Technologien zu nutzen, passt E.ON dieses Portfolio kontinuierlich an.

E.ONs Ansatz

Für Privathaushalte bietet E.ON dezentrale Energiesysteme an. Unter dem Namen Future Energy Home können die Kunden verschiedene Lösungen nutzen - von Solarmodulen für die eigene Energieerzeugung und Batteriesystemen zur Speicherung über Ladestationen für Elektrofahrzeuge bis hin zu Wärmepumpen und anderen Heizlösungen. Die Geräte sind mit E.ON Home, einer App für das Energiemanagement, verbunden; sie wurde 2018 eingeführt und war im Berichtsjahr in sechs Ländern verfügbar. 2023 sollen drei weitere Länder dazukommen. Über die App können Kunden die von ihnen erzeugte und verbrauchte Energie ortsunabhängig einsehen, die Geräte steuern und ihre Verbrauchswerte sowie CO ₂-Emissionen senken. Im Jahr 2022 hat E.ON die App um neue Funktionen erweitert, insbesondere im Bereich eMobility. Zudem werden weitere Funktionalitäten getestet, wie Solar Charging.

Damit digitale Energiemanagementlösungen reibungslos genutzt werden können, ist der Einsatz von Smart Energy Metern eine Grundvoraussetzung. Nach einer EU-Richtlinie aus dem Jahr 2009 sollen alle Verbraucher einen intelligenten Zähler erhalten, soweit technisch und finanziell realisierbar. Die Mitgliedsstaaten müssen diese Richtlinie in nationales Recht umsetzen. Beispielsweise sieht das deutsche Messstellenbetriebsgesetz von 2016 vor, dass alle Messstellen bis 2032 mit Smart Energy Metern ausgestattet werden (Weitere Informationen befinden sich unter "Ziele und Leistungsüberprüfung").

In der Energiewende spielt auch Elektromobilität (E-Mobilität) eine bedeutende Rolle. In Deutschland wurden im Verkehrssektor 2021 rund 148 Mio Tonnen CO₂-Äquivalente (CO ₂e) ausgestoßen. Nach dem 2021 erneuerten deutschen Klimaschutzgesetz sollen diese Emissionen bis 2030 auf maximal 85 Mio Tonnen CO ₂e jährlich reduziert werden. Um dies zu erreichen, müssen Pkw- und Straßengüterverkehr klimaneutral und dazu das Angebot alternativer Antriebe sowie die Infrastruktur zu deren Energieversorgung massiv ausgebaut werden. Bis 2030 sollen in Deutschland allein eine Million öffentlich zugängliche Ladepunkte entstehen. Dazu kommen die Ladepunkte im privaten und betrieblichen Umfeld von E-Auto-Fahrern und bei den Betreibern von elektrischen Fahrzeugflotten. E.ON hat sich zum Ziel gesetzt, sich mit ihrer Erfahrung im Energiebereich hierbei einzubringen, und das Aufladen von E-Fahrzeugen an öffentlichen Plätzen, am Arbeitsplatz und zu Hause zu erleichtern.

Um ein wirtschaftliches und gleichzeitig klimaverträgliches Laden zu ermöglichen, bietet E.ON umfangreiche Infrastrukturlösungen an. Unter der Marke E.ON Drive plant und errichtet E.ON Ladestationen und schließt sie ans Stromnetz an. Weiterhin übernimmt E.ON die Energielieferung und den Betrieb der Anlagen. Im Berichtsjahr haben wir unser E-Mobilitätsgeschäft weiter optimiert und konzentrieren uns zukünftig auf drei Bereiche: E.ON Drive Solutions ist für private und geschäftliche Nutzer tätig. Im Fokus stehen Angebote für das Laden am Arbeitsplatz, unterwegs und zu Hause, die verschiedene Wallboxen sowie passende Installations- und Energieservices umfassen. Daneben kümmert sich E.ON Drive eTransport um die Elektrifizierung von Nutzfahrzeugen. E.ON Drive Infrastructure ist wiederum für das Laden im öffentlichen Raum verantwortlich.

Für die zukünftige Energiewelt sind dezentrale, flexible und vernetzte Versorgungssysteme ausschlaggebend. Ihre Entwicklung will E.ON mit dem Bereich Energy Infrastructure Solutions (EIS) vorantreiben. Dieser besteht aus den zwei Einheiten City Energy Solutions (CES) und Business-to-Business (B2B), die dezentrale Energieinfrastrukturen entwickeln, besitzen und betreiben. EIS möchte Kunden aus Gewerbe, Industrie, Städten und Gemeinden sowie der Immobilienwirtschaft dabei unterstützen, ihre Nachhaltigkeitsziele zu erreichen. Die entsprechenden Anlagen befinden sich auf dem Gelände oder in der Nähe der Kunden. Insgesamt hat sich EIS auf vier Felder spezialisiert: Neben der umfassenden Vor-Ort-Erzeugung von Strom, Wärme und Dampf bietet der Bereich auch die Lieferung von Fernwärme und -kälte an. Zum Portfolio gehören außerdem dezentrale Lösungen für Quartiere und Industrie- beziehungsweise Gewerbekunden sowie Produkte und Dienstleistungen für mehr Energieeffizienz. Bei seinen Angeboten setzt EIS auf moderne Technik, darunter Anlagen für die Kraft-Wärme-Kopplung und Energierückgewinnung, außerdem Abwärmenutzung sowie Niedertemperatur-Heiz- und Kühlnetze. Einige der Lösungen werden durch softwarebasierte Lösungen und Analysen ergänzt, die die Kunden dazu befähigen sollen, Energieverbrauch und -kosten sowie die CO ₂-Emissionen zu senken, indem sie den Energieverbrauch visualisieren und optimieren.

Organisation und Verantwortlichkeiten

Der Chief Operating Officer - Commercial verantwortet als Mitglied des E.ON-Vorstands das gesamte Kundengeschäft einschließlich des Segments Kundenlösungen. Das Segment umfasst auch Konzepte, die die Kunden dazu befähigen sollen, sozialen, ökologischen und finanziellen Mehrwert zu schaffen. E.ON Energy Infrastructure Solutions (EIS) und Business-to-Customer (B2C) arbeiten mit verschiedenen E.ON Business Units an einer Vielzahl von Themen wie Produktentwicklung, Anlagenbetrieb und Nachhaltigkeitsmanagement. Die Verantwortung hierfür tragen die regionalen, für ihren jeweiligen Markt (unter anderem West-, Zentral- und Osteuropa, Großbritannien oder Skandinavien) zuständigen Einheiten.

Die Verteilernetzbetreiber (Distribution System Operators - DSOs) in ganz Europa, die zu E.ONs Segment Energienetze gehören, sind für die Installation von Smart Energy Metern in ihren Versorgungsgebieten zuständig. Eine Ausnahme bildet das Vereinigte Königreich: Hier stellt die Vertriebseinheit ihren Kunden die Smart Energy Meter zur Verfügung. Der deutsche Gesetzgeber hat zwei Rollen für die Bereitstellung von Smart Energy Metern geschaffen. Der "grundzuständige Messstellenbetreiber" ist für den flächendeckenden Rollout der gesetzlich vorgeschriebenen Smart Energy Meter im Verteilnetz verantwortlich. Bei E.ON wird diese Rolle von den Verteilnetzbetreibern wahrgenommen. Die zweiten, gesetzlich festgelegten Rollen sind die "wettbewerblichen Messstellenbetreiber". Diese treten miteinander in den Wettbewerb und bieten neben dem Standard-Smart Energy Meter weitere Lösungen an, die auf Smart Energy Metern basieren. Bei E.ON wird diese Rolle von den deutschen Vertriebseinheiten wahrgenommen. Darüber hinaus sind Tochterunternehmen von E.ON als Smart-Meter-Dienstleister für Stadtwerke und regionale Energieversorger in Deutschland tätig.

Unter den drei in der E-Mobilität tätigen Geschäftsbereichen spielt E.ON Drive Solutions als Kompetenzzentrum für effektive und attraktive Ladelösungen eine konzernweite Rolle. E.ON Drive Solutions ist europaweit vertreten und deckt unter anderem die Aufgabenbereiche Vertrieb, Betrieb und IT-Management ab.

Spezifische Aktionen

Mit dem Konzept E.ON Plus ermöglichen wir Privatkunden in Deutschland, zwei oder mehr Energieverträge für Strom oder Gas zu bündeln und ohne Aufpreis von 100 Prozent Ökostrom zu profitieren. Unter bestimmten Bedingungen können die Kunden auch einen jährlichen Rabatt von 60 € pro Vertrag erhalten. Berechtigt sind E.ON-Vertragspartner in ganz Deutschland. Außerdem können Kunden zusammen mit Familienmitgliedern, Freunden oder Nachbarn an E.ON Plus teilnehmen. E.ON PlusStrom wurde vom TÜV Süd als Ökostrom zertifiziert.

Als eMobility Provider (EMP) ermöglichen wir den Fahrern von E-Autos Zugang zu unserem Ladenetzwerk. Dies beinhaltet auch Ladepunkte anderer Anbieter, die E.ONs Kunden über Roaming-Optionen zur Verfügung stehen. Darüber hinaus bieten wir Privatkunden innovative Ladestationen und spezifische Stromtarife an. Unseren gewerblichen Kunden liefern wir sowohl reguläre als auch Schnellladestationen. Weiterhin unterstützen wir sie mit Angeboten für das Flottenmanagement von Elektrofahrzeugen.

Darüber hinaus ist E.ON seit 2018 Mitglied der globalen EV100-Initiative der Climate Group, die sich zum Ziel gesetzt hat, E-Fahrzeuge bis 2030 zur neuen Normalität zu machen. Um mit gutem Beispiel voranzugehen, elektrifiziert E.ON schrittweise die eigene Fahrzeugflotte und Parkplätze für Mitarbeiter, Gäste und Kunden (Weitere Informationen zu EV100 finden Sie im Kapitel Umweltmanagement).

Im Bereich der Nutzfahrzeuge setzen wir mit E.ON Drive auch auf Wachstum in den Marktsegmenten des elektrischen Straßengüterverkehrs und des öffentlichen Personentransports. Noch sind batteriebetriebene Nutzfahrzeuge, besonders im Schwerlastbereich, die Ausnahme. Im Gegensatz zum Pkw-Markt steht der Transportsektor erst am Anfang seiner Entwicklung zu einer emissionsfreien Mobilität. Doch das Interesse von Unternehmen und Kommunen, ihre Lkw-, Bus- und Van-Flotten zu elektrifizieren, wächst. Mit Blick auf die Klimaziele, zunehmenden Gütertransport und den Wachstumskurs elektrischer Antriebe im öffentlichen Nah- und Fernverkehr werden auch die Herausforderungen bei Ladeinfrastruktur, Flächennutzung und Netzanschluss größer. E.ON will die Flottenbetreiber hier unterstützen und ihr Portfolio an Produkten und Dienstleistungen für das Laden von elektrischen Nutzfahrzeugflotten deutlich auszubauen. Bis 2025 wollen wir unsere Ladelösungen für Nutzfahrzeuge unter dem Namen E.ON Drive eTransport zu einem der führenden Angebote in Europa ausbauen.

Der Bereich EIS verfolgt sowohl im B2B-Segment als auch bei den CES-Produkten für Geschäftskunden und Kommunen einen partnerschaftlichen Geschäftsansatz und entwickelt integrierte Lösungen für Wärme, Kälte, Strom und Mobilität. Dabei handelt es sich um ganzheitliche Konzepte, die die einzelnen Sektoren verbinden - so kann etwa Strom aus Photovoltaikanlagen für den Betrieb von Wärmepumpen und die Ladeinfrastruktur für E-Mobilität genutzt werden. E.ON geht hier langfristige Partnerschaften ein und hat im Jahr 2022 beispielsweise eine Kooperationsvereinbarung mit der Deutsche ErdWärme GmbH (DEW) unterzeichnet. Gemeinsam wollen wir Geothermie-Projekte entwickeln und umsetzen, um unseren Geschäftskunden grüne und regional erzeugte Wärme bereitzustellen.

CES-Kunden verknüpfen ihre Nachhaltigkeitsziele zunehmend mit den Nachhaltigkeitszielen der Vereinten Nationen (UN SDGs), insbesondere SDG 7 (Bezahlbare und saubere Energie), 11 (Nachhaltige Städte und Gemeinden) und 13 (Maßnahmen zum Klimaschutz). Im Jahr 2022 ging unsere Geschäftseinheit CES mit Kommunen und Immobilienkunden in Europa Partnerschaften ein, um sie beim Erreichen ihrer Nachhaltigkeitsziele zu unterstützen. Indem wir sie bei Entwicklungsprojekten mit nachhaltigem Effekt unterstützen, verfolgen wir das Ziel, ihnen auch bei langfristigen Wertsicherung ihrer Vermögenswerte zu helfen.

E.ON beteiligt sich weiterhin an Forschungsprojekten von Universitäten und Forschungseinrichtungen. Ziel ist es, Technologien, Systeme und Ansätze zu entwickeln, die es ermöglichen, den Anforderungen der Energiewelt von morgen gerecht zu werden. Die aus unserer Sicht bedeutendste Forschungspartnerschaft E.ONs ist die Kooperation mit dem E.ON Energy Research Center an der RWTH Aachen. Dessen interdisziplinär angelegte Forschung konzentriert sich vor allem auf dezentrale Erzeugung, intelligente Netze und effiziente Gebäudetechnik.

Ziele und Leistungsüberprüfung

E.ON möchte ihren Kunden wegweisende Energielösungen für die Energiewelt von heute und morgen bieten. Wir wollen ihnen helfen, Geld zu sparen, weniger Energie zu verbrauchen, wo dies möglich ist, und mit diesen Lösungen weniger CO ₂ auszustoßen. Hierfür hat E.ON sich ein Ziel gesetzt: Bis 2030 will das Unternehmen die CO ₂-Emissionen der Kunden im Vergleich zu 2016 um 50 Prozent senken (Mehr zu E.ONs Klimazielen finden Sie im Kapitel Klimaschutz).

E.ON verfolgt das Ziel alle ihre Kunden in den Märkten, die unter die EU-Richtlinie fallen, mit einem Smart Energy Meter auszustatten. Aufgrund regulatorischer Verzögerungen bei der Zertifizierung der Kommunikationseinheiten, sogenannter Smart-Meter-Gateways, konnten die Verteilernetzbetreiber in Deutschland jedoch erst im Februar 2020 mit der schrittweisen Einführung der intelligenten Messsysteme beginnen. Bis zur Rücknahme der Markterklärung durch die zuständige Bundesbehörde im Mai 2022 verlief die Einführung der intelligenten Messsysteme in Deutschland planmäßig. Seitdem wird sie im reduzierten Umfang fortgeführt. Ein erneuter Hochlauf erfordert eine gesetzliche Änderung, die E.ON für das Jahr 2023 erwartet.

Das Team der E.ON Drive Infrastructure investiert in Ladeinfrastruktur, errichtet und betreibt diese an öffentlich zugänglichen Plätzen, um den Aufbau eines europaweiten Netzes zu unterstützen. Das Netzwerk soll jährlich um 1.000 Ladepunkte erweitert werden. Um dieses Ziel zu erreichen, konzentriert sich E.ON Drive Infrastructure auf drei zentrale Anwendungsfälle

―	in der unmittelbaren Umgebung dicht besiedelter Wohngebiete, Stadtzentren und Attraktionen,
―	in Zusammenarbeit mit stark frequentierten Zielen wie Supermärkten oder Hotels und Restaurants,
―	entlang der Autobahnen.

Die Auswirkungen unserer B2B-Projekte auf die Nachhaltigkeit unserer Kunden messen wir anhand einer Reihe von KPIs. Diese KPIs umfassen Kennzahlen zur Reduktion von CO ₂-Emissionen sowie zur Senkung der Energiekosten und des Energieverbrauchs, einschließlich der Senkung des Endenergieverbrauchs (zum Beispiel Strom) und des Primärenergieverbrauchs (zum Beispiel Brennstoffverbrauch zur Erzeugung von Strom oder Wärme). Aufgrund länderspezifischer Standards und Berichtspflichten sind diese jedoch konzernweit nicht durchgängig konsolidiert.

Um die Wirksamkeit der CES-Lösungen bei den Kunden zu bewerten, verwenden wir je nach Projekt und Kundenanforderungen ebenfalls unterschiedliche KPI. Hierzu zählen der Primärenergieverbrauch (zum Beispiel der Einsatz von Gas zur Wärmeerzeugung), die vermiedenen Emissionen (in der Regel CO ₂) und der Einsatz von Technologien zur Erzeugung erneuerbarer Energien (zum Beispiel Geothermie oder Wärmepumpen) in neuen Immobilienprojekten. Auch die für die KPI definierten Zielvorgaben sind je nach Kundenanforderungen und Marktstandards unterschiedlich. Die CES-Projekte werden regelmäßig von den Teams der regionalen Einheiten überwacht.

Fortschritte und Maßnahmen

Installierte Smart Energy Meter per Land ☐

In Tausend	2022	2021	2020
Rollout-Regionen
Großbritannien	5.300	4.738	4.208
Deutschland ¹	4.874	3.112	2.540
Schweden	1.050	1.047	1.044
Pilotregionen
Rumänien	346	306	288
Slowakei	105	100	231
Ungarn	330	188	142
Tschechien	10	5	2
Polen	163	158	0
Gesamt	12.178	9.654	8.455

¹ Einschließlich digitaler Messgeräte.

Nicht-Kerngeschäft

Vollkonsolidierte und rechtlich zurechenbare Kraftwerksleistung

Die vollkonsolidierte und die rechtlich zurechenbare Kraftwerksleistung von PreussenElektra ist zum 31. Dezember 2022 konstant bei 1.058 MW gegenüber dem Vorjahr geblieben.

Stromerzeugung - PreussenElektra

Stromerzeugung und -bezug lagen mit 9,1 Mrd kWh im Geschäftsjahr 2022 aufgrund der gemäß Atomgesetz am 31. Dezember 2021 erfolgten Abschaltung der Kernkraftwerke Brokdorf und Grohnde deutlich unter dem Vorjahresniveau.

Stromerzeugung

	PreussenElektra
in Mrd. kWh	2022	2021
4. Quartal
Eigenerzeugung	2,0	7,7
Bezug	0,4	0,2
Gemeinschaftskraftwerke	-	-
Fremde	0,4	0,2
Summe	2,4	7,9
Betriebsverbrauch, Netzverlust etc.	-0,1	-
Stromabsatz	2,3	7,9
1. ‒ 4. Quartal
Eigenerzeugung	8,7	30,5
Bezug	0,6	1,1
Gemeinschaftskraftwerke	-	-
Fremde	0,6	1,1
Summe	9,3	31,6
Betriebsverbrauch, Netzverlust etc.	-0,2	-0,1
Stromabsatz	9,1	31,5

Umsatz und bereinigtes EBITDA

Der Umsatz im Nicht-Kerngeschäft reduzierte sich um 572 Mio € auf 1.060 Mio € gegenüber dem Vorjahr. Ebenfalls einen Rückgang um 533 Mio € auf 1.084 Mio € verzeichnete das bereinigte EBITDA.

Die rückläufige Entwicklung der Umsatzerlöse im Bereich PreussenElektra resultiert im Wesentlichen aus der planmäßigen Abschaltung der Kernkraftwerke Brokdorf und Grohnde am 31. Dezember 2021 und konnte zum Teil durch höhere Vermarktungspreise für die vermarkteten Mengen aus dem Kraftwerk Isar 2 kompensiert werden. Der Rückgang des bereinigten EBITDA ist vor allem auf den Entfall des Einmaleffektes im Jahr 2021 aus der Einigung zwischen der Bundesregierung und den Kernkraftwerksbetreibern bei den Produktionsrechten für Kernkraftwerke und der daraus resultierenden Rückabwicklung von Reststrommengenkäufen zurückzuführen.

Des Weiteren wirkte die planmäßige Abschaltung der Kernkraftwerke Brokdorf und Grohnde am 31. Dezember 2021 ergebnismindernd. Kompensierend wirkten die gegenüber dem Vorjahr gestiegenen Vermarktungspreise. Die ab dem 1. Dezember 2022 geltenden Regelungen des Gesetzes zur Einführung einer Strompreisbremse und zur Änderung weiterer energierechtlicher Bestimmungen (StromBP) zur Abschöpfung von Strommarkterlösen belasteten erstmals das Ergebnis.

Dagegen lag im Bereich Erzeugung Türkei der At-equity-Ergebnisbeitrag der Beteiligung Enerjisa Üretim über Vorjahr. Dies ist vor allem auf operative Verbesserungen zurückzuführen, die zum Teil durch Währungsumrechnungseffekte infolge der Abwertung der türkischen Lira kompensiert wurden.

Nicht-Kerngeschäft

	PreussenElektra		Erzeugung Türkei		Summe
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
4. Quartal
Umsatz	308	559	-	-	308	559
Bereinigtes EBITDA	277	346	29	20	306	366
1. ‒ 4. Quartal
Umsatzerlöse	1.060	1.632	-	-	1.060	1.632
Bereinigtes EBITDA	922	1.563	162	54	1.084	1.617

Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage der E.ON SE

Der Verlauf des Geschäftsjahres 2022

Der Jahresabschluss der E.ON SE ist nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB) und der Verordnung über das Statut der Europäischen Gesellschaft (SE) in Verbindung mit dem Aktiengesetz (AktG) sowie des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz - EnWG) aufgestellt.

Bilanz der E.ON SE (Kurzfassung)

	31. Dezember
in Mio €	2022	2021
Immaterielle Vermögensgegenstände	1	22
Sachanlagen	12	13
Finanzanlagen	45.743	46.059
Anlagevermögen	45.756	46.094
Forderungen gegen verbundene Unternehmen	13.515	12.553
Übrige Forderungen	2.442	2.257
Flüssige Mittel	5.224	1.666
Umlaufvermögen	21.181	16.476
Rechnungsabgrenzungsposten	73	62
Aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung	0	4
Gesamtvermögen	67.010	62.636
Eigenkapital	11.723	11.440
Rückstellungen	1.141	1.055
Anleihen	15.601	13.731
Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen	37.769	34.714
Übrige Verbindlichkeiten	547	1.451
Rechnungsabgrenzungsposten	229	245
Gesamtkapital	67.010	62.636

Der Rückgang des Finanzanlagevermögens resultiert im Wesentlichen aus Wertberichtigungen auf Anteile an verbundenen Unternehmen (-649 Mio €) sowie der Übernahme und Begebung von Ausleihungen an verbundene Unternehmen (300 Mio €). Der Anstieg der Forderungen gegen verbundene Unternehmen und der Anstieg der Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen sind im Wesentlichen bedingt durch Veränderungen der Cashpooling-Salden.

Der Anstieg der übrigen Forderungen resultiert im Wesentlichen aus dem Erwerb von Geldmarktfonds, der Rückgang der übrigen Verbindlichkeiten im Wesentlichen aus der Rückzahlung kurzfristiger Finanzverbindlichkeiten sowie gesunkener Verbindlichkeiten aus sonstigen Steuern.

Die Veränderung des Eigenkapitals ergibt sich aus Veränderungen der eigenen Anteile im Rahmen des Mitarbeiteraktienprogramms 2022 sowie aus einem um 271 Mio € gestiegenen Bilanzgewinn.

Der Anstieg der Rückstellungen resultiert im Wesentlichen aus der Rückstellung für Rekultivierungs- und Sanierungsverpflichtungen.

Die E.ON SE hat im Geschäftsjahr neue Anleihen und Schuldverschreibungen in Höhe von 3.852 Mio € begeben und Anleihen in Höhe von 1.250 Mio € zurückgeführt. Der Anstieg der flüssigen Mittel resultiert im Wesentlichen aus Mittelzuflüssen aus externen Finanzierungen und gestiegenen Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen.

Informationen zu den eigenen Anteilen befinden sich in Textziffer 11 beziehungsweise Textziffer 20 des Konzernanhangs.

Gewinn- und Verlustrechnung der E.ON SE (Kurzfassung)

in Mio €	2022	2021
Beteiligungsergebnis	2.954	2.107
Finanzergebnis	-876	-26
Übrige Aufwendungen und Erträge	-635	-101
Steuern	106	26
Jahresüberschuss	1.549	2.006
Gewinnvortrag aus dem Vorjahr	1.276	898
Einstellung in die Gewinnrücklagen	0	-350
Bilanzgewinn	2.825	2.554

Die Ertragslage des Unternehmens ist als Konzernmuttergesellschaft durch das Beteiligungsergebnis geprägt. Zum positiven Beteiligungsergebnis haben insbesondere Erträge aus der Gewinnabführung der E.ON Beteiligungen GmbH in Höhe von 1.333 Mio €, der E.ON Finanzanlagen GmbH in Höhe von 984 Mio € und der E.ON Energie AG in Höhe von 501 Mio € beigetragen.

Das Finanzergebnis enthält in 2022 Aufwendungen aus Wertberichtigungen auf Anteile an verbundenen Unternehmen sowie ein im Wesentlichen aufgrund des gestiegenen Zinsniveaus verschlechtertes Zinsergebnis.

Der negative Saldo aus den übrigen Aufwendungen und Erträgen im Jahr 2022 resultiert hauptsächlich mit 221 Mio € aus Aufwendungen für bezogene Fremdleistungen, mit 215 Mio € aus personalbezogenen Aufwendungen, mit 60 Mio € aus Prüfungs- und Beratungsleistungen und mit 14 Mio € aus einem Nettoaufwand aus Währungseffekten. Darüber hinaus sind Aufwendungen aus dem Anstieg der Rückstellung für Rekultivierungs- und Sanierungsverpflichtungen in Höhe von 109 Mio € enthalten. Im Vorjahr entfielen Erträge in Höhe von 368 Mio € auf Zuschreibungen auf Anteile an verbundenen Unternehmen.

Die Tätigkeiten der Gesellschaft E.ON SE gemäß § 6b Abs. 3 EnWG betreffen im Wesentlichen sonstige Tätigkeiten außerhalb des Elektrizitäts- und Gassektors. Für verbundene Netzbetreiber erbringt E.ON SE darüber hinaus in relativ geringem Umfang energiespezifische Dienstleistungen für den Netzbetrieb im Bereich Elektrizitätsverteilung beziehungsweise Gasverteilung und stellt insoweit Tätigkeitsabschlüsse auf. Das daraus entstandene Ergebnis ist einzeln und insgesamt geringfügig (rund -1 Mio €).

Im Berichtsjahr ergab sich insgesamt ein Ertrag aus Steuern von 106 Mio €, der Steuern für Vorjahre betrifft. Dieser setzt sich aus einem Ertrag aus Ertragsteuern von 118 Mio € sowie einem Aufwand aus sonstigen Steuern von 12 Mio € zusammen.

Der Vorstand schlägt der Hauptversammlung im Jahr 2023 vor, aus dem Bilanzgewinn eine Dividende von 0,51 € je dividendenberechtigte Stückaktie auszuschütten und den Restbetrag in Höhe von 1.494 Mio € auf neue Rechnung vorzutragen. Der Gewinnverwendungsvorschlag berücksichtigt die dividendenberechtigten Aktien zum Zeitpunkt der Aufstellung des Jahresabschlusses am 6. März 2023.

Der vom Abschlussprüfer KPMG AG, Düsseldorf, mit einem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehene vollständige Jahresabschluss der E.ON SE wird im Bundesanzeiger bekannt gemacht.

Ausblick

Der Vorstand der E.ON SE hat eine Dividendenpolitik mit einem jährlichen Wachstum der Dividende pro Aktie von bis zu 5 Prozent bis einschließlich der Dividende für das Geschäftsjahr 2027 beschlossen. Dies betrifft auch ein Wachstum der Dividende von bis zu 5 Prozent für das Geschäftsjahr 2023. Auch nach dem Jahr 2027 strebt E.ON eine jährliche Steigerung der Dividende pro Aktie an. In E.ONs Strategie ist Nachhaltigkeit mit Fokus auf klimaneutralem Wirtschaften ein entscheidender Wachstumsfaktor, der es E.ON ermöglicht, die angestrebten Dividendenziele zu erreichen.

Prognosebericht

Wirtschaftliche Rahmenbedingungen

Gesamtwirtschaftliche Situation

Angesichts der aktuellen Krisen und Herausforderungen hat die Weltwirtschaft im Jahr 2022 an Dynamik verloren. Die anhaltend hohe Inflation hat sich über Länder und Produkte hinweg ausgebreitet. Zudem erhöht der Russland-Ukraine-Krieg das Risiko einer Schuldenkrise in Ländern mit niedrigem Einkommen.

Angesichts dieser Situation geht die OECD in ihrem Wirtschaftsausblick vom November 2022 von einem weltweiten Wirtschaftswachstum für das Jahr 2023 von 2,2 Prozent und für das Jahr 2024 von 2,7 Prozent aus. Dabei sollen ein großer Teil des globalen Wachstums im Jahr 2023 auf die asiatischen Schwellenländer entfallen, während der Aufschwung in den USA und Europa an Tempo verliert. Des Weiteren ist davon auszugehen, dass die Inflationsraten auch im Jahr 2023 vorerst auf einem hohen Niveau verbleiben werden.

Die Berechnungen des European Economic Forecast der Europäischen Union gehen in ihrer Herbstprognose davon aus, dass das BIP-Wachstum im Jahr 2023 sowohl in der EU als auch in der Eurozone voraussichtlich 0,3 Prozent erreichen wird. Für das Jahr 2024 sehen die entsprechenden Berechnungen ein Wirtschaftswachstum in der EU von durchschnittlich 1,6 Prozent und für den Euroraum von 1,5 Prozent vor. Gleichzeitig soll die Inflationsrate im Jahr 2023 zurückgehen, aber mit 7,0 Prozent in der EU und 6,1 Prozent im Euroraum hoch bleiben, bevor sie sich 2024 auf 3,0 Prozent beziehungsweise 2,6 Prozent abschwächt.

Noch im Frühjahr 2022 hatte der Sachverständigenrat zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Lage mit einem Wachstum des BIP in Deutschland von 3,6 Prozent im Jahr 2023 gerechnet. Diese Entwicklung hat der Sachverständigenrat im Herbst 2022 korrigiert und erwartet nun einen Rückgang des BIP für das Jahr 2023 um 0,2 Prozent. Eine ähnliche Prognose hat die OECD veröffentlich. Sie geht von einem negativen Wirtschaftswachstum für Deutschland von 0,3 Prozent aus. Für das Jahr 2024 hingegen rechnet sie mit einer Erholung des BIP von 1,5 Prozent. Voraussetzungen hierfür sind, dass die Auslandsnachfrage annahmegemäß anzieht, der Druck auf die Energiepreise abnimmt und die Inflationsrate sinkt.

Gesamtaussage zur voraussichtlichen Entwicklung

Die in 2021 eingeschlagene Wachstumsstrategie als Fortführung des weitreichenden Konzernumbaus in den vorausgehenden Jahren hat sich auch im Krisenjahr 2022 als richtig und resilient erwiesen. Die weiterhin gültigen strategischen Pfeiler Nachhaltigkeit und Digitalisierung, die die Wachstumsambitionen von E.ON unterstreichen, sind aus unserer Sicht genau die Erfolgsfaktoren, die den Umbau des Energiesystems beschleunigen werden. Wir gehen davon aus, dass das operative Geschäft im Jahr 2023 weiterhin durch das hohe Niveau von Inflations- und Zinsraten sowie volatile und höhere Großhandelspreise für Energie als noch vor Krisenbeginn bestimmt sein wird. Politische und regulatorische Maßnahmen haben mittel- und unmittelbaren Einfluss auf unsere Geschäftstätigkeit in den einzelnen Ländern, mittlerweile sind sie aber konkreter als noch im Vorjahr. Daher sind in der Prognose die Auswirkungen der Energiekrise so weit enthalten, wie wir makroökonomische Faktoren und regulatorische Eingriffe abschätzen können.

Erwartete Ertrags- und Finanzlage

Voraussichtliche Ergebnisentwicklung

Die bedeutsamsten Kennzahlen zur Steuerung des E.ON-Konzerns sind das bereinigte EBITDA, die Investitionen und das Ergebnis je Aktie aus bereinigtem Konzernüberschuss (EPS). Für das Geschäftsjahr 2023 erwartet E.ON ein bereinigtes Konzern-EBITDA im Bereich von 7,8 bis 8,0 Mrd €. Für den bereinigten Konzernüberschuss rechnet das Unternehmen 2023 mit einem Ergebnis von 2,3 bis 2,5 Mrd € beziehungsweise 0,88 € bis 0,96 € je Aktie (auf Basis einer ausstehenden Aktienanzahl von rund 2.610 Mio Stück). Über die Dividendenpolitik und das geplante jährliche Dividendenwachstum des E.ON-Konzerns berichten wir im Kapitel E.ON am Kapitalmarkt.

Zu den Segmenten im Einzelnen:

Bereinigtes EBITDA ¹: Prognose 2023

in Mrd €
Energienetze	6,0 bis 6,2
Kundenlösungen	1,8 bis 2,0
Konzernleitung/Sonstiges	circa -0,1
E.ON-Konzern	7,8 bis 8,0

¹ Um nicht operative Effekte bereinigt.

Für das Geschäftsfeld Energienetze erwartet das Unternehmen im Jahr 2023 ein deutlich steigendes Ergebnis im Vergleich zum abgelaufenen Geschäftsjahr. Die Entwicklung resultiert aus einer weiter wachsenden, regulierten Vermögensbasis infolge zusätzlicher Investitionen. Zudem werden im Vergleich zum Vorjahr geringere Belastungen aus der Beschaffung von Verlustenergie und Aufholeffekte aus den Vorjahren erwartet.

Für das Geschäftsfeld Kundenlösungen wird ein Ergebnis über Vorjahresniveau erwartet. Das Unternehmen geht von einer positiven Entwicklung insbesondere in Großbritannien aus infolge der erfolgreichen Umstrukturierung sowie eines im Vergleich zum Vorjahr stabileren Marktumfelds. Darüber hinaus profitiert das Geschäftsfeld von dem weiteren Wachstum der dezentralen EIS-Aktivitäten.

Im Bereich Konzernleitung/Sonstiges wird ein Ergebnis über Vorjahresniveau erwartet. Dabei wirken sich die Ergebnisbeiträge der türkischen Erzeugungsaktivitäten, die mit Beginn des Geschäftsjahres 2023 im Segment Konzernleitung/Sonstiges ausgewiesen werden, positiv aus.

Für den bereinigten Konzernüberschuss beziehungsweise für das Ergebnis je Aktie aus bereinigtem Konzernüberschuss (EPS) wird ein Ergebnis unterhalb des Vorjahres erwartet. Zusätzlich zu den beschriebenen Entwicklungen im bereinigten EBITDA wirken sich höhere Abschreibungen infolge gestiegener Investitionen in die Energiewende sowie ein leichter Anstieg der Zinskosten negativ aus.

Geplante Investitionen

Investitionen in den nachhaltigen Ausbau und die digitale Transformation der Energienetze sowie die Aktivitäten mit Kundenlösungen sind die Basis für das von E.ON angestrebte werthaltige Wachstum. Für das Geschäftsjahr 2023 sind daher Investitionen in Höhe von rund 5,8 Mrd € vorgesehen.

Investitionen: Prognose 2023

	Mrd €	Anteil in %
Energienetze	~4,6	79
Kundenlösungen	~1,1	19
Konzernleitung/Sonstiges	~0,1	2
E.ON-Konzern	~5,8	100

Den Großteil dieser Investitionen tätigt E.ON im Geschäftsfeld Energienetze, dem Rückgrat einer erfolgreichen Energiewende. Die Investitionen betreffen den Ausbau, die Verstärkung und Modernisierung der Netze, Schaltanlagen sowie Mess- und Regeltechnik, um eine sichere, störungsfreie und nachhaltige Stromverteilung aufrechtzuerhalten und den steigenden Energiebedarf bedienen zu können. Darüber hinaus investiert E.ON in die Digitalisierung der Netzplanung, -überwachung und -steuerung.

Im Geschäftsfeld Kundenlösungen fließen die Investitionen maßgeblich in den Ausbau des EIS-Geschäfts mit klimaschonenden, dezentralen Energieinfrastrukturlösungen insbesondere in unseren Märkten in Schweden, Deutschland und Großbritannien. Zudem investiert E.ON in moderne IT-Plattformen, Smart Energy Meter (vor allem in Großbritannien), intelligente Ladelösungen für Elektromobilität sowie integrierte Energielösungen.

Konzernleitung/Sonstiges umfasst im Wesentlichen Investitionen in die konzernweite IT-Infrastruktur sowie in digitale Plattformen für das Netz- und Kundenlösungsgeschäft.

Risiko- und Chancenbericht

Risikomanagementsystem im engeren Sinne

Ziel

Das Enterprise Risk Management (ERM) vermittelt dem Management aller Einheiten und dem E.ON-Konzern eine faire und realistische Einschätzung der Risiken und Chancen, die sich aus den geplanten und kontrahierten Geschäftsaktivitäten ergeben.

Zur Verfügung gestellt werden:

―	aussagekräftige Informationen über Risiken und Chancen in den Geschäftseinheiten, die es ermöglichen, individuelle Risiken und Chancen sowie aggregierte Risikoprofile über den Zeitraum der Mittelfristplanung abzuleiten
―	Transparenz über E.ONs Risikoposition in Verbindung mit rechtlichen Anforderungen einschließlich KonTraG, BilMoG und BilReG

Das Risikomanagementsystem basiert auf einem zentralen Steuerungsansatz mit standardisierten Prozessen und Werkzeugen. Diese beinhalten die Identifikation, die Bewertung, Gegenmaßnahmen, die Überwachung und Berichterstattung von Risiken und Chancen. Der gesamte Prozess wird von der Abteilung Group Risk im Bereich Group Controlling & Risk im Auftrag des Risikokomitees der E.ON SE gesteuert.

Alle Risiken und Chancen werden einem verantwortlichen Vorstandsmitglied und einem Risikoeigner, der operativ für das Risiko oder die Chance zuständig ist, zugeordnet und in einem dedizierten Bottom-up-Prozess ermittelt.

Umfang

E.ONs Risikomanagementsystem im weiteren Sinne hat insgesamt vier Komponenten:

―	ein internes Überwachungssystem
―	ein Management-Informations-System
―	präventive Maßnahmen
―	das ERM, ein Risikomanagementsystem im engeren Sinne

Ziel des internen Überwachungssystems ist, funktionierende und angemessene Geschäftsprozesse sicherzustellen. Es beinhaltet vorbeugende organisatorische Maßnahmen - wie Richtlinien und Arbeitsanweisungen - und interne Kontrollen und Prüfungen, insbesondere durch die interne Revision.

Über das E.ON-interne Management-Informations-System werden Risiken frühzeitig identifiziert, sodass diese rechtzeitig aktiv adressiert werden können. Von besonderer Bedeutung für die Risikofrüherkennung sind insbesondere der enge Austausch mit den Business Units sowie mit den Bereichen der Corporate Functions wie Controlling, Finanzen und Rechnungswesen sowie der internen Revision.

Maßnahmen zur allgemeinen Risikobegrenzung

Um Risiken grundsätzlich zu begrenzen, ergreift E.ON die nachfolgenden präventiven Maßnahmen.

Begrenzung von rechtlichen und regulatorischen Risiken

Den Risiken aus dem politischen, rechtlichen und regulatorischen Umfeld versucht E.ON durch einen intensiven und konstruktiven Dialog mit Behörden und Politik zu begegnen. Ferner soll bei Großinvestitionen durch eine entsprechende Projektbetreuung sichergestellt werden, Risiken frühzeitig zu erkennen und zu minimieren.

Die Risiken aus der operativen Geschäftstätigkeit in Verbindung mit Rechtsstreitigkeiten und laufenden Planungsverfahren versucht E.ON durch eine geeignete Verfahrensbetreuung und entsprechende Vertragsgestaltungen im Vorfeld zu minimieren.

Begrenzung von operativen und IT-Risiken

Zur Begrenzung von operativen und IT-Risiken verbessert E.ON das Netzmanagement und den optimalen Einsatz von Anlagen fortlaufend. Zugleich werden betriebliche und infrastrukturelle Verbesserungen durchgeführt, die die Sicherheit der Erzeugungsanlagen und Verteilnetze auch unter außergewöhnlichen Belastungen erhöhen. Zusätzlich hat E.ON die operativen und finanziellen Auswirkungen von Umweltrisiken auf das Geschäft in eine Ausfallplanung integriert. Sie sind Teil einer Erfassung von Krisen- und Störfallszenarien, die E.ONs Notfall- und Krisenmanagement-Team für den Konzern vorbereitet.

Die Optimierung und Aufrechterhaltung der IT-Systeme wird durch den Einsatz qualifizierter interner und externer Experten sowie durch diverse technologische Sicherungsmaßnahmen gewährleistet. Daneben begegnet der E.ON-Konzern den Risiken aus unberechtigtem Datenzugriff, Datenmissbrauch und Datenverlust mit diversen Gegenmaßnahmen technischer und organisatorischer Art.

Begrenzung von Risiken in den Bereichen Gesundheit, Arbeits- und Umweltschutz (HSE), Human Resources und Sonstiges

E.ON ergreift unter anderem die folgenden umfassenden Maßnahmen, um solchen Risiken (auch in Verbindung mit operativen und IT-Risiken) zu begegnen:

―	systematische Schulungs-, Weiterbildungs- und Qualifikationsprogramme für die Mitarbeiter
―	Weiterentwicklung und Optimierung der Produktionsverfahren, -prozesse und -technologien
―	regelmäßige Wartung und Inspektion der Anlagen und Netze
―	Richtlinien sowie Arbeits- und Verfahrensanweisungen
―	Qualitätsmanagement, -kontrollen und -sicherung
―	Projekt-, Umwelt- und Alterungsmanagement
―	Krisenabwehrorganisation und Notfallplanungen
―	zertifizierte Managementsysteme für Sicherheit, Gesundheit und Umwelt (gemäß ISO-Standards), zum Teil auch technisches Sicherheitsmanagement (TSM)
―	definierte kontinuierliche Verbesserungsprozesse (KVP)

Gegen dennoch eintretende Schadensfälle ist der E.ON-Konzern in einem wirtschaftlich sinnvollen Umfang versichert. Detaillierte Informationen finden sich in verschiedenen Kapiteln des zusammengefassten Lageberichts.

Begrenzung von Marktrisiken

Marktpreisgetriebene Margenrisiken begrenzt der E.ON-Konzern durch ein umfassendes Vertriebscontrolling und ein intensives Kundenmanagement. Zur Begrenzung von Preisänderungsrisiken betreibt E.ON ein systematisches Risikomanagement. Seine Kernelemente sind - neben den konzernweit bindenden Richtlinien und dem unternehmensweiten Berichtssystem - die Verwendung quantitativer Kennziffern sowie die Limitierung von Risiken und die funktionale Trennung von Bereichen. Darüber hinaus werden im Markt übliche derivative Instrumente eingesetzt, die mit Finanzinstituten, Brokern, Strombörsen und Drittkunden kontrahiert werden. Deren Bonität wird laufend überwacht. Die lokalen Vertriebseinheiten und die verbleibenden Erzeugungsaktivitäten führen ein lokales Risikomanagement gemäß dem zentralen Steuerungsansatz durch, um die entsprechenden Commodity-Risiken zu überwachen und durch Hedging zu minimieren.

Begrenzung von strategischen Risiken

Möglichen Risiken in Verbindung mit Akquisitionen und Investitionen begegnet der E.ON-Konzern mit umfangreichen präventiven Maßnahmen. Diese beinhalten - neben den zugrunde liegenden Richtlinien und Handbüchern - unter anderem umfassende Due-Diligence-Prüfungen und die rechtliche Absicherung im Rahmen von Verträgen sowie ein mehrstufiges Genehmigungsverfahren und ein Beteiligungs- beziehungsweise Projektcontrolling. Nachgelagerte umfangreiche Projekte tragen darüber hinaus zu einer erfolgreichen Integration bei.

Begrenzung von Finanz- und Treasury-Risiken

Diese Kategorie umfasst Kredit-, Zins- und Währungs-, Steuer- und Assetmanagement-Risiken und -Chancen. Zins- und Währungsrisiken werden mithilfe des systematischen Risikomanagements gesteuert und durch den Einsatz derivativer und originärer Finanzinstrumente abgesichert. Die E.ON SE übernimmt hierbei eine zentrale Funktion, sie bündelt mittels konzerninterner Geschäfte die entstehenden Risikopositionen und sichert diese am Markt. Die Risikoposition der E.ON SE ist aufgrund der durchleitenden Funktion somit weitgehend geschlossen.

Im Rahmen des konzernweiten Kreditrisikomanagements wird die Bonität der Geschäftspartner auf Grundlage konzernweiter Mindestvorgaben systematisch bewertet und überwacht. Das Kreditrisiko wird durch den Einsatz geeigneter Maßnahmen gesteuert. Hierzu zählen unter anderem die Hereinnahme von Sicherheiten und die Limitierung. Das Risikokomitee des E.ON-Konzerns wird regelmäßig über die Kreditrisiken unterrichtet. Eine weitere Grundlage für die Steuerung von Risiken sind eine sorgfältige Anlagepolitik bezüglich finanzieller Mittel und eine breite Diversifizierung des Portfolios.

Ausführliche Erläuterungen zur Verwendung und Bewertung derivativer Finanzinstrumente und Sicherungsgeschäfte befinden sich in der Textziffer 31 des Konzernanhangs. In Textziffer 32 werden allgemeine Grundsätze zum Risikomanagement beschrieben sowie geeignete Risikomaße zur Quantifizierung der Risiken im Commodity-, Kredit-, Liquiditäts-, Zins- und Währungsbereich genannt.

Enterprise Risk Management (ERM)

E.ONs ERM, das die Basis für die nachfolgend dargestellten Risiken und Chancen ist, umfasst Folgendes:

―	die systematische Identifizierung von Risiken und Chancen
―	die Analyse und Bewertung von Risiken und Chancen
―	das Management und die Überwachung von Risiken und Chancen sowie die Analyse und Bewertung von Gegenmaßnahmen und präventiven Maßnahmen
―	die Dokumentation und die Berichterstattung

Gemäß den gesetzlichen Anforderungen erfolgt eine regelmäßige Überprüfung der Wirksamkeit des Risikofrüherkennungssystems durch die interne Revision. Ebenfalls gemäß den Bestimmungen von § 91 Abs. 2 AktG zur Einrichtung eines Überwachungs- und Risikofrüherkennungssystems besteht ein Risikokomitee für den E.ON-Konzern sowie für die jeweiligen lokalen Einheiten. Die Aufgabe des Risikokomitees ist, einen umfassenden Überblick über die Risikopositionen für den Konzern und die Einheiten zu vermitteln und die Risiken aktiv unter Einhaltung der Risikostrategie zu managen.

Das ERM erfasst alle vollkonsolidierten Konzerngesellschaften und alle at equity einbezogenen Gesellschaften mit einem Bruttobuchwert im Konzernabschluss von mehr als 50 Mio €. Das Risiko- und Chanceninventar wird zu jedem Quartalsstichtag erhoben.

Das konzernweit ausgerollte System zur einheitlichen Finanzberichterstattung ermöglicht einen effektiven, standardisierten und automatisierten Risikoberichtsprozess, in dem Unternehmensdaten systematisch gesammelt, transparent aufbereitet und zentral sowie dezentral in den Einheiten zur Analyse bereitgestellt werden.

Risiken und Chancen

Methodik

Das IT-gestützte Risiko- und Chancenberichtssystem beinhaltet die folgenden Risikokategorien:

Risikokategorie	Ausprägung
Rechtliche und regulatorische Risiken	Politische und rechtliche Risiken und Chancen, regulatorische Risiken, Risiken aus öffentlichen Konsensprozessen
Operative und IT-Risiken	IT- und prozessuale Risiken und Chancen, Risiken und Chancen beim Betrieb von Anlagen und aus Neubauprojekten
Gesundheit, Arbeits- und Umweltschutz (HSE), Human Resources und Sonstiges	Risiken und Chancen im Bereich Gesundheit und Arbeitssicherheit sowie im Bereich Umwelt
Marktrisiken	Risiken und Chancen aus der Entwicklung von Commodity-Preisen und Margen sowie aus der Veränderung der Marktliquidität
Strategische Risiken	Risiken und Chancen aus Investitionen und Desinvestitionen
Finanz- und Treasury-Risiken	Kreditrisiken, Zins- und Währungsrisiken, Steuer- und Assetmanagement-Risiken beziehungsweise entsprechende Chancen

E.ON verfolgt einen mehrstufigen Prozess im Rahmen der Risiko- und Chancenerfassung, -bewertung, -simulation und -kategorisierung. Zunächst sind die Risiken und Chancen grundsätzlich auf Basis objektivierter Einschätzungen zu berichten. Wo dies nicht möglich ist, erfolgt die Bewertung auf Basis interner Experteneinschätzungen. Die Bewertung der Risiken erfolgt gegenüber den aktuellen internen Ergebnisplanungen, wobei entsprechende Gegenmaßnahmen risikomindernd berücksichtigt werden (Bewertung des Netto-Risikos).

Für quantifizierbare Risiken und Chancen erfolgt anschließend eine Bewertung der Eintrittswahrscheinlichkeit und der Schadenshöhe. So können im Commodity-Geschäft die Rohstoffpreise steigen oder sinken. In diesem Fall würde das Risiko normalverteilt modelliert. Diese Modellierung wird mit einem gruppenweiten IT-System unterstützt. Sehr unwahrscheinliche Ereignisse werden dabei als sogenannte Tail Events erfasst. Für diese liegt die Eintrittswahrscheinlichkeit bei 5 Prozent oder weniger. Die letztgenannten Risiken fließen nicht mehr in die nunmehr beschriebene quantitative Simulation ein.

Auf Basis dieser statistischen Zuordnung erlaubt das interne Risikosystem eine anschließende Simulation dieser Risiken im Rahmen einer sogenannten Monte-Carlo-Simulation. Hieraus ergibt sich eine quantitative Risikoverteilung als Abweichung von der aktuellen Ergebnisplanung für das bereinigte EBITDA.

E.ON nutzt das 5- und das 95-Prozent-Quantil dieser aggregierten Risikoverteilung im Sinne einer Best-Case- beziehungsweise Worst-Case-Betrachtung. Dies bedeutet, dass sich statistisch die Planabweichung zum bereinigten EBITDA aus dieser Risikoverteilung mit 90-prozentiger Wahrscheinlichkeit innerhalb dieser so ermittelten Bandbreite bewegt.

In einem letzten Schritt wird die aggregierte Risikoverteilung entsprechend dem 5- und 95-Prozent-Quantil in Wertklassen kategorisiert, wobei diese entsprechend ihrer Auswirkung auf das geplante bereinigte EBITDA bezeichnet werden, und zwar aufsteigend von niedrig über moderat, mittel, wesentlich bis hoch. Die folgende Tabelle stellt diese Wertklassen dar:

Wertklassen

Niedrig	x < 50 Mio €
moderat	50 Mio € ≤ x < 200 Mio €
mittel	200 Mio € ≤ x < 500 Mio €
wesentlich	500 Mio € ≤ x < 2 Mrd €
hoch	x ≥ 2 Mrd €

Im Rahmen des Q4-ERM-Prozesses wurden die Wertklassen überprüft und vor dem Hintergrund der Umstellung der wesentlichen Steuerungskennzahl von EBIT zu EBITDA angepasst. Die Wertklasse "hoch" beispielsweise, hat sich beispielsweise für das Geschäftsjahr 2022 von "x ≥ 1 Mrd €" auf "x ≥ 2 Mrd €" erhöht.

Generelle Risikosituation

Die untenstehende Tabelle zeigt die maximale jährliche Risikoposition (aggregierte Risikoverteilung) über den Mittelfristplanungszeitraum für alle quantitativen Chancen und Risiken (ohne Tail Events) für jede Risikokategorie, basierend auf der wichtigsten finanziellen Steuerungskennzahl, dem bereinigten EBITDA. Im Geschäftsjahr 2022 erfolgte hier eine methodische Umstellung von der durchschnittlichen Risikoposition über den Mittelfristplanungszeitraum auf die maximale jährliche Risikoposition:

Diese Einordnung in Wertklassen je Risikokategorie wird in der nachfolgenden Beschreibung der Risiken nach Kategorien wieder aufgegriffen. Daneben wird auf die gemäß Wertklasse wesentlichen/hohen Tail Events sowie die wesentlichen/hohen qualitativen Risiken eingegangen. Bei den sogenannten qualitativen Risiken (welche definitionsgemäß sowohl in ihrer Schadenshöhe als auch ihrer Wahrscheinlichkeit schwieriger bestimmbar sind) wird dabei noch weiter differenziert zwischen Risiken mit geringer Wahrscheinlichkeit (6 Prozent < x ≤ 25 Prozent) oder mittlerer Wahrscheinlichkeit (26 Prozent < x ≤ 50 Prozent).

Risikoposition

Risikokategorie	Worst-Case (5-Prozent-Quantil)	Best Case (95-Prozent-Quantil)
Rechtliche und regulatorische Risiken	mittel	moderat
Operative und IT-Risiken	moderat	niedrig
Gesundheit, Arbeits- und Umweltschutz (HSE), Human Resources und Sonstiges	niedrig	niedrig
Marktrisiken	wesentlich	wesentlich
Strategische Risiken	niedrig	niedrig
Finanz- und Treasury-Risiken	wesentlich	mittel

Beispiel: In der Kategorie x besteht ein Risiko y (mittel, hoch) und ein Risiko z (gering, wesentlich).

Der Fokus liegt hier bei den Tail Events und den qualitativen Risiken neben der wichtigsten Steuerungskennzahl, dem bereinigten EBITDA, auch auf anderen die Vermögens- und Finanzlage betreffenden Kennzahlen.

Wesentliche Risikopositionen befinden sich in den Kategorien Marktrisiken sowie Finanz- und Treasury-Risiken. Daraus ergibt sich auch für die E.ON SE als Gruppe eine aggregierte Gesamtrisikoposition von wesentlicher Natur. Interpretation: In 95 Prozent aller Fälle sollte das maximale jährliche Risiko für das bereinigte EBITDA des E.ON-Konzerns eine Schadenshöhe zwischen 500 Mio € und 2 Mrd € nicht übersteigen.

Die im Jahr 2022 im Zusammenhang mit dem Russland-Ukraine-Krieg weiter stark gestiegenen Commodity-Preise haben sowohl deutliche Auswirkungen auf die Bewertung einzelner Risiken als auch im positiven Sinne auf die einzelner Chancen. Diese können sich zum einen auf Volumen- und Preiseffekte im Vertriebsgeschäft auswirken, zum anderen sind sie ein wesentlicher Risikofaktor für mögliche Forderungsausfälle im Vertriebsgeschäft. Darüber hinaus führen die hohen Commodity-Preise auch zu weiter gestiegenen Kontrahentenrisiken, die aufgrund der guten Bonität und der Systemrelevanz großer Lieferanten weiterhin mit einer sehr geringen Eintrittswahrscheinlichkeit verbunden sind (Tail/hoch).

Im Energienetzbereich können ebenfalls Volumen- und Forderungsausfälle sowie Preissteigerungen für Verlustenergie zu Ergebnisrückgängen führen. Die Besonderheit in einigen europäischen Regulierungsordnungen, in denen wir Netze betreiben, dass die Regulierungsmechanismen vorsehen, dass volumenbedingte Einnahmerückgänge und preisbedingte Kostensteigerungen für Verlustenergie in den Folgejahren durch entsprechende Netztarifanpassungen in der Regel kompensiert werden können.

Risiken und Chancen nach Kategorien

Im Folgenden werden die ermittelten wesentlichen Risiken und Chancen nach Risikokategorie dargestellt. Sofern wesentlich, werden ebenfalls Risiken und Chancen aus zuvor beschriebenen Tail Events sowie qualitative Risiken mit einer Auswirkung auf das bereinigte EBITDA von mehr als 500 Mio € aufgeführt. Zusätzlich ergänzt werden diese Chancen und Risiken um Positionen, die gleichlautende Auswirkungen auf das geplante Konzernergebnis und/oder den Cashflow haben.

Rechtliche und regulatorische Risiken

Aus dem politischen, rechtlichen und regulatorischen Umfeld des E.ON-Konzerns ergeben sich Risiken. Diese können dazu führen, dass E.ON sowohl mit direkten als auch indirekten Auswirkungen konfrontiert wird, was zu möglichen finanziellen Nachteilen führen könnte. Neue Risiken - aber auch Chancen - resultieren aus energiepolitischen Entscheidungen sowohl auf europäischer wie auch auf nationaler Ebene. Zu nennen sind hier vor allem der sogenannte Green-Deal der EU-Kommission, der im Jahr 2019 vorgestellt und Ende des Jahres 2020 überarbeitet und erweitert wurde, der REPowerEU-Plan sowie der Vorschlag einer Richtlinie über gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie Wasserstoff (Ende 2021). Ferner zu erwähnen sind die Entscheidung der Bundesregierung, aus der konventionellen Energieerzeugung mit Braun- und Steinkohle auszusteigen (Kohleausstiegsgesetz von August 2020), sowie die Strom-, Erdgas- und Wärmepreisbremsengesetze (Ende 2022), mit denen Privathaushalte und Unternehmen von den gestiegenen Energiekosten entlastet werden sollen. Zur Erreichung dieser politischen (Umwelt)-Ziele sind zum Teil rechtlich-regulatorische Umsetzungsmaßnahmen erforderlich, die ihrerseits zukünftig neue Risiken für einzelne Geschäftsaktivitäten des E.ON-Konzerns verursachen können.

Im Laufe der letzten Jahre sind infolge der Wirtschafts- und Finanzkrise in vielen EU-Mitgliedstaaten politische und regulatorische Interventionen in Form von zusätzlichen Steuern sowie zusätzlichen Reporting-Anforderungen (beispielsweise EMIR, MAR, REMIT, MiFID2) eingeführt worden. Die Einhaltung der sich hieraus ergebenden Vorgaben wird von den zuständigen Behörden streng überwacht. Daraus resultieren entsprechende Risiken für E.ONs Aktivitäten. Gleiches gilt für Preismoratorien, regulierte Preissenkungen, gesetzliche Preisanpassungsvorgaben und Änderungen in den Systemen zur Förderung von erneuerbaren Energien, die sowohl Risiken wie auch Chancen für E.ON in den jeweiligen Ländern darstellen können.

Der Betrieb von Energienetzen unterliegt weitgehend einer staatlichen Regulierung. Neue Gesetze und Regulierungsperioden verursachen Unsicherheiten für das Geschäft. Zusätzlich können Sachverhalte wie in Deutschland im Zusammenhang mit dem Gesetz zum Vorrang erneuerbarer Energien - etwa der Photovoltaik - zeitweise zu Schwankungen bei Cashflow und bereinigtem EBITDA führen. Durch den starken Zubau Erneuerbarer Energien erwachsen für das Netzgeschäft auch neue Risiken. So führen zum Beispiel Insolvenzen aufseiten der Anlagenbetreiber oder vom Netzbetreiber zu Unrecht ausgezahlte Einspeisevergütungen zu Gerichts- oder regulierungsbehördlichen Verfahren.

Ferner umfasst diese Risikokategorie auch wesentliche Risiken aus eventuellen Gerichtsverfahren, Bußgeldern und Rechtsansprüchen, Governance- und Compliance-Sachverhalten sowie Risiken und Chancen aus Verträgen und Genehmigungen. Änderungen in diesem Umfeld können zu erheblichen Planungsunsicherheiten und unter Umständen zu außerplanmäßigen Wertberichtigungen führen, aber auch Chancen schaffen. Hieraus entstehen eine mittlere Risiko- und eine moderate Chancenposition.

Aus der operativen Geschäftstätigkeit im Segment Kundenlösungen des E.ON-Konzerns ergeben sich einzelne Risiken in Verbindung mit Rechtsstreitigkeiten, laufenden Planungsverfahren und regulatorischen Änderungen. Dazu zählen aber auch insbesondere Klagen und Verfahren zu Vertrags- und Preisanpassungen zur Abbildung von Marktumbrüchen oder (auch als Folge der Energiewende) geänderten wirtschaftlichen Verhältnissen im Strom- und Gasbereich, wegen angeblicher Preisabsprachen und marktmissbräuchlichen Verhaltens. Hieraus entsteht ein wesentliches Risiko (Tail/hoch).

Eine bedeutende Veränderung wird sich aus der Umsetzung des EuGH-Urteils zum Umbau einer weitgehend unabhängigen nationalen Regulierungsbehörde in Deutschland ergeben, die auf die anderen EU-Länder durchschlagen könnte, in denen E.ON regulierte Geschäftsaktivitäten betreibt (niedrig/wesentlich).

Auch das Geschäft von PreussenElektra wird erheblich von Regulierungen beeinflusst, die generell Risiken für das verbleibende Geschäft vom Betrieb und Rückbau beinhalten können. Externen Risiken im Zusammenhang mit den politischen und rechtlichen Rahmenbedingungen (zum Beispiel Haftungsrisiken, Zulassung von Behältern für die Endlagerung von nuklearen Abfällen, Erteilung von Genehmigungen zum Abbau der stillgelegten Kernkraftwerke) wird zum Beispiel durch konstruktive Zusammenarbeit mit Aufsichts- und Genehmigungsbehörden sowie die Verfolgung von Gesetzgebung und Rechtsprechung begegnet (Tail/hoch).

Operative und IT-Risiken

Die operative und strategische Steuerung des E.ON-Konzerns ist maßgeblich abhängig von einer komplexen Informationstechnologie (IT) und einer komplexen Technologie zur Steuerung betrieblicher Abläufe (Operation Technology - OT). Entsprechend ergeben sich Risiken und Chancen im Zusammenhang mit der Informationssicherheit sowie der Sicherheit von betrieblichen Abläufen in E.ONs Geschäftsfeldern.

Cybersicherheit sowie die kontinuierliche Sicherung der IT- und OT-Systeme gegen Cyberangriffe sind eines der Fokusgebiete im Risikomanagement von E.ON. Beispiele hierfür sind die Analyse von Angriffen auf die Systeme im Netzgeschäft, die Auswirkungen auf den Betrieb von E.ONs kritischer Infrastruktur haben könnten, auf das Vertriebsgeschäft, welche den Verlust von Kundendaten zur Folge haben könnten, oder auch auf interne Systeme, mit denen E.ON Prozesse in allen Geschäftsfeldern kaufmännisch steuert. Hierbei ist es wichtig, dass die operativen Einheiten und die Bereiche Cybersicherheit sowie Enterprise Risk Management gemeinsam und proaktiv die Risiken für E.ON bewerten und managen.

Bei der Erzeugung und Verteilung von Energie werden technologisch komplexe Produktionsanlagen eingesetzt. Hier bestehen wesentliche Risiken hinsichtlich Beschaffung und Logistik, Bau, Betrieb und Wartung der Anlagen sowie generelle Projektrisiken. Bei PreussenElektra umfassen die Risiken ebenfalls die Rückbauaktivitäten. Im Hinblick auf E.ONs deutsche und internationale Aktivitäten existieren die wesentlichen Risiken eines Stromausfalls, einer Abschaltung von Kraftwerken sowie höherer Kosten und zusätzlicher Investitionen infolge unvorhergesehener Betriebsstörungen oder sonstiger Probleme. Betriebsstörungen oder längere Produktionsausfälle von Anlagen oder Komponenten und Umweltschäden könnten die Ertragslage beeinträchtigen beziehungsweise die Kostensituation beeinflussen oder es könnten etwaige Strafzahlungen anfallen. Im Einzelfall kann dies zu einem hohen Risiko führen. Hieraus entstehen insgesamt in dieser Kategorie eine moderate Risikoposition und eine niedrige Chancenposition. Projektrisiken beinhalten generell zeitliche Verzögerungen und steigende Investitionen.

Außergewöhnliche Umweltereignisse können sich auch auf den Betrieb von Energienetzen oder Anlagen und Anlagenteile auswirken. Dies kann ein Liquiditätsrisiko für E.ON beinhalten (Tail/wesentlich).

E.ON könnte darüber hinaus - in Verbindung mit dem Betrieb von Kraftwerken - durch Umweltschädigungen aus der Umwelthaftpflicht beansprucht werden, was das Geschäft deutlich negativ beeinflussen könnte. Zusätzlich können neue oder geänderte Umweltgesetze und -regelungen eine Zunahme der Kosten für E.ON bedeuten.

Gesundheit, Arbeits- und Umweltschutz (HSE), Human Resources und Sonstiges

Gesundheit und Arbeitssicherheit sind wichtige Aspekte in E.ONs täglichem Geschäft. Im operativen Geschäft können deshalb Risiken in diesen Bereichen auftreten sowie Risiken und Chancen im sozialen Umfeld und im Bereich Umwelt entstehen. Zusätzlich ist E.ON im operativen Geschäft Risiken aus menschlichem Fehlverhalten und der Fluktuation von Mitarbeitern ausgesetzt. Wichtig sind verantwortungsvolles Handeln entlang der gesamten Wertschöpfungskette und konsistente Botschaften gegenüber E.ONs Stakeholdern, aber auch ein verstärkter Dialog und gute Beziehungen zu wichtigen Interessengruppen. E.ON berücksichtigt Umweltaspekte, soziale Aspekte und Themen der verantwortlichen Unternehmensführung. Damit werden geschäftliche Entscheidungen und E.ONs Außendarstellung unterstützt. Ziel ist es, Reputationsrisiken zu minimieren und die gesellschaftliche Akzeptanz zu erhalten, um das Geschäft weiterhin erfolgreich führen zu können. Aktuell ergibt sich aus diesen Sachverhalten eine niedrige Risiko- und Chancenposition.

Rechtliche Vorgänger der E.ON SE haben in der Vergangenheit Bergbau betrieben. Daraus resultieren in Nordrhein-Westfalen und Bayern Verpflichtungen (niedrig/wesentlich). Die E.ON SE kann für eventuelle Schäden verantwortlich gemacht werden. Hieraus können sich wesentliche Einzelrisiken ergeben, die aktuell nur qualitativ berücksichtigt werden können.

Marktrisiken

Das internationale Marktumfeld, in dem sich E.ONs Einheiten bewegen, ist durch allgemeine Risiken der Konjunktur gekennzeichnet. Das in- und ausländische Vertriebsgeschäft sieht sich zudem - bedingt durch neu in den Markt eintretende Anbieter, aggressiveres Vorgehen bereits bestehender Marktteilnehmer sowie Reputationsrisiken - einem verstärkten Wettbewerb ausgesetzt, der unsere Margen reduzieren könnte. Die Marktentwicklungen können sich aber auch positiv auf E.ONs Geschäft auswirken. Diese Faktoren umfassen Großhandels- und Endverkaufspreisentwicklungen sowie das Wechselverhalten von Kunden ebenso wie temporäre Volumeneffekte im Netzgeschäft. Hieraus entstehen in dieser Kategorie eine wesentliche Risikoposition sowie Chancenposition.

Die Nachfrage nach Strom und Gas ist grundsätzlich saisonal. Im Allgemeinen existiert eine höhere Nachfrage während der kalten Monate Oktober bis März sowie eine geringere Nachfrage während der wärmeren Monate April bis September. Im Ergebnis bedeutet diese saisonale Struktur, dass die Umsätze und operativen Ergebnisse im ersten und vierten Quartal höher beziehungsweise im zweiten und dritten Quartal geringer sind. E.ON kauft für seine Kunden die benötigten Strom- und Gasmengen auf Basis robuster Bedarfsprognosemethoden ein. Dennoch kann die tatsächliche Kundennachfrage aufgrund verschiedener Faktoren (zum Beispiel Wetter, Konjunktur) von der Prognose abweichen. Solche Abweichungen können insbesondere in einem Umfeld hoher Preisvolatilität positive oder negative wirtschaftliche Auswirkungen haben. E.ON zielt darauf ab, diese Auswirkungen zu reduzieren, indem beispielsweise eine umsichtige Absicherungsstrategie zusammen mit einem proaktiven Ansatz zur Neuprognose oder eine Bepreisung von Risiken gegenüber Kunden verfolgt wird.

Nach der Abspaltung von Uniper hat E.ON eine eigene Beschaffungsorganisation für das Vertriebsgeschäft aufgebaut und den Marktzugang für den Output der verbleibenden Energieproduktion sichergestellt, um die verbleibenden Rohstoffrisiken entsprechend zu steuern. Darüber hinaus hat E.ON eine Tochtergesellschaft, die E.ON Energy Markets GmbH (EEM), gegründet, die als zentrale Schnittstelle zu den Großhandelsmärkten fungiert. Der Hauptzweck von EEM besteht darin, die Rohstoffpositionen von E.ON zu konsolidieren, um Kredit- und Marginrisiken zu diversifizieren und zu mindern.

EEM war bisher für die wesentlichen deutschen und niederländischen Beschaffungsportfolien tätig. Derzeit werden die Beschaffungsaktivitäten im UK einbezogen. OTC-Transaktionen wurden im Laufe des Jahres 2022 migriert, während Börsengeschäfte für Gas im Jahr 2023 migriert werden.

Strategische Risiken

E.ONs Strategie bezieht Akquisitionen und Investitionen in das Kerngeschäft sowie Desinvestitionen mit ein. Diese Strategie hängt in Teilen von der Fähigkeit ab, solche Unternehmen erfolgreich zu identifizieren, zu erwerben und zu integrieren, die das Energiegeschäft unter annehmbaren Bedingungen sinnvoll ergänzen. Um die notwendigen Zustimmungen für Akquisitionen zu erhalten, könnte E.ON aufgefordert werden, andere Teile des Geschäfts zu veräußern oder Zugeständnisse zu leisten, die das Geschäft beeinflussen. Zusätzlich kann E.ON nicht garantieren, die Rendite zu erzielen, die von jeder möglichen Akquisition oder Investition erwartet wird. Es ist zudem möglich, dass E.ON die strategische Ambition in Bezug auf die Ausweitung der Investitionspipeline nicht halten kann und wesentliches Kapital für andere Opportunitäten genutzt werden könnte. Die Gesamtrisiko- und Chancenposition in der Kategorie war zum Stichtag niedrig.

Des Weiteren beinhalten Akquisitionen und Investitionen in neue geografische Gebiete oder Geschäftsbereiche, dass E.ON sich mit neuen Absatzmärkten und Wettbewerbern vertraut macht und sich mit den entsprechenden wirtschaftlichen Risiken auseinandersetzt.

Bei geplanten Desinvestitionen besteht für E.ON das Risiko des Nichteintretens oder der zeitlichen Verzögerung sowie das Risiko, dass E.ON einen geringeren als den erwarteten Beteiligungswert als Veräußerungserlös erhält. Nach dem Vollzug von Transaktionen kann darüber hinaus ein wesentliches Haftungsrisiko aus vertraglichen Verpflichtungen entstehen (Tail/wesentlich).

Finanz- und Treasury-Risiken

E.ON ist aufgrund der operativen Geschäftstätigkeit sowie durch den Einsatz von Finanzinstrumenten Kreditrisiken ausgesetzt. Kreditrisiken resultieren aus der Nicht- oder Teilerfüllung der Gegenleistung für erbrachte Vorleistungen, der Nicht- oder Teilerfüllung bestehender Forderungen durch die Geschäftspartner und aus Wiedereindeckungsrisiken bei schwebenden Geschäften. In einem unwahrscheinlichen Fall kann sich zudem ein wesentliches Risiko aus der gesamtschuldnerischen Haftung beim Betrieb von Gemeinschaftskraftwerken ergeben.

E.ON ist aufgrund der internationalen Geschäftstätigkeit Risiken aus Wechselkursschwankungen ausgesetzt. Solche Risiken entstehen einerseits aufgrund von Zahlungen in einer anderen Währung als der funktionalen Währung der Gesellschaft (Transaktionsrisiko). Andererseits führen Wechselkursschwankungen zu einem bilanziellen Effekt aufgrund der Umrechnung der Bilanzpositionen sowie der Erträge und Aufwendungen der ausländischen Konzerngesellschaften im Konzernabschluss (Translationsrisiko). Aus positiven Entwicklungen von Wechselkursen können sich auch Chancen für das operative Geschäft ergeben.

Aus variabel verzinslichen Finanzverbindlichkeiten, geplanten Finanzierungen und Zinsderivaten, die auf variablen Zinsen basieren, sowie langfristigen Rückbauverpflichtungen können sich für E.ON Ergebnisrisiken in Bezug auf den Konzernüberschuss ergeben.

Aus Derivategeschäften können kurzfristig Mittelzuflüsse oder Mittelabflüsse entstehen. Dies betrifft insbesondere Margin-Zahlungen für Börsengeschäfte im Strom- und Gaseinkauf und Collateral-Zahlungen für die Besicherung von Finanzderivaten, die mit Banken abgeschlossen wurden. Den hieraus potenziell resultierenden zusätzlichen Liquiditätsbedarf berücksichtigen wir in unserer Finanzierungsstrategie.

Darüber hinaus ergeben sich Kursänderungs- und weitere Unsicherheiten aus kurz- und langfristigen Kapitalanlagen, die bei E.ON zur Deckung langfristiger Verpflichtungen, insbesondere im Pensions- und Entsorgungsbereich, dienen und im Einzelfall wesentlich sein können.

Grundsätzlich können sich auch steuerliche Risiken und Chancen ergeben.

In dieser Kategorie besteht eine wesentliche Risiko- und eine mittlere Chancenposition.

Des Weiteren können sinkende oder steigende Diskontierungszinsen eine Erhöhung oder Reduzierung der Rückstellungen für Pensionen und langfristige Rückbauverpflichtungen einschließlich der Ewigkeitslasten zur Folge haben (Tail/wesentlich). Dies kann ein hohes bilanzielles Risiko für E.ON beinhalten.

Die Konditionen der Refinanzierung am Fremdkapitalmarkt hängen unter anderem von den Bonitätseinstufungen der Ratingagenturen ab. E.ON wird von den Ratingagenturen Moody's, S&P und Fitch mit einem starken Investment-Grade-Rating eingestuft. Es gibt Verträge, die bei Unterschreitung gewisser Ratingstufen zusätzliche Sicherheitsforderungen auslösen würden, sodass deutliche Herabstufungen des Ratings zu zusätzlichen Liquiditätserfordernissen führen könnten (Tail/hoch). Eine positive Geschäftsentwicklung oder eine zusätzliche Entschuldung können sich dagegen positiv auf E.ONs Rating auswirken.

ESG-Risiken und -Chancen

►E.ON strebt an, stets verantwortungsvoll zu wirtschaften, und hat daher alle wesentlichen Auswirkungen ihrer Geschäftstätigkeit im Blick. Neben finanziellen Aspekten betrachtet E.ON auch ökologische, soziale und die Unternehmensführung betreffende Belange ("Environment, Social, Governance" - ESG) entlang der Wertschöpfungskette. Dies umfasst die Überwachung und Bewertung von Risiken und Chancen mit ESG-Bezug sowie deren mögliche Auswirkungen auf den E.ON-Konzern, aber auch die Auswirkungen von E.ONs eigenen Geschäftsaktivitäten auf Klima und Umwelt, Mitarbeiter, Lieferanten oder Kunden. Die systematische Betrachtung nichtfinanzieller Themen ermöglicht es, Chancen und Risiken für die Geschäftsentwicklung frühzeitig zu erkennen.

E.ON hat die Berichterstattung zu nichtfinanziellen Risiken mit ESG-Bezug und Auswirkungen auf den Konzern in das ERM integriert. Sämtliche Risiken und Chancen mit einem Bezug zu ESG sind im ERM-System kenntlich gemacht. E.ON sieht ESG-Risiken als Faktoren der zuvor aufgeführten und bekannten Risikokategorien. Nachhaltigkeitsrisiken können auf alle diese bekannten Risikokategorien erheblich einwirken und als Faktor zur Wesentlichkeit dieser Risikokategorien beitragen.

Darüber hinaus analysiert E.ON mögliche berichtspflichtige Risiken im Sinne des § 289c Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 und 4 HGB unter Berücksichtigung der ESG-Wesentlichkeitsanalyse, ihrer Managementansätze und der Erkenntnisse aus dem ERM. Dabei werden Risiken im Hinblick auf die Aspekte Umweltbelange, Arbeitnehmerbelange, soziale Belange, Menschenrechte und Bekämpfung von Korruption und Bestechung betrachtet. Zum Ende des Geschäftsjahres 2022 hat E.ON keine wesentlichen mit der eigenen Geschäftstätigkeit und Geschäftsbeziehungen sowie den Produkten und Dienstleistungen verknüpfte Risiken gemäß § 289c Abs. 3 Satz 1 Nr. 3 und 4 HGB, die sehr wahrscheinlich schwerwiegende negative Auswirkungen auf ESG-Aspekte haben oder haben werden, identifiziert.

Einen Fokus legt E.ON - nicht zuletzt im Rahmen ihrer Unterstützung der Empfehlungen der Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) - auf die Analyse von Klimarisiken. Der Schutz von E.ONs Anlagen gegen Folgen des Klimawandels und die Klimaresilienz unseres Geschäftsmodells sind für E.ON ökonomisch relevant. Daher umfasst unsere Analyse sowohl physische Risiken (direkte Auswirkungen des Klimawandels, beispielsweise Wetterextreme und steigende Temperaturen) als auch transitorische Risiken, die aus dem Übergang zu einer CO ₂-armen und klimaresistenteren Wirtschaft resultieren (wie Veränderungen der Verbraucherpräferenzen, des regulatorischen Umfelds und der CO ₂-Preise).

Physische Klimarisiken stehen auch im Fokus der Vorschriften über die Vermeidung wesentlicher Beeinträchtigungen ("Do no significant harm", DNSH) im Sinne der EU-Taxonomie-Verordnung (siehe Kapitel EU-Taxonomie). Sie werden dem EU-Umweltziel 2 "Anpassung an den Klimawandel" zugeordnet. E.ON beurteilt die DNSH-Konformität bezüglich der Anpassung an den Klimawandel auf Konzernebene. Jede Geschäftseinheit im E.ON-Konzern ist verpflichtet, im Rahmen der Risikoberichterstattung umfänglich Klimarisiken zu beurteilen und zu erfassen. Insofern Risiken vorliegen, die die Anpassung an den Klimawandel wesentlich gefährden, werden diese entsprechend im Risikomanagementprozess identifiziert. Dieser grundsätzliche Ansatz zur Ermittlung etwaiger Schadenspotenziale für die Anpassung an den Klimawandel wird im Austausch mit den jeweiligen Fachbereichen verifiziert.

Im Jahr 2021 hat E.ON außerdem erstmals eine qualitative Szenarioanalyse entwickelt, die die Auswirkungen von drei unterschiedlichen Klimaszenarien auf E.ON und auf einzelne Geschäftseinheiten von E.ON bis 2050 beschreibt. Dabei wurden drei Referenzszenarien definiert (konservative, ambitionierte und voll entschlossene Klimapolitik), die relevanten Geschäftseinheiten anhand der wichtigsten Werttreiber und zugehörigen KPIs bewertet und identifiziert. In einem nächsten Schritt wurde die qualitative Szenarioanalyse entwickelt. Diese basiert auf den von den Geschäftsbereichen identifizierten wesentlichen Werttreibern, einer Risikobewertung sowie einer Bewertung der Geschäftsauswirkungen. Im Anschluss wurden strategische Empfehlungen erarbeitet.

Diese Szenarioanalyse wurde im Jahr 2022 erweitert und auf die in der EU-Taxonomie definierten Klimarisiken angewendet. Dabei wurden in einem ersten Schritt die wesentlichen EU-Taxonomiekonformen Wirtschaftsaktivitäten und die Gesellschaften mit einem wesentlichen Beitrag zu den entsprechenden Investitionen identifiziert. Im nächsten Schritt haben diese Gesellschaften die Klimarisiken anhand des EU-Taxonomie-Katalogs für die relevanten Wirtschaftsaktivitäten in einem Bottom-up-Prozess ermittelt. Die identifizierten Risiken wurden dann im Rahmen einer Szenarioanalyse betrachtet. Für den Referenzzeitraum von 2041 bis 2060 wurde eine qualitative Risikoeinschätzung je identifiziertem Klimarisiko und je Wirtschaftsaktivität vorgenommen. Diese basiert auf den IPCC-Szenarien SSP1-2.6 und SSP5-8.5. Das Ergebnis der Risikoeinschätzung weicht nicht von den bereits im ERM berichteten und gemanagten Risiken ab. Hinsichtlich der im Rahmen der Szenarioanalyse eingeschätzten Schadenshöhe gibt es auch keine signifikanten Abweichungen von den bereits im ERM berichteten sogenannten Jahrhundertereignissen aus Wetter- beziehungsweise Klimarisiken. ◄

Beurteilung der Risiko- und Chancensituation durch den Vorstand

Die Chancenlage des E.ON-Konzerns gegenüber dem Jahresende 2021 hat sich insbesondere aufgrund gestiegener Commodity-Preise wesentlich verändert. Auch wenn das maximale jährliche Risiko im Betrachtungszeitraum für das bereinigte EBITDA des E.ON-Konzerns als wesentlich eingestuft ist und trotz der durch die Entwicklung der Commodity-Preise gestiegenen Kontrahentenrisiken und Risiken aus Klagen und Verfahren auf Vertrags- und Preisanpassungen im Segment Kundenlösungen sieht E.ON aus heutiger Sicht kein Risikoprofil, das den Fortbestand der E.ON SE, des Konzerns oder einzelner Segmente gefährden könnte.

Angaben nach §§ 289 Abs. 4 beziehungsweise 315 Abs. 4 HGB zum internen Kontrollsystem im Hinblick auf den Rechnungslegungsprozess

Allgemeine Grundlagen

Der E.ON-Konzernabschluss wird in Anwendung von § 315e Abs. 1 des Handelsgesetzbuches (HGB) unter Beachtung der International Financial Reporting Standards (IFRS) und der Interpretationen des IFRS Interpretations Committee (IFRIC) aufgestellt, die bis zum Ende der Berichtsperiode von der Europäischen Kommission für die Anwendung in der EU übernommen wurden und zum Bilanzstichtag verpflichtend anzuwenden sind (siehe Textziffer 1 im Konzernanhang).

Berichtspflichtige Segmente im Sinne der IFRS sind die Energienetze Deutschland, Schweden und Zentraleuropa Ost/Türkei, die Kundenlösungen Deutschland, Großbritannien, Niederlande und Sonstige, das Nicht-Kerngeschäft und Konzernleitung/Sonstiges.

Der Jahresabschluss der E.ON SE ist nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB), der SE-Verordnung in Verbindung mit dem Aktiengesetz (AktG) und des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) aufgestellt.

E.ON erstellt einen zusammengefassten Lagebericht, der sowohl für den E.ON-Konzern als auch für die E.ON SE gilt.

Organisation der Rechnungslegung

Für die in den Konzernabschluss einbezogenen Gesellschaften gilt eine einheitliche Richtlinie zur Bilanzierung und Berichterstattung für die Konzernjahres- und -quartalsabschlüsse. Diese beschreibt die anzuwendenden Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze in Übereinstimmung mit den IFRS und erläutert zusätzlich für unser Unternehmen typische Rechnungslegungsvorschriften, wie zum Beispiel zu den Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich, zur Behandlung von Finanzinstrumenten und zur Behandlung regulatorischer Verpflichtungen. Änderungen der Gesetze, Rechnungslegungsstandards und sonstige wichtige Verlautbarungen werden regelmäßig hinsichtlich ihrer Relevanz und ihre Auswirkungen auf den Konzernabschluss analysiert und soweit erforderlich in den Richtlinien und Systemen berücksichtigt.

Die konzernweiten Rollen und Verantwortlichkeiten im Prozess der Jahres- und Konzernabschlusserstellung sind in einer Konzernrichtlinie beschrieben und werden von der Konzernleitung festgelegt.

Die Konzerngesellschaften sind verantwortlich für die ordnungsgemäße und zeitgerechte Erstellung ihrer Abschlüsse. Dabei werden sie größtenteils von den Business Service Centern in Regensburg, Deutschland, in Cluj, Rumänien, oder in Krakau, Polen, unterstützt. Die Abschlüsse der in den Konsolidierungskreis einbezogenen Tochterunternehmen werden zentral bei der E.ON SE mithilfe einer Standard-Konsolidierungssoftware zum Konzernabschluss zusammengefasst. Die Konsolidierungsaktivitäten sowie die Überwachung der zeitlichen, prozessualen und inhaltlichen Vorgaben liegen in der Verantwortung des Konzernrechnungswesens. Dabei werden neben der Überwachung systemseitiger Kontrollen auch manuelle Prüfungen durchgeführt.

Weitere Informationen mit Relevanz für die Rechnungslegung und Abschlusserstellung werden im Rahmen der Abschlussprozesse qualitativ und quantitativ zusammengetragen. Darüber hinaus werden wichtige Informationen regelmäßig in festgelegten Prozessen mit allen maßgeblichen Fachbereichen diskutiert und zur Sicherstellung der Vollständigkeit im Rahmen der Qualitätssicherung erfasst.

Der Jahresabschluss der E.ON SE wird mithilfe einer SAP-Software erstellt. Die laufende Buchhaltung und die Erstellung des Jahresabschlusses sind in funktionale Prozessschritte gegliedert. Die buchhalterischen Tätigkeiten sind zu einem großen Teil in E.ONs Business Service Center ausgelagert. Die Verantwortung für die Prozesse im Zusammenhang mit den Nebenbüchern und einigen Bankaktivitäten liegt vor allem in Cluj und für die Prozesse in Bezug auf die Hauptbücher insbesondere in Regensburg. In alle Prozesse sind entweder automatisierte oder manuelle Kontrollen integriert. Die organisatorischen Regelungen stellen sicher, dass alle Geschäftsvorfälle und die Jahresabschlusserstellung vollständig, zeitnah, richtig und periodengerecht erfasst, verarbeitet und dokumentiert werden. Unter Berücksichtigung erforderlicher IFRS-Anpassungsbuchungen werden die relevanten Daten aus dem Einzelabschluss der E.ON SE mit SAP-gestützter Übertragungstechnik in das Konzern-Konsolidierungssystem übergeben.

Die nachfolgenden Erläuterungen zum internen Kontrollsystem und zu den allgemeinen IT-Kontrollen gelten gleichermaßen für den Konzern- wie für den Einzelabschluss.

Internes Kontrollsystem

Das IKS-Rahmenwerk und der IKS-Jahresprozess sollen wesentliche Falschdarstellungen in den Abschlüssen, im zusammengefassten Lagebericht, im Halbjahresfinanzbericht, in den Quartalsmitteilungen sowie der ESG-Berichterstattung aufgrund von Fehlern oder doloser Handlungen mit hinreichender Sicherheit verhindern. Es dient zudem der Sicherung der Einhaltung maßgeblicher interner und externer Regularien sowie der Sicherung der Wirksamkeit und Wirtschaftlichkeit der Geschäftstätigkeit. Das Management jeder Einheit im E.ON-Konzern ist rechtlich für die Implementierung und Aufrechterhaltung eines angemessenen und wirksamen internen Kontrollsystems (IKS) verantwortlich. Die Implementierung des Compliance Management Systems (CMS) wird von der Compliance-Funktion verantwortet und ist in der Erklärung zur Unternehmensführung beschrieben. Die IKS-Abteilung von Corporate Audit ist für die Überwachung und Koordination des IKS-Prozesses verantwortlich, um so ein effektives internes Kontrollsystem innerhalb des E.ON-Konzerns zu gewährleisten.

Dazu stellt die IKS-Abteilung von Corporate Audit das IKS-Rahmenwerk und die einzusetzenden Tools zur Verfügung. Jeder Einheit, die aufgrund ihrer Konzernbedeutung Gegenstand des internen Kontrollsystems ist, wird ein IKS-Business-Partner (IKS-BP) zugeordnet. Der IKS-BP ist für die Koordinierung und Überwachung der lokalen IKS-Aktivitäten zuständig und berät und unterstützt das Management bei der Umsetzung eines effektiven internen Kontrollsystems. Die Verantwortung für die Angemessenheit und Effektivität des implementierten IKS verbleibt bei der Geschäftsführung der Einheit. Das IKS-BP-System stellt für den E.ON-Konzern ein einheitliches Vorgehen, eine effiziente Zusammenarbeit sowie einen kontinuierlichen Verbesserungsprozess durch einen intensiven Austausch zwischen den Konzerngesellschaften sicher.

IKS-Rahmenwerk bei E.ON

E.ONs internes Kontrollsystem basiert auf dem weltweit anerkannten COSO-Rahmenwerk (COSO: The Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission) in der Version von Mai 2013.

Ein wichtiger Bestandteil des internen Kontrollsystems ist der Katalog der IKS-Prinzipien, welche die Mindestanforderungen für ein funktionierendes internes Kontrollsystem darstellen. Diese umfassen sowohl übergeordnete Grundsätze - zum Beispiel hinsichtlich Autorisierung, Funktionstrennung, Stammdatenpflege - als auch spezifische Anforderungen zur Abdeckung von potenziellen Risiken in verschiedenen Themenkomplexen und Prozessen, wie zum Beispiel Dienstleistersteuerung, Projektabwicklung, Rechnungsprüfung, Zahlungsverkehr oder ESG-Berichterstattung. Alle vollkonsolidierten Gesellschaften sowie alle in Mehrheitsbesitz von E.ON stehenden Einheiten unterliegen den IKS-Prinzipien.

Neben der Umsetzung der IKS-Prinzipien müssen Einheiten, die für den E.ON-Konzernabschluss von besonderer Bedeutung sind, auch für bestimmte Prozesse eine Reihe von zusätzlichen IKS-Anforderungen erfüllen. Diese Anforderungen beziehen sich auf die Dokumentation und Bewertung der relevanten Prozesse und Kontrollen - das IKS-Modell - sowie die Berichterstattung an Corporate Audit. Das IKS-Modell, in das unternehmens- und branchenspezifische Aspekte eingeflossen sind, definiert mögliche Risiken für die Rechnungslegung (Finanzberichterstattung), für die ESG-Berichterstattung (nichtfinanzielle Berichterstattung), für die Compliance zu maßgeblichen internen und externen Regularien sowie in Hinblick auf die Erreichung operativer Ziele in den betrieblichen Funktionsbereichen und dient als Kontrollliste und Orientierungshilfe bei der Einrichtung von internen Kontrollen, deren Dokumentation und Implementierung.

Im E.ON-Konzern werden IT- und Digitaldienstleistungen von der funktional geführten Digital-Organisation wie auch von externen Dienstleistern erbracht. IT-Systeme mit Rechnungslegungsbezug sowie IT-Systeme, welche für die ESG-Berichterstattung relevant sind, unterliegen dem Regelungsrahmen des internen Kontrollsystems, das die allgemeinen IT-Kontrollen umfasst. Hierzu gehören Zugangs- und Zugriffskontrollen, Funktionstrennungen, Verarbeitungskontrollen, Schutzmaßnahmen gegen die beabsichtigte und unbeabsichtigte Verfälschung von Programmen, Daten und Dokumenten sowie Kontrollen der Dienstleistersteuerung. Die Dokumentation der allgemeinen IT-Kontrollen ist in E.ONs Dokumentationssystem hinterlegt.

In einem jährlich durchgeführten Prozess wird anhand von qualitativen Kriterien und quantitativen Wesentlichkeitsaspekten, zum Beispiel Umsatzerlöse oder CO ₂-Emission festgelegt, welche Prozesse und Kontrollen von welchen Konzerneinheiten dokumentiert und bewertet werden müssen.

Die Einheiten im Geltungsbereich nutzen hierfür ein zentrales Dokumentationssystem (SAP-GRC). In diesem System sind der Geltungsbereich, detaillierte Dokumentationsanforderungen, Vorgaben für die Durchführung der Bewertung durch die Prozessverantwortlichen und der finale Freizeichnungsprozess definiert.

Managementbewertung (Self-Assessment) und Kontrolltests

Nachdem die Prozesse und Kontrollen in den Konzerneinheiten dokumentiert worden sind, führen die Prozessverantwortlichen jährlich eine Bewertung des Designs und der operativen Wirksamkeit der in den Prozessen integrierten Kontrollen sowie der IKS-Prinzipien durch (sogenanntes Management Self-Assessment). In ausgewählten Risikobereichen wird diese Bewertung durch Tests der Kontrolleffektivität unterstützt. Der methodische Rahmen wird hierbei von der IKS-Abteilung von Corporate Audit vorgegeben und die Tests von den Prozessverantwortlichen oder den von ihnen benannten Mitarbeitern durchgeführt.

Die Effektivität der internen Kontrollen ist darüber hinaus Gegenstand der Prüfungen der internen Revision. Die Prüfungen erfolgen dabei im Rahmen einer risikoorientierten Prüfungsplanung. Identifizierte Schwachstellen werden an die betroffenen Gesellschaften berichtet.

Zudem erfolgt im Rahmen der Konzernabschlussprüfung eine Prüfung für die allgemeinen IT-Kontrollen, für die Kontrollen der zentralen Buchhaltungsdienstleister in Regensburg und Cluj, für die Kontrollen im Personaldienstleistungszentrum in Deutschland (E.ON Country Hub Germany GmbH) sowie für die Kontrollen in der Pensionsdienstleistungsgesellschaft in Deutschland (Energie Pensions-Management GmbH).

Die Ergebnisse der Managementbewertung sowie der Prüfungen fließen in den Jahresbericht zur Effektivität des internen Kontrollsystems der gesamten E.ON-Gruppe ein und werden dem Vorstand der E.ON SE berichtet.

Freizeichnungsprozess

Auf Basis der eigenen Bewertung und der Prüfungsfeststellungen aus internen und externen Prüfungen führt das jeweilige Management die finale Freizeichnung durch. Der interne Beurteilungsprozess wird mit einer formalen schriftlichen Bestätigung (Freizeichnung) der Wirksamkeit des internen Kontrollsystems abgeschlossen. Der Freizeichnungsprozess wird auf allen Ebenen der Konzerngesellschaften durchgeführt, bevor dieser final durch die E.ON SE für den gesamten Konzern abgeschlossen wird. Die Freizeichnung für den E.ON-Konzern wird durch den Vorstandsvorsitzenden und den Finanzvorstand der E.ON SE vorgenommen.

Der Prüfungs- und Risikoausschuss des Aufsichtsrats der E.ON SE wird regelmäßig durch Corporate Audit über das interne Kontrollsystem der Finanzberichterstattung und gegebenenfalls über identifizierte wesentliche Schwachstellen in den jeweiligen Prozessen im E.ON-Konzern informiert.

Übernahmerelevante Angaben - Angaben nach § 289a, § 315a HGB sowie erläuternder Bericht

Zusammensetzung des gezeichneten Kapitals

Das Grundkapital beträgt 2.641.318.800,00 € und ist eingeteilt in 2.641.318.800 Stück auf den Namen lautende Stückaktien (Aktien ohne Nennbetrag). Jede Aktie gewährt gleiche Rechte und eine Stimme in der Hauptversammlung.

Beschränkungen, die Stimmrechte oder die Übertragung von Aktien betreffen

In den Jahren 2021 und 2022 wurden Mitarbeiteraktienprogramme angeboten. Soweit Mitarbeiter im Rahmen der Mitarbeiteraktienprogramme bezuschusste Mitarbeiteraktien erworben haben, unterliegen diese einer Sperrfrist, die am Tag der Einbuchung der Aktien beginnt und jeweils am 31. Dezember des übernächsten Kalenderjahres endet. Vor Ablauf dieser Sperrfrist dürfen die so übertragenen Aktien von den Mitarbeitern grundsätzlich nicht veräußert werden.

Der Gesellschaft stehen nach § 71b des Aktiengesetzes keine Rechte aus eigenen Aktien und damit auch keine Stimmrechte zu.

Gesetzliche Vorschriften und Bestimmungen der Satzung über die Ernennung und Abberufung von Vorstandsmitgliedern und Änderungen der Satzung

Der Vorstand der Gesellschaft besteht nach ihrer Satzung aus mindestens zwei Mitgliedern. Die Bestimmung der Anzahl der Mitglieder, ihre Bestellung und Abberufung erfolgen durch den Aufsichtsrat.

Vorstandsmitglieder bestellt der Aufsichtsrat auf höchstens fünf Jahre; eine wiederholte Bestellung ist zulässig. Werden mehrere Personen zu Vorstandsmitgliedern bestellt, so kann der Aufsichtsrat ein Mitglied zum Vorsitzenden des Vorstands ernennen. Fehlt ein erforderliches Vorstandsmitglied, so hat in dringenden Fällen das Gericht auf Antrag eines Beteiligten das Mitglied zu bestellen. Der Aufsichtsrat kann die Bestellung zum Vorstandsmitglied und die Ernennung zum Vorsitzenden des Vorstands widerrufen, wenn ein wichtiger Grund vorliegt (vergleiche im Einzelnen §§ 84, 85 des Aktiengesetzes).

Die Beschlüsse der Hauptversammlung werden mit Mehrheit der abgegebenen gültigen Stimmen gefasst, falls nicht zwingende Rechtsvorschriften oder die Satzung etwas anderes bestimmen. Für Satzungsänderungen bedarf es, soweit nicht zwingende gesetzliche Vorschriften eine andere Mehrheit vorschreiben, einer Mehrheit von zwei Dritteln der abgegebenen Stimmen beziehungsweise, sofern mindestens die Hälfte des Grundkapitals vertreten ist, der einfachen Mehrheit der abgegebenen Stimmen.

Der Aufsichtsrat ist ermächtigt, Satzungsänderungen zu beschließen, die nur die Fassung betreffen (§ 10 Abs. 7 der Satzung der Gesellschaft). Er ist ferner ermächtigt, die Fassung des § 3 der Satzung bei Ausnutzung des genehmigten oder bedingten Kapitals anzupassen.

Befugnisse des Vorstands, Aktien auszugeben oder zurückzukaufen

Der Vorstand ist gemäß Beschluss der Hauptversammlung vom 28. Mai 2020 bis zum 27. Mai 2025 ermächtigt, eigene Aktien zu erwerben. Auf die erworbenen Aktien dürfen zusammen mit anderen eigenen Aktien, die sich im Besitz der Gesellschaft befinden oder ihr nach den §§ 71a ff. AktG zuzurechnen sind, zu keinem Zeitpunkt mehr als 10 Prozent des Grundkapitals entfallen.

Der Erwerb erfolgt nach Wahl des Vorstands

―	über die Börse,
―	mittels eines an alle Aktionäre gerichteten öffentlichen Angebots beziehungsweise einer öffentlichen Aufforderung zur Abgabe eines Angebots,
―	mittels eines öffentlichen Angebots beziehungsweise einer öffentlichen Aufforderung zur Abgabe eines Angebots auf Tausch von liquiden Aktien, die zum Handel an einem organisierten Markt im Sinne des Wertpapiererwerbs- und -übernahmegesetzes zugelassen sind, gegen Aktien der Gesellschaft oder
―	durch Einsatz von Derivaten (Put- oder Call-Optionen oder einer Kombination aus beiden).

Die Ermächtigungen können einmal oder mehrmals, ganz oder in Teilbeträgen, in Verfolgung eines oder mehrerer Zwecke durch die Gesellschaft, aber auch durch ihre Konzernunternehmen oder von Dritten für Rechnung der Gesellschaft oder eines ihrer Konzernunternehmen ausgeübt werden.

Der Vorstand ist ermächtigt, Aktien der Gesellschaft, die aufgrund der vorab beschriebenen Ermächtigung und/oder aufgrund vorangegangener Hauptversammlungsermächtigungen erworben werden beziehungsweise wurden, mit Zustimmung des Aufsichtsrats - neben der Veräußerung über die Börse oder durch Angebot mit Bezugsrecht an alle Aktionäre - unter Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre wie folgt zu verwenden:

―	Veräußerung gegen Barleistung
―	Veräußerung gegen Sachleistung
―	Erfüllung der Rechte von Gläubigern von durch die Gesellschaft oder ihre Konzerngesellschaften ausgegebenen Schuldverschreibungen mit Wandel- oder Optionsrechten beziehungsweise Wandlungspflichten
―	Unentgeltliches oder entgeltliches Erwerbsangebot an und Übertragung auf Personen, die in einem Arbeitsverhältnis zu der Gesellschaft oder einem mit ihr verbundenen Unternehmen stehen oder standen, sowie Organmitglieder von mit der Gesellschaft verbundenen Unternehmen
―	Durchführung einer sogenannten Wahldividende, bei der den Aktionären angeboten wird, ihren Dividendenanspruch wahlweise als Sacheinlage gegen Gewährung neuer Aktien in die Gesellschaft einzulegen.

Der Vorstand ist ferner ermächtigt, eigene Aktien einzuziehen, ohne dass die Einziehung oder ihre Durchführung eines weiteren Hauptversammlungsbeschlusses bedürfen.

Die Ermächtigungen können einmalig oder mehrfach, ganz oder in Teilbeträgen, einzeln oder gemeinsam auch in Bezug auf eigene Aktien, die durch abhängige oder im Mehrheitsbesitz der Gesellschaft stehende Unternehmen oder auf deren Rechnung oder auf Rechnung der Gesellschaft handelnde Dritte erworben wurden, ausgenutzt werden.

Der Vorstand wird die Hauptversammlung über die Ausnutzung der vorstehenden Ermächtigung, insbesondere über Gründe und den Zweck des Erwerbs eigener Aktien, über die Zahl der erworbenen Aktien und den auf sie entfallenden Betrag des Grundkapitals, über ihren Anteil am Grundkapital sowie über den Gegenwert der Aktien jeweils unterrichten.

Der Vorstand wurde gemäß Beschluss der Hauptversammlung vom 28. Mai 2020 ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats bis zum 27. Mai 2025 das Grundkapital der Gesellschaft um bis zu 528 Mio € durch ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer, auf den Namen lautender Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital gemäß §§ 202 ff. AktG, Genehmigtes Kapital 2020). Der Vorstand ist - mit Zustimmung des Aufsichtsrats - ermächtigt, über den Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre zu entscheiden.

Auf der Hauptversammlung vom 28. Mai 2020 wurde eine bedingte Kapitalerhöhung des Grundkapitals - mit der Möglichkeit, das Bezugsrecht auszuschließen - von bis zu 264 Mio € beschlossen (Bedingtes Kapital 2020). Weitere Informationen zum Bedingten Kapital 2020 sind im Konzernanhang in der Textziffer 20 abgedruckt.

Wesentliche Vereinbarungen der Gesellschaft, die unter der Bedingung eines Kontrollwechsels infolge eines Übernahmeangebots stehen

Das seit 2007 neu aufgenommene Fremdkapital enthält in der Regel eine Change-of-Control-Klausel im jeweils zugrunde liegenden Vertrag, die ein Kündigungsrecht des Gläubigers vorsieht. Dies betrifft unter anderem Anleihen, die von der E.ON SE und der E.ON International Finance B.V. unter Garantie der E.ON SE begeben wurden, sowie weitere Instrumente wie zum Beispiel Kreditverträge. Die Einräumung des Change-of-Control-Rechts für Gläubiger hat sich als Teil guter Corporate Governance zum Marktstandard entwickelt. Weitere Informationen zu Finanzverbindlichkeiten finden Sie im zusammengefassten Lagebericht im Kapitel Finanzlage und in der Textziffer 27 des Konzernanhangs.

Entschädigungsvereinbarungen der Gesellschaft, die für den Fall eines Übernahmeangebots mit den Mitgliedern des Vorstands oder Arbeitnehmern getroffen sind

Die Mitglieder des Vorstands haben im Fall des vorzeitigen Verlusts der Vorstandsposition aufgrund eines Kontrollwechsels einen dienstvertraglichen Anspruch auf Zahlung von Abgeltungs- und Abfindungsleistungen.

Soweit mit den Mitgliedern des Vorstands für den Fall eines Kontrollwechsels eine Entschädigung vereinbart ist, dient die Vereinbarung dazu, die Unabhängigkeit der Mitglieder des Vorstands zu erhalten.

Im Falle eines Kontrollwechsels erfolgt ferner eine vorzeitige Abrechnung von virtuellen Aktien im Rahmen des E.ON Performance Plans.

Sonstige übernahmerelevante Angaben

Der Gesellschaft sind folgende direkte oder indirekte Beteiligungen am Kapital der Gesellschaft, die 10 Prozent der Stimmrechte überschreiten, mitgeteilt worden:

―	Per Mitteilung vom 10. Dezember 2020 durch die RWE Aktiengesellschaft 15 Prozent Gesamtstimmrechtsanteile

Aktien mit Sonderrechten, die Kontrollbefugnis verleihen, sind nicht ausgegeben worden. Soweit die Gesellschaft Aktien an Mitarbeiter ausgibt, üben die Arbeitnehmer ihre Kontrollrechte - wie andere Aktionäre auch - unmittelbar und nach gesetzlichen Bestimmungen und den Bestimmungen der Satzung aus.

Erklärung zur Unternehmensführung gemäß § 289f HGB und § 315d HGB Erklärung von Vorstand und Aufsichtsrat der E.ON SE gemäß § 161 des Aktiengesetzes zum Deutschen Corporate Governance Kodex

Vorstand und Aufsichtsrat erklären, dass den vom Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz am 20. März 2020 im amtlichen Teil des Bundesanzeigers bekannt gemachten Empfehlungen der "Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex" (Fassung vom 16. Dezember 2019) seit Abgabe der letzten Erklärung im Dezember 2021 uneingeschränkt entsprochen wurde.

Vorstand und Aufsichtsrat erklären weiter, dass den vom Bundesministerium der Justiz und für Verbraucherschutz am 27. Juni 2022 im amtlichen Teil des Bundesanzeigers bekannt gemachten Empfehlungen der "Regierungskommission Deutscher Corporate Governance Kodex" (Fassung vom 28. April 2022) uneingeschränkt entsprochen wird.

Essen, den 14. Dezember 2022

Für den Aufsichtsrat der E.ON SE:

gez. Karl-Ludwig Kley, Vorsitzender des Aufsichtsrats der E.ON SE

Für den Vorstand der E.ON SE:

gez. Leonhard Birnbaum, Vorsitzender des Vorstands der E.ON SE

Sämtliche Entsprechenserklärungen der vergangenen fünf Jahre sind auf der Internetseite der Gesellschaft dauerhaft öffentlich zugänglich gemacht.

Vergütungsbericht und Vergütungssystem

Der von der Hauptversammlung am 19. Mai 2021 gefasste Beschluss gemäß § 113 Abs. 3 AktG über die Vergütung der Mitglieder des Aufsichtsrats sowie das geltende Vergütungssystem für die Vorstandsmitglieder gemäß § 87a Abs. 1 und 2 Satz 1 AktG, das von der Hauptversammlung ebenfalls am 19. Mai 2021 gebilligt wurde, stehen im Internet unter eon.com zur Verfügung.

Unter eon.com/verguetungsbericht werden auch der Vergütungsbericht und der Vermerk des Abschlussprüfers gemäß § 162 AktG öffentlich zugänglich gemacht.

Relevante Angaben zu Unternehmensführungspraktiken

Corporate Governance

Gute Corporate Governance ist im E.ON-Konzern die zentrale Grundlage für eine verantwortungsvolle und wertorientierte Unternehmensführung, die effiziente Zusammenarbeit von Vorstand und Aufsichtsrat, Transparenz in der Berichterstattung sowie ein angemessenes Risikomanagement.

Vorstand und Aufsichtsrat haben sich im abgelaufenen Geschäftsjahr intensiv mit der Einhaltung der Empfehlungen und Anregungen des Deutschen Corporate Governance Kodex beschäftigt. Auch die Neuerungen durch die am 27. Juni 2022 im amtlichen Teil des Bundesanzeigers bekannt gemachte geänderte Fassung des Deutschen Corporate Governance Kodex vom 28. April 2022 waren Gegenstand der Befassung. Dabei wurde festgestellt, dass alle Empfehlungen eingehalten werden. Darüber hinaus werden auch alle Anregungen des Kodex vollständig von der E.ON SE eingehalten.

Compliance

Das Ziel von Compliance bei E.ON ist es, Unternehmenskriminalität zu verhindern oder jedenfalls aufzudecken und abzustellen.

Kunden, Geschäftspartner und andere Stakeholder sollen niemals getäuscht, betrogen oder anderweitig geschädigt werden. Die strikte Einhaltung von Gesetzen und Unternehmensrichtlinien wird folglich als unerlässliche Grundlage einer guten Corporate Governance verstanden.

Der E.ON-Konzern hat hierfür ein Compliance-Management-System (CMS) implementiert. Das CMS basiert auf einer Reihe von allgemein anerkannten Praktiken, darunter der Förderung einer Compliance-Kultur. Diese umfasst ein aktives Bekenntnis zu Compliance-Zielen, die Identifizierung und Analyse von Compliance-Risiken, die Gestaltung eines risikoadäquaten Compliance-Programms sowie einer Compliance-Organisation.

Sowohl E.ONs Lieferantenkodex als auch E.ONs Verhaltenskodex (die beide in den Sprachen aller Länder, in denen E.ON tätig ist, verfügbar sind) konzentrieren sich auf das Leitprinzip "Das Richtige tun". Sie bieten leicht verständliche Anleitungen, insbesondere zum Thema Menschenrechte, Korruptionsbekämpfung, fairer Wettbewerb und Umgang mit E.ONs Geschäftspartnern. Der Verhaltenskodex enthält auch einen Integritätstest, mit dem Mitarbeiter überprüfen können, ob ihre Einschätzung einer Situation im Einklang mit den E.ON-Prinzipien und -Werten steht. Jeder Mitarbeiter im E.ON-Konzern ist verpflichtet, sich an den Regeln des Verhaltenskodex zu orientieren. Der Verhaltenskodex ist damit Teil der arbeitsvertraglichen Pflichten der E.ON-Mitarbeiter. Verstöße gegen den Verhaltenskodex können auch anonym durch Beschäftigte oder Dritte, zum Beispiel durch einen Whistleblower-Hinweis, gemeldet werden. Der Verhaltenskodex ist im Internet unter www.eon.com veröffentlicht. Ergänzt wird dieser durch zehn konzernweite Mitarbeiterrichtlinien, die detaillierter erläutern, wie Mitarbeiter sicher sein können, dass sie sich richtig verhalten.

Nachhaltigkeit

Nachhaltigkeit ist einer der Grundpfeiler der in 2021 überarbeiteten E.ON Strategie. E.ONs Geschäftstätigkeit richtet sich nach dem Grundsatz, dass unternehmerischer Erfolg nur durch eine konsequente Ausrichtung auf verantwortungsvolles, nachhaltiges Wirtschaften und langfristigen Mehrwert für alle Beteiligten erreichbar ist: für Kunden, Mitarbeiter, Aktionäre, Geschäftspartner - und auch die Umwelt.

E.ON verpflichtet sich zu nachhaltigem Handeln und der Berücksichtigung von kurz- und langfristigen Auswirkungen auf materielle und immaterielle Ressourcen und Interessensgruppen in allen Geschäftsentscheidungen. Als Leitlinie sind in der E.ON Strategie ambitionierte Nachhaltigkeitsziele definiert. Treibendes Thema ist hierbei die Bekämpfung des Klimawandels und E.ONs Beitrag zur Dekarbonisierung der Energiewelt: Bis 2040 ist es das erklärte Ziel von E.ON bei den Scope-1- und Scope-2-Emissionen Klimaneutralität zu erreichen. Bis 2050 sollen auch Scope -3-Emissionen zu 100 Prozent (gegenüber 2019) reduziert werden. In der Klimakrise ist kurzfristiges Handeln notwendig daher sollen bereits bis 2030 75 Prozent der Scope 1 und 2 Emissionen reduziert werden. Hierfür hat E.ON ein konzernweites System zur Steuerung von CO ₂ Emissionen implementiert.

Ergänzend sind vier zentrale Nachhaltigkeitsziele Bestandteil von E.ONs Vergütungssystem für den Vorstand sowie alle leitenden Angestellten: die Reduktion direkt beeinflussbarer Emissionen (Scope -1- und Scope -2-), die Erhöhung des Anteils weiblicher Führungskräfte, die Verringerung schwerwiegender Sicherheitsvorfälle unserer Mitarbeiter ("Mission ZERO") und die Performance des Konzerns in ESG-Ratings. Die hohe Relevanz von Nachhaltigkeitsthemen wird durch das regelmäßig tagende Sustainability Council des CEOs mit Vertretern aus verschiedenen E.ON Geschäftsbereichen verdeutlicht.

Wesentliche ESG Risiken werden außerdem in E.ONs Risikomanagementsystem berücksichtigt. Grundlage von ganzheitlichen Geschäftsentscheidungen ist eine hochqualitative ESG-Datenbasis. Zur kontinuierlichen Verbesserung der Datenqualität und Datenverfügbarkeit hat E.ON auch die Erfassung von ESG-Daten in Berichts- und Internen Kontrollsystemen vorangetrieben.

Transparente Unternehmensführung

Transparenz der Unternehmensführung hat für den Vorstand und den Aufsichtsrat einen hohen Stellenwert. E.ONs Aktionäre, alle Teilnehmer am Kapitalmarkt, Finanzanalysten, Aktionärsvereinigungen sowie die Medien werden regelmäßig und aktuell über die Lage sowie über wesentliche geschäftliche Veränderungen des Unternehmens informiert. Zur umfassenden, gleichberechtigten und zeitnahen Information wird hauptsächlich das Internet genutzt.

Die Berichterstattung über die Lage und die Ergebnisse der E.ON SE und des E.ON-Konzerns erfolgt durch

―	den integrierten Geschäftsbericht und den Jahresabschluss,
―	Halbjahresfinanzberichte und Quartalsmitteilungen,
―	Bilanzpressekonferenzen und sonstige Analystenkonferenzen,
―	Pressemeldungen,
―	Telefonkonferenzen, meist mit Veröffentlichung der Quartalsergebnisse beziehungsweise des Jahresergebnisses,
―	zahlreiche Gespräche mit Finanzanalysten im In- und Ausland
―	regelmäßige Investorenveranstaltungen
―	E.ON Green Bond Report sowie im Begleitpapier zu E.ONs Dekarbonisierungsstrategie und klimarelevanten Aspekten.

Die Termine der regelmäßigen Finanzberichterstattung sind im Finanzkalender zusammengefasst.

Informationen, die geeignet sind, den Börsenkurs der E.ON-Aktie erheblich zu beeinflussen, werden durch Ad-hoc-Mitteilungen bekannt gemacht.

Der Aufsichtsratsvorsitzende ist bei E.ON in angemessenem Umfang in die Kommunikation mit den Investoren im Rahmen einer jährlichen Corporate Governance Roadshow eingebunden. Die Kernthemen hierbei sind der Aufgaben- und Verantwortungsbereich des Aufsichtsratsvorsitzenden, der Einfluss von regulatorischen Vorschriften auf die Arbeit des Kontrollgremiums und die Hauptversammlung. Neben Governance-relevanten Themen ist das Interesse an Umwelt- und sozialen Themen im Investorendialog stetig wichtiger geworden. Diese Themen sind daher wesentlicher Bestandteil der Corporate Governance Roadshow.

Der Finanzkalender und die Ad-hoc-Mitteilungen stehen im Internet zur Verfügung.

Vorstand

Mitglieder des Vorstands

Im Jahr 2022 bestand der Vorstand aus fünf Mitgliedern und hatte einen Vorsitzenden. Mitglieder des Vorstands waren vier Männern und einer Frau, sodass das ab dem 1. August 2022 geltende gesetzliche Mindestbeteiligungsgebot von mindestens einer Frau und mindestens einem Mann bereits vor dessen Inkrafttreten erfüllt wurde. Kein Vorstandsmitglied hat mehr als zwei Aufsichtsratsmandate in konzernexternen börsennotierten Gesellschaften oder in Aufsichtsgremien von konzernexternen Gesellschaften, die vergleichbare Anforderungen stellen. Kein Mitglied des Vorstands hat das allgemeine Renteneintrittsalter erreicht.

Nähere Angaben zu den Mitgliedern des Vorstands sowie deren jährlich aktualisierte Lebensläufe sind auf der Internetseite der E.ON SE hinterlegt.

Arbeitsweise des Vorstands

Der Vorstand der E.ON SE führt die Geschäfte der Gesellschaft in gemeinschaftlicher Verantwortung aller seiner Mitglieder. Er bestimmt die unternehmerischen Ziele des Gesamtkonzerns, die Unternehmenspolitik, die Konzernorganisation und - in Abstimmung mit dem Aufsichtsrat - seine grundsätzliche strategische Ausrichtung.

Der Vorstand hat sich eine Geschäftsordnung gegeben und über seine Geschäftsverteilung in Abstimmung mit dem Aufsichtsrat beschlossen.

Der Vorstand informiert den Aufsichtsrat regelmäßig, zeitnah und umfassend über alle für das Unternehmen relevanten Fragen, insbesondere der Strategie, der Planung, der Geschäftsentwicklung, der Risikolage, des Risikomanagements, der relevanten Nachhaltigkeitsaspekte und der Compliance. Er legt dem Aufsichtsrat außerdem in der Regel jeweils in der letzten Sitzung eines Geschäftsjahres die Konzerninvestitions-, -finanz- und -personalplanung für das kommende Geschäftsjahr sowie die Mittelfristplanung vor.

Über wichtige Ereignisse, die für die Beurteilung der Lage und der Entwicklung oder für die Leitung des Unternehmens von wesentlicher Bedeutung sind, sowie über etwa auftretende Mängel in den Überwachungssystemen unterrichtet der Vorsitzende des Vorstands den Aufsichtsratsvorsitzenden unverzüglich. Geschäfte und Maßnahmen, die der Zustimmung des Aufsichtsrats bedürfen, werden dem Aufsichtsrat rechtzeitig vorgelegt.

Die Vorstandsmitglieder sind verpflichtet, Interessenkonflikte dem Vorsitzenden des Aufsichtsrats und dem Vorsitzenden des Vorstands gegenüber unverzüglich offenzulegen und die anderen Vorstandsmitglieder hierüber zu informieren. Im abgelaufenen Geschäftsjahr ist es nicht zu Interessenkonflikten bei Vorstandsmitgliedern der E.ON SE gekommen.

Vorstandsmitglieder dürfen Nebentätigkeiten, insbesondere Aufsichtsratsmandate in konzernfremden Gesellschaften, nur mit Zustimmung des Präsidialausschusses des Aufsichtsrats übernehmen.

Wesentliche Geschäfte zwischen dem Unternehmen einerseits und den Vorstandsmitgliedern sowie ihnen nahestehenden Personen oder ihnen persönlich nahestehenden Unternehmungen andererseits bedürfen der Zustimmung des Präsidialausschusses bzw. des Prüfungs- und Risikoausschusses des Aufsichtsrats. Entsprechende Verträge bestanden im Berichtszeitraum nicht.

Vorstandsgremien

Der Vorstand hat keine Ausschüsse, aber verschiedene Gremien eingerichtet, die ihn bei seinen Aufgaben beratend unterstützen. Diese Gremien setzen sich aus hochrangigen Vertretern verschiedener Fachbereiche zusammen, die aufgrund ihrer Erfahrung, Verantwortlichkeit und Kompetenz für die jeweiligen Aufgaben besonders geeignet sind. Hierzu gehören unter anderem folgende Gremien:

Der Vorstand hat für Fragen der Veröffentlichung von finanzmarktrelevanten Informationen das sogenannte Disclosure Committee und ein Ad-hoc Committee eingerichtet, die die inhaltlich korrekte und zeitnahe Veröffentlichung aller entsprechenden Informationen sicherstellen.

Darüber hinaus existiert ein Risikokomitee, das die korrekte Anwendung und Umsetzung der gesetzlichen Anforderungen des § 91 AktG sicherstellt. Das Gremium überwacht die Risikosituation und die Risikotragfähigkeit des E.ON-Konzerns und legt spezifischen Fokus auf die Früherkennung von Entwicklungen, die potenziell den Fortbestand des Unternehmens gefährden könnten. In diesem Zusammenhang befasst sich das Risikokomitee auch mit Risikomitigationsstrategien (inklusive Hedging-Strategien). Das Gremium stellt in Zusammenarbeit mit den relevanten Abteilungen sicher, dass die Richtlinien in Bezug auf die Commodity- und Kreditrisiken sowie das Enterprise Risk Management eingehalten beziehungsweise weiterentwickelt werden.

Stellungnahme zum Internen Kontrollsystem und Risikomanagementsystem im engeren Sinne (Enterprise Risk Management) des E.ON Konzerns

Der Gesamtvorstand der E.ON SE bestätigt, dass er sich seiner Verantwortung, ein angemessenes und wirksames Internes Kontrollsystem (IKS) und Risikomanagementsystem (ERM) für den E.ON-Konzern aufzubauen und aufrechtzuerhalten, bewusst ist und dass ihm aus der Befassung mit dem IKS und ERM sowie der Berichterstattung der Funktionen Corporate Audit sowie Group Risk keine Umstände bekannt sind, die gegen die Angemessenheit und Wirksamkeit dieser Systeme in allen wesentlichen Belangen sprechen.

Diversitätskonzept und langfristige Nachfolgeplanung für den Vorstand

Für die Zusammensetzung des Vorstands hat der Aufsichtsrat der E.ON SE eine Nachfolgeplanung und ein Diversitätskonzept erarbeitet, welche die Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex berücksichtigen.

Diversitätskonzept

Bei der Besetzung des Vorstands sind insbesondere eine herausragende fachliche Qualifikation, langjährige Führungserfahrung, bisherige Leistungen und wertorientiertes Handeln der Kandidaten von Bedeutung. Die Mitglieder sollen die Fähigkeiten besitzen, vorausschauende, strategische Weichenstellungen vorzunehmen. Sie sollen insbesondere in der Lage sein, Geschäfte nachhaltig zu führen und konsequent auf Kundenbedürfnisse auszurichten.

Der Vorstand soll in seiner Gesamtheit über Kompetenz und Erfahrung auf den Gebieten Energiewirtschaft, Finanzen und Digitalisierung verfügen.

Die Mitglieder des Vorstands sollen Führungspersönlichkeiten sein und als solche durch eigene Leistung und Auftreten eine Vorbildfunktion für die Mitarbeiter wahrnehmen.

Bei der Besetzung des Vorstands soll auf Vielfalt (Diversität) geachtet werden. Darunter versteht der Aufsichtsrat insbesondere unterschiedliche, sich ergänzende fachliche Profile, Berufs- und Lebenserfahrungen, Persönlichkeiten sowie Internationalität und eine angemessene Alters- und Geschlechterstruktur. Die Bestelldauer eines Vorstandsmitglieds soll spätestens mit Ablauf des Monats enden, in dem das Vorstandsmitglied das allgemeine Renteneintrittsalter erreicht.

Zielerreichung: Die Zusammensetzung des Vorstands entspricht allen oben beschriebenen Besetzungszielen.

Langfristige Nachfolgeplanung

Unter Einbindung des Präsidialausschusses und des Vorstands sorgt der Aufsichtsrat für eine langfristige Nachfolgeplanung des Vorstands. Besetzungsentscheidungen werden anhand von konkreten Anforderungsprofilen für Vorstandsmitglieder getroffen.

Der Aufsichtsrat nutzt neben seiner eigenen Erfahrung auch die Expertise externer Berater, um auf diesem Wege eine angemessene und wertbringende Nachfolgeplanung für die Gesellschaft sicherzustellen.

Der Aufsichtsrat lässt sich in regelmäßigen Abständen (einmal jährlich) durch den Vorstand über den Fortschritt in den Bereichen Talentidentifikation und -entwicklung sowie Nachfolgeplanungen im Top-Executive-Bereich auf der Grundlage der für den Geschäftserfolg erforderlichen Qualifikationen und der kontinuierlich weiterentwickelten Personalentwicklungsprozesse informieren und berät den jeweiligen Stand entsprechend.

Aufsichtsrat

Mitglieder des Aufsichtsrats

Um sicherzustellen, dass nach dem Erwerb der Mehrheit der Anteile an der innogy SE (im Jahr 2019) die innogy-Mitarbeiter bereits kurzfristig im Aufsichtsrat der E.ON SE als Konzernobergesellschaft repräsentiert sind, wurde der Aufsichtsrat zeitlich befristet auf 20 Mitglieder erweitert. Die Satzung sieht ab Beendigung der ordentlichen Hauptversammlung 2023 wieder eine Größe des Aufsichtsrats von zwölf Mitgliedern vor. Er setzt sich nach den Vorgaben der Satzung der E.ON SE zu gleichen Teilen aus Anteilseigner- und Arbeitnehmervertretern zusammen. Die Vertreter der Anteilseigner werden von der Hauptversammlung gewählt; hierfür unterbreitet der Aufsichtsrat Wahlvorschläge. Die Hauptversammlung entscheidet im Wege der Einzelabstimmung über die Wahlen. Die derzeit zehn weiteren Mitglieder des Aufsichtsrats werden gemäß der Vereinbarung über die Beteiligung der Arbeitnehmer in der E.ON SE durch den SE-Betriebsrat bestellt, wobei die Sitze auf mindestens drei verschiedene Länder verteilt werden und ein Mitglied auf Vorschlag einer Gewerkschaft bestimmt wird, die in der E.ON SE oder einer deutschen Tochtergesellschaft vertreten ist.

Auf der Homepage der E.ON SE sind die aktuellen Mitglieder des Aufsichtsrats mit Angaben zu ihren zusätzlichen Mandaten und ihren Lebensläufen aufgeführt.

Diversitätskonzept und Kompetenzprofil

Im Hinblick auf die Empfehlung C.1 des Deutschen Corporate Governance Kodex (Fassung vom 28. April 2022) und § 289f Abs. 2 Nr. 6 HGB hat der Aufsichtsrat konkrete Ziele für seine Zusammensetzung einschließlich eines Diversitätskonzepts und Kompetenzprofils für das Gesamtgremium beschlossen, die über die ausdrücklichen gesetzlichen Regelungen hinaus wie folgt lauten:

"Bei seiner Zusammensetzung folgt der Aufsichtsrat der E.ON SE den spezifischen Vorgaben zur SE und des Aktiengesetzes sowie den Empfehlungen des Deutschen Corporate Governance Kodex.

a) Folgende allgemeine Ziele sollen beachtet werden:

―	Nach Einschätzung der Anteilseignervertreter sollen mehr als die Hälfte von ihnen von der Gesellschaft und vom Vorstand unabhängig sein. Ein Mitglied ist als unabhängig anzusehen, wenn es in keiner persönlichen oder geschäftlichen Beziehung zu der Gesellschaft oder deren Vorstand steht, die einen wesentlichen und nicht nur vorübergehenden Interessenkonflikt begründen kann. Bei Einschätzung der Unabhängigkeit ihrer Mitglieder von der Gesellschaft und deren Vorstand soll die Anteilseignerseite insbesondere berücksichtigen, ob das Aufsichtsratsmitglied oder ein naher Familienangehöriger in den zwei Jahren vor der Ernennung Vorstand der Gesellschaft war, aktuell oder bis zu dem Jahr seiner Ernennung direkt oder als Gesellschafter oder in verantwortlicher Funktion eines konzernfremden Unternehmens eine wesentliche geschäftliche Beziehung mit der Gesellschaft oder einem von dieser abhängigen Unternehmen unterhält oder unterhalten hat, ein naher Familienangehöriger eines Vorstands ist oder dem Aufsichtsrat seit mehr als zwölf Jahren angehört.
―	Der Aufsichtsratsvorsitzende, der Vorsitzende des Prüfungs- und Risikoausschusses sowie der Vorsitzende des Präsidialausschusses sollen unabhängig von der Gesellschaft und dem Vorstand sein.
―	Dem Aufsichtsrat sollen nicht mehr als zwei ehemalige Vorstandsmitglieder angehören.
―	Dem Aufsichtsrat sollen keine Mitglieder angehören, die Organfunktionen oder Beratungsaufgaben bei wesentlichen Wettbewerbern des Unternehmens ausüben oder in einer persönlichen Beziehung zu einem Wettbewerber stehen.
―	Ein Mitglied soll dem Aufsichtsrat nicht länger als 12 Jahre angehören.
―	Jedem Aufsichtsratsmitglied muss für die Wahrnehmung seiner Mandate genügend Zeit zur Verfügung stehen. Wer keinem Vorstand einer börsennotierten Gesellschaft angehört, soll nur Mitglied im Aufsichtsrat von E.ON sein, wenn er insgesamt nicht mehr als fünf Aufsichtsratsmandate bei konzernexternen börsennotierten Gesellschaften oder vergleichbare Funktionen wahrnimmt, wobei ein Aufsichtsratsvorsitz doppelt zählt. Wer dem Vorstand einer börsennotierten Gesellschaft angehört, soll nur Mitglied im Aufsichtsrat von E.ON sein, wenn er insgesamt nicht mehr als zwei Aufsichtsratsmandate in konzernexternen börsennotierten Gesellschaften oder vergleichbare Funktionen und keinen Aufsichtsratsvorsitz in einer konzernexternen börsennotierten Gesellschaft wahrnimmt.

b) Der Aufsichtsrat hat zudem folgendes Diversitätskonzept beschlossen, um eine ausgewogene Struktur des Gremiums im Hinblick auf Alter, Geschlecht, Persönlichkeit, Bildungs- oder Berufshintergrund zu erreichen.

―	Bei der Suche qualifizierter Mitglieder für den Aufsichtsrat soll auf Vielfalt (Diversity) geachtet werden. Bei der Vorbereitung von Wahlvorschlägen soll im Einzelfall gewürdigt werden, inwiefern unterschiedliche, sich gegenseitig ergänzende fachliche Profile, Berufs- und Lebenserfahrungen, eine ausgewogene Altersmischung, verschiedene Persönlichkeiten und eine angemessene Vertretung beider Geschlechter im Gremium der Aufsichtsratsarbeit zugutekommen. Dabei ist darauf zu achten, dass sowohl insgesamt als auch nach dem Prinzip der Getrennterfüllung eine Geschlechterquote von 30 Prozent gewährleistet ist.
―	Die Mitglieder des Aufsichtsrats sollen in der Regel nicht länger amtieren als bis zur Vollendung des 75. Lebensjahres. Bei der Wahl sollen sie nicht älter als 72 Jahre sein.
―	Mindestens vier Mitglieder sollen über internationale Erfahrung verfügen, also zum Beispiel einen Teil ihrer beruflichen Tätigkeit außerhalb Deutschlands verbracht haben.

Darüber hinaus gilt folgendes Kompetenzprofil, dessen Ausfüllung insbesondere der Nominierungsausschuss bei der Vorbereitung der Wahlvorschläge für die Vertreter der Anteilseigner an die Hauptversammlung berücksichtigt.

―	Die Mitglieder sollen mehrheitlich über spezifische Kenntnisse im Energiesektor verfügen.
―	Mindestens zwei Mitglieder sollen über spezifische Kenntnisse im Vertriebs- und Kundengeschäft verfügen.
―	Mindestens zwei Mitglieder sollen über spezifische Kenntnisse im Zusammenhang mit regulierten Industrien verfügen.
―	Mindestens zwei Mitglieder sollen über spezifische Kenntnisse in den Themenfeldern neue Technologien, Digitalisierung und IT verfügen.
―	Mindestens zwei Mitglieder sollen über spezifische Kenntnisse im Zusammenhang mit neuen Geschäftsmodellen, Innovation und Disruption verfügen.
―	Mindestens zwei Mitglieder sollen über spezifische Kenntnisse zur Funktionsweise der Kapital- und Finanzmärkte verfügen.
―	Mindestens ein unabhängiger Vertreter der Anteilseigner soll über besondere Kenntnisse und Erfahrungen in der Anwendung von Rechnungslegungsgrundsätzen und interner Kontroll- und Risikomanagementsysteme verfügen, mindestens ein weiterer unabhängiger Vertreter der Anteilseigner über besondere Kenntnisse und Erfahrungen in der Abschlussprüfung.
―	Mindestens zwei Mitglieder sollen über spezifische Kenntnisse im Themenfeld Nachhaltigkeit, konkret in den Dimensionen Umweltbelange (insbesondere Reduzierung von CO ₂-Emmissionen), Arbeitnehmer- und Sozialbelange sowie Menschenrechte und Antikorruption, verfügen.
―	Mindestens zwei Mitglieder sollen über spezifische Kenntnisse in den Themenfeldern Personalwesen und kultureller Wandel verfügen.
―	Mindestens zwei Mitglieder sollen über spezifische Kenntnisse in den Themenfeldern Recht und Compliance verfügen.
―	Mindestens vier Mitglieder sollen als Vorstand oder Aufsichtsrat Erfahrung in der strategischen Führung oder Überwachung börsennotierter Organisationen haben.

Auch in Zukunft wird der Aufsichtsrat in Anbetracht der sich stetig wandelnden Geschäftsanforderungen die erforderlichen Kompetenzen frühzeitig identifizieren, um deren Erfüllung gewährleisten zu können.

Aktuelle Zusammensetzung des Aufsichtsrats

a) Die Mitglieder des Aufsichtsrats der E.ON SE erfüllen sämtliche Anforderungen, die das geltende Recht und der DCGK an die Übernahme eines Aufsichtsratsmandats stellen. Insbesondere sind nach Auffassung des Aufsichtsrats alle Aufsichtsratsmitglieder und demnach insbesondere auch die Vorsitzenden des Aufsichtsrats und aller Ausschüsse des Aufsichtsrats als unabhängig anzusehen. Dem Aufsichtsrat gehören kein ehemaliges Mitglied und kein naher Familienangehöriger des Vorstands an. Ferner unterhält beziehungsweise unterhielt kein Mitglied des Aufsichtsrats aktuell oder in dem Jahr bis zu seiner Ernennung direkt oder als Gesellschafter oder in verantwortlicher Funktion eines konzernfremden Unternehmens eine wesentliche geschäftliche Beziehung mit der Gesellschaft oder einem von dieser abhängigen Unternehmen. Auch übt kein Mitglied Organfunktionen oder Beratungsaufgaben bei wesentlichen Wettbewerbern aus, steht in einer persönlichen Beziehung zu einem wesentlichen Wettbewerber oder gehört dem Aufsichtsrat länger als 15 Jahre an.

Dass Frau Karen de Segundo bereits seit 2008 und damit als Einzige mehr als zwölf Jahre Mitglied des Aufsichtsrats ist, hat der Aufsichtsrat bei seiner Einschätzung der Unabhängigkeit berücksichtigt. Frau de Segundo hat insbesondere unter Berücksichtigung der Veränderung der personellen Zusammensetzung von Vorstand und Aufsichtsrat in den letzten Jahren weiterhin die für die Überwachung erforderliche kritische Distanz zur Gesellschaft und zum Vorstand. Ferner unterhält und unterhielt sie auch in der Vergangenheit zu keinem Zeitpunkt direkt oder als Gesellschafterin oder in verantwortlicher Funktion eines konzernfremden Unternehmens eine wesentliche geschäftliche oder persönliche Beziehung mit der Gesellschaft, einem von dieser abhängigen Unternehmen oder dem Vorstand. Sie ist damit unabhängig im Sinne des Deutschen Corporate Governance Kodex.

Nach Einschätzung des Aufsichtsrats bestehen bei keinem Aufsichtsratsmitglied konkrete Anhaltspunkte für relevante Umstände oder Beziehungen, die einen Interessenkonflikt begründen könnten. Im Jahresverlauf gehörte dem Aufsichtsrat mit Frau Carolina Dybeck Happe, die seit März 2020 CFO der General Electric Company ist, bis zu ihrem Ausscheiden Ende Juni 2022 nur ein amtierendes Vorstandsmitglied eines börsennotierten Unternehmens an. Daneben nahm Frau Dybeck Happe nicht mehr als zwei Aufsichtsratsmandate in konzernexternen börsennotierten Gesellschaften oder vergleichbare Positionen wahr. Keines der anderen Aufsichtsratsmitglieder nahm mehr als fünf Aufsichtsratsmandate bei konzernexternen börsennotierten Gesellschaften oder vergleichbare Funktionen wahr. Im Berichtsjahr wurden dem Aufsichtsratsvorsitzenden auch keine Interessenkonflikte einzelner Mitglieder gemeldet. Eine entsprechende Pflicht ist in § 18 der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats festgeschrieben.

b) In seiner aktuellen Zusammensetzung erfüllt der Aufsichtsrat die in seinem Diversitätskonzept genannten Ziele bereits jetzt nahezu vollständig. Die Besetzung des Aufsichtsrats mit Frauen und Männern entspricht den gesetzlichen Anforderungen an die Mindestanteile; die Getrennterfüllung der gesetzlichen Geschlechterquote durch die Arbeitnehmer- und die Anteilseignerseite erfolgte ab der Hauptversammlung 2018. Die Altersspanne im Aufsichtsrat liegt derzeit bei 47 bis 76 Jahren, wobei nur Frau de Segundo mit 76 Jahren das 75. Lebensjahr überschritten hat. Sie scheidet entsprechend zum Ende ihrer Bestellung mit Ende der Hauptversammlung 2023 aus. Mindestens vier Mitglieder verfügen über internationale Erfahrung.

Darüber hinaus bringen die Mitglieder des Aufsichtsrats in ihrer Gesamtheit vielfältige spezifische Kenntnisse in die Gremienarbeit ein und verfügen über besonderen Sachverstand in einem oder mehreren für das Unternehmen relevanten Geschäften und Märkten.

Die Anforderungen des Kompetenzprofils des Aufsichtsrats werden daher nach Einschätzung des Aufsichtsrats durch die aktuellen Aufsichtsratsmitglieder erfüllt. Der Stand der Umsetzung ist der folgenden Qualifikationsmatrix zu entnehmen:

Qualifikationsmatrix Anteilseignervertreter

Kompetenzen (und weitere Eigenschaften)	Kley	Clementi	de Segundo	Fröhlich	Grillo	Groth
Erfahrung als Vorstands- oder Aufsichtsratsmitglied in anderen börsennotierten Gesellschaften	✓	✓		✓	✓	✓
Kapital- und Finanzmarktexpertise	✓	✓			✓	✓
Energiesektor	✓	✓	✓		✓	✓
Vertriebs- und Kundengeschäft	✓	✓		✓	✓	✓
Regulierte Industrien	✓	✓	✓			✓
Neue Technologien, Digitalisierung, IT				✓		✓
Neue Geschäftsmodelle, Innovation, Disruption	✓	✓	✓	✓
Rechnungslegung	✓				✓	✓
Abschlussprüfung	✓				✓	✓
Recht und Compliance	✓		✓		✓	✓
Personalwesen, kultureller Wandel	✓	✓	✓	✓	✓	✓
Nachhaltigkeit	✓	✓	✓	✓	✓	✓
Internationale Erfahrung	✓	✓	✓	✓	✓	✓
Unabhängigkeit	✓	✓	✓	✓	✓	✓

Kompetenzen (und weitere Eigenschaften)	A. Schmitz	R. Schmitz	Wilkens	Woste
Erfahrung als Vorstands- oder Aufsichtsratsmitglied in anderen börsennotierten Gesellschaften	✓	✓	✓
Kapital- und Finanzmarktexpertise	✓	✓	✓
Energiesektor	✓	✓	✓	✓
Vertriebs- und Kundengeschäft	✓	✓		✓
Regulierte Industrien	✓	✓	✓	✓
Neue Technologien, Digitalisierung, IT
Neue Geschäftsmodelle, Innovation, Disruption				✓
Rechnungslegung	✓		✓
Abschlussprüfung	✓		✓
Recht und Compliance	✓
Personalwesen, kultureller Wandel
Nachhaltigkeit	✓	✓	✓	✓
Internationale Erfahrung			✓
Unabhängigkeit	✓	✓	✓	✓

Qualifikationsmatrix Arbeitnehmervertreter

Kompetenzen (und weitere Eigenschaften)	C. Schmitz	Zettl	Schulz	Bauer	Luha	May
Erfahrung als Vorstands- oder Aufsichtsratsmitglied in anderen börsennotierten Gesellschaften	✓
Kapital- und Finanzmarktexpertise	✓				✓
Energiesektor	✓	✓	✓	✓	✓	✓
Vertriebs- und Kundengeschäft	✓	✓	✓	✓	✓
Regulierte Industrien	✓	✓	✓		✓	✓
Neue Technologien, Digitalisierung, IT	✓				✓	✓
Neue Geschäftsmodelle, Innovation, Disruption				✓
Rechnungslegung			✓
Abschlussprüfung			✓
Recht und Compliance					✓	✓
Personalwesen, kultureller Wandel	✓	✓	✓	✓	✓	✓
Nachhaltigkeit	✓				✓	✓
Internationale Erfahrung			✓		✓
Unabhängigkeit	✓	✓	✓	✓	✓	✓

Kompetenzen (und weitere Eigenschaften)	Pelouch	Pinczesne Marton	Pöhls	Wallbaum
Erfahrung als Vorstands- oder Aufsichtsratsmitglied in anderen börsennotierten Gesellschaften
Kapital- und Finanzmarktexpertise
Energiesektor	✓	✓	✓	✓
Vertriebs- und Kundengeschäft	✓		✓
Regulierte Industrien	✓	✓	✓	✓
Neue Technologien, Digitalisierung, IT	✓	✓		✓
Neue Geschäftsmodelle, Innovation, Disruption
Rechnungslegung			✓	✓
Abschlussprüfung			✓	✓
Recht und Compliance	✓
Personalwesen, kultureller Wandel	✓	✓	✓	✓
Nachhaltigkeit		✓
Internationale Erfahrung	✓	✓
Unabhängigkeit	✓	✓	✓	✓

Alle Mitglieder des Prüfungs- und Risikoausschuss verfügen über Kenntnisse im Bereich der Rechnungslegung und Abschlussprüfung.

Die Anforderungen an die besonderen Kenntnisse und Erfahrungen in der Anwendung von Rechnungslegungsgrundsätzen und interner Kontroll- und Risikomanagementsysteme sowie der Abschlussprüfung werden insbesondere durch Herrn Andreas Schmitz und Herrn Ulrich Grillo erfüllt. Andreas Schmitz verfügt über langjährige Erfahrungen im Bankwesen und ist seit April 2017 Mitglied des Prüfungs- und Risikoausschusses der E.ON SE und seit Mai 2018 dessen Vorsitzender. Er war Mitglied im Prüfungs- und Risikoausschuss verschiedener anderer Gesellschaften und ist seit vielen Jahren intensiv mit Themen der Rechnungslegung, der Nachhaltigkeitsberichterstattung und -prüfung und der internen Kontroll- und Risikomanagementsysteme befasst und vertraut. Der gelernte Diplom-Kaufmann Ulrich Grillo war in der Vergangenheit als Prüfungsleiter bei der Wirtschaftsprüfungsgesellschaft Arthur Andersen LLP tätig. Darüber hinaus gehört Herr Grillo als Mitglied des Aufsichtsrats der Rheinmetall AG seit 2017 auch dem dortigen Prüfungsausschuss an und ist demnach seit Jahren mit Themen der Rechnungslegung, der internen Kontroll- und Risikomanagementsysteme und der Abschlussprüfung befasst. Beide sind zudem nach Einschätzung des Aufsichtsrats als unabhängig zu qualifizieren.

Neue Mitglieder des Aufsichtsrats durchlaufen zunächst einen Onboarding Prozess. Neben einem individualisierten thematischen Onboarding, in dem externe Aufsichtsratsmitglieder vertieft mit den Strukturen, Prozessen und spezifischen Themen der Geschäftstätigkeit wie beispielsweise den Geschäftsfeldern, der Marktentwicklung, der Strategie und der Kapitalmarktstory vertraut gemacht werden, erhalten sämtliche neuen Aufsichtsratsmitgliedern eine Sammlung aller relevanter Informationen und Dokumente.

Arbeitsweise des Aufsichtsrats

Der Aufsichtsrat überwacht kontinuierlich die Geschäftsführung und begleitet den Vorstand beratend. Bei grundlegenden Geschäften und Maßnahmen bedarf der Vorstand der Zustimmung des Aufsichtsrats. Die zustimmungsbedürftigen Geschäfte sind insbesondere in § 10 der Satzung aufgeführt, die auf der Internetseite veröffentlicht ist.

In jedem Geschäftsjahr finden mindestens vier ordentliche Aufsichtsratssitzungen statt. Daneben kann im Bedarfsfall und auf Grundlage der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats jederzeit auf Antrag eines Mitglieds oder des Vorstands eine Sitzung des Aufsichtsrats oder seiner Ausschüsse einberufen werden.

Konkrete Angaben zu der Anzahl der Sitzungen und deren Vorbereitung, zur Teilnahme der Aufsichtsratsmitglieder sowie zu den relevanten Themen entnehmen Sie bitte dem Bericht des Aufsichtsrats 2022.

Der Aufsichtsrat hat sich eine Geschäftsordnung gegeben, die auf der Internetseite der Gesellschaft zugänglich ist.

Ausschüsse

Der Aufsichtsrat hat vier Ausschüsse eingerichtet: den Präsidialausschuss, den Prüfungs- und Risikoausschuss, den Innovations- und Nachhaltigkeitsausschuss und den Nominierungsausschuss.

Die konkreten Mitglieder der Ausschüsse sowie deren Vorsitzende und stellvertretende Vorsitzende sind unter eon.com/aufsichtsrat benannt. In der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats sind die jeweiligen Aufgaben der einzelnen Ausschüsse sowie die Anzahl ihrer Mitglieder festgelegt.

Der Präsidialausschuss ist insbesondere für die Vorbereitungen der Sitzungen des Aufsichtsrats sowie die Beratung des Vorstands in Grundsatzfragen der strategischen Fortentwicklung des Unternehmens zuständig. Er beschließt anstelle des Aufsichtsrats in Eilfällen und im Fall von zustimmungsbedürftigen Maßnahmen, die bestimmte in der Geschäftsordnung des Aufsichtsrats festgelegte Schwellenwerte nicht überschreiten. Darüber hinaus ist er für die Vorbereitung und Umsetzung von Personalentscheidungen des Aufsichtsrats zuständig.

Der Prüfungs- und Risikoausschuss befasst sich insbesondere mit der Überwachung der Rechnungslegung einschließlich des Rechnungslegungsprozesses, der Wirksamkeit des internen Kontrollsystems, des internen Risikomanagements und des internen Revisionssystems, der Compliance sowie der Abschlussprüfung.

Der Innovations- und Nachhaltigkeitsausschuss berät den Vorstand im Hinblick auf Innovationsthemen und Wachstumschancen sowie bei der digitalen Transformation. Darüber hinaus berät der Ausschuss den Aufsichtsrat und den Vorstand bei Nachhaltigkeitsthemen ("Environmental, Social, Governance" - ESG).

Der Nominierungsausschuss unterbreitet dem Aufsichtsrat Wahlvorschläge an die Hauptversammlung für geeignete Kandidaten für den Aufsichtsrat. Hierzu stehen die Mitglieder des Nominierungsausschusses im steten Austausch zu potentiellen Kandidaten. Insbesondere werden auch mit Unterstützung entsprechender Personalberater Screenings von Kandidaten durchgeführt, bei denen sich die Mitglieder des Präsidialausschusses davon überzeugen, dass durch die Wahl der Kandidaten die Ziele für die Zusammensetzung des Aufsichtsrats erfüllt werden und die Kandidaten den erforderlichen Zeitaufwand aufbringen können. Der Vorsitzende des Nominierungsausschuss informiert den Aufsichtsrat fortlaufend über den Stand der Überlegungen zur Benennung neuer Aufsichtsratsmitglieder."

Der Prüfungs- und Risikoausschuss, der Präsidialausschuss und der Innovations- und Nachhaltigkeitsausschuss tagen turnusgemäß sowie darüber hinaus bei konkreten Anlässen entsprechend ihrer jeweiligen Zuständigkeit nach der Geschäftsordnung. Seit dem Jahr 2016 gab es jährlich mindestens eine Befassung des Nominierungsausschusses. Angaben zur Tätigkeit des Aufsichtsrats und seiner Ausschüsse im abgelaufenen Geschäftsjahr befinden sich im Bericht des Aufsichtsrats.

Bericht über die Selbstbeurteilung des Aufsichtsrats

Turnusgemäß hat der Aufsichtsrat im Berichtsjahr eine interne Selbstbeurteilung der Arbeit des Aufsichtsrats (Effizienzprüfung) durchgeführt. Die Mitglieder des Aufsichtsrats hatten dabei über einen Onlinefragebogen Gelegenheit, die Wirksamkeit der Arbeit des Aufsichtsrats zu bewerten und Vorschläge zu ihrer Verbesserung zu formulieren. Im Nachgang hat der Vorsitzende mit den Mitgliedern des Aufsichtsrats vertiefende Einzelgespräche zur Verbesserung der Aufsichtsratsarbeit geführt. Aus den Ergebnissen wurden konkrete Maßnahmen zur Verbesserung der Arbeit des Aufsichtsrats abgeleitet, die fortlaufend umgesetzt werden. Diese betreffen vor allem die inhaltliche Gestaltung sowie die Vorbereitung der Sitzungen.

Aktionäre und Hauptversammlung

Die Aktionäre der E.ON SE nehmen ihre Rechte in der Hauptversammlung wahr und üben dort ihr Stimmrecht aus. Die Einberufung der Hauptversammlung sowie die vom Gesetz für die Hauptversammlung verlangten Berichte und Unterlagen einschließlich des Geschäftsberichts werden zusammen mit der Tagesordnung und der Erläuterung der Teilnahmebedingungen und der Rechte der Aktionäre sowie etwaigen Gegenanträgen und Wahlvorschlägen von Aktionären auf der Internetseite der Gesellschaft veröffentlicht. Die Aktionäre werden regelmäßig mit einem Finanzkalender, der im Geschäftsbericht, in den Quartalsmitteilungen oder -finanzberichten sowie im Internet veröffentlicht wird, über wesentliche Termine informiert.

Die Aktionäre haben die Möglichkeit, ihr Stimmrecht in der Hauptversammlung selbst auszuüben oder durch einen Bevollmächtigten ihrer Wahl oder einen weisungsgebundenen Stimmrechtsvertreter der Gesellschaft ausüben zu lassen.

Auch im Jahr 2022 wurde aufgrund des anhaltenden Pandemiegeschehens zum Schutz der Aktionäre und der Mitarbeiter der Gesellschaft die ordentliche Hauptversammlung der E.ON SE nicht als Präsenzveranstaltung, sondern als virtuelle Hauptversammlung ohne physische Teilnahme der Aktionäre oder ihrer Bevollmächtigten entsprechend den gesetzlichen Regeln durchgeführt.

Die Wahl des Abschlussprüfers erfolgt gemäß den gesetzlichen Bestimmungen durch die Hauptversammlung.

Die KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Düsseldorf, wurde in der Hauptversammlung am 19. Mai 2021 für die prüferische Durchsicht des verkürzten Abschlusses und Zwischenlageberichts für das erste Quartal des Geschäftsjahres 2022 und in der Hauptversammlung am 12. Mai 2022 zum Abschlussprüfer und Konzernabschlussprüfer für das Geschäftsjahr 2022 und zum Prüfer für eine prüferische Durchsicht von verkürzten Abschlüssen und Zwischenlageberichten für das Geschäftsjahr 2022 und für das erste Quartal des Geschäftsjahres 2023 gewählt. Der Aufsichtsrat beabsichtigt, der Hauptversammlung im Jahr 2023 die Wahl der KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft zum Abschlussprüfer und Konzernabschlussprüfer und zum Prüfer für die prüferische Durchsicht von verkürzten Abschlüssen und Zwischenlageberichten für das Geschäftsjahr 2023 und für das erste Quartal des Geschäftsjahres 2024 zu empfehlen.

Festlegung zur Förderung der Teilhabe von Frauen und Männern an Führungspositionen

Im Mai 2017 hat der Vorstand eine Zielquote für den Frauenanteil für die E.ON SE hinsichtlich der Besetzung der ersten Führungsebene unterhalb des Vorstands von 30 Prozent und für die zweite Führungsebene unterhalb des Vorstands von 35 Prozent mit einer Umsetzungsfrist bis zum 30. Juni 2022 beschlossen. Zum Ablauf der Frist betrug der Frauenanteil in der ersten Führungsebene unterhalb des Vorstands 26,9 Prozent und in der zweiten Führungsebene unterhalb des Vorstands 29,3 Prozent.

E.ON hat im Umsetzungszeitraum eine Vielzahl von Maßnahmen zur Steigerung des Anteils von Frauen in Führungspositionen ergriffen. Hierzu gehören zum Beispiel ein internes Mentoring-Programm und die Mitgliedschaft bei IWiL ("Initiative Women into Leadership"), sowie seit Beginn 2021 unter anderem die Option von Führung in Teilzeit und die Förderung von Co-Leadership. Bei diesem Konzept können sich zwei teilzeitbeschäftigte Manager eine Führungsposition teilen und so Beruf und Privatleben flexibler vereinbaren. Weiterhin wurde zum Beispiel die Einstellungspolitik für Führungspositionen so angepasst, dass mindestens ein Kandidat des unterrepräsentierten Geschlechts auf der Short-List stehen soll.

Trotz dieser konkreten Maßnahmen konnten die Ziele noch nicht erreicht werden. Auf der ersten Führungsebene unterhalb des Vorstands wurde bereits zum Jahresende 2019 und 2020 das anvisierte Ziel von 30 Prozent erreicht. Da allerdings auf dieser Führungsebene nur eine kleine Grundgesamtheit an Stellen besteht, wirken sich selbst kleine Veränderungen prozentual deutlich aus wie zum Beispiel bei Abgängen oder Wegfall einzelner Stellen, so dass E.ON seit Jahresende 2021 wieder einen geringeren Frauenanteil auf dieser Ebene verzeichnete.

Auf der zweiten Führungsebene unterhalb des Vorstands verzeichnete E.ON nach Setzung des Ziels im Jahr 2017 aufgrund organisatorischer Effekte im Jahr 2018 einen starken Rückgang des Frauenanteils. Seither konnte der Anteil an Frauen auf dieser Ebene auf 29,3 Prozent gesteigert werden.

Es ist E.ONs Ziel, den Frauenanteil kontinuierlich und auf allen Ebenen zu erhöhen. Zudem sind die Ziele für den Gesamtkonzern in unseren vergütungsrelevanten langfristigen Zielen verankert. Der Vorstand hat nunmehr im Februar 2022 neue Zielquoten für den Frauenanteil hinsichtlich der Besetzung der ersten und zweiten Führungsebene unterhalb des Vorstands von jeweils 36 Prozent mit einer Umsetzungsfrist bis zum 30. Juni 2027 beschlossen.

Der Vorstand der E.ON SE hat empfohlen, dass die weiteren Gesellschaften des E.ON-Konzerns, die gesetzlich verpflichtet sind, sich Zielgrößen für den Frauenanteil im Aufsichtsrat, in der Geschäftsleitung und den beiden jeweils nachfolgenden Führungsebenen zu setzen, ambitionierte Ziele wählen. Darüber hinaus wurde auch weiteren relevanten E.ON Gesellschaften empfohlen, auch ohne gesetzliche Verpflichtung entsprechende Zielquoten festzulegen. So wird das gemeinsame Konzernziel von 32 Prozent Frauen in Führungspositionen bis 2031 durch konkrete Einzelziele unterlegt.

Vergütungsbericht

E.ON Vergütungsbericht 2022

I. Einleitung

Der vorliegende Vergütungsbericht beschreibt die Grundzüge und Ausgestaltung der Vorstands- und Aufsichtsratsvergütung der E.ON SE. Er wurde vom Vorstand und Aufsichtsrat der E.ON SE im Einklang mit den Anforderungen des § 162 Aktiengesetz (AktG) erstellt und entspricht den Empfehlungen sowie Anregungen des Deutschen Corporate Governance Kodex (DCGK).

Der Vergütungsbericht sowie der Vermerk über die formelle und materielle Prüfung des Vergütungsberichts durch die KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft sind auf der Internetseite von E.ON zu finden.

Die in den Tabellen des Vergütungsberichts dargestellten Werte können sich unter Umständen aufgrund von Rundungen nicht genau aufaddieren. Gleiches gilt für die dargestellten Prozentangaben, welche aufgrund von Rundungen gegebenenfalls nicht die exakten absoluten Werte darstellen.

II. Brief des Vorsitzenden des Aufsichtsrats

Liebe Aktionärinnen und Aktionäre,

der Vergütungsbericht gibt Ihnen einen detaillierten Einblick in alle für das Geschäftsjahr 2022 relevanten Aspekte und Fakten der Vergütung von Vorstand und Aufsichtsrat.

Im Folgenden fasse ich die wichtigsten vergütungsrelevanten Ereignisse des vergangenen Geschäftsjahres zusammen.

Geschäftsentwicklung und Vorstandsvergütung im Geschäftsjahr 2022

Seit dem 1. Januar 2022 haben wir ein neues Vergütungssystem eingeführt. Dieses System ist in der Hauptversammlung 2021 mit einer Zustimmung von 92,56 Prozent befürwortet worden. Mit diesem System wird die Vergütung der Vorstandsmitglieder durch die Stärkung insbesondere der langfristigen erfolgsabhängigen Vergütung sowie der strategisch relevanten Leistungskriterien noch enger mit der Geschäftsentwicklung von E.ON verknüpft und die langfristige Entwicklung unseres Unternehmens gefördert.

E.ON hat das Geschäftsjahr 2022 erfolgreich abgeschlossen und die Prognose für mehrere Kennzahlen übertroffen. Das bereinigte EBITDA lag mit 8,1 Mrd € sowohl über dem Vorjahreswert (7,9 Mrd €) als auch über den prognostizierten Bandbreiten von 7,6 bis 7,8 Mrd €. Darüber hinaus verzeichnete das bereinigte Konzernergebnis einen Anstieg um 9 Prozent auf 2,7 Mrd € und übertrifft damit auch die Prognosebandbreiten von 2,3 bis 2,5 Mrd €. Das auf dem bereinigten Konzernüberschuss basierende Ergebnis je Aktie (Earnings per Share - EPS) betrug im Berichtszeitraum 1,05 € (Vorjahr: 0,96 €). Die positive Ergebnisentwicklung gegenüber dem Vorjahr geht zu einem großen Teil auf das Kerngeschäft zurück. Sie ergaben sich im Netzgeschäft aus unterschiedlichen Effekten, unter anderem durch Kosteneinsparungen, die Realisierung von Synergien und die weiter wachsende regulierte Vermögensbasis infolge zusätzlicher Investitionen. Der Anstieg im Geschäftsfeld Kundenlösungen wurde vor allem im Vertriebsgeschäft sowie im EIS-Geschäft erwirtschaftet. Hier trugen maßgeblich die relativ milde Witterung, ein deutlich reduziertes Kundenwechselverhalten in der Energiekrise sowie die Realisierung von Synergien zur positiven Ergebnisentwicklung bei.

Als Ergebnis des im Geschäftsjahr 2022 erzielten EPS und Net Promoter Score (NPS) sowie der persönlichen Leistung der Vorstandsmitglieder ergibt sich für die Tantieme 2022 eine Zielerreichung von 157 Prozent.

Die mit Ablauf des Geschäftsjahres 2022 beendete und im Geschäftsjahr 2023 zur Auszahlung kommende dritte Tranche des E.ON Performance Plans (2019 - 2022) wurde nach dem alten Vergütungssystem ausschließlich anhand der Performance des Total Shareholder Return (TSR) von E.ON gegenüber der TSR-Performance der Unternehmen des STOXX® Europe 600 Utilities bemessen. Auf Basis der relativen TSR-Performance sowie der absoluten Aktienkursentwicklung ergibt sich für die dritte Tranche des E.ON Performance Plans eine Auszahlung in Höhe von 117 Prozent des Zielbetrags.

Billigung des Vergütungsberichts 2021

Infolge der veränderten regulatorischen Anforderungen durch das Gesetz zur Umsetzung der zweiten Aktionärsrechterichtlinie (ARUG II) wurde der Hauptversammlung 2022 erstmals der Vergütungsbericht zur Billigung vorgelegt. Die Hauptversammlung hat den Vergütungsbericht für das Geschäftsjahr 2021 mit einer Zustimmung von 89,25 Prozent der Stimmen gebilligt. Im Anschluss hat sich der Aufsichtsrat mit den im Rahmen der konsultativen Abstimmung über den Vergütungsbericht getätigten Rückmeldungen von Aktionären und Stimmrechtsberatern auseinandergesetzt. Neben vielen positiven Rückmeldungen aufgrund des hohen Detail- und Transparenzgrads haben einzelne Investoren und Stimmrechtsberater Kritikpunkte zum im Geschäftsjahr 2021 zur Anwendung gekommenen Vergütungssystem geäußert. Dabei ist zu beachten, dass im Geschäftsjahr 2021 letztmals das Vergütungssystem zur Anwendung gekommen ist, welches 2017 eingeführt wurde. Mit dem in diesem Geschäftsjahr implementierten neuen Vergütungssystem wurde eine Vielzahl der Kritikpunkte aufgegriffen. Zudem wurde die Transparenz im Ausweis des EPS-Zielwerts noch weiter erhöht.

Inkrafttreten des neuen Vergütungssystems für den Vorstand

Seit dem 1. Januar 2022 findet das neue Vergütungssystem für alle Vorstandsmitglieder Anwendung. Damit wird sowohl den geänderten gesetzlichen Vorgaben durch das ARUG II als auch den aktuellen Empfehlungen des DCGK Rechnung getragen. Zudem wird das neue Vergütungssystem noch stärker mit der E.ON Unternehmensstrategie und den damit verbundenen unternehmerischen Zielen verknüpft. Es setzt klare Anreize für eine erfolgreiche und nachhaltige Unternehmensführung und fördert damit auch weiterhin die langfristige Entwicklung der Gesellschaft. Die wichtigsten Anpassungen im Vergleich zum vorherigen Vergütungssystem lassen sich wie folgt zusammenfassen:

Wichtigste Anpassungen zum 1. Januar 2022

Vergütungsbestandteil / -regelung	Anpassung	Hintergrund
Jährliche Tantieme	• Reduzierung der Spannbreite für den individuellen Performance-Faktor auf 0,8 - 1,2	• Anpassung an Erwartungen von Investoren
	• Berücksichtigung einer nicht-finanziellen Kennziffer neben dem EPS mit einer Gewichtung von 20 Prozent (aktuell NPS)	• NPS als nicht-finanzielle Kennziffer zeigt die zentrale Bedeutung der Bindung bestehender und Gewinnung neuer Kunden für E.ON als kundenorientiertes Unternehmen
	• Absenkung der Auszahlungsobergrenze (Cap) auf 180 Prozent des Zielbetrags	• Herabsetzung des Caps auf ein marktübliches Niveau innerhalb der kurzfristigen variablen Vergütung
E.ON Performance Plan	• Implementierung des E.ON Sustainability Index als weiteres Leistungskriterium mit einer Gewichtung von 25 Prozent	• Nachhaltigkeit als ein Kernelement der E.ON-Strategie und in jeder Dimension zukünftig Maßstab für das Handeln des Unternehmens
		• Abbildung der Nachhaltigkeitsstrategie in dem am stärksten gewichteten Vergütungsbestandteil durch Fokus auf die jeweils vier relevantesten ESG-Aspekte (ESG = Environmental, Social, Governance) bei E.ON. Aktuell sind dies: Klimaschutz, Vielfalt & Integration, Gesundheit und Sicherheit sowie ESG Ratings
	• Aufnahme der Kennzahl Return on Capital Employed (ROCE) mit einer Gewichtung von 25 Prozent als zweites finanzielles Leistungskriterium neben dem relativen TSR mit einer Gewichtung von 50 Prozent	• Weitere Verbesserung der Effizienz des Kapitaleinsatzes als Priorität
Versorgungsentgelt	• Abschaffung der betrieblichen Altersversorgung (bAV) und Einführung eines Versorgungsentgelts für alle Vorstandsmitglieder	• Übertragung der Vorsorge und des Anlagerisikos auf das Vorstandsmitglied
	• Festlegung der Höhe des Versorgungsentgelts unter Berücksichtigung der Beiträge der Gesellschaft im Rahmen des zuvor gültigen "Beitragsplan E.ON-Vorstand"	• Anpassung an Erwartungen von Investoren
		• Entfall der langfristigen Finanzierung inklusive Rückstellungsbildung und Risiko für das Unternehmen
Maximalvergütung	• Festlegung einer Maximalvergütung	• Erfüllung der regulatorischen Vorgaben des AktG
	• Für den Vorstandsvorsitzenden beträgt diese 10 Mio € und für ordentliche Vorstandsmitglieder je 5,5 Mio €	• Begrenzung der für ein Geschäftsjahr zugesagten Vergütung
Aktienhaltevorschriften	• Verlängerung der Aktienhaltefrist auf zwei Jahre nach Ausscheiden aus dem Vorstand	• Weitere Stärkung der Interessenangleichung zwischen Vorstand und Aktionären
		• Anpassung an Erwartungen von Investoren
Sonstige vertragliche Bestimmungen	• Einführung von Malus- und Clawback-Regelungen	• Stärkung der Position des Aufsichtsrats im Falle von schweren Compliance-Verstößen
	• Festlegung des Abfindungs-Caps im Einklang mit den DCGK-Empfehlungen	• Schaffung von Vergütungsregelungen im Einklang mit Best Practice

Anpassung der Vorstandsvergütung

Der Aufsichtsrat ist der festen Überzeugung, dass die Vorstandsmitglieder bereits intrinsisch hochmotiviert sind, E.ON in eine erfolgreiche Zukunft zu führen. Nichtsdestotrotz ist eine wettbewerbsfähige Vorstandsvergütung von großer Bedeutung, um die bestmöglichen Kandidaten als Mitglieder des Vorstands gewinnen und halten zu können. Dies gilt insbesondere hinsichtlich der außerordentlichen und sich ständig verändernden Herausforderungen im Energiemarkt sowie der tragenden Rolle von E.ON, die erfolgreiche Umsetzung der Energiewende in Europa zu ermöglichen.

Im Zuge der erfolgten Implementierung des neuen Vergütungssystems in die Dienstverträge der Vorstandsmitglieder hat sich der Aufsichtsrat entsprechend auch mit den Vergütungshöhen und Relationen der einzelnen Vergütungsbestandteile auseinandergesetzt. Die Analyse basierte auf verschiedenen Aspekten, welche insbesondere die Vergütungsentwicklung des Vorstands, die Lage der Gesellschaft, die Vergütungsentwicklung der Mitarbeiter sowie die Wettbewerbsfähigkeit der Vorstandsvergütung umfassten. Infolge einer sorgfältigen Abwägung der Ergebnisse dieser Analyse sowie damit verbundener umfassender Diskussionen war der Aufsichtsrat der Auffassung, dass eine Anpassung der Vorstandsvergütung zum 1. Januar 2022 erforderlich geworden ist. Um dem klaren Leistungsbezug (Pay-for-Performance) als zentralen Grundsatz der Vorstandsvergütung bei E.ON Rechnung zu tragen, erfolgte die Vergütungsanpassung unter der klaren Maßgabe, die variable Vergütung insgesamt und die langfristige variable Vergütung im Besonderen stärker zu betonen. Weitere Informationen sowie Hintergründe zur Anpassung der Vorstandsvergütung können Sie dem Abschnitt "Vergütungs-Governance" entnehmen.

Personelle Zusammensetzung des Vorstands und Aufsichtsrats

Im Geschäftsjahr 2022 kam es im Vorstand zu keinen personellen Veränderungen. Die Bestellung und der Vertrag des Vorstandsvorsitzenden Leonhard Birnbaum wurden um weitere fünf Jahre bis zum 30. Juni 2028 verlängert.

Carolina Dybeck Happe (zum 30. Juni 2022) und Monika Krebber (zum 31. März 2022) sind im Laufe des Geschäftsjahres aus dem Aufsichtsrat ausgeschieden. Als Nachfolgerinnen wurden Katja Bauer und Anke Groth in den Aufsichtsrat bestellt.

Aufsichtsratsvergütung

Das Vergütungssystem des Aufsichtsrats wurde der Hauptversammlung 2021 zur Beschlussfassung vorgelegt und von dieser mit 99,31 Prozent Ja-Stimmen bestätigt. Die Aufsichtsratsvergütung ist in Höhe und Systematik im Geschäftsjahr 2022 unverändert geblieben.

Wir bleiben bei unserer Zielsetzung, Ihnen umfassende Transparenz über die Vergütung des E.ON Vorstands und Aufsichtsrats zu übermitteln und freuen uns auf Ihre Unterstützung zu diesem Thema.

Karl-Ludwig Kley, Vorsitzender des Aufsichtsrats der E.ON SE

III. Vergütung des Vorstands im Geschäftsjahr 2022

Im Folgenden wird die Vergütung des Vorstands im Geschäftsjahr 2022 detailliert präsentiert und offengelegt.

1. Vergütungs-Governance

Der Aufsichtsrat ist als Gesamtgremium für die Festlegung des Vergütungssystems sowie der Höhe und Struktur der Vorstandsvergütung verantwortlich. Das Vergütungssystem für die Mitglieder des Vorstands wird im Einklang mit §§ 87 Absatz 1, 87a Absatz 1 AktG vom Aufsichtsrat auf Vorschlag des Präsidialausschusses festgesetzt. Nach der Beschlussfassung im Aufsichtsrat wird das Vergütungssystem der Hauptversammlung zur Billigung vorgelegt.

Das am 23. März 2021 vom Aufsichtsrat beschlossene und von der Hauptversammlung 2021 gebilligte neue Vergütungssystem für den Vorstand findet seit dem 1. Januar 2022 Anwendung.

Ferner bestimmt der Aufsichtsrat für das jeweils bevorstehende Geschäftsjahr die zur Bemessung der Leistung des Vorstands zugrunde gelegten Zielwerte für die im Geschäftsjahr zur Anwendung kommenden Leistungskriterien.

Zudem setzt der Aufsichtsrat die konkrete Zielvergütung für die Mitglieder des Vorstands fest. Bei der Festsetzung der Vergütung des Vorstands trägt der Aufsichtsrat Sorge, dass diese gemäß § 87 Absatz 1 AktG in einem angemessenen Verhältnis zu den Aufgaben des einzelnen Vorstandsmitglieds, der persönlichen Leistung sowie der wirtschaftlichen Lage der Gesellschaft steht und die übliche Vergütung nicht ohne besondere Gründe übersteigt. Des Weiteren achtet der Aufsichtsrat bei der Festsetzung der Vergütung darauf, die Vergütungsstruktur auf eine nachhaltige und langfristige Entwicklung der Gesellschaft auszurichten.

Die Angemessenheit der Vergütung der Vorstandsmitglieder überprüft der Aufsichtsrat mit Unterstützung des Präsidialausschusses regelmäßig. Bei der Beurteilung der Angemessenheit der Vorstandsvergütung erfolgt zum einen ein horizontaler Vergleich mit der Vorstandsvergütung vergleichbarer Gesellschaften. Hierfür werden aufgrund ihrer vergleichbaren Größe und Governance-Strukturen sowie vor dem Hintergrund der regulatorischen Anforderungen und der lokalen Marktpraxis als Vergleichsgruppe die Unternehmen des DAX® herangezogen. Somit umfasst die Vergleichsgruppe seit dem 20. September 2021 40 Unternehmen. Zum anderen wird auch ein vertikaler Vergleich der Vergütung innerhalb E.ON unter Berücksichtigung des Verhältnisses der Vorstandsvergütung gegenüber der Vergütung des oberen Führungskreises und der Belegschaft insgesamt durchgeführt. Hierbei werden sowohl das aktuelle Verhältnis als auch die Veränderung des Verhältnisses in der zeitlichen Entwicklung regelmäßig überprüft.

Im Zuge der erfolgten Umsetzung des neuen Vergütungssystems hat sich der Aufsichtsrat auch mit den Vergütungshöhen und Relationen der einzelnen Vergütungsbestandteile auseinandergesetzt. Die Analyse der Vergütungshöhen erfolgte dabei anhand der folgenden Aspekte:

Lage der Gesellschaft und besondere Herausforderungen im Energiemarkt

E.ON hat sich über die letzten Jahre wirtschaftlich positiv entwickelt. Die Lage der Gesellschaft stellt sich auch in einem komplexen energiepolitischen und ökonomischen Umfeld als gut und stabil dar. Seit dem Geschäftsjahr 2016 hat E.ON konstant die Dividende erhöht sowie im November 2021 ein kontinuierliches Dividendenwachstum von bis zu 5 Prozent pro Jahr zugesagt. Zudem wurden in den letzten Jahren unter anderem mit der Abspaltung von Uniper und der im Juni 2020 abgeschlossenen Integration von innogy die Grundlagen für eine umfassende strategische Neuausrichtung des Geschäfts geschaffen. Die im Herbst 2021 veröffentlichte neue E.ON Strategie mit ihren drei Dimensionen Nachhaltigkeit, Digitalisierung und Wachstum wird konsequent konkretisiert und umgesetzt.

Insgesamt haben sich für E.ON über die letzten Jahre, insbesondere auch in der aktuellen Situation der weltweiten Energiekrise, vielzählige neue Herausforderungen ergeben, die das Geschäftsumfeld wesentlich komplexer gestalten. Dies hat zu einem deutlichen Anstieg der Verantwortung und Aufgaben der Vorstandsmitglieder auch im Zusammenhang mit einer erfolgreichen Gestaltung der Energiewende in Europa geführt.

Vergütungsentwicklung des Vorstands

Die letzte generelle Anpassung des Vergütungsniveaus des Vorstands fand vor mehr als zehn Jahren statt. Ein derart langer Zeitraum eines konstanten Vergütungsniveaus ist im Markt ungewöhnlich. Üblich ist eine Anpassung der Vorstandsvergütung in regelmäßigen und weitaus kürzeren Abständen auf Basis verschiedener Faktoren wie beispielsweise der Unternehmensentwicklung und der Vergütungsentwicklung der Mitarbeiter sowie der Entwicklung im Markt.

Vergütungsentwicklung der Mitarbeiter

In den vergangenen Jahren haben in regelmäßigen Abständen Anpassungen der Vergütung bei den Leitenden Angestellten sowie den weiteren Mitarbeitern der E.ON stattgefunden. Diese Vergütungsanpassungen orientieren sich dabei an der wirtschaftlichen Lage des Unternehmens, berücksichtigen die Markttrends und weitere volkswirtschaftliche Indikatoren.

Insgesamt wurden über die letzten zehn Jahre vor dem Beschluss über die Anpassung die Vergütungen der Belegschaft (Mitarbeitergruppen Tarif, Außertarif und Leitende Angestellte, einschließlich oberer Führungskreis) um rund 23 Prozent angehoben.

Wettbewerbsfähigkeit

Für die Gewinnung und Bindung der bestmöglichen Kandidaten als Mitglieder des Vorstands ist eine wettbewerbsfähige Vergütung von zentraler Bedeutung. Im Zuge der jährlichen Überprüfung der Vergütungshöhen und -struktur, bei welcher der Aufsichtsrat durch einen unabhängigen externen Vergütungsexperten unterstützt wurde, hat sich gezeigt, dass die bisherige Höhe der Vorstandsvergütung und auch der relative Anteil insbesondere der langfristigen variablen Vergütung im Vergleich zur relevanten Vergleichsgruppe sowohl für den Vorstandsvorsitzenden als auch für die ordentlichen Vorstandsmitglieder deutlich unterhalb dem für vergleichbare Unternehmen üblichen Niveau liegen.

Die für E.ON relevante Vergleichsgruppe stellen dabei die größten, börsennotierten Unternehmen in Deutschland dar. Daneben wird die Höhe der Vorstandsvergütung hauptsächlich von der jeweiligen lokalen Marktpraxis und geltenden Regulierungen beeinflusst. Aus diesem Grund werden als Vergleichsgruppe wie oben beschrieben die Unternehmen des DAX® herangezogen. Nach umfassender Prüfung erachtet der Aufsichtsrat insbesondere vor dem Hintergrund der unterschiedlichen Governance-Strukturen die Nutzung einer internationalen Vergleichsgruppe als primären Vergleichsmarkt als nicht angemessen.

Dabei positionierte sich E.ON anhand der Größenkriterien Umsatz, Mitarbeiter und Marktkapitalisierung zum Zeitpunkt der Überprüfung der Vergütungshöhen am 65. Perzentil, das heißt etwa am unteren Rand des oberen Drittels des Vergleichsmarkts. Die Einsortierung in den Vergleichsmarkt anhand der Größenkriterien stellt sicher, dass die Vergütung die Größe von E.ON im relevanten Vergleichsmarkt widerspiegelt.

Die bisherige Zieldirektvergütung (Grundvergütung, Zielbetrag jährliche Tantieme und Zielbetrag E.ON Performance Plan) des Vorstandsvorsitzenden lag dagegen deutlich unterhalb der größenabgeleiteten Positionierung am 33. Perzentil, während die bisherigen Zieldirektvergütungen der ordentlichen Vorstandsmitglieder sich am 30. Perzentil positionierten.

Ergebnis der Analyse und Schlussfolgerung

Auf Basis der erfolgten Analyse der Vergütungshöhen und der dargestellten Aspekte hat der Aufsichtsrat nach intensiven Beratungen und Diskussionen beschlossen, die Zieldirektvergütung des Vorstandsvorsitzenden auf 5,375 Mio € und die der ordentlichen Vorstandsmitglieder auf 2,82 Mio € mit Wirkung zum 1. Januar 2022 anzupassen, wobei die Maximalvergütung unverändert bleibt.

Die neue Zieldirektvergütung des Vorstandsvorsitzenden lässt sich dabei am 53. Perzentil und die der ordentlichen Mitglieder des Vorstands am 64. Perzentil des Vergleichsmarkts einsortieren. Somit liegen auch die neuen Zieldirektvergütungen weiterhin unterhalb der Größenpositionierung von E.ON.

Benchmark

Der Schwerpunkt der Anpassungen liegt insbesondere auf der Erhöhung des Zielbetrags des E.ON Performance Plans, welcher im Rahmen des neuen Vorstandsvergütungssystems durch die Implementierung des E.ON Sustainability Index und der Hinzunahme des ROCE noch stärker auf die langfristige und nachhaltige Unternehmensentwicklung ausgerichtet ist. Aus diesem Grund hat der E.ON Performance Plan ab dem Geschäftsjahr 2022 einen deutlich höheren Anteil an der Zieldirektvergütung als bisher, womit der Pay-for-Performance Gedanke weiter gestärkt wird. Die neue Struktur der Zieldirektvergütung stellt sich wie folgt dar:

Vergütungsstruktur ab 2022

Die Anpassung der Vergütung mit Wirkung zum 1. Januar 2022 erfolgte zum gleichen Zeitpunkt wie das Inkrafttreten des neuen Vergütungssystems. Im Detail stellt sich die neue Zieldirektvergütung wie folgt dar:

Zieldirektvergütung

		Vorstandsvorsitzender		Ordentliche Mitglieder des Vorstands
in T €	Ab 2022	2021	Δ in %	Ab 2022	2021	Δ in %
Grundvergütung	1.440	1.220	18	800	700	14
Tantieme	1.380	1.420	-3	720	675	7
E.ON Performance Plan	2.555	1.750	46	1.300	825	58
Zieldirektvergütung	5.375	4.390	22	2.820	2.200	28

Bei der Überprüfung der Vergütungshöhen und -struktur wurde der Aufsichtsrat durch einen unabhängigen externen Vergütungsexperten unterstützt. Im Zuge dieser Überprüfung wurde die Angemessenheit der angepassten Vorstandsvergütung bestätigt.

2. Grundzüge der Vorstandsvergütung

E.ON strebt an, seine führende Position im europäischen Energiemarkt zu stärken und auszubauen. Die Zielsetzung dabei ist die neue Energiewelt, die zunehmend durch selbstbestimmte und aktive Kunden geprägt ist, zu gestalten und deren führender Partner zu sein. In diesem Zusammenhang soll die starke E.ON-Leistungskultur im Sinne der verschiedenen Stakeholder weiter gefördert und verankert werden.

Die Vorstandsvergütung stellt ein wichtiges Steuerungselement für die Umsetzung der Unternehmensstrategie dar und setzt Anreize, die gesetzten Ziele zu erreichen. Dabei ist die Vergütung des Vorstands in hohem Maße an die Entwicklung von E.ON gebunden und verfügt über eine deutliche Leistungsorientierung.

Bei der Ausgestaltung und Festsetzung der Vorstandsvergütung orientiert sich der Aufsichtsrat insbesondere an den folgenden Grundsätzen:

Grundsätze der Vorstandsvergütung

Grundsatz	Umsetzung
Förderung der Unternehmensstrategie	Durch die festgelegten Ziele der variablen Vergütung wird die Vorstandsvergütung eng mit der Strategie von E.ON verknüpft und trägt so zur Förderung der Geschäftsstrategie der Gesellschaft bei.
Konformität mit regulatorischen Vorgaben	Die Vorstandsvergütung erfüllt alle Vorgaben des AktG und folgt den aktuellen Empfehlungen des DCGK.
Angemessenheit der Vergütung	Die Vergütung des Vorstands ist sowohl im horizontalen Vergleich mit Wettbewerbern als auch im internen Vergleich mit den übrigen Beschäftigten angemessen.
Pay-for-Performance	Der Großteil der Vergütung besteht aus erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteilen, welche durch eine ambitionierte Zielsetzung in besonderem Maße am Unternehmenserfolg ausgerichtet sind.
Langfristige Unternehmensentwicklung	Zur Stärkung der Langfristigkeit wird die erfolgsabhängige Vergütung überwiegend auf einer mehrjährigen Grundlage bemessen.
Nachhaltigkeit	Die E.ON Nachhaltigkeitsstrategie ist insbesondere über den E.ON Sustainability Index im Vergütungssystem des Vorstands verankert.
Berücksichtigung der Aktionärsinteressen	Um die Interessen und Zielsetzungen von Management und Aktionären in Einklang zu bringen, stellt die langfristige variable Vergütung nicht nur auf die absolute Entwicklung des Aktienkurses, sondern auch auf einen Vergleich mit Wettbewerbern ab. Durch Aktienhalteverpflichtungen wird die Kapitalmarktorientierung zusätzlich unterstützt.

Die Vergütung des Vorstands im Geschäftsjahr 2022 setzte sich aus erfolgsunabhängigen und erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteilen zusammen. Die erfolgsunabhängigen Bestandteile umfassen die Grundvergütung, Nebenleistungen und das Versorgungsentgelt, während die erfolgsabhängigen Bestandteile die jährliche Tantieme sowie die langfristige variable Vergütung in Form des E.ON Performance Plans einschließen.

Zudem bestehen für die Vorstandsmitglieder weitere Vergütungsregelungen, die unter anderem Aktienhaltevorschriften sowie Malus- und Clawback-Regelungen umfassen.

In der folgenden Übersicht sind die Bestandteile des Vorstandsvergütungssystems für das Geschäftsjahr 2022 sowie deren Bemessungsgrundlagen und Parameter zusammengefasst:

Gesamtübersicht Vergütungsbestandteile

Vergütungsbestandteil 2022	Bemessungsgrundlage/Parameter
Erfolgsunabhängige Vergütung
Grundvergütung	Fixe Vergütung, die in zwölf gleichen Monatsraten ausgezahlt wird
Nebenleistungen	Dienstfahrzeug mit Fahrer, Telekommunikationsmittel, Versicherungsschutz (inklusive der Risikoabsicherung bei Invalidität oder Tod), Gesundheitsuntersuchung
Versorgungsentgelt	Jährlich in bar auszuzahlendes Versorgungsentgelt zur Eigenvorsorge anstelle der Zusage einer betrieblichen Altersversorgung
Erfolgsabhängige Vergütung
Kurzfristige variable Vergütung - Jährliche Tantieme	• Laufzeit: Ein Jahr
	• Höhe abhängig von
	- Unternehmens-Performance:
	o 80 Prozent: EPS
	o 20 Prozent: NPS
	- Individueller Performance Faktor:
	o Multiplikativer Faktor (0,8-1,2) zur Berücksichtigung der Gesamtleistung und der individuellen Leistung
	• Auszahlungsobergrenze: 180 Prozent der Zieltantieme (Cap)
Langfristige variable Vergütung - E.ON Performance Plan	• Zuteilung virtueller E.ON-Aktien
	• Laufzeit: Vier Jahre
	• Endgültige Anzahl virtueller Aktien abhängig von
	- 50 Prozent: Relativer TSR im Vergleich zu den Unternehmen des STOXX ^® Europe 600 Utilities
	- 25 Prozent: ROCE
	- 25 Prozent: E.ON Sustainability Index
	• Zuteilungsobergrenze, das heißt maximale Anzahl an virtuellen Aktien: 150 Prozent
	• Auszahlungsobergrenze: 200 Prozent des Zielbetrags (Cap)

Gesamtübersicht Vergütungsbestandteile

Vergütungsbestandteil 2022	Bemessungsgrundlage/Parameter
Sonstige Vergütungsregelungen
Maximalvergütung	• Begrenzung der für ein Geschäftsjahr gewährten Gesamtvergütung gemäß § 87a Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 AktG - Vorstandsvorsitzender: 10 Mio €
	- Ordentliche Vorstandsmitglieder: 5,5 Mio €
Aktienhaltevorschriften	• Verpflichtung zum Kauf von E.ON-Aktien
	• Verpflichtung zum Halten der erworbenen Aktien für die Dauer der Bestellung sowie für weitere zwei Jahre nach Ausscheiden
	• Investition in Höhe von
	- 200 Prozent der Grundvergütung (Vorstandsvorsitzender)
	- 150 Prozent der Grundvergütung (übrige Vorstandsmitglieder)
	• Bis zum Erreichen des erforderlichen Aktienvolumens Investition der Nettoauszahlungen aus langfristiger Vergütung in Aktien
Malus- und Clawback-Regelungen	Möglichkeit des Aufsichtsrats, die erfolgsabhängige Vergütung teilweise oder vollständig zu reduzieren bzw. zurückzufordern bei:
	• vorsätzlichen Pflichtverstößen in Form von
	- Nicht-Einhaltung wesentlicher Bestimmungen des E.ON internen Code of Conduct und/oder wesentlicher dienstvertraglicher Pflichten
	- erheblicher Verletzung der Sorgfaltspflichten im Sinne des § 93 AktG
	• einer Festsetzung oder Auszahlung variabler Vergütung auf Grundlage eines fehlerhaften Konzernabschlussess
Abfindungs-Cap	Maximal zwei Jahresgesamtvergütungen, jedoch nicht mehr als die Restlaufzeit des Dienstvertrags
Abfindung bei Kontrollwechsel	Abfindung in Höhe von höchstens zwei Jahreszielvergütungen (Grundvergütung, Zieltantieme sowie Nebenleistungen), maximal aber in Höhe der Jahresvergütung für die Restlaufzeit des Dienstvertrags
Nachträgliches	• Wettbewerbsverbot für die Dauer von sechs Monaten nach Beendigung des Dienstvertrags
Wettbewerbsverbot	• Zeitanteilige Karenzentschädigung in Höhe von Grundvergütung und Zieltantieme, mindestens 60 Prozent der zuletzt bezogenen Leistungen, für die Dauer des nachvertraglichen Wettbewerbsverbots
	• Abfindungszahlungen werden auf die Karenzentschädigung angerechnet

3. Vergütung des Vorstands im Geschäftsjahr 2022 im Detail

3.1. Erfolgsunabhängige Vergütung

Die erfolgsunabhängige Vergütung setzt sich aus der Grundvergütung, den Nebenleistungen sowie dem Versorgungsentgelt zusammen.

3.1.1. Grundvergütung

Die fixe Grundvergütung der Vorstandsmitglieder wird in zwölf gleichen Monatsraten ausgezahlt.

3.1.2. Nebenleistungen

Als vertragliche Nebenleistungen haben die Vorstandsmitglieder Anspruch auf einen Dienstwagen mit Fahrer. Die Gesellschaft stellt die notwendigen Telekommunikationsmittel zur Verfügung, übernimmt unter anderem die Kosten für eine regelmäßige ärztliche Untersuchung und zahlt die Versicherungsprämie für eine Unfallversicherung. Daneben wird im Rahmen der Umstellung auf das Versorgungsentgelt die bisherige Risikoabsicherung durch den Zurechnungsbetrag bei Invalidität oder Tod im Sinne einer Nebenleistung fortgeführt.

3.1.3. Versorgungsentgelt

Seit Beginn des Geschäftsjahres 2022 erhalten die Mitglieder des Vorstands ein Versorgungsentgelt als pauschalen, zweckgebundenen Betrag, der jährlich zur Auszahlung kommt. Die Höhe des Versorgungsentgelts wird individualvertraglich festgelegt und ist nicht an etwaige andere Vergütungsbestandteile gekoppelt. Mit der Einführung des Versorgungsentgelts wurde die für Vorstandsmitglieder bis zum Ende des Geschäftsjahres 2021 gewährte betriebliche Altersversorgung im Rahmen des "Beitragsplan E.ON-Vorstand" abgeschafft. Bereits erworbene Anwartschaften aus dem "Beitragsplan E.ON Vorstand" bleiben bestehen, wachsen jedoch nicht weiter an.

Die Umstellung auf ein Versorgungsentgelt hat für die Gesellschaft signifikante Vorteile. Die Vorsorge und das Anlagerisiko werden auf das Vorstandsmitglied übertragen. Die langfristige Finanzierung durch Rückstellungsbildung und das Risiko für das Unternehmen entfallen damit. Um aufgrund der Vorteilhaftigkeit für die Gesellschaft auch für die Vorstandsmitglieder eine faire Umstellung zu gewährleisten, erfolgte die Festlegung der Höhe des Versorgungsentgelts - 560.000 € für den Vorstandsvorsitzenden beziehungsweise 350.000 € für ordentliche Mitglieder des Vorstands - unter Berücksichtigung der bis einschließlich zum Geschäftsjahr 2021 geleisteten Beiträge der Gesellschaft im Rahmen des zuvor gültigen "Beitragsplan E.ON Vorstand", die sich auf 21 Prozent der beitragsfähigen Bezüge (Grundvergütung und Zieltantieme) beliefen. Hinsichtlich dieser Beiträge der Gesellschaft ist anzumerken, dass in der bisherigen Vergütungsberichterstattung der bAV Dienstzeitaufwand gemäß IAS 19 dargestellt wurde. Dieser ist ein bilanzieller Wert, der auf finanzmathematischen Methoden beruht, mit den zugrundeliegenden Annahmen (insbesondere Rechnungszins) schwankt und daher von dem in der Vergangenheit geleisteten Beitrag abweicht. Das Versorgungsentgelt wird auch im Rahmen der Angemessenheitsprüfung der Vergütungshöhe der Vorstandsmitglieder berücksichtigt.

Der bAV Dienstzeitaufwand und Barwert der bestehenden Pensionsanwartschaften zum 31. Dezember 2022 stellen sich je Mitglied des Vorstands wie folgt dar:

Pensionsanwartschaften in T€

	IAS 19
	baV Dienstzeitaufwand	Barwert der Pensionsverpflichtungen 2022
	2022	2022
Leonhard Birnbaum	0	2.317
Thomas König	0	2.609
Patrick Lammers	0	178
Victoria Ossadnik	0	750
Marc Spieker	0	867

3.2. Erfolgsabhängige Vergütung

Die erfolgsabhängige Vergütung stellt den überwiegenden Teil der Vergütung der Vorstandsmitglieder dar. Sie besteht aus der jährlichen Tantieme (Short-term Incentive, STI) und dem E.ON Performance Plan (Long-term Incentive, LTI) mit einer Laufzeit von einem bzw. vier Jahren. Der Anteil des Zielbetrags der jährlichen Tantieme beträgt 36 Prozent der erfolgsabhängigen Vergütung, während der Zielbetrag des E.ON Performance Plans einen Anteil von 64 Prozent aufweist. Durch die überwiegend mehrjährige Ausgestaltung der variablen Vergütung gewährleistet der Aufsichtsrat die Förderung der nachhaltigen und langfristigen Entwicklung von E.ON.

Der Leistungsbezug (Pay-for-Performance) der Vorstandsvergütung stellt einen der zentralen Grundsätze der Vorstandsvergütung dar. Neben dem hohen Anteil der variablen Vergütung an der Zieldirektvergütung (rund 73 Prozent für den Vorstandsvorsitzenden, rund 72 Prozent für die ordentlichen Mitglieder des Vorstands) stellt der Aufsichtsrat dies durch eine ambitionierte Festlegung der Leistungskriterien sicher. Der Aufsichtsrat legt diese für die jährliche Tantieme sowie für den E.ON Performance Plan vor Beginn des jeweiligen Geschäftsjahres bzw. vor Beginn der jeweiligen Tranche fest und incentiviert hierdurch operative sowie strategische Unternehmensziele.

Die nachfolgende Abbildung illustriert den Pay-for-Performance-Gedanken der Vorstandsvergütung anhand von drei Performance-Szenarien:

Pay-for-Performance

Szenario	Erläuterung
Minimale Auszahlung	Tantieme: 0% des Zielbetrags; E.ON Performance Plan: 0% des Zielbetrags
100 %-Auszahlung	Tantieme: 100% des Zielbetrags; E.ON Performance Plan: 100% des Zielbetrags
Maximale Auszahlung	Tantieme: 180% des Zielbetrags; E.ON Performance Plan: 200% des Zielbetrags

3.2.1. Jährliche Tantieme

Die jährliche Tantieme (STI) besteht aus einer Barzahlung nach Ablauf des Geschäftsjahres. Ihre Höhe bemisst sich nach der Erreichung vorab festgelegter Leistungskriterien. Diese messen sowohl die Unternehmens-Performance als auch die individuelle Performance mit Hilfe eines individuellen Performance-Faktors.

Die Tantieme ist auf maximal 180 Prozent des vertraglich vereinbarten Zielbetrags begrenzt (Cap). Die Auszahlung berechnet sich wie folgt:

Unternehmens-Performance

Die Leistungskriterien für die Unternehmens-Performance sind mit einer Gewichtung von 80 Prozent die für E.ON maßgebliche Konzernsteuerungskennziffer EPS sowie mit einer Gewichtung von 20 Prozent eine nicht-finanzielle Kennziffer, im Geschäftsjahr 2022 der NPS.

Earnings per Share

Das EPS wird auf Basis des bereinigten Konzernüberschusses, wie er auch im Geschäftsbericht ausgewiesen ist, herangezogen. Durch die Berücksichtigung des EPS wird der operative Erfolg von E.ON incentiviert. In diesem Zusammenhang soll die Attraktivität des Unternehmens durch Dividendenwachstum noch weiter gestärkt werden. Auch dieses Ziel wird durch eine ambitionierte Zielsetzung für das EPS unterstützt.

Der Zielwert wird vom Aufsichtsrat unter Berücksichtigung der genehmigten Planung (Budget) für das jeweilige Geschäftsjahr festgelegt. Die Zielerreichung beträgt 100 Prozent, wenn das tatsächlich erzielte EPS (Ist-EPS) diesem Zielwert entspricht. Fällt es um 37,5 Prozent oder mehr dahinter zurück, beträgt die Zielerreichung 0 Prozent. Liegt das EPS um 37,5 Prozent oder mehr über dem Zielwert, beträgt die Zielerreichung 200 Prozent. Zwischenwerte werden linear interpoliert. Im Geschäftsjahr 2022 betrug der Zielwert 0,87 €.

Das auf dem bereinigten Konzernüberschuss basierende EPS betrug im Berichtszeitraum 1,05 €. Die positive Ergebnisentwicklung gegenüber dem Vorjahr geht zu einem großen Teil auf das Kerngeschäft zurück. Sie ergaben sich im Netzgeschäft aus unterschiedlichen Effekten, unter anderem durch Kosteneinsparungen, die Realisierung von Synergien und die weiter wachsende regulierte Vermögensbasis infolge zusätzlicher Investitionen. Der Anstieg im Geschäftsfeld Kundenlösungen wurde vor allem im Vertriebsgeschäft sowie im EIS-Geschäft erwirtschaftet. Hier trugen maßgeblich die relativ milde Witterung, ein deutlich reduziertes Kundenwechselverhalten in der Energiekrise sowie die Realisierung von Synergien zur positiven Ergebnisentwicklung bei.

Hieraus leitet sich eine Zielerreichung von 155 Prozent ab.

Net Promoter Score

Für den Geschäftserfolg von E.ON ist es entscheidend, dass es gelingt, neue Kunden zu gewinnen und bestehende zu halten. Als kundenfokussiertes Unternehmen möchte E.ON die Zufriedenheit der Kunden kontinuierlich steigern und in ihren Märkten die Nummer eins unter den Anbietern für Energielösungen werden. Zu diesem Zweck wird mit dem NPS eine zentrale Kennziffer zur Messung der Unternehmens-Performance berücksichtigt. Mit dem NPS misst E.ON das Vertrauen und die Loyalität ihrer Kunden. Der NPS-Wert gibt an, ob sie E.ON weiterempfehlen würden. Die Zielsetzung erfolgt auf Basis des strategischen NPS (sNPS) sowie des Journey NPS (jNPS).

Der sNPS vergleicht die Weiterempfehlungsbereitschaft von E.ON-Kunden mit der der Wettbewerbskunden und wird sowohl für das Segment "Privatkunden" als auch für das Segment "kleine und mittlere Unternehmen" gemessen. Der Gesamtwert wird pro Land gewichtet ermittelt. Aus diesen sNPS-Gesamtwerten wird dann der ungewichtete Durchschnittswert über die Länder berechnet. Die Ziele werden vom Aufsichtsrat zu Beginn des Geschäftsjahres festgelegt, das Ambitionsniveau orientiert sich dabei an der Vorjahres-Performance. Die Zielerreichung beträgt 100 Prozent, wenn der tatsächlich erreichte Wert dem vom Aufsichtsrat festgelegten Zielwert entspricht.

Der jNPS misst die Weiterempfehlungsbereitschaft von Kunden pro Land, nachdem sie eine bestimmte Reihe von Interaktionen mit E.ON durchlaufen haben (sogenannte Journeys). Die Erfolgsmessung der Journeys erfolgt nach den bestehenden E.ON-Mindestanforderungen.

Die Festlegung der NPS-Ziele beruht jeweils auf der Zielerreichung des Vorjahres und basiert auf folgender Systematik:

Für den sNPS wird angestrebt, dass sich die Weiterempfehlungsbereitschaft der E.ON-Kunden stärker verbessert als die von Wettbewerbskunden. Liegt der erreichte sNPS-Wert des Vorjahres für E.ON hinter dem Wettbewerbsdurchschnitt oder auf gleichem Niveau, so wird als Ziel für das Geschäftsjahr die Verringerung des Abstands um 3 Punkte bzw. ein positiver Abstand von 3 Punkten festgelegt. Liegt der sNPS-Wert des Vorjahres für E.ON leicht über dem Durchschnitt des Wettbewerbs, so soll der Abstand um 2 Punkte ausgebaut werden. Bei einem deutlichen positiven Abstand zum Wettbewerb (mindestens 15 Punkte) muss der Abstand gehalten werden. Liegt der E.ON sNPS-Wert des Vorjahres 20 oder mehr Punkte über dem Wettbewerbsdurchschnitt, gilt ein Abstand von 20 Punkten als Zielwert.

Beim jNPS orientiert sich die Zielambition ebenfalls an der Vorjahres-Performance. Ist der jNPS für eine Journey für das Vorjahr gleich oder unterhalb -20, so gilt eine Verbesserung um 15 Punkte als erreichtes Zielniveau. Liegt der jNPS zwischen -19 und +39 muss die Verbesserung mindestens 8 Punkte betragen oder einen absoluten Wert von +40 erreichen. Bei Werten im Vorjahr von +40 oder darüber gilt ein Ergebnis von +40 als Zielwert. Die Anzahl der Journeys auf Zielniveau bestimmt den Grad der Zielerreichung.

Die Zielerreichung wird länderspezifisch gemessen und die Gesamtzielerreichung auf Basis des einfachen Durchschnitts über alle E.ON Länder ermittelt. Für das Geschäftsjahr 2022 ergibt sich auf Basis der festgesetzten Zielerreichungskurven im einfachen Durchschnitt über alle Länder eine Zielerreichung von 94 Prozent.

Unter Berücksichtigung der Zielerreichung im Leistungskriterium EPS ergibt sich eine Unternehmens-Performance von insgesamt 143 Prozent.

Individueller Performance-Faktor

Die Ziele für den individuellen Performance-Faktor werden vor Beginn eines jeden Geschäftsjahres durch den Aufsichtsrat festgelegt. Der Aufsichtsrat hat die Möglichkeit, sowohl kollektive als auch individuelle Ziele für den individuellen Performance-Faktor zu definieren. Insbesondere orientiert sich der Aufsichtsrat dabei an Fokusthemen wie beispielsweise der Weiterentwicklung der Strategie, Transformationsvorhaben, Digitalisierung, operative Ziele etc., aus denen er jährlich Schwerpunkte setzen kann.

Tantieme - NPS Kurven

Zielerreichungskurve sNPS

Zielerreichungskurve jNPS

Tantieme - Individuelle Ziele

Mögliche Fokusthemen für den individuellen Performance-Faktor
Weiterentwicklung der (Konzern-) Strategie	Umsetzung der strategischen Roadmap	Transformationsvorhaben	Innovationen und Verbesserungen
Organisations- und Kulturentwicklung	Digitalisierung	Budget-Ziele	Mitbestimmung i. S. d. Sozialpartnerschaft
Mitarbeiterentwicklung	Sicherung der Marktposition	Operative Ziele	Zusätzliche ESG-Ziele

Die Zielerreichung des individuellen Performance-Faktors wird auf Basis der vor Beginn des Geschäftsjahres definierten Ziele durch den Aufsichtsrat festgestellt, um die kollektive beziehungsweise die individuelle Leistung der Vorstandsmitglieder angemessen zu berücksichtigen. Zudem hat der Aufsichtsrat im Rahmen des individuellen Performance-Faktors die Möglichkeit zur Berücksichtigung außergewöhnlicher Entwicklungen und kommt damit der Empfehlung G.11 Satz 1 des DCGK nach.

Der individuelle Performance-Faktor kann zwischen 80 und 120 Prozent betragen. Somit kann je nach Leistung die Höhe der Tantieme im Sinne eines Bonus beziehungsweise Malus nach oben oder unten angepasst werden.

Die nachfolgende Darstellung stellt die vorab festgelegten individuellen und kollektiven Ziele für das Geschäftsjahr 2022, deren Bewertung sowie die auf dieser Basis festgelegte Zielerreichung dar:

Individueller Performance-Faktor

Ziele 2022	Bewertung	Zielerreichung
Individuelle und kollektive Ziele, insbesondere mit Blick auf die folgenden Kategorien:	Der Aufsichtsrat hat die Leistung der Vorstandsmitglieder unter Berücksichtigung der vorab festgelegten Ziele für das Geschäftsjahr 2022 beurteilt. Die nachstehenden Aspekte hat der Aufsichtsrat bei der Beurteilung der Leistung des Vorstands als besonders positiv bewertet:
Krisenmanagement	Erfolgreiches Management der E.ON Commodity-Positionen in einem durch Marktverwerfungen geprägten Umfeld; erfolgreicher Umgang mit regulatorischen Eingriffen sowie Fortführung der Wachstumsinvestitionen vor dem Hintergrund einer beschleunigten Energiewende; intensiver Austausch mit der Bundesregierung und der EU-Kommission zur Bewältigung der Energiekrise in Deutschland und Europa; besondere Unterstützungsleistungen, um der humanitären Krise insbesondere in den Nachbarstaaten der Ukraine aktiv zu begegnen
Digitalisierung	Kontinuierliche Fortschritte bei der erfolgreichen Umsetzung von Großprojekten und Schaffung einer noch engeren Verbindung der digitalen Organisation mit wesentlichen Geschäftsprozessen; voranschreitende Smartifizierung von Assets trotz bestehender krisenbedingter Lieferengpässe; weiterhin erhebliche Fortschritte in der Bewältigung von Cyber-Risiken sowie Voranschreiten der digitalen Mitarbeiterqualifizierung
Neuausrichtung B2C Commodity Retail	Konsequente Einführung und Umsetzung eines End-to-End-Ansatzes im Vertriebsbereich, erfolgreiche Neuausrichtung des Bereichs Energy Markets sowie effektive Verbindung der beiden Geschäftsbereiche
Besondere finanzielle Erfolge	Erfolgreiche Teilveräußerung von E.ON Breitbandaktivitäten; Erreichung des Budgets trotz eines besonders herausfordernden Marktumfelds durch umfassendes Krisenmanagement und Sparmaßnahmen
Unter Berücksichtigung der kollektiven Leistung sowie individuellen Wertbeiträge der Vorstandsmitglieder hat der Aufsichtsrat einen einheitlichen Performance-Faktor für alle Vorstandsmitglieder festgesetzt.		110%

Gesamtzielerreichung und Auszahlungsbeträge

Auf Basis der Unternehmens-Performance und des vom Aufsichtsrat festgelegten individuellen Performance-Faktors für das Geschäftsjahr 2022 ergibt sich für die Tantieme 2022, die zu Beginn des Geschäftsjahres 2023 zur Auszahlung kommt, eine Gesamtzielerreichung von 157 Prozent:

Tantieme 2022

		Zielerreichung
	Zielbetrag	Unternehmens-Performance	Individueller Performance-Faktor	Gesamt	Auszahlungsbetrag
Leonhard Birnbaum	1.380.000 €		110%		2.166.600 €
Thomas König	720.000 €		110%		1.130.400 €
Patrick Lammers	720.000 €	143%	110%	157%	1.130.400 €
Victoria Ossadnik	720.000 €		110%		1.130.400 €
Marc Spieker	720.000 €		110%		1.130.400 €

Ausblick 2023

Auch im Geschäftsjahr 2023 wird als nicht-finanzielles Ziel im Rahmen der Tantieme der NPS mit einer Gewichtung von 20 Prozent berücksichtigt. Damit ist die Tantieme 2023 vollständig analog zur Tantieme 2022 ausgestaltet.

3.2.2. Langfristige variable Vergütung

Die langfristige variable Vergütung besteht aus dem E.ON Performance Plan, welcher seit 2017 in jährlichen Tranchen zugeteilt wird. Zu Beginn des Geschäftsjahres 2022 erfolgte die Zuteilung der sechsten Tranche (2022-2025) auf Basis des neuen Vergütungssystems. Weiterhin laufen die vierte Tranche (20202023) und fünfte Tranche (2021-2024) des E.ON Performance Plans.

Mit Ablauf des Geschäftsjahres 2022 endete die Laufzeit der dritten Tranche (2019-2022), welche den Vorstandsmitgliedern zu Beginn des Geschäftsjahres 2019 zugeteilt wurde. Die Auszahlung dieser Tranche erfolgt im April 2023.

Übersicht der LTI-Tranchen

E.ON Performance Plan

Als langfristige variable Vergütung erhalten die Vorstandsmitglieder eine aktienbasierte Vergütung im Rahmen des E.ON Performance Plans. Die Laufzeit einer Tranche beträgt im E.ON Performance Plan vier Jahre, um einen langfristigen Anreiz im Sinne einer nachhaltigen Unternehmensentwicklung zu schaffen. Sie beginnt jeweils am 1. Januar eines Jahres.

LTI 2022

Im Geschäftsjahr zugeteilte sechste Tranche des E.ON Performance Plans (2022-2025)

Zum 1. Januar 2022 erfolgte die Zuteilung der sechsten Tranche des E.ON Performance Plans. Die Vorstandsmitglieder erhielten virtuelle Aktien in Höhe des ihnen vertraglich zugesagten Zielbetrags. Die Umrechnung in virtuelle Aktien erfolgt dabei auf Basis des Fair Market Value bei Zuteilung. Der Fair Market Value wird mittels anerkannter finanzmathematischer Methoden ermittelt und berücksichtigt die erwartete zukünftige Auszahlung und damit die Volatilität und das Risiko des E.ON Performance Plans.

Die nachfolgende Tabelle stellt den Zielbetrag, den Fair Value pro Stück bei Zuteilung sowie die Anzahl der zugeteilten Performance Shares dar:

E.ON Performance Plan 6. Tranche (2022 - 2025)

		Zuteilung
	Zielbetrag	Fair Value pro Stück bei Zuteilung	Anzahl zugeteilter Performance Shares
Leonhard Birnbaum	2.555.000 €	12,76 €	200.236
Thomas König	1.300.000 €	12,76 €	101.881
Patrick Lammers	1.300.000 €	12,76 €	101.881
Victoria Ossadnik	1.300.000 €	12,76 €	101.881
Marc Spieker	1.300.000 €	12,76 €	101.881

Die Anzahl der zugeteilten virtuellen Aktien kann sich während der vierjährigen Laufzeit in Abhängigkeit festgelegter Leistungskriterien verändern. Als Leistungskriterien werden der relative TSR mit einer Gewichtung von 50 Prozent sowie der ROCE und der E.ON Sustainability Index mit einer Gewichtung von jeweils 25 Prozent herangezogen.

Relativer Total Shareholder Return

Im Mittelpunkt der Unternehmenspolitik steht die nachhaltige Steigerung des Unternehmenswertes. Daher wird die Gesamtzielerreichung des E.ON Performance Plans zu 50 Prozent am relativen Total Shareholder Return gemessen. Durch die Berücksichtigung des TSR werden die Interessen und Zielsetzungen von Management und Aktionären noch weiter in Einklang gebracht. Der TSR ist die Aktienrendite der E.ON-Aktie und berücksichtigt die Entwicklung des Aktienkurses zuzüglich unterstellter reinvestierter Dividenden und ist bereinigt um Kapitalveränderungen.

Der TSR misst die Performance von E.ON im Vergleich zu Wettbewerbern. Als Vergleichsgruppe werden die Unternehmen des Branchenindex STOXX® Europe 600 Utilities herangezogen. Gesellschaften, die Gegenstand laufender Übernahmeverfahren sind oder an denen E.ON einen signifikanten Anteil (mindestens 30 Prozent) hält, werden nicht berücksichtigt.

Für die Bemessung der relativen TSR-Performance von E.ON werden die jährlichen TSR-Werte aller Unternehmen in eine Rangreihe gebracht und die relative Positionierung von E.ON anhand des erreichten Perzentils bestimmt. Die Zielerreichung kann zwischen 0 Prozent und 200 Prozent betragen und ergibt sich anhand des erreichten Perzentils wie folgt:

Zielerreichungskurve TSR

Return on Capital Employed

Als internes finanzielles Leistungskriterium wird der ROCE mit einer Gewichtung von 25 Prozent berücksichtigt. Der ROCE ist eine langfristige, auf nachhaltige Performance ausgerichtete Unternehmenskennziffer und wichtiger Bestandteil des Steuerungssystems von E.ON. Durch die Berücksichtigung des ROCE wird langfristig der Fokus auf eine nachhaltige Unternehmensentwicklung und auf die Effizienz der in diesen Zusammenhang notwendigen Investitionen gelegt. Vor Beginn jeder Tranche legt der Aufsichtsrat auf Basis der langfristigen strategischen Planung Zielwerte für jedes Jahr der vierjährigen Laufzeit sowie einen unteren und oberen Schwellenwert für die maximale relative Abweichung vom Zielwert (Untergrenze bzw. Obergrenze) unter Berücksichtigung der Kapitalkosten für die gesamte Dauer der Laufzeit fest. Die Zielerreichung wird anhand der Abweichung des tatsächlich erreichten ROCE vom Zielwert auf Basis der nachstehenden Zielerreichungskurve ermittelt:

Zielerreichungskurve ROCE

Nach Ablauf der Laufzeit der sechsten Tranche des E.ON Performance Plans werden die vom Aufsichtsrat für das Leistungskriterium ROCE festgelegten Zielwerte ex-post im Vergütungsbericht offengelegt.

E.ON Sustainability Index

Gute Unternehmensführung, die Wahrnehmung gesellschaftlicher und sozialer Verantwortung sowie die Bewahrung der natürlichen Lebensgrundlagen sind für E.ON essenziell, um langfristig einen nachhaltigen wirtschaftlichen Wert zu generieren. Diese Grundsätze sind in der Nachhaltigkeitsstrategie verankert und werden im Rahmen des Vorstandsvergütungssystems durch den E.ON Sustainability Index mit einer Gewichtung von 25 Prozent im E.ON Performance Plan abgebildet. Dieser beinhaltet die jeweils vier relevantesten ESG-Aspekte (ESG = Environmental, Social, Governance) bei E.ON. Aktuell sind dies: Klimaschutz, Vielfalt & Integration, Gesundheit & Sicherheit sowie ESG Ratings. Alle ESG-Aspekte sind mit nachvollziehbaren und messbaren Zielen hinterlegt. Vor Beginn jeder Tranche werden vom Aufsichtsrat für jedes Ziel die konkreten Zielwerte und die jeweiligen Zielerreichungskurven für die gesamte Laufzeit festgelegt. Je nach Zielerreichung werden je Ziel bis zu 50 Punkte vergeben, insgesamt können somit 200 Punkte erreicht werden. Die Zielerreichung für den E.ON Sustainability Index kann zwischen 0 Prozent und 200 Prozent (Cap) liegen und wird in Abhängigkeit der insgesamt erreichten Punkte am Ende der Laufzeit ermittelt.

E.ON Sustainability Index

Für die Tranche 2022 wurden folgende Ziele festgelegt:

Nach Ablauf der Laufzeit der sechsten Tranche des E.ON Performance Plans wird ex-post im Vergütungsbericht über die tatsächlich erreichten Ergebnisse sowie die daraus resultierenden Zielerreichungen berichtet.

Die Gesamtzielerreichung des E.ON Performance Plans ergibt sich als gewichteter Durchschnitt der Zielerreichungen der einzelnen Leistungskriterien, kann jedoch höchstens 150 Prozent betragen. Zur Bestimmung des Auszahlungsbetrags wird die sich am Ende der Laufzeit auf Basis der Zielerreichung ergebende Stückzahl von virtuellen Aktien mit dem Durchschnittskurs der E.ON-Aktie der letzten 60 Tage vor Laufzeitende zuzüglich der Dividenden je Aktie, die während der Laufzeit ausgeschüttet wurden, multipliziert. Die Auszahlung ist auf 200 Prozent des vertraglich vereinbarten Zielbetrags begrenzt.

Ausblick 2023

Bei der Festlegung der Ziele für die siebte Tranche des E.ON Performance Plans (2023 - 2026) hat der Aufsichtsrat im Rahmen des E.ON Sustainability Index die in der sechsten Tranche bereits berücksichtigten ESG-Aspekte beibehalten und die Ziele Reduktion der Kohlenstoff Emissionen (Scope 1&2), Anteil weiblicher Führungskräfte, Häufigkeit schwerer Unfälle und Todesfälle sowie die Performance in drei relevanten ESG Ratings fortgeführt.

Im Geschäftsjahr geendete dritte Tranche des E.ON Performance Plans (2019-2022)

Zum Ende des Geschäftsjahres 2022, am 31. Dezember 2022, endete die Laufzeit der dritten Tranche des E.ON Performance Plans (2019-2022), die noch auf Basis des Vergütungssystems 2017 zugeteilt wurde. Der relative TSR wurde in diesem Rahmen als alleiniges Leistungskriterium berücksichtigt. Die Zielerreichung stellt sich wie folgt dar:

Zielerreichung relativer TSR 2019-2022

Geschäftsjahr	E.ON TSR Entwicklung	E.ON Positionierung	Zielerreichung
2019	8,6%	16. Perzentil	0%
2020	6,4%	46. Perzentil	92%
2021	26,3%	78. Perzentil	150%
2022	-17,8%	26. Perzentil	53%
∅ Zielerreichung relativer TSR 2019--2022			74%

Damit ergeben sich unter Berücksichtigung des Endkurses sowie der kumulierten Dividenden insgesamt die nachfolgenden Auszahlungsbeträge aus der dritten Tranche des E.ON Performance Plans. Die Auszahlung erfolgt im April 2023.

E.ON Performance Plan 3. Tranche (2019 - 2022)

		Zuteilung		Berechnung der Auszahlung
	Zielbetrag	Fair Value pro Stück bei Zuteilung	Anzahl zugeteilter Performance Shares	Finale Anzahl Performance Shares	Endkurs	Kumulierte Dividende
Leonhard Birnbaum	1.008.333 €	6,68 €	150.949	111.326	8,728 €	1,85 €
Thomas König	825.000 €	6,68 €	123.503	91.085	8,728 €	1,85 €
Marc Spieker	825.000 €	6,68 €	123.503	91.085	8,728 €	1,85 €

	Auszahlungsbetrag
Leonhard Birnbaum	1.177.606 €
Thomas König	963.497 €
Marc Spieker	963.497 €

3.3. Maximalvergütung

Zur Gewährleistung einer angemessenen Vergütung der Vorstandsmitglieder ist diese in zweierlei Hinsicht begrenzt. Zum einen sind für die erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteile Obergrenzen (Caps) festgelegt. Diese betragen für die jährliche Tantieme 180 Prozent des Zielbetrags und für den E.ON Performance Plan 200 Prozent des Zielbetrags.

Neben der Begrenzung der einzelnen erfolgsabhängigen Vergütungsbestandteile hat der Aufsichtsrat gemäß § 87a Absatz 1 Satz 2 Nr. 1 AktG eine Maximalvergütung festgelegt. Diese begrenzt den Gesamtbetrag aller für ein Geschäftsjahr ausgezahlten Vergütungen, das heißt die erfolgsunabhängigen und erfolgsabhängigen Bestandteile einschließlich aller Nebenleistungen sowie des Versorgungsentgelts, unabhängig vom Auszahlungszeitpunkt. Für den Vorstandsvorsitzenden beträgt die Maximalvergütung 10 Mio € und für ordentliche Vorstandsmitglieder je 5,5 Mio €.

Die Einhaltung der Maximalvergütung wird nach Ablauf eines jeden Geschäftsjahres überprüft. Über die finale Einhaltung der Maximalvergütung für ein Geschäftsjahr kann jedoch erstmals nach Ende der Laufzeit des letzten zur Auszahlung kommenden Vergütungsbestandteils (E.ON Performance Plan) berichtet werden. Über die Einhaltung der Maximalvergütung für das Geschäftsjahr 2022 kann somit final erst mit Ablauf der Laufzeit der im Geschäftsjahr 2022 zugeteilten Tranche des E.ON Performance Plans, das heißt im Vergütungsbericht über das Geschäftsjahr 2025, berichtet werden.

3.4. Aktienhaltevorschriften (Share Ownership Guidelines)

Zur Stärkung der Kapitalmarktorientierung und Aktienkultur gelten für die Vorstandsmitglieder seit dem Jahr 2017 Aktienhaltevorschriften (sogenannte "Share Ownership Guidelines"). Danach haben sich die Vorstandsmitglieder verpflichtet, 200 Prozent (Vorstandsvorsitzender) beziehungsweise 150 Prozent (übrige Vorstandsmitglieder) ihrer Grundvergütung in E.ON-Aktien zu investieren und dies nachzuweisen.

Aktienhaltevorschriften

		Ziel		Status quo 31.12.2022
	Mitglied des Vorstands seit	in % der Grundvergütung	in T€	in T€	in % der Grundvergütung
Leonhard Birnbaum	1. Juli 2013	200	2.880	2.890	201
Thomas König	1. Juni 2018	150	1.200	1.260	158
Patrick Lammers	1. August 2021	150	1.200	487	61
Victoria Ossadnik	1. April 2021	150	1.200	151	19
Marc Spieker	1. Januar 2017	150	1.200	1.437	180

Mit Einführung des neuen Vergütungssystems zum 1. Januar 2022 sind die Vorstandsmitglieder verpflichtet, ihre Aktienhalteverpflichtung nicht nur bis zum Ablauf ihrer Bestellung, sondern bis zwei Jahre nach Ausscheiden aus dem Vorstand zu erfüllen. Bis zur Erreichung der erforderlichen Investitionssumme sind die Vorstandsmitglieder verpflichtet, Beiträge in Höhe der Nettoauszahlungen aus der langfristigen Vergütung in echten E.ON-Aktien anzulegen. Der Erfüllungsgrad der Aktienhaltevorschriften der einzelnen Vorstandsmitglieder lässt sich wie folgt zusammenfassen:

3.5. Malus- und Clawback-Regelungen

Mit Inkrafttreten des neuen Vergütungssystems zum 1. Januar 2022 gelten für alle Vorstandsmitglieder Malus- und Clawback-Regelungen. Demnach hat der Aufsichtsrat die Möglichkeit, noch nicht ausbezahlte variable Vergütung zu reduzieren (Malus) oder bereits ausbezahlte variable Vergütung zurückzufordern (Clawback).

Bei vorsätzlichen Verstößen gegen wesentliche Bestimmungen des E.ON-internen Code of Conduct und/oder gegen wesentliche dienstvertragliche Pflichten oder bei einer erheblichen Verletzung der Sorgfaltspflichten im Sinne des § 93 AktG kann der Aufsichtsrat eine noch nicht ausbezahlte variable Vergütung, in deren Bemessungszeitraum der Verstoß stattgefunden hat, nach seinem billigen Ermessen teilweise oder vollständig auf Null reduzieren.

Des Weiteren hat der Aufsichtsrat bei Bekanntwerden bzw. Aufdeckung eines der zuvor genannten Verstöße die Möglichkeit der teilweisen oder vollständigen Rückforderung des Bruttobetrags einer bereits ausbezahlten variablen Vergütung (Compliance-Clawback). Darüber hinaus kann der Aufsichtsrat im Falle einer Festsetzung oder Auszahlung variabler Vergütung auf Grundlage eines fehlerhaften Konzernabschlusses den aufgrund einer korrigierten Festsetzung festgestellten Differenzbetrag zurückfordern (Performance-Clawback).

Eine Rückforderung ist ausgeschlossen, wenn die Auszahlung mehr als drei Jahre zurückliegt.

Sonstige Ansprüche der E.ON SE, insbesondere aus § 93 Abs. 2 AktG, das Recht zum Widerruf der Bestellung gemäß § 84 Abs. 4 AktG sowie das Recht zur fristlosen Kündigung des Dienstvertrags bleiben unberührt.

Im Geschäftsjahr 2022 wurde weder von den Malus-Regelungen noch von den Clawback-Regelungen Gebrauch gemacht.

4. Vergütungsbezogene Rechtsgeschäfte

4.1. Vorzeitige Beendigung des Vorstandsdienstvertrags

Eine ordentliche Kündigung des Dienstvertrags ist ausgeschlossen. Das Recht jeder Vertragspartei zur außerordentlichen Kündigung des Dienstvertrags bleibt unberührt. Im Falle einer vorzeitigen Beendigung des Vorstandsdienstvertrags aus einem vom Vorstandsmitglied zu vertretenden wichtigen Grund hat das Vorstandsmitglied keinen Anspruch auf Zahlung einer Abfindung der Vergütung für die Restlaufzeit. Des Weiteren verfallen alle noch nicht ausbezahlten Tranchen des E.ON Performance Plans ersatzlos.

Im Falle einer vorzeitigen Beendigung des Vorstandsdienstvertrags ohne wichtigen Grund sehen die Vorstandsdienstverträge einen Abfindungs-Cap entsprechend der Empfehlung des DCGK vor. Danach dürfen Zahlungen in diesem Zusammenhang zwei Jahresvergütungen nicht überschreiten und nicht mehr als die Restlaufzeit des Dienstvertrags vergüten. Für die Berechnung des Abfindungs-Caps werden die Gesamtvergütung des abgelaufenen Geschäftsjahres und die voraussichtliche Gesamtvergütung für das laufende Geschäftsjahr, in welchem der Dienstvertrag vorzeitig endet, herangezogen.

Im Falle einer vorzeitigen Beendigung des Vorstandsdienstvertrags aufgrund dauerhafter Dienstunfähigkeit endet der Dienstvertrag mit dem Ende des sechsten Monats nach dem Monat, in dem die dauernde Arbeitsunfähigkeit festgestellt worden ist. In diesem Fall endet ebenfalls die Laufzeit ausstehender Tranchen des E.ON Performance Plans, welche auf Basis eines zum vorzeitigen Laufzeitende ermittelten Endkurses, eines vorzeitig ermittelten Dividenden-Äquivalents und einer vorzeitig ermittelten Zielerreichung ausgezahlt werden.

Verstirbt das Vorstandsmitglied während der Dauer des Dienstvertrags, hat der überlebende Ehepartner, ersatzweise seine gesetzlich unterhaltsberechtigten Kinder, Anspruch auf Fortzahlung der Grundvergütung sowie der Zieltantieme für die auf den Sterbemonat folgenden sechs Monate. Außerdem erfolgt die Auszahlung ausstehender Tranchen des E.ON Performance Plans auf Basis eines zum vorzeitigen Laufzeitende ermittelten Endkurses, eines vorzeitig ermittelten Dividenden-Äquivalents und einer vorzeitig ermittelten Zielerreichung.

Im Geschäftsjahr 2022 wurden keine Abfindungszahlungen geleistet.

4.2. Change of Control

Bei vorzeitigem Verlust der Vorstandsposition aufgrund eines Unternehmenskontrollwechsels (Change of Control) haben die Mitglieder des Vorstands Anspruch auf Zahlung einer Abfindung. Die Change-of-Control-Regelung nimmt einen Kontrollwechsel in folgenden drei Fallgestaltungen an: Ein Dritter erwirbt mindestens 30 Prozent der Stimmrechte und erreicht damit die Pflichtangebotsschwelle gemäß dem WpÜG; die Gesellschaft schließt als abhängiges Unternehmen einen Unternehmensvertrag ab oder die E.ON SE wird mit einem anderen nicht konzernverbundenen Unternehmen verschmolzen. Der Abfindungsanspruch entsteht, wenn der Dienstvertrag des Vorstandsmitglieds innerhalb von zwölf Monaten nach dem Kontrollwechsel durch einvernehmliche Beendigung, Zeitablauf oder durch Kündigung des Vorstandsmitglieds endet; im letzteren Fall nur, wenn die Vorstandsposition infolge des Kontrollwechsels wesentlich berührt wird. Die Abfindung der Vorstandsmitglieder besteht aus Grundvergütung, Zieltantieme sowie Nebenleistungen für zwei Jahre ab der Beendigung des Dienstvertrags.

Entsprechend dem DCGK sind diese Abfindungszahlungen auf die Höhe der Jahresvergütung für die Restlaufzeit des Dienstvertrags begrenzt.

Für die Berechnung des Abfindungs-Caps werden die Gesamtvergütung des abgelaufenen Geschäftsjahres und die voraussichtliche Gesamtvergütung für das laufende Geschäftsjahr, in welchem der Dienstvertrag vorzeitig endet, herangezogen.

4.3. Nachträgliches Wettbewerbsverbot

Nach Beendigung der Vorstandsdienstverträge besteht ein nachvertragliches Wettbewerbsverbot. Den Mitgliedern des Vorstands ist es untersagt, für einen Zeitraum von sechs Monaten nach Beendigung des Dienstvertrags mittelbar oder unmittelbar für ein Unternehmen tätig zu werden, das im direkten oder indirekten Wettbewerb zur Gesellschaft oder mit ihr verbundenen Unternehmen steht. Die Vorstandsmitglieder erhalten während dieser Zeit eine Karenzentschädigung in Höhe von 100 Prozent der vertragsmäßigen Jahreszielvergütung (Grundvergütung und Zieltantieme), mindestens aber 60 Prozent der zuletzt bezogenen vertragsmäßigen Leistungen. Auf eine etwaige Karenzentschädigung werden im Einklang mit den Empfehlungen des DCGK anderweitige, für die Zeit nach Beendigung des Dienstvertrags von der Gesellschaft geschuldete Leistungen, insbesondere eine Abfindung bei vorzeitiger Beendigung des Dienstvertrags sowie Leistungen der betrieblichen Altersversorgung, angerechnet.

Im Geschäftsjahr 2022 wurden keine Karenzentschädigungen gewährt.

5. Individualisierte Offenlegung der Vergütung des Vorstands

Im Folgenden werden für die einzelnen Vorstandsmitglieder die Zielvergütung sowie die gewährte und geschuldete Vergütung gemäß § 162 Abs. 1 Satz 1 AktG tabellarisch dargestellt.

5.1. Zielvergütung

Die nachfolgenden Tabellen stellen die Zielvergütung der zum 31. Dezember 2022 aktiven Vorstandsmitglieder für das Geschäftsjahr 2022 sowie zur besseren Vergleichbarkeit ebenfalls für das Geschäftsjahr 2021 dar. Die Zielvergütung umfasst die für das Geschäftsjahr zugeteilte Vergütung, die im Falle einer 100 Prozent-Zielerreichung gewährt wird.

Zielvergütung

	Leonhard Birnbaum (Vorstandsvorsitzender) Mitglied des Vorstands seit 1. Juli 2013; Vorsitzender seit 1. April 2021
	2022		2021
	in T€	in %	in T€
Grundvergütung ¹	1.440	24	1.115
Nebenleistungen	74	1	14
Versorgungsentgelt	560	9	-
Einjährige variable Vergütung
Tantieme 2021 ¹	-	23	1.271
Tantieme 2022	1.380		-
Mehrjährige variable Vergütung
Performance Plan 5. Tranche (2021-2024)	-	43	1.750
Performance Plan 6. Tranche (2022-2025)	2.555		-
Summe	6.009	-	4.150
bAV Dienstzeitaufwand	0	0	335
Gesamtvergütung	6.009	100	4.485

¹ Zielbeträge für 2021 auf Basis der dienstvertraglichen Regelungen bis 31. März 2021 (ordentliches Vorstandsmitglied) und ab dem 01. April 2021 auf Basis der dienstvertraglichen Regelungen als Vorstandsvorsitzender.

Zielvergütung

	Thomas König (Vorstand Netzgeschäft) seit 1. Juni 2018			Patrick Lammers (Vorstand Vertrieb und Kundenlösungen) seit 1. August 2021
	2022		2021	2022		2021
	in T€	in %	in T€	in T€	in %	in T€
Grundvergütung	800	25	700	800	24	292
Nebenleistungen	51	2	46	155	5	25
Versorgungsentgelt	350	11	-	350	11	-
Einjährige variable Vergütung
Tantieme 2021	-	22	675	-	22	281
Tantieme 2022	720		-	720		-
Mehrjährige variable Vergütung
Performance Plan 5. Tranche (2021-2024) ¹	-	40	825	-	39	344
Performance Plan 6. Tranche (2022-2025)	1.300		-	1.300		-
Summe	3.221	-	2.246	3.325	-	941
bAV Dienstzeitaufwand	0	0	260	0	0	240
Gesamtvergütung	3.221	100	2.506	3.325	100	1.181

¹ Da Patrick Lammers zum Zuteilungsstichtag am 01. April 2021 kein Mitglied des Vorstands war, erfolgte die Zuteilung auf Basis eines zeitanteiligen Zielbetrags.

Zielvergütung

	Victoria Ossadnik (Vorstand Digitalisierung) seit 1. April 2021			Marc Spieker (Vorstand Finanzen) seit 1. Januar 2017
	2022		2021	2022		2021
	in T€	in %	in T€	in T€	in %	in T€
Grundvergütung	800	24	525	800	25	700
Nebenleistungen	124	4	15	62	2	50
Versorgungsentgelt	350	11	-	350	11	-
Einjährige variable Vergütung
Tantieme 2021	-	22	506	-	22	675
Tantieme 2022	720		-	720		-
Mehrjährige variable Vergütung
Performance Plan 5. Tranche (2021-2024) ¹	-	39	825	-	40	825
Performance Plan 6. Tranche (2022-2025)	1.300		-	1.300		-
Summe	3.294	-	1.872	3.232	-	2.250
bAV Dienstzeitaufwand	0	0	611	0	0	243
Gesamtvergütung	3.294	100	2.483	3.232	100	2.493

¹ Da Victoria Ossadnik zum Zuteilungsstichtag am 01. April 2021 bereits Mitglied des Vorstands war, erfolgte die Zuteilung auf Basis des vollen Zielbetrags.

5.2. Gewährte und geschuldete Vergütung im Geschäftsjahr gemäß § 162 AktG

Im Folgenden wird die den einzelnen Mitgliedern des Vorstands gewährte und geschuldete Vergütung im Geschäftsjahr 2022 gemäß § 162 AktG dargestellt. Die gewährte und geschuldete Vergütung umfasst dabei alle Vergütungsbestandteile, die mit Ablauf des Geschäftsjahres erdient sind. Dies beinhaltet alle Vergütungsbestandteile, deren Leistungserbringung vollständig erfolgt ist beziehungsweise für deren Leistungskriterien die Performancemessung mit Ablauf des Geschäftsjahres 2022 endet, auch wenn die Auszahlung erst im Geschäftsjahr 2023 erfolgt.

Somit wird bei der einjährigen variablen Vergütung die Tantieme für das Jahr 2022 ausgewiesen, auch wenn die Auszahlung erst zu Beginn des Geschäftsjahres 2023 erfolgt. Das Gleiche gilt für den E.ON Performance Plan, bei dem die mit Ablauf des Geschäftsjahres 2022 geendete dritte Tranche für 2022 auszuweisen ist, auch wenn die Auszahlung erst zu Beginn des Geschäftsjahres 2023 erfolgt. Durch diese Ausweislogik wird der Zusammenhang zwischen den Geschäftsergebnissen und der daraus resultierenden Vergütung transparent dargestellt.

Folglich handelt es sich bei der gewährten und geschuldeten Vergütung im Geschäftsjahr 2022 gemäß § 162 AktG um:

―	die Grundvergütung im Geschäftsjahr 2022,
―	die Nebenleistungen (inklusive der Weiterführung der Risikoabsicherung bei Invalidität oder Tod) im Geschäftsjahr 2022,
―	das Versorgungsentgelt im Geschäftsjahr 2022,
―	die jährliche Tantieme 2022, die im Geschäftsjahr 2023 ausbezahlt wird,
―	die dritte Tranche des E.ON Performance Plans, die im Geschäftsjahr 2019 zugeteilt wurde und die mit Ablauf des Geschäftsjahres 2022 endete und im Geschäftsjahr 2023 ausbezahlt wird.

Durch die Umstellung der betrieblichen Altersversorgung auf ein Versorgungsentgelt entsteht seit dem Geschäftsjahr 2022 kein Dienstzeitaufwand durch die Gewährung von Beiträgen für die betriebliche Altersversorgung mehr. Das Versorgungsentgelt wird jedoch, anders als der Dienstzeitaufwand, als gewährte und geschuldete Vergütung angerechnet. Aus Gründen der Vergleichbarkeit wird daher ergänzend für das Geschäftsjahr 2021 der Dienstzeitaufwand der Altersversorgungszusagen gemäß IAS 19 in den Tabellen unter der gewährten und geschuldeten Vergütung gemäß § 162 AktG als Teil der Vorstandsvergütung aufgeführt.

Im Geschäftsjahr gewährte und geschuldete Vergütung gemäß § 162 AktG

	Leonhard Birnbaum (Vorstandsvorsitzender) Mitglied des Vorstands seit 1. Juli 2013; Vorsitzender seit 1. April 2021
	2022		2021
	in T€	in %	in T€
Grundvergütung	1.440	27	1.115
Nebenleistungen	74	1	14
Versorgungsentgelt	560	10	-
Einjährige variable Vergütung
Tantieme 2021	-	40	2.237
Tantieme 2022	2.167		-
Mehrjährige variable Vergütung
Share Matching Plan 5. Tranche (2017-2021)	-	22	680
Performance Plan 2. Tranche (2018-2021)	-		1.123
Performance Plan 3. Tranche (2019-2022)	1.178		-
Gewährte und geschuldete Vergütung gemäß § 162 AktG	5.418	100	5.169
bAV Dienstzeitaufwand	0	-	335
Gesamtvergütung	5.418	-	5.504

Im Geschäftsjahr gewährte und geschuldete Vergütung gemäß § 162 AktG

	Thomas König (Vorstand Netzgeschäft) seit 1. Juni 2018			Patrick Lammers (Vorstand Vertrieb und Kundenlösungen) seit 1. August 2021
	2022		2021	2022		2021
	in T€	in %	in T€	in T€	in %	in T€
Grundvergütung	800	24	700	800	33	292
Nebenleistungen	51	2	46	155	6	25
Versorgungsentgelt	350	11	-	350	14	-
Einjährige variable Vergütung
Tantieme 2021	-	34	1.188	-	46	495
Tantieme 2022	1.130		-	1.130		-
Mehrjährige variable Vergütung
Share Matching Plan 5. Tranche (2017-2021)	-		-	-		-
Performance Plan 2. Tranche (2018-2021)	-	29	536	-	0	-
Performance Plan 3. Tranche (2019-2022)	963		-	-		-
Gewährte und geschuldete Vergütung gemäß § 162 AktG	3.295	100	2.470	2.435	100	811
bAV Dienstzeitaufwand	0	-	260	0	-	240
Gesamtvergütung	3.295	-	2.730	2.435	-	1.051

Im Geschäftsjahr gewährte und geschuldete Vergütung gemäß § 162 AktG

	Victoria Ossadnik (Vorstand Digitalisierung) seit 1. April 2021			Marc Spieker (Vorstand Finanzen) seit 1. Januar 2017
	2022		2021	2022		2021
	in T€	in %	in T€	in T€	in %	in T€
Grundvergütung	800	33	525	800	24	700
Nebenleistungen	124	5	15	62	2	50
Versorgungsentgelt	350	15	-	350	11	-
Einjährige variable Vergütung
Tantieme 2021	-	47	891	-	34	1.188
Tantieme 2022	1.130		-	1.130		-
Mehrjährige variable Vergütung
Share Matching Plan 5. Tranche (20172021)	-		-	-		-
Performance Plan 2. Tranche (2018-2021)	-	0	-	-	29	919
Performance Plan 3. Tranche (2019-2022)	-		-	963		-
Gewährte und geschuldete Vergütung gemäß § 162 AktG	2.404	100	1.431	3.306	100	2.857
bAV Dienstzeitaufwand	0	-	611	0	-	243
Gesamtvergütung	2.404	-	2.042	3.306	-	3.100

6. Individualisierte Offenlegung der Vergütung früherer Vorstandsmitglieder

Die nachfolgenden Tabellen enthalten die im Geschäftsjahr 2022 jedem einzelnen früheren Mitglied des Vorstands von E.ON, das innerhalb der letzten zehn Jahre aus dem Vorstand ausgeschieden ist, gewährte und geschuldete Vergütung gemäß § 162 AktG:

Im Geschäftsjahr 2022 gewährte und geschuldete Vergütung gemäß § 162 AktG

	Bernhard Reutersberg bis 30. Juni 2016		Regine Stachelhaus bis 30. Juni 2013		Johnannes Teyssen bis 31. März 2021
	in T€	in %	in T€	in %	in T€	in %
Mehrjährige variable Vergütung
Performance Plan 3. Tranche (2019-2022)	0	0	0	0	2.023	67
Sonstiges	0	0	0	0	0	0
Ruhegeld- und Übergangszahlungen	551	100	74	100	979	33
Gewährte und geschuldete Vergütung gemäß § 162 AktG	551	100	74	100	3.003	100

Ferner betrug die im Geschäftsjahr 2022 den 14 weiteren Mitgliedern des Vorstands, die vor mehr als zehn Jahren ausgeschieden sind, gewährte und geschuldete Vergütung insgesamt 7,5 Mio €.

IV. Vergütung des Aufsichtsrats im Geschäftsjahr 2022

Im Folgenden wird zunächst das Vergütungssystem des Aufsichtsrats vorgestellt und anschließend die gewährte und geschuldete Vergütung der Aufsichtsratsmitglieder im Geschäftsjahr 2022 individualisiert offengelegt.

1. Vergütungssystem des Aufsichtsrats

Die von der Hauptversammlung festgelegte Vergütung für die Mitglieder des Aufsichtsrats ist in § 15 der Satzung der Gesellschaft geregelt. Das Vergütungssystem des Aufsichtsrats wurde der Hauptversammlung letztmals im Geschäftsjahr 2021 zur Beschlussfassung vorgelegt und bestätigt.

Ziel dieses Vergütungssystems ist es, die Unabhängigkeit des Aufsichtsrats als Überwachungsorgan zu stärken. Außerdem haben die Mitglieder des Aufsichtsrats eine Reihe von Aufgaben, die sie unabhängig vom wirtschaftlichen Erfolg des Unternehmens erfüllen müssen. Daher erhalten die Mitglieder des Aufsichtsrats - neben der Erstattung ihrer Auslagen - eine feste Vergütung sowie eine Vergütung für Ausschusstätigkeiten.

Der Vorsitzende des Aufsichtsrats erhält eine fixe Vergütung in Höhe von 440.000 €, seine Stellvertreter jeweils 320.000 €. Den übrigen Mitgliedern des Aufsichtsrats steht eine Vergütung in Höhe von 140.000 € zu. Zusätzlich erhalten der Vorsitzende des Prüfungs- und Risikoausschusses 180.000 €, andere Mitglieder dieses Ausschusses jeweils 110.000 €, Vorsitzende eines anderen Ausschusses 140.000 €, Mitglieder dieser anderen Ausschüsse jeweils 70.000 €. Im Falle einer Mitgliedschaft in mehreren Ausschüssen wird nur die jeweils höchste Ausschussvergütung gezahlt. Der Vorsitzende und die stellvertretenden Vorsitzenden des Aufsichtsrats erhalten keine zusätzliche Vergütung für ihre Tätigkeit in Ausschüssen. Weiterhin zahlt die Gesellschaft den Mitgliedern des Aufsichtsrats für ihre Teilnahme an den Sitzungen des Aufsichtsrats und der Ausschüsse ein Sitzungsgeld in Höhe von 1.000 € je Tag der Sitzung. Scheiden Mitglieder des Aufsichtsrats im Laufe eines Geschäftsjahres aus dem Aufsichtsrat aus, erhalten sie eine zeitanteilige Vergütung.

2. Individualisierte Offenlegung der Vergütung des Aufsichtsrats

Die gewährte und geschuldete Vergütung der Aufsichtsratsmitglieder im Geschäftsjahr 2022 gemäß § 162 AktG ist nachfolgend nach den einzelnen Vergütungsbestandteilen aufgeschlüsselt. Zudem enthält die Tabelle die relativen Anteile der einzelnen Vergütungsbestandteile an der Gesamtvergütung.

Im Geschäftsjahr gewährte und geschuldete Vergütung des Aufsichtsrats gemäß § 162 AktG

	Festvergütung			Ausschussvergütung
	2022		2021	2022		2021
	in T€	in %	in T€	in T€	in %	in T€
Karl-Ludwig Kley	440	98	440	-	0	-
Erich Clementi	320	97	320	-	0	-
Christoph Schmitz	320	97	320	-	0	-
Katja Bauer (seit 01. April 2022)	105	94	-	-	0	-
Carolina Dybeck Happe (bis 30. Juni 2022)	70	97	140	-	0	-
Klaus Fröhlich	140	53	140	117	44	70
Ulrich Grillo	140	53	140	110	42	110
Anke Groth (seit 01. Juli 2022)	70	95	-	-	0	-
Monika Krebber (bis 31. März 2022)	35	64	140	18	32	70
Eugen-Gheorge Luha	140	65	140	70	32	70
Stefan May	140	62	140	70	31	70
Miroslav Pelouch	140	64	140	47	21	-
Szilvia Pinczésné Márton	140	97	140	-	0	-
René Pöhls	140	50	140	110	40	110
Andreas Schmitz	140	42	140	180	55	180
Rolf Martin Schmitz	140	97	140	-	0	-
Fred Schulz	140	50	140	110	39	110
Karen de Segundo	140	57	140	99	40	140
Elisabeth Wallbaum	140	54	140	110	43	110
Deborah Wilkens	140	54	140	110	42	110
Ewald Woste	140	60	140	70	30	70
Albert Zettl	140	59	140	70	29	70

	Sitzungsgeld			Aufsichtsratsbezüge von Tochtergesellschaften
	2022		2021	2022		2021
	in T€	in %	in T€	in T€	in %	in T€
Karl-Ludwig Kley	9	2	12	-	0	-
Erich Clementi	10	3	13	-	0	-
Christoph Schmitz	9	3	12	-	0	-
Katja Bauer (seit 01. April 2022)	3	3	-	4	4	-
Carolina Dybeck Happe (bis 30. Juni 2022)	2	3	7	-	0	-
Klaus Fröhlich	7	3	8	-	0	-
Ulrich Grillo	12	5	15	-	0	-
Anke Groth (seit 01. Juli 2022)	4	5	-	-	0	-
Monika Krebber (bis 31. März 2022)	2	4	8	-	0	-
Eugen-Gheorge Luha	7	3	9	-	0	-
Stefan May	7	3	10	10	4	12
Miroslav Pelouch	6	3	7	25	11	8
Szilvia Pinczésné Márton	4	3	7	-	0	-
René Pöhls	8	3	12	20	7	20
Andreas Schmitz	10	3	13	-	0	-
Rolf Martin Schmitz	4	3	8	-	0	-
Fred Schulz	12	4	15	20	7	20
Karen de Segundo	6	2	9	-	0	-
Elisabeth Wallbaum	8	3	11	-	0	-
Deborah Wilkens	11	4	13	-	0	-
Ewald Woste	7	3	9	18	8	18
Albert Zettl	9	4	12	20	8	24

	Gesamtvergütung
	2022 in T€	2021 in T€
Karl-Ludwig Kley	449	452
Erich Clementi	330	333
Christoph Schmitz	329	332
Katja Bauer (seit 01. April 2022)	112	-
Carolina Dybeck Happe (bis 30. Juni 2022)	72	147
Klaus Fröhlich	264	218
Ulrich Grillo	262	265
Anke Groth (seit 01. Juli 2022)	74	-
Monika Krebber (bis 31. März 2022)	55	218
Eugen-Gheorge Luha	217	219
Stefan May	227	232
Miroslav Pelouch	217	155
Szilvia Pinczésné Márton	144	147
René Pöhls	278	282
Andreas Schmitz	330	333
Rolf Martin Schmitz	144	148
Fred Schulz	282	285
Karen de Segundo	245	289
Elisabeth Wallbaum	258	261
Deborah Wilkens	261	263
Ewald Woste	235	237
Albert Zettl	239	246

V. Vergleichende Darstellung der Vergütungs- und Ertragsentwicklung

Im Einklang mit den Anforderungen des § 162 Absatz 1 Satz 2 Nr. 2 AktG zeigt die nachfolgende Tabelle die Vergütungsentwicklung der gegenwärtigen und früheren Vorstandsmitglieder, der Aufsichtsratsmitglieder sowie der Arbeitnehmer im Vergleich zur Ertragsentwicklung der Gesellschaft. Die Darstellung der jährlichen Veränderungen wird in den nächsten Berichtsjahren weiter stetig aufgebaut und erfolgt mit dem Vergütungsbericht 2025 erstmalig über den vollen Fünf-Jahreszeitraum.

Für die Entwicklung der Vorstands- und Aufsichtsratsvergütung wird die gewährte und geschuldete Vergütung für die Geschäftsjahre 2020, 2021 und 2022 gemäß § 162 AktG berücksichtigt.

Für die durchschnittliche Vergütung der Arbeitnehmer wird - analog zur vertikalen Angemessenheitsüberprüfung - die Vergütung der Arbeitnehmer in Deutschland betrachtet. Für die Entwicklung der durchschnittlichen Arbeitnehmervergütung wird jeweils die regelmäßige Zielvergütung zum Jahresende berücksichtigt, welche auf einen Beschäftigungsgrad von 100 Prozent hochgerechnet wurde. Im Geschäftsjahr 2022 sind 33.690 (2021: 34.409, 2020: 35.526) Arbeitnehmer in den Durchschnitt eingeflossen.

Zur Darstellung der Ertragsentwicklung wird neben dem Jahresüberschuss der E.ON SE nach HGB das EPS auf Basis des bereinigten Konzernjahresüberschusses verwendet.

Vergleichende Darstellung

	Zugehörigkeit zum Vorstand / Aufsichtsrat	2022 in T€	2021 in T€	Veränderung 2022/2021 in %	Ergänzender Hinweis zur Veränderung 2022/2021	Veränderung 2021/2020 in %
Aktive Vorstandsmitglieder					Bis einschließlich 2021 wurde eine Versorgungszusage gewährt, deren Dienstzeitaufwand keine gewährte und geschuldete Vergütung dargestellt hat und hier daher nicht berücksichtigt wurde. Seit 2022 ersetzt zur Reduzierung des Risikos für das Unternehmen ein Versorgungsentgelt die bisherige Versorgungszusage, welches aufgrund der sofortigen Auszahlung der gewährten und geschuldeten Vergütung des Jahres 2022 zugerechnet wird.
Leonhard Birnbaum	seit 1. Juli 2013;	5.418	5.169	5		6
	Vorsitzender seit 1. April 2021
Thomas König	seit 1. Juni 2018	3.295	2.470	33		72
Patrick Lammers	seit 1. August 2021	2.435	811	200		-
Victoria Ossadnik	seit 1. April 2021	2.404	1.431	68		-
Marc Spieker	seit 1. Januar 2017	3.306	2.857	16		23
Frühere Vorstandsmitglieder
Bernhard Reutersberg	vom 11. August 2010 bis 30. Juni 2016	551	801	-31		-47
Regine Stachelhaus	vom 24. Juni 2010 bis 30. Juni 2013	74	61	21		2
Johannes Teyssen	vom 1. Januar 2004 bis 31. März 2021;	3.003	5.956	-50		-24
	Vorsitzender vom 1. Mai 2010 bis 31. März 2021
Weitere ehemalige Mitglieder		7.474	6.610	13		1
Aufsichtsratsmitglieder
Karl-Ludwig Kley		449	452	-1		-1
Erich Clementi		330	333	-1		-1
Christoph Schmitz	seit 1. Februar 2020;	329	332	-1		29
	stellvertretender Vorsitzender seit 28. Mai 2020
Katja Bauer	seit 01. April 2022	112	-	-		-
Carolina Dybeck Happe	bis 30. Juni 2022	72	147	-51		-43
Klaus Fröhlich		264	218	21		0
Ulrich Grillo		262	265	-1		18
Ankre Groth	seit 01. Juli 2022	74	-	-		-
Monika Krebber	bis 31. März 2022	55	218	-75		-20
Eugen-Gheorge Luha		217	219	-1		0
Stefan May		227	232	-2		-17
Miroslav Pelouch	seit 28. Mai 2020	217	155	40		61
Szilvia Pinczésné Márton		144	147	-2		1
René Pöhls		278	282	-2		-19
Andreas Schmitz		330	333	-1		0
Rolf Martin Schmitz		144	148	-3		2
Fred Schulz		282	285	-1		-3
Karen de Segundo		245	289	-15		0
Elisabeth Wallbaum		258	261	-1		0
Deborah Wilkens		261	263	-1		1
Ewald Woste		235	237	-1		1
Albert Zettl		239	246	-3		-2
Arbeitnehmer
Durchschnitt		74	74	1		2
Ertragsentwicklung
Jahresüberschuss E.ON SE nach HGB in Mio. €		1.549	2.006	-23		-5
EPS des E.ON-Konzerns auf Basis des bereinigten Konzernjahresüberschuss in €		1,05	0,96	9		52

Der vorliegende Vergütungsbericht wurde gemeinsam von Vorstand und Aufsichtsrat unter Beachtung aller Vorgaben des § 162 AktG erstellt.

Für den Aufsichtsrat der E.ON SE:

Karl-Ludwig Kley, Vorsitzender des Aufsichtsrats der E.ON SE

Für den Vorstand der E.ON SE:

Leonhard Birnbaum, Vorsitzender des Vorstands der E.ON SE

Konzernabschluss

Gewinn- und Verlustrechnung

in Mio €	Anhang	2022	2021
Umsatzerlöse einschließlich Strom- und Energiesteuern		117.122	80.062
Strom- und Energiesteuern		-1.462	-2.704
Umsatzerlöse	(6)	115.660	77.358
Bestandsveränderungen		126	22
Andere aktivierte Eigenleistungen	(7)	997	761
Sonstige betriebliche Erträge	(8)	73.193	47.383
Materialaufwand	(9)	-108.627	-78.096
Personalaufwand	(12)	-5.437	-5.837
Abschreibungen	(15)	-3.378	-3.922
Sonstige betriebliche Aufwendungen	(8)	-71.736	-31.665
Davon: Wertminderung finanzieller Vermögenswerte		-660	-319
Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen		279	505
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis und Steuern		1.077	6.509
Finanzergebnis	(10)	920	-386
Beteiligungsergebnis		-7	167
Erträge aus Wertpapieren, Zinsen und ähnliche Erträge		2.552	1.037
Zinsen und ähnliche Aufwendungen		-1.625	-1.590
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	(11)	245	-818
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten		2.242	5.305
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten	(5)	-	-
Konzernüberschuss/-fehlbetrag		2.242	5.305
Anteil der Gesellschafter der E.ON SE		1.831	4.691
Anteile ohne beherrschenden Einfluss		411	614
in €
Ergebnis je Aktie (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE) - unverwässert und verwässert ¹	(14)
aus fortgeführten Aktivitäten		0,70	1,80
aus nicht fortgeführten Aktivitäten		-	-
aus Konzernüberschuss/-fehlbetrag		0,70	1,80
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt) in Mio Stück		2.609	2.608

¹ Auf Basis ausstehender Aktien (gewichteter Durchschnitt).

Aufstellung der im Eigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen

in Mio €	2022	2021
Konzernüberschuss/-fehlbetrag	2.242	5.305
Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen	2.426	2.604
Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen at equity bewerteter Unternehmen	25	5
Ertragsteuern	-277	-83
Posten, die nicht in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert werden	2.174	2.526
Cashflow Hedges	1.591	648
Unrealisierte Veränderung ‒ Hedging-Reserve	1.555	655
Unrealisierte Veränderung ‒ Reserve für Hedging-Kosten	9	43
Ergebniswirksame Reklassifizierung	27	-50
Marktbewertung Finanzinstrumente	-155	-47
Unrealisierte Veränderung	-164	-45
Ergebniswirksame Reklassifizierung	9	-2
Währungsumrechnungsdifferenz	-491	93
Unrealisierte Veränderung ‒ Hedging-Reserve/Sonstiges	-431	72
Unrealisierte Veränderung ‒ Reserve für Hedging-Kosten	-18	6
Ergebniswirksame Reklassifizierung	-42	15
At equity bewertete Unternehmen	591	-201
Unrealisierte Veränderung	593	-184
Ergebniswirksame Reklassifizierung	-2	-17
Ertragsteuern	-325	11
Posten, die anschließend möglicherweise in die Gewinn- und Verlustrechnung umgegliedert werden	1.211	504
Summe der direkt im Eigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen (Sonstiges Ergebnis)	3.385	3.030
Summe der erfassten Erträge und Aufwendungen (Gesamtergebnis)	5.627	8.335
Anteil der Gesellschafter der E.ON SE	4.826	7.544
Fortgeführte Aktivitäten	4.826	7.544
Nicht fortgeführte Aktivitäten	-	-
Anteile ohne beherrschenden Einfluss	801	791

Bilanz

Aktiva

		31. Dezember
in Mio €	Anhang	2022	2021
Goodwill	(15)	17.017	17.408
Immaterielle Vermögenswerte	(15)	3.453	3.553
Nutzungsrechte	(33)	2.377	2.424
Sachanlagen	(15)	37.419	36.860
At equity bewertete Unternehmen	(16)	5.532	4.083
Sonstige Finanzanlagen	(16)	3.538	3.846
Beteiligungen		2.191	2.147
Langfristige Wertpapiere		1.347	1.699
Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte	(18)	1.034	978
Betriebliche Forderungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte	(18)	9.286	9.810
Aktive latente Steuern	(11)	2.079	1.651
Laufende Ertragsteuerforderungen	(11)	34	24
Langfristige Vermögenswerte		81.769	80.637
Vorräte	(17)	2.204	1.051
Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte	(18)	1.819	1.592
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte	(18)	36.447	28.111
Laufende Ertragsteuerforderungen	(11)	851	783
Liquide Mittel	(19)	9.376	5.965
Wertpapiere und Festgeldanlagen		1.600	1.596
Liquide Mittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen		452	735
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente		7.324	3.634
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	(5)	1.543	1.620
Kurzfristige Vermögenswerte		52.240	39.122
Summe Aktiva		134.009	119.759
Passiva
		31. Dezember
in Mio €	Anhang	2022	2021
Gezeichnetes Kapital	(20)	2.641	2.641
Kapitalrücklage	(21)	13.338	13.353
Gewinnrücklagen	(22)	3.217	1.228
Kumuliertes Sonstiges Ergebnis	(23)	-2.206	-4.075
Eigene Anteile	(20)	-1.067	-1.094
Anteil der Gesellschafter der E.ON SE		15.923	12.053
Anteile ohne beherrschenden Einfluss (vor Umgliederung)		7.032	6.623
Umgliederung im Zusammenhang mit IAS 32		-1.088	-787
Anteile ohne beherrschenden Einfluss	(24)	5.944	5.836
Eigenkapital		21.867	17.889
Finanzverbindlichkeiten	(27)	28.965	28.131
Betriebliche Verbindlichkeiten	(27)	27.646	10.818
Laufende Ertragsteuerverbindlichkeiten	(11)	298	312
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	(25)	3.735	6.082
Übrige Rückstellungen	(26)	11.233	13.367
Passive latente Steuern	(11)	2.793	2.649
Langfristige Schulden	(27)	74.670	61.359
Finanzverbindlichkeiten	(27)	5.186	6.530
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten	(27)	25.411	20.955
Laufende Ertragsteuerverbindlichkeiten	(11)	584	543
Übrige Rückstellungen	(26)	5.528	11.782
Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden	(5)	763	701
Kurzfristige Schulden		37.472	40.511
Summe Passiva		134.009	119.759

Kapitalflussrechnung

in Mio €	2022	2021
Konzernüberschuss/-fehlbetrag	2.242	5.305
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten	-	-
Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	3.378	3.922
Veränderung der Rückstellungen	-8.113	8.318
Veränderung der latenten Steuern	-812	318
Sonstige zahlungsunwirksame Aufwendungen und Erträge	1.615	-1.187
Ergebnis aus dem Abgang von immateriellen Vermögenswerten, Sachanlagen, Beteiligungen und Wertpapieren (>3 Monate)	-768	-140
Veränderungen von Posten der betrieblichen Vermögenswerte, Verbindlichkeiten und Ertragsteuern	12.503	-12.467
Vorräte	-1.169	63
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	-1.081	-2.839
Sonstige betriebliche Forderungen und Ertragsteueransprüche	-5.678	-20.525
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	5.455	1.258
Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten und Ertragsteuern	14.976	9.576
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten (operativer Cashflow)	10.045	4.069
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten	-	-
Cashflow aus der Geschäftstätigkeit	10.045	4.069
Einzahlungen aus dem Abgang von Immateriellen Vermögenswerten und Sachanlagen	302	270
Einzahlungen aus dem Abgang von Beteiligungen	760	751
Auszahlungen für Investitionen in Immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen	-4.576	-4.487
Auszahlungen für Investitionen in Beteiligungen	-177	-275
Einzahlungen aus dem Verkauf von Wertpapieren (>3 Monate) sowie Finanzforderungen und Festgeldanlagen	1.533	801
Auszahlung für den Erwerb von Wertpapieren (>3 Monate) sowie Finanzforderungen und Festgeldanlagen	-1.264	-2.744
Veränderung der Liquiden Mittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen	276	285
Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	-3.146	-5.399
Cashflow aus der Investitionstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten	-	-
Cashflow aus der Investitionstätigkeit	-3.146	-5.399
Ein-/Auszahlungen aus Kapitalveränderungen	-13	493
Gezahlte Dividenden an die Gesellschafter der E.ON SE	-1.278	-1.225
Gezahlte Dividenden an Anteile ohne beherrschenden Einfluss	-306	-324
Einzahlungen aus dem Zugang von Finanzverbindlichkeiten	6.488	4.980
Auszahlungen für die Tilgung von Finanzverbindlichkeiten	-8.037	-1.661
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten	-3.146	2.263
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit nicht fortgeführter Aktivitäten	-	-
Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit	-3.146	2.263
Liquiditätswirksame Veränderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	3.753	933
Wechselkursbedingte Wertänderung der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-59	42
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum Jahresanfang ¹	3.642	2.667
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente nicht fortgeführter Aktivitäten zum Periodenanfang	-	-
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente zum Periodenende	7.336	3.642
Abzüglich: Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente nicht fortgeführter Aktivitäten zum Periodenende	-	-
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten zum Periodenende ²	7.336	3.642

¹ Die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten zum Periodenanfang umfassen auch die Bestände der seit dem vierten Quartal 2021 als Abgangsgruppe ausgewiesenen VSEH-Gruppe in Höhe von 8 Mio €.
² Die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente fortgeführter Aktivitäten zum Periodenende umfassen auch die Bestände der seit dem vierten Quartal 2021 als Abgangsgruppe ausgewiesenen VSEH-Gruppe in Höhe von 12 Mio € (Periodenende Vorjahr 8 Mio €).

Entwicklung des Eigenkapitals

in Mio €				Veränderung Sonstiges Ergebnis
				Währungsumrechnungsdifferenz
	Gezeichnetes Kapital	Kapitalrücklage	Gewinnrücklagen	Hedging-Reserve/ Sonstiges
Stand zum 1. Januar 2021	2.641	13.368	-5.257	-2.969
Veränderung Konsolidierungskreis			700	10
Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile		-15
Dividenden			-1.225
Anteilserhöhung/-minderung			-5	98
Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit IAS 32
Gesamtergebnis			7.015	-211
Konzernüberschuss/-fehlbetrag			4.691
Sonstiges Ergebnis Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen			2.324	-211
			2.324
Veränderung kumuliertes Sonstiges Ergebnis				-211
Stand zum 31. Dezember 2021	2.641	13.353	1.228	-3.072

in Mio €	Veränderung Sonstiges Ergebnis
	Währungsumrechnungsdifferenz
	Reserve für Hedging-Kosten	Marktbewertung Finanzinstrumente
Stand zum 1. Januar 2021	10	67
Veränderung Konsolidierungskreis		1
Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile
Dividenden
Anteilserhöhung/-minderung
Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit IAS 32
Gesamtergebnis	6	-34
Konzernüberschuss/-fehlbetrag
Sonstiges Ergebnis Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen	6	-34

Veränderung kumuliertes Sonstiges Ergebnis	6	-34
Stand zum 31. Dezember 2021	16	34

in Mio €	Veränderung Sonstiges Ergebnis
	Cashflow Hedges
	Hedging-Reserve	Reserve für Hedging-Kosten	Eigene Anteile	Anteile der Gesellschafter der E.ON SE	Anteile ohne beherrschenden Einfluss (vor der Umgliederung)	Umgliederung im Zusammenhang mit IAS 32
Stand zum 1. Januar 2021	-1.749	-60	-1.126	4.925	5.696	-1.566
Veränderung Konsolidierungskreis	-12			699	81
Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile			32	17
Dividenden				-1.225	-339
Anteilserhöhung/-minderung				93	394
Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit IAS 32						779
Gesamtergebnis	725	43		7.544	791
Konzernüberschuss/-fehlbetrag				4.691	614
Sonstiges Ergebnis Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen	725	43		2.853	177
				2.324	202
Veränderung kumuliertes Sonstiges Ergebnis	725	43		529	-25
Stand zum 31. Dezember 2021	-1.036	-17	-1.094	12.053	6.623	-787

in Mio €	Anteile ohne beherrschenden Einfluss	Summe
Stand zum 1. Januar 2021	4.130	9.055
Veränderung Konsolidierungskreis	81	780
Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile		17
Dividenden	-339	-1.564
Anteilserhöhung/-minderung	394	487
Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit IAS 32	779	779
Gesamtergebnis	791	8.335
Konzernüberschuss/-fehlbetrag	614	5.305
Sonstiges Ergebnis	177	3.030
Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen	202	2.526
Veränderung kumuliertes Sonstiges Ergebnis	-25	504
Stand zum 31. Dezember 2021	5.836	17.889

in Mio €				Veränderung Sonstiges Ergebnis
				Währungsumrechnungsdifferenz
	Gezeichnetes Kapital	Kapitalrücklage	Gewinnrücklagen	Hedging-Reserve/ Sonstiges
Stand zum 31. Dezember 2021	2.641	13.353	1.228	-3.072
Anpassung IAS 29	0	0	-381	612
Stand zum 1. Januar 2022	2.641	13.353	847	-2.460
Veränderung Konsolidierungskreis			39
Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile		-15
Dividenden			-1.278
Anteilserhöhung/-minderung			40
Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit IAS 32
Gesamtergebnis			3.569	24
Konzernüberschuss/-fehlbetrag			1.831
Sonstiges Ergebnis Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen			1.738	24
			1.738
Veränderung kumuliertes Sonstiges Ergebnis				24
Stand zum 31. Dezember 2022	2.641	13.338	3.217	-2.436

in Mio €	Veränderung Sonstiges Ergebnis
	Währungsumrechnungsdifferenz
	Reserve für Hedging-Kosten	Marktbewertung Finanzinstrumente
Stand zum 31. Dezember 2021	16	34
Anpassung IAS 29	0	0
Stand zum 1. Januar 2022	16	34
Veränderung Konsolidierungskreis
Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile
Dividenden
Anteilserhöhung/-minderung
Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit IAS 32
Gesamtergebnis	-18	-94
Konzernüberschuss/-fehlbetrag
Sonstiges Ergebnis Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen	-18	-94

Veränderung kumuliertes Sonstiges Ergebnis	-18	-94
Stand zum 31. Dezember 2022	-2	-60

in Mio €	Veränderung Sonstiges Ergebnis
	Cashflow Hedges
	Hedging-Reserve	Reserve für Hedging-Kosten	Eigene Anteile	Anteile der Gesellschafter der E.ON SE	Anteile ohne beherrschenden Einfluss (vor der Umgliederung)	Umgliederung im Zusammenhang mit IAS 32
Stand zum 31. Dezember 2021	-1.036	-17	-1.094	12.053	6.623	-787
Anpassung IAS 29	0	0	0	231	0	0
Stand zum 1. Januar 2022	-1.036	-17	-1.094	12.284	6.623	-787
Veränderung Konsolidierungskreis				39	-5
Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile			27	12
Dividenden				-1.278	-320
Anteilserhöhung/-minderung				40	-68
Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit IAS 32						-301
Gesamtergebnis	1.336	9		4.826	801
Konzernüberschuss/-fehlbetrag				1.831	411
Sonstiges Ergebnis	1.336	9		2.995	390
Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen				1.738	436
Veränderung kumuliertes Sonstiges Ergebnis	1.336	9		1.257	-46
Stand zum 31. Dezember 2022	300	-8	-1.067	15.923	7.032	-1.088

in Mio €	Anteile ohne beherrschenden Einfluss	Summe
Stand zum 31. Dezember 2021	5.836	17.889
Anpassung IAS 29	0	231
Stand zum 1. Januar 2022	5.836	18.120
Veränderung Konsolidierungskreis	-5	34
Zurückgekaufte/verkaufte eigene Anteile		12
Dividenden	-320	-1.598
Anteilserhöhung/-minderung	-68	-28
Saldo Zu-/Abgänge aus der Umgliederung im Zusammenhang mit IAS 32	-301	-301
Gesamtergebnis	801	5.627
Konzernüberschuss/-fehlbetrag	411	2.242
Sonstiges Ergebnis	390	3.385
Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen	436	2.174
Veränderung kumuliertes Sonstiges Ergebnis	-46	1.211
Stand zum 31. Dezember 2022	5.944	21.867

Anhang

(1) Zusammenfassung der wesentlichen Grundsätze der Rechnungslegung

Allgemeine Grundsätze

Der Konzernabschluss der E.ON SE, Brüsseler Platz 1, 45131 Essen, Deutschland (Amtsgericht Essen HRB 28196), wird in Anwendung von § 315e Abs. 1 HGB unter Beachtung der International Financial Reporting Standards (IFRS) und der Interpretationen des IFRS Interpretations Committee (IFRIC) aufgestellt, die bis zum Ende der Berichtsperiode von der Europäischen Kommission für die Anwendung in der EU übernommen wurden und zum 31. Dezember 2022 verpflichtend anzuwenden waren. Der Vorstand der E.ON SE hat den Konzernabschluss zum 31. Dezember 2022 am 6. März 2023 zur Veröffentlichung freigegeben.

Grundlagen

Die Aufstellung des Konzernabschlusses für den E.ON-Konzern (E.ON oder Konzern) erfolgt grundsätzlich auf Basis der fortgeführten Anschaffungskosten, eingeschränkt durch die erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert (Fair Value) bewerteten finanziellen Vermögenswerte (Fair Value through OCI, FVOCI) sowie die erfolgswirksam zum Fair Value bewerteten finanziellen Vermögenswerte (Fair Value through P&L, FVPL) und finanziellen Verbindlichkeiten (inklusive derivativer Finanzinstrumente).

Der Konzernabschluss wurde in Euro aufgestellt. Soweit nicht anders vermerkt, sind alle Beträge in Millionen Euro (Mio €) ausgewiesen. Aus rechentechnischen Gründen können Rundungsdifferenzen auftreten. Der vorliegende Abschluss bezieht sich auf das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2022. Die Konzernbilanz wird im Einklang mit IAS 1 "Darstellung des Abschlusses" (IAS 1) nach Fristigkeit aufgestellt. Dabei werden Vermögenswerte, die innerhalb von zwölf Monaten nach dem Bilanzstichtag realisiert werden, sowie Verbindlichkeiten, die innerhalb eines Jahres nach dem Bilanzstichtag fällig werden, grundsätzlich als kurzfristig ausgewiesen. Die Gliederung der Gewinn- und Verlustrechnung erfolgt nach dem auch für interne Zwecke Anwendung findenden Gesamtkostenverfahren.

Konsolidierungsgrundsätze

In den Konzernabschluss werden die Abschlüsse der E.ON SE und der von ihr beherrschten Unternehmen (Tochterunternehmen) einbezogen. Beherrschung liegt vor, wenn der Konzern eine Risikobelastung durch oder Anrechte auf schwankende Renditen aus seinem Engagement bei dem Beteiligungsunternehmen hat und er seine Verfügungsgewalt über das Beteiligungsunternehmen auch dazu einsetzen kann, diese Renditen zu beeinflussen. Im Allgemeinen wird davon ausgegangen, dass der Besitz einer Mehrheit der Stimmrechte zur Beherrschung führt. Soweit sich Beherrschung nicht an Stimmrechtsmehrheiten manifestiert, sondern aufgrund vertraglicher Vereinbarungen oder anderer Rechtsbeziehungen besteht, liegen strukturierte Unternehmen vor.

Die Ergebnisse der im Laufe des Jahres erworbenen oder veräußerten Tochterunternehmen werden vom Erwerbszeitpunkt an beziehungsweise bis zu ihrem Abgangszeitpunkt in die Konzern-Gewinn- und Verlustrechnung einbezogen.

Führt die Ausgabe von Anteilen von Tochterunternehmen oder assoziierten Unternehmen an Konzernfremde zu einer Reduzierung des prozentualen Anteilsbesitzes von E.ON an diesen Beteiligungen (Verwässerung) und dadurch zu einem Verlust des beherrschenden, gemeinschaftlichen beziehungsweise des maßgeblichen Einflusses, so werden Gewinne und Verluste aus diesen Verwässerungstransaktionen erfolgswirksam unter den sonstigen betrieblichen Erträgen beziehungsweise Aufwendungen erfasst.

Sofern erforderlich, werden die Jahresabschlüsse der Tochterunternehmen angepasst, um ihre Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden an die im Konzern angewandten Methoden anzugleichen. Konzerninterne Forderungen, Schulden und Zwischenergebnisse werden im Rahmen der Konsolidierung eliminiert.

Assoziierte Unternehmen

Ein assoziiertes Unternehmen ist ein Beteiligungsunternehmen, auf dessen finanz- und geschäftspolitische Entscheidungen E.ON maßgeblich Einfluss nehmen kann und das nicht durch E.ON beziehungsweise gemeinschaftlich mit E.ON beherrscht wird. Maßgeblicher Einfluss wird grundsätzlich angenommen, wenn E.ON direkt oder indirekt ein Stimmrechtsanteil von mindestens 20, aber nicht mehr als 50 Prozent zusteht. Anteile an assoziierten Unternehmen werden nach der Equity-Methode bilanziert.

Im Rahmen der Anwendung der Equity-Methode werden die Anschaffungskosten der Beteiligung mit dem auf E.ON entfallenden Anteil der Reinvermögensänderung fortentwickelt. Anteilige Verluste, die den Wert des Beteiligungsanteils des Konzerns an einem assoziierten Unternehmen, gegebenenfalls unter Berücksichtigung zuzurechnender langfristiger Ausleihungen, übersteigen, werden grundsätzlich nicht erfasst. Ein Unterschiedsbetrag zwischen den Anschaffungskosten der Beteiligung und ihrem anteiligen neu bewerteten Reinvermögen wird im Konzernabschluss als Teil des Buchwerts berücksichtigt.

Unrealisierte Zwischenergebnisse aus Transaktionen mit assoziierten Unternehmen, die nach der Equity-Methode bewertet sind, werden im Rahmen der Konsolidierung anteilig eliminiert, soweit die zugrunde liegenden Sachverhalte wesentlich sind.

Im Rahmen der Werthaltigkeitsprüfung (Impairment-Test) wird der Buchwert eines nach der Equity-Methode bewerteten Unternehmens mit dessen erzielbarem Betrag verglichen. Falls der Buchwert den erzielbaren Betrag übersteigt, ist eine Wertminderung (Impairment) in Höhe des Differenzbetrags vorzunehmen. Sofern die Gründe für eine zuvor erfasste Wertminderung entfallen sind, erfolgt eine entsprechende erfolgswirksame Zuschreibung.

Joint Ventures

Gemeinschaftlich geführte Unternehmen (Joint Ventures) werden ebenfalls nach der Equity-Methode bilanziert. Unrealisierte Zwischenergebnisse aus Transaktionen mit Joint Ventures werden im Rahmen der Konsolidierung anteilig eliminiert, soweit die zugrunde liegenden Sachverhalte wesentlich sind.

Joint Operations

Eine gemeinschaftliche Tätigkeit (Joint Operation) liegt vor, wenn E.ON und die anderen Investoren diese Tätigkeit gemeinschaftlich beherrschen, aber anders als im Falle eines Joint Ventures keinen Anspruch auf die Reinvermögensänderung aus der Tätigkeit besitzen, sondern vielmehr unmittelbare Rechte an einzelnen Vermögenswerten beziehungsweise unmittelbare Pflichten in Bezug auf einzelne Schulden im Zusammenhang mit der Tätigkeit haben. Eine gemeinschaftliche Tätigkeit führt zu einer anteiligen Einbeziehung der Vermögenswerte und Schulden sowie der Erlöse und Aufwendungen entsprechend den E.ON zustehenden Rechten und Pflichten.

Unternehmenszusammenschlüsse

Die Bilanzierung von Unternehmenszusammenschlüssen erfolgt nach der Erwerbsmethode, bei der der Kaufpreis dem neu bewerteten anteiligen Netto-Reinvermögen des erworbenen Unternehmens gegenübergestellt wird. Die Fair-Value-Bestimmung erfolgt zum Beispiel bei marktgängigen Wertpapieren oder Commodities durch Heranziehung veröffentlichter Börsen- oder Marktpreise zum Erwerbszeitpunkt sowie bei Grundstücken, Gebäuden und größeren technischen Anlagen in der Regel anhand unternehmensextern vorgenommener Bewertungsgutachten. Kann auf Börsen- oder Marktpreise nicht zurückgegriffen werden, werden die Fair Values aus Marktpreisen für vergleichbare Vermögenswerte beziehungsweise vergleichbare Transaktionen abgeleitet. Sind auch diese Werte nicht beobachtbar, erfolgt die Ermittlung der Fair Values anhand geeigneter Bewertungsverfahren. E.ON bestimmt in diesen Fällen den Fair Value mittels der Discounted-Cashflow-Methode auf Basis der erwarteten künftigen Cashflows und der gewichteten Kapitalkosten.

Die Bewertung der nicht beherrschenden Anteile erfolgt entweder zu Anschaffungskosten (Partial-Goodwill-Methode) oder zum Fair Value (Full-Goodwill-Methode). Das gegebene Wahlrecht kann einzelfallweise ausgeübt werden. Im E.ON-Konzern wird grundsätzlich die Partial-Goodwill-Methode angewandt.

Immaterielle Vermögenswerte sind separat anzusetzen, wenn sie eindeutig abgrenzbar sind oder ihr Ansatz auf einem vertraglichen oder anderen Recht basiert. Rückstellungen für Restrukturierungsmaßnahmen dürfen im Rahmen der Kaufpreisverteilung nicht neu gebildet werden. Ist der gezahlte Kaufpreis höher als das neu bewertete anteilige Netto-Reinvermögen zum Erwerbszeitpunkt, wird der positive Differenzbetrag als Goodwill aktiviert. Ein auf nicht beherrschende Anteile entfallender positiver Unterschiedsbetrag wird grundsätzlich nicht angesetzt. Ein negativer Differenzbetrag wird erfolgswirksam erfasst.

Währungsumrechnung

Transaktionen der Gesellschaft, die in einer Fremdwährung erfolgen, werden mit dem Wechselkurs zum Zeitpunkt des Zugangs umgerechnet. Monetäre Posten in Fremdwährung werden zu jedem Bilanzstichtag mit dem Stichtagskurs umgerechnet; dabei entstehende Umrechnungsdifferenzen werden erfolgswirksam erfasst und in den sonstigen betrieblichen Erträgen beziehungsweise sonstigen betrieblichen Aufwendungen ausgewiesen. Ergebnisse aus der Umrechnung von originären Finanzinstrumenten, die zur Währungsabsicherung der Netto-Aktiva von Fremdwährungsbeteiligungen eingesetzt sind, werden erfolgsneutral innerhalb des Eigenkapitals als Bestandteil des Other Comprehensive Income erfasst. Der ineffektive Anteil der Absicherung wird sofort erfolgswirksam erfasst.

Die funktionale Währung der E.ON SE sowie die Berichtswährung des Konzerns ist der Euro. Die Vermögenswerte und Schulden der Konzernunternehmen, deren funktionale Währung nicht der Euro ist, werden von der jeweiligen Landeswährung in Euro mit den am Abschlussstichtag geltenden Mittelkursen umgerechnet. Die Gewinn- und Verlustrechnungen der ausländischen Konzernunternehmen, deren funktionale Währung nicht der Euro ist, werden zu Jahresdurchschnittskursen umgerechnet. Die Differenzen, die durch die Anwendung beider Kurse entstehen, werden erfolgsneutral erfasst.

Die Wechselkurse wesentlicher Währungen von Ländern, die nicht an der Europäischen Währungsunion teilnehmen, haben sich wie folgt entwickelt:

Währungen

	ISO-Code	1 €, Mittelkurs zum Stichtag		1 €, Jahresdurchschnittskurs
		2022	2021	2022	2021
Britisches Pfund	GBP	0,89	0,84	0,85	0,86
Dänische Krone	DKK	7,44	7,44	7,44	7,44
Norwegische Krone	NOK	10,51	9,99	10,10	10,16
Polnischer Złoty	PLN	4,68	4,60	4,69	4,57
Rumänischer Leu	RON	4,95	4,95	4,93	4,92
Schwedische Krone	SEK	11,12	10,25	10,63	10,15
Tschechische Krone	CZK	24,12	24,86	24,57	25,64
Türkische Lira	TRY	19,96	15,23	17,41	10,51
Ungarischer Forint	HUF	400,87	369,19	391,29	358,52
US-Dollar	USD	1,07	1,13	1,05	1,18

Sofern Länder als hochinflationär eingestuft werden, sind die dort aufgestellten Abschlüsse gemäß IAS 29 in der funktionalen Währung des Hochinflationslandes in der am Bilanzstichtag geltenden Maßeinheit auszudrücken, um so die aktuelle Kaufkraft widerzuspiegeln. Infolgedessen sind unter anderem nichtmonetäre Vermögenswerte und Schulden grundsätzlich anhand eines allgemeinen Preisindexes anzupassen und ein Gewinn oder Verlust aus der Nettoposition der monetären Posten zu berücksichtigen. Bezüglich weiterer Informationen zu der Anwendung von IAS 29 im Geschäftsjahr 2022 wird auf Textziffer 16 verwiesen.

Ertragsrealisierung

a) Umsatzerlöse

Die Umsatzerlöse resultieren überwiegend aus den Verkäufen von Strom und Gas an Endverbraucher, Industriekunden und gewerbliche Abnehmer sowie auf Großhandelsmärkten. Bei Verträgen, die keine festen Abnahmemengen vorsehen, besteht die Leistungsverpflichtung insbesondere in der jederzeitigen Bereitstellung und Abrufmöglichkeit von Energie. Ebenfalls unter die Umsatzerlöse fallen im Wesentlichen die Erlöse aus der Verteilung von Strom und Gas sowie aus Lieferungen von Dampf und Wärme. E.ON stellt ihren Kunden das Strom- und Gasverteilnetz zur Verfügung. Seit der Einführung von IFRS 15 ab dem 1. Januar 2018 beinhalten die Umsatzerlöse nicht mehr die Vergütungen zur Förderung Erneuerbarer Energien, da diese mit den entsprechenden Materialaufwendungen saldiert werden (Nettoausweis).

Die Realisierung der Umsatzerlöse erfolgt grundsätzlich, wenn E.ON durch Übertragung eines zugesagten Gutes oder einer zugesagten Dienstleistung auf einen Kunden ihre Leistungsverpflichtung erfüllt. Als übertragen gilt ein Vermögenswert dann, wenn der Kunde die Verfügungsgewalt über diesen Vermögenswert erlangt. Der überwiegende Teil der Umsätze im E.ON-Konzern wird über einen Zeitraum realisiert, da Kunden diese Dienstleistung nutzen, während sie erbracht wird. Bei all diesen Umsatzerlösen wird der Leistungsfortschritt anhand von outputbasierten Methoden ermittelt. Die Fortschrittsmessung erfolgt in der Regel linear unter Zuordnung variabler Entgelte auf bestimmte Leistungselemente. Die verwendeten Methoden spiegeln angemessen das Muster der Übertragung von Gütern auf die Kunden oder der Erbringung von Dienstleistungen für die Kunden wider. Die relativ betrachtet untergeordnete zeitpunktbezogene Umsatzrealisierung kommt vor allem im Bereich "Build & Sell", der Inbetriebsetzung von Strom- und Gasanschlüssen und bei sogenannten linearen Produkten vor, bei denen eine fixe Energiemenge für Gewerbekunden zu einem bestimmten Zeitpunkt bereitgestellt wird. Umsatz wird hier realisiert mit dem Übergang der Kontrolle auf den Kunden, sodass keine signifikanten Ermessensentscheidungen erforderlich werden.

Die Umsatzerlöse für Güter beziehungsweise Dienstleistungen bemessen sich nach den diesen Gütern beziehungsweise Dienstleistungen zugeordneten Transaktionspreisen. Sie spiegeln den Wert der gelieferten Einheiten einschließlich der geschätzten Werte für Einheiten zwischen der letzten Abrechnung und dem Periodenende wider. Bei Kunden im B2C-Bereich werden auf Basis von historischen Verbrauchsdaten unter Berücksichtigung aktueller Temperatureinflüsse in der Regel monatliche Abschlagszahlungen festgesetzt, und ein Spitzenausgleich erfolgt zum Ende des Abrechnungszeitraums. Im B2B-Bereich erfolgt eine individuelle Tarifkalkulation auf Basis eines Bottom-up-Ansatzes. Grundsätzlich liegt den Umsatzgeschäften bei E.ON keine wesentliche Finanzierungskomponente zugrunde. Das Zahlungsziel beträgt in der Regel durchschnittlich zwischen 10 und 30 Tagen, in Ausnahmefällen länger. Rückerstattungen an Kunden stellen eine Ausnahme dar und werden bei länger andauernder Entkopplung des Kunden von der Stromversorgung gewährt. Bargeldprämien beziehungsweise Bonuszahlungen an Kunden werden als Rückerstattungsverbindlichkeit bilanziert und als Verminderung der Umsatzerlöse gleichmäßig über die Vertragslaufzeit erfasst. In der Regel werden keine Gewährleistungen im Kerngeschäft eingeräumt. Lediglich im Bereich "Build & Sell" kann es hierzu kommen.

b) Zinserträge

Zinserträge werden zeitanteilig unter Anwendung der Effektivzinsmethode erfasst.

c) Dividendenerträge

Dividendenerträge werden zu dem Zeitpunkt erfasst, in dem das Recht auf den Empfang der Zahlung entsteht.

Strom- und Energiesteuern

Die Strom- beziehungsweise Energiesteuer entsteht bei Strom- und Erdgaslieferungen an Letztverbraucher und weist einen pro Kilowattstunde (kWh) fixen, nach Abnehmergruppen differenzierten Tarif auf. Die abzuführenden Strom- und Energiesteuern werden offen von den Umsatzerlösen abgesetzt, sofern die Strom- und Energiesteuer mit der Abnahme der Energie durch den Letztverbraucher entsteht.

Ergebnis je Aktie

Das Basis-Ergebnis (unverwässertes Ergebnis) je Aktie ergibt sich aus der Division des den Gesellschaftern des Mutterunternehmens zustehenden Konzernüberschusses durch die gewogene durchschnittliche Zahl der im Umlauf befindlichen Stammaktien. Die Ermittlung des verwässerten Ergebnisses je Aktie entspricht bei E.ON der Ermittlung des Basis-Ergebnisses je Aktie, da die E.ON SE keine potenziell verwässernden Stammaktien ausgegeben hat. Der Anstieg des gewichteten Durchschnitts der Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien resultiert im Wesentlichen aus der Ausgabe eigener Aktien der E.ON SE im Rahmen des freiwilligen Mitarbeiteraktienprogramms.

Goodwill und immaterielle Vermögenswerte

Goodwill

Der Goodwill unterliegt keiner planmäßigen Abschreibung, sondern wird mindestens jährlich einer Werthaltigkeitsprüfung auf der Betrachtungsebene zahlungsmittelgenerierender Einheiten (Cash Generating Units) unterzogen. Der Terminus "Cash Generating Unit" umfasst auch immer Gruppen von Cash Generating Units und wird vereinfacht als Cash Generating Unit bezeichnet. Darüber hinaus ist der Goodwill einzelner Cash Generating Units bei Eintritt besonderer Ereignisse, die zu einer Verringerung des erzielbaren Betrags der jeweiligen Cash Generating Unit führen können, auch anlassbezogen einer solchen Werthaltigkeitsprüfung zu unterziehen. Bei Eintritt besonderer Ereignisse, die dazu führen können, dass der Buchwert einer Cash Generating Unit nicht mehr durch den erzielbaren Betrag gedeckt ist, ist auch unterjährig ein Impairment-Test durchzuführen.

Die Zuordnung von neu entstandenem Goodwill erfolgt jeweils zu den Cash Generating Units, von denen erwartet wird, dass sie aus dem Unternehmenszusammenschluss Nutzen ziehen. Die Cash Generating Units, denen Goodwill zugeordnet ist, entsprechen bei E.ON grundsätzlich den operativen Segmenten. Wenn ein Goodwill nicht ohne Willkür einzelnen Cash Generating Units, sondern nur Gruppen von Cash Generating Units zugeordnet werden kann, so umfasst die niedrigste Ebene innerhalb der Einheit, auf der der Geschäfts- oder Firmenwert für interne Managementzwecke überwacht wird, mehrere Cash Generating Units, auf die sich der Geschäfts- oder Firmenwert zwar bezieht, denen er jedoch nicht einzeln zugeordnet werden kann. Die Goodwill-Impairment-Tests werden in Euro durchgeführt, wobei der zugrunde liegende Goodwill stets in funktionaler Währung geführt wird.

E.ON ermittelt zur Bestimmung des erzielbaren Betrags einer Cash Generating Unit zunächst den Fair Value (abzüglich Veräußerungskosten) mittels allgemein anerkannter Bewertungsverfahren. Basis hierfür ist die Mittelfristplanung der jeweiligen Cash Generating Unit. Die Bewertung erfolgt anhand von Discounted-Cashflow-Berechnungen, sofern nicht Markttransaktionen oder Bewertungen Dritter für ähnliche Vermögenswerte vorliegen, die in der Fair-Value-Hierarchie nach IFRS 13 übergeordnet sind. Bei Bedarf wird eine Berechnung des Nutzungswerts durchgeführt.

Falls der Buchwert den erzielbaren Betrag übersteigt, so ist auf den dieser Cash Generating Unit zugeordneten Goodwill eine Wertminderung in Höhe des Differenzbetrags zu erfassen.

Die jährliche Werthaltigkeitsprüfung des Goodwills auf Ebene der Cash Generating Units wird bei E.ON jeweils im vierten Quartal eines Geschäftsjahres durchgeführt.

Im Posten Abschreibungen erfasste Wertminderungen, die auf den Goodwill einer Cash Generating Unit vorgenommen werden, dürfen in späteren Perioden nicht rückgängig gemacht werden.

Immaterielle Vermögenswerte

Gemäß IAS 38 "Immaterielle Vermögenswerte" (IAS 38) werden immaterielle Vermögenswerte über ihre voraussichtliche Nutzungsdauer abgeschrieben, es sei denn, ihre Nutzungsdauer wird als unbestimmbar klassifiziert. Bei der Klassifizierung werden unter anderem Faktoren wie typische Produktlebenszyklen und rechtliche oder ähnliche Beschränkungen berücksichtigt.

Die selbst erstellten immateriellen Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer stehen im Zusammenhang mit Software und werden als Entwicklungsausgaben ausgewiesen. Immaterielle Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer werden grundsätzlich planmäßig linear über ihre jeweilige Nutzungsdauer abgeschrieben. Diese beträgt bei den Kundenbeziehungen und ähnlichen Werten grundsätzlich 2 bis 50 Jahre und bei den Konzessionen, gewerblichen Schutzrechten, Lizenzen und ähnlichen Rechten grundsätzlich 3 bis 50 Jahre, sofern nicht eine nutzungsabhängige Abschreibung einen sachgerechten Wertverzehr widerspiegelt. Zu letzterer Kategorie zählt auch Software. Die Nutzungsdauern und Abschreibungsmethoden unterliegen einer regelmäßigen Überprüfung. Immaterielle Vermögenswerte mit bestimmbarer Nutzungsdauer werden auf Wertminderungen überprüft, wenn Ereignisse oder veränderte Umstände vermuten lassen, dass eine Wertminderung eingetreten sein könnte.

Immaterielle Vermögenswerte mit einer unbestimmbaren Nutzungsdauer oder solche, deren Nutzung noch nicht begonnen hat, werden nicht planmäßig abgeschrieben. Es wird mindestens einmal jährlich und zusätzlich immer dann, wenn Anhaltspunkte für eine Wertminderung vorliegen, für den einzelnen Vermögenswert oder auf der Ebene der zahlungsmittelgenerierenden Einheit eine Werthaltigkeitsprüfung durchgeführt. Die Nutzungsdauer eines immateriellen Vermögenswerts mit unbegrenzter Nutzungsdauer wird einmal jährlich dahin gehend überprüft, ob die Einschätzung einer unbegrenzten Nutzungsdauer weiterhin gerechtfertigt ist.

Sowohl Vermögenswerte mit bestimmter als auch unbestimmter Nutzungsdauer sind im Wert gemindert, wenn der erzielbare Betrag - der höhere Wert aus beizulegendem Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten und Nutzungswert - niedriger ist als der Buchwert. Soweit die Gründe für zuvor im Posten Abschreibungen erfasste Wertminderungen entfallen sind, werden diese Vermögenswerte unter der Berücksichtigung planmäßiger Abschreibungen maximal bis auf den Wert zugeschrieben, der sich ergeben hätte, wenn in den früheren Perioden keine Wertminderungen erfasst worden wären.

Bezüglich weiterer Informationen zu Goodwill und immateriellen Vermögenswerten wird auf Textziffer 15 verwiesen.

Aufwendungen für Forschung und Entwicklung

Aufwendungen für Forschung sind nach IFRS sofort aufwandswirksam zu erfassen, wohingegen Aufwendungen, die in der Entwicklungsphase neuer Produkte, Dienstleistungen und Technologien anfallen, bei Vorliegen der allgemeinen Ansatzkriterien des IAS 38 als Vermögenswert anzusetzen sind. In den Geschäftsjahren 2021 und 2022 hat E.ON in diesem Zusammenhang Kosten für selbst erstellte Software beziehungsweise für sonstige Technologien aktiviert.

Sachanlagen

Sachanlagen werden mit ihren Anschaffungs- oder Herstellungskosten einschließlich aktivierungspflichtiger Stilllegungskosten bewertet und werden entsprechend der voraussichtlichen Nutzungsdauer der Komponenten grundsätzlich linear abgeschrieben, sofern nicht in Ausnahmefällen ein anderer Abschreibungsverlauf dem Nutzungsverlauf besser gerecht wird. Die Nutzungsdauern werden regelmäßig auf ihre Angemessenheit überprüft und die zugrunde liegenden Annahmen und Schätzungen, zum Beispiel im Hinblick auf technische, wirtschaftliche oder rechtliche Umstände, aktualisiert.

Die Nutzungsdauern der bedeutendsten Vermögenswertklassen werden für die wesentlichen Sachanlagen nachfolgend dargestellt:

Nutzungsdauern der Sachanlagen

Gebäude	5 bis 60 Jahre
Technische Anlagen und Maschinen	2 bis 80 Jahre
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	2 bis 30 Jahre

Sachanlagen werden auf Wertminderungen überprüft, wenn Ereignisse oder veränderte Umstände vermuten lassen, dass eine Wertminderung eingetreten sein könnte. In einem solchen Fall erfolgt die Werthaltigkeitsprüfung nach IAS 36 entsprechend den für immaterielle Vermögenswerte erläuterten Grundsätzen. Sind die Gründe für eine zuvor im Posten Abschreibungen erfasste Wertminderung entfallen, werden diese Vermögenswerte erfolgswirksam zugeschrieben, wobei diese Wertaufholung nicht den Buchwert übersteigen darf, der sich ergeben hätte, wenn in den früheren Perioden keine Wertminderung erfasst worden wäre.

Nachträgliche Anschaffungs- oder Herstellungskosten, zum Beispiel aufgrund von Erweiterungs- oder Ersatzinvestitionen, werden nur dann als Teil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten des Vermögenswerts oder - sofern einschlägig - als separater Vermögenswert erfasst, wenn es wahrscheinlich ist, dass dem Konzern daraus zukünftig wirtschaftlicher Nutzen zufließen wird und die Kosten des Vermögenswerts zuverlässig ermittelt werden können.

Aufwendungen für Reparaturen und Wartungen, die keine wesentliche Ersatzinvestition darstellen, werden in dem Geschäftsjahr aufwandswirksam in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst, in dem sie angefallen sind.

Fremdkapitalkosten

Fremdkapitalkosten, die im Zusammenhang mit dem Erwerb oder der Herstellung sogenannter qualifizierter Vermögenswerte vom Zeitpunkt der Anschaffung beziehungsweise ab Beginn der Herstellung bis zur Inbetriebnahme entstehen, werden aktiviert und anschließend mit dem betreffenden Vermögenswert abgeschrieben. Bei einer spezifischen Fremdfinanzierung werden die jeweiligen Fremdkapitalkosten, die in der Periode für diese Finanzierung entstanden sind, berücksichtigt. Bei nicht spezifischer Finanzierung wurde ein konzerneinheitlicher Fremdfinanzierungszinssatz von 2,59 Prozent für 2022 (2021: 2,79 Prozent) zugrunde gelegt. Andere Fremdkapitalkosten werden aufwandswirksam erfasst.

Zuwendungen der öffentlichen Hand

Der Konzern erhält Zuwendungen für Vermögenswerte und erfolgsbezogene Zuwendungen.

Investitionszulagen oder -zuschüsse der öffentlichen Hand mindern nicht die Anschaffungs- oder Herstellungskosten der entsprechenden Vermögenswerte, sondern werden grundsätzlich passivisch abgegrenzt. Sie werden auf linearer Basis über die erwartete Nutzungsdauer der zugehörigen Vermögenswerte erfolgswirksam im sonstigen betrieblichen Ertrag aufgelöst.

Erfolgsbezogene Zuwendungen werden ebenfalls grundsätzlich passivisch in der Bilanz abgegrenzt. Der Passivposten wird planmäßig über den Zeitraum aufgelöst, in dem die entsprechenden Ertragswirkungen, die die Zuwendungen der öffentlichen Hand kompensieren sollen, anfallen. Der Ausweis der Zuwendungen erfolgt analog dem Ausweis der bezuschussten Sachverhalte.

Zuwendungen der öffentlichen Hand werden zum Fair Value erfasst, wenn der Konzern die notwendigen Voraussetzungen für den Erhalt der Zuwendung erfüllt und mit großer Sicherheit davon auszugehen ist, dass die öffentliche Hand die Zuwendung gewähren wird.

Leasing

Leasingvereinbarungen werden im Einklang mit IFRS 16 "Leasingverhältnisse" (IFRS 16) bilanziert. Ein Leasingverhältnis liegt vor, wenn ein Vertrag zur Nutzung eines identifizierten Vermögenswerts gegen Zahlung eines Entgelts für einen bestimmten Zeitraum berechtigt. In bestimmten Fällen werden auch Verträge, die formell nicht als Miet- oder Pachtvertrag abgeschlossen werden (zum Beispiel physische Energiebezugsverträge), daraufhin überprüft, ob sie einen Lease gemäß IFRS 16 enthalten. E.ON schließt Verträge sowohl als Leasingnehmer als auch als Leasinggeber ab.

E.ON als Leasingnehmer

Transaktionen, bei denen E.ON Leasingnehmer ist, werden nach dem sogenannten Nutzungsrechtsmodell ("right-of-use model") bilanziert. Für Leasingverhältnisse von geringem Wert sowie bei Leasingvereinbarungen mit einer Laufzeit von weniger als zwölf Monaten (kurzfristige Leasingverhältnisse) wird die Anwendungserleichterung des IFRS 16.5 in Anspruch genommen. Entsprechend entfällt ein Ansatz von Nutzungsrecht und Leasingverbindlichkeit, stattdessen werden die Zahlungen linear als Aufwand in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst. Die Darstellung konzerninterner Leasingverhältnisse in der Segmentberichterstattung erfolgt im Einklang mit der internen Steuerung als laufender Aufwand.

Eine Leasingverbindlichkeit wird in Höhe des Barwerts der bestehenden Zahlungsverpflichtung passiviert. Sieht eine Vereinbarung Zahlungen für Leasingkomponenten und Nicht-Leasingkomponenten vor, wird mit Ausnahme von Immobilienleasingverhältnissen in Anwendung des Wahlrechts gemäß IFRS 16.15 auf eine Trennung verzichtet; die Bewertung der Leasingverbindlichkeit berücksichtigt die Summe der Zahlungen. Für die Barwertbestimmung erfolgt eine Abzinsung mit einem risiko- und laufzeitäquivalenten Grenzfremdkapitalzinssatz, wenn die Bestimmung des impliziten Zinssatzes nicht möglich ist. Die Verbindlichkeit wird in den Folgeperioden nach der Effektivzinsmethode fortentwickelt. Korrespondierend zur Leasingverbindlichkeit wird ein Nutzungsrecht in Höhe des Barwerts der Leasingzahlungen angesetzt. Der Zugangswert des Nutzungsrechts erhöht sich zudem um anfängliche direkte Kosten und erwartete Kosten für Rückbauverpflichtungen;

Vorauszahlungen erhöhen und erhaltene Leasinganreize reduzieren den Zugangswert. In der Folge wird das Nutzungsrecht zu fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert. Eine Abschreibung erfolgt linear über den kürzeren Zeitraum von Leasinglaufzeit und wirtschaftlicher Nutzungsdauer des identifizierten Vermögenswerts. Wenn Ereignisse oder veränderte Umstände eine Wertminderung vermuten lassen, erfolgt eine Werthaltigkeitsprüfung nach IAS 36.

Beim Abschluss von Leasingvereinbarungen sichert E.ON die betriebliche Flexibilität über Verlängerungs- und Kündigungsoptionen ab. Im Rahmen der Bestimmung der Leasinglaufzeit werden sämtliche Tatsachen und Umstände berücksichtigt, die einen wirtschaftlichen Anreiz zur Ausübung von bestehenden Optionen bieten. Die unterstellte Laufzeit umfasst daher auch Perioden, die von Verlängerungsoptionen abgedeckt sind, wenn mit einer hinreichenden Sicherheit von einer Ausübung ausgegangen wird.

E.ON als Leasinggeber

Leasingtransaktionen, bei denen E.ON Leasinggeber ist, werden in Abhängigkeit von der Verteilung der Chancen und Risiken als Operating- oder Finance-Leasingverhältnis klassifiziert. Bei einer Klassifizierung als Operating-Leasingverhältnis bilanziert E.ON den identifizierten Vermögenswert und erfasst die Leasingzahlungen grundsätzlich linear über die Laufzeit des Leasingverhältnisses als sonstigen betrieblichen Ertrag. Für Finance-Leasingverhältnisse wird der identifizierte Vermögenswert ausgebucht und eine Forderung in Höhe des Nettoinvestitionswerts angesetzt.

Zahlungen des Leasingnehmers werden als Tilgungsleistung

beziehungsweise Zinsertrag behandelt. Die Erträge werden über die Laufzeit des Leasingverhältnisses nach der Effektivzinsmethode erfasst. Bei der Klassifizierung von Unterleasingvereinbarungen ("subleases") wird auf das Nutzungsrecht aus dem Hauptleasingverhältnis abgestellt.

Finanzinstrumente

Originäre Finanzinstrumente

Originäre Finanzinstrumente werden in Übereinstimmung mit IFRS 9 "Finanzinstrumente" (IFRS 9) bewertet. Sie werden bei Zugang zum Fair Value am Erfüllungstag unter Berücksichtigung der Transaktionskosten bilanziert, sofern sie nicht als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanziert werden.

Die Klassifizierung der finanziellen Vermögenswerte in zu fortgeführten Anschaffungskosten (Amortized Cost, AmC), erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert (Fair Value through OCI, FVOCI) und erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bilanzierte finanzielle Vermögenswerte (Fair Value through P&L, FVPL) erfolgt auf Grundlage des Geschäftsmodells sowie der Eigenschaften der Zahlungsströme.

Wird ein finanzieller Vermögenswert mit dem Ziel der Vereinnahmung vertraglicher Zahlungsströme gehalten und stellen die Zahlungsströme des finanziellen Vermögenswerts ausschließlich Zins- und Tilgungszahlungen dar, erfolgt eine Bewertung zu fortgeführten Anschaffungskosten (AmC).

Eine erfolgsneutrale Bewertung zum beizulegenden Zeitwert (FVOCI) ist vorzunehmen, wenn ein finanzieller Vermögenswert sowohl der Vereinnahmung vertraglicher Zahlungsströme als auch zu Verkaufszwecken dient und die Zahlungsströme des finanziellen Vermögenswerts ausschließlich Zins- und Tilgungszahlungen darstellen.

Unrealisierte Gewinne und Verluste aus erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bilanzierten finanziellen Vermögenswerten werden nach Abzug von latenten Steuern bis zur Realisierung als Eigenkapitalbestandteil (Other Comprehensive Income) ausgewiesen. Realisierte Gewinne und Verluste werden auf Basis von einzelnen Transaktionen ermittelt.

Fremdkapitalinstrumente, die weder der ausschließlichen Vereinnahmung vertraglicher Zahlungsströme noch der kombinierten Generierung von vertraglichen Zahlungsströmen und Verkaufserlösen dienen oder deren Zahlungsströme nicht ausschließlich Zins- und Tilgungszahlungen darstellen, werden erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert bewertet (FVPL). E.ON übt für Eigenkapitalinstrumente, die nicht zu Handelszwecken gehalten werden, die Fair-Value-Option aus (FVPL).

Wertminderungen finanzieller Vermögenswerte werden sowohl für bereits eingetretene Verluste als auch für zukünftig zu erwartende Kreditausfälle erfasst. Der im Rahmen der Ermittlung erwarteter Kreditverluste berechnete Wertminderungsbetrag ist erfolgswirksam zu erfassen.

Grundsätzlich erfolgt die Ermittlung des zukünftig zu erwartenden Kreditausfalls durch Multiplikation der Ausfallwahrscheinlichkeit (Probability of Default) mit dem Buchwert des finanziellen Vermögenswerts (Exposure at Default) und der erwarteten Schadenquote (Loss Given Default). Zur Behandlung von Wertminderungen gemäß IFRS 9 wird auf Textziffer 32 erwiesen.

Originäre finanzielle Verbindlichkeiten (einschließlich der Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen) im Anwendungsbereich des IFRS 9 werden zu fortgeführten Anschaffungskosten (Amortized Cost) unter Anwendung der Effektivzinsmethode bewertet. Die Erstbewertung erfolgt zum Fair Value unter Einbeziehung von Transaktionskosten. In der Folgebewertung wird der Restbuchwert um die bis zur Fälligkeit verbleibenden Agio-Zuschreibungen und Disagio-Abschreibungen angepasst. Das Agio beziehungsweise Disagio wird über die Laufzeit im Finanzergebnis erfasst.

Derivative Finanzinstrumente und Sicherungsgeschäfte

Derivative Finanzinstrumente und trennungspflichtige eingebettete derivative Finanzinstrumente werden bei erstmaliger Bilanzierung zum Fair Value am Handelstag bewertet. Sie sind gemäß IFRS 9 als erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert (FVPL) zu kategorisieren, soweit sie nicht Bestandteil einer Sicherungsbeziehung (Hedge Accounting) sind. Gewinne und Verluste aus Fair-Value-Schwankungen werden sofort erfolgswirksam erfasst.

Im Wesentlichen werden Termingeschäfte und Zins-/ Währungsswaps im Devisenbereich sowie Zinsswaps im Zinsbereich eingesetzt. Die eingesetzten Instrumente im Commodity-Bereich umfassen im Wesentlichen sowohl physisch als auch durch Zahlung zu erfüllende strom- und gasbezogene Optionen und Termingeschäfte.

Im Rahmen der Fair-Value-Bewertung nach IFRS 13 wird für derivative Finanzinstrumente auch das Kontrahentenausfallrisiko berücksichtigt. Dieses Risiko ermittelt E.ON auf Basis einer Portfoliobewertung in einem bilateralen Ansatz sowohl für das eigene Kreditrisiko (Debt Value Adjustment) als auch für das Risiko der entsprechenden Gegenpartei (Credit Value Adjustment). Die Zuordnung der ermittelten Kontrahentenausfallrisiken für die einzelnen Finanzinstrumente erfolgt nach der relativen Fair-Value-Methode auf Nettobasis.

Einen Teil dieser Derivate hat E.ON im Rahmen einer Sicherungsbeziehung designiert. Die Anforderungen gemäß IFRS 9 an das Hedge Accounting umfassen insbesondere die Zulässigkeit der Sicherungsinstrumente und der Grundgeschäfte, die formale Designation und Dokumentation der Sicherungsbeziehung zwischen Grund- und Sicherungsgeschäft, die Sicherungsstrategie sowie die Erfüllung der Effektivitätsanforderungen. Die designierten Grundgeschäfte und Sicherungsinstrumente unterliegen demselben Risiko. Durch diese wirtschaftliche Beziehung ist der betragsmäßige Ausgleich und somit die Effektivität der Sicherungsbeziehungen grundsätzlich gegeben. Die Hedge Ratio der Sicherungen liegt bei 1 : 1. Ineffektivitäten ergeben sich nur, wenn die wertbestimmenden Parameter von Grundgeschäft und Sicherungsinstrument voneinander abweichen oder bei einer nachträglichen Designation des Sicherungsinstruments. Bei der Beurteilung der zu buchenden Ineffektivität werden sämtliche Bestandteile der Fair-Value-Veränderungen von Derivaten berücksichtigt.

Im Rahmen von Fair-Value Hedge Accounting wird neben der Fair-Value-Veränderung des Derivats auch die gegenläufige Fair-Value-Veränderung des Grundgeschäfts, soweit sie auf das gesicherte Risiko entfällt, erfolgswirksam erfasst.

Wird ein derivatives Finanzinstrument nach IFRS 9 als Sicherungsgeschäft in einem Cashflow Hedge eingesetzt, wird der effektive Teil der Fair-Value-Veränderung des Sicherungsinstruments im Eigenkapital als Bestandteil des Other Comprehensive Income ausgewiesen. Im Einklang mit den Vorschriften des IFRS 9 wird bei Fremdwährungsderivaten der Währungsbasisspread (Hedging-Kosten) von dem designierten Sicherungsinstrument getrennt und als ausgeschlossene Komponente im kumulierten Other Comprehensive Income in der Reserve für Hedging-Kosten als Bestandteil des Eigenkapitals separat ausgewiesen.

Eine Umbuchung in die Gewinn- und Verlustrechnung wird in der Periode vorgenommen, in der die Cashflows des Grundgeschäfts erfolgswirksam werden. Entfällt das gesicherte Grundgeschäft, wird das Sicherungsergebnis sofort erfolgswirksam reklassifiziert. Der ineffektive Anteil der Fair-Value-Veränderung eines Sicherungsgeschäfts, für das ein Cashflow Hedge gebildet wurde, wird sofort im erforderlichen Umfang erfolgswirksam erfasst.

Zur Sicherung von Währungsrisiken der Netto-Aktiva einer ausländischen Beteiligung (Hedge of a Net Investment) werden sowohl derivative als auch nicht derivative Finanzinstrumente eingesetzt. Die Effekte aus Fair-Value-Veränderungen beziehungsweise aus der Stichtagsumrechnung dieser Instrumente werden im Eigenkapital als Bestandteil des Other Comprehensive Income unter dem Posten Differenz aus der Währungsumrechnung erfasst.

E.ON wendet derzeit sowohl Sicherungen im Rahmen von Cashflow Hedges als auch von Hedges of a Net Investment an.

Fair-Value-Änderungen, die erfolgswirksam erfasst werden, werden in den sonstigen betrieblichen Erträgen und Aufwendungen ausgewiesen. Ergebnisse aus Zinsderivaten werden im Zinsergebnis ausgewiesen.

Unrealisierte Gewinne und Verluste, die sich bei der Zugangsbewertung eines Derivats bei Vertragsabschluss ergeben, werden nicht erfolgswirksam erfasst. Diese Gewinne und Verluste werden abgegrenzt und systematisch über die Laufzeit des Derivats erfolgswirksam aufgelöst. Eine Ausnahme von der erfolgsneutralen Abgrenzung besteht, sofern die Zugangsbewertung durch Marktpreise in einem aktiven Markt gestützt, durch einen Vergleich mit anderen beobachtbaren zeitnahen Transaktionen verifiziert oder durch eine Bewertungstechnik, die nur auf beobachtbaren Marktdaten beruht, ermittelt wurde. In diesem Fall wird das Ergebnis der Zugangsbewertung erfolgswirksam erfasst.

Verträge (insbesondere Absatz- und Beschaffungsverträge von Strom und Gas), die für Zwecke des Empfangs oder der Lieferung nichtfinanzieller Posten gemäß dem erwarteten Einkaufs-, Verkaufs- oder Nutzungsbedarf von E.ON abgeschlossen und in diesem Sinne gehalten werden, werden grundsätzlich als Eigenverbrauchsverträge eingestuft.

Sie werden nicht als derivative Finanzinstrumente erfolgswirksam zum beizulegenden Zeitwert (FVPL) gemäß IFRS 9, sondern als schwebende Geschäfte gemäß den Regelungen des IAS 37 bilanziert. Verträge, die eine Nettoabwicklung vorsehen, ebenso wie Rückverkäufe von künftig zu liefernden Mengen, stehen in der Regel einer Klassifizierung als Eigenverbrauchsvertrag entgegen. Auf Basis von zukunftsgerichteten Prognosen der Liefermengen, die durch die Kundenstruktur und das Portfoliomanagement spezifiziert werden, werden Verträge mit physischer Erfüllung bei Abschluss als Derivate bilanziert, für die eine Erfüllung im Rahmen der gewöhnlichen Lieferung nicht sichergestellt werden kann. Dieser so aufgebaute "Sicherheitspuffer" wird einer regelmäßigen Überprüfung unterzogen und falls erforderlich angepasst.

Eingebettete Derivate in Eigenverbrauchsverträgen sind vom Basisvertrag zu trennen und gemäß IFRS 9 als Derivat zu bilanzieren, wenn die wirtschaftlichen Merkmale und Risiken dieser Derivate nicht eng mit denen des Basisvertrags verbunden sind. Eine Beurteilung, ob ein trennungspflichtiges Derivat vorliegt, erfolgt bei Vertragsabschluss. Eine Neubeurteilung ist bei einer signifikanten Veränderung der Vertragsbedingungen oder im Rahmen von Unternehmenszusammenschlüssen vorzunehmen.

Verträge zum Kauf oder Verkauf nichtfinanzieller Posten, die nach IFRS 9 nicht als Eigenverbrauchsverträge eingestuft werden und als Derivat zu bilanzieren sind (sogenannte "Failed-Own-Use"-Verträge), sind in Höhe des zum Zeitpunkt der physischen Erfüllung geltenden Marktpreises zu realisieren beziehungsweise in der Bilanz anzusetzen. Zusätzlich wird ein Ergebnis aus Commodity-Derivaten, das sich aus der Differenz zwischen dem Vertragspreis und dem Marktpreis ergibt, im sonstigen betrieblichen Ergebnis erfasst.

IFRS 7 "Finanzinstrumente: Anhangangaben" (IFRS 7) sowie IFRS 13 fordern umfangreiche qualitative und quantitative Angaben über das Ausmaß von Risiken aus Finanzinstrumenten. Weitere Informationen zu den Finanzinstrumenten sind in den Textziffern 31 und 32 zu finden.

Originäre und derivative Finanzinstrumente werden in der Bilanz saldiert, sofern E.ON gemäß IAS 32 ein unbedingtes Recht - auch für den Fall der Insolvenz des Vertragspartners - hat sowie die Absicht besitzt, die gegenläufigen Positionen zeitgleich und/oder netto zu begleichen.

Vorräte

Die Bewertung der Vorräte erfolgt zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten beziehungsweise zum niedrigeren Netto-Veräußerungswert. Rohstoffe, Fertigerzeugnisse und Handelswaren werden nach der Durchschnittskostenmethode bewertet. Bestandteile der Herstellungskosten sind neben dem Fertigungsmaterial und den Fertigungslöhnen anteilige Material- und Fertigungsgemeinkosten unter Annahme einer Normalauslastung. Aufwendungen der allgemeinen Verwaltung werden nicht aktiviert. Bestandsrisiken, die sich aus der Lagerdauer sowie geminderter Verwertbarkeit ergeben, werden durch angemessene Wertberichtigungen auf den Netto-Veräußerungswert berücksichtigt.

Emissionsrechte und ähnliche Zertifikate

Emissionsrechte und ähnliche Zertifikate, die im Rahmen von nationalen und internationalen Emissionshandelssystemen zur Erfüllung der Abgabeverpflichtungen gehalten werden, werden im Zeitpunkt des Erwerbs mit den Anschaffungs- und Herstellungskosten aktiviert und im Umlaufvermögen ausgewiesen. Die Folgebewertung erfolgt zu fortgeführten Anschaffungs- und Herstellungskosten gemäß IAS 38.

Die Verpflichtung zur Einreichung von Emissionsrechten und ähnlichen Zertifikaten bei den zuständigen Behörden wird zum Bilanzstichtag passiviert. Die Bewertung erfolgt zum besten Schätzwert des zukünftigen Erfüllungsbetrags.

Forderungen, vertragliche Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten und sonstige Vermögenswerte

Eine Forderung unter IFRS 15 wird angesetzt, wenn Güter geliefert beziehungsweise Dienstleistungen erbracht werden, sofern der Anspruch auf Gegenleistung unbedingt ist, also nur noch an den Zeitablauf geknüpft ist. Ist das Recht auf Erhalt der Gegenleistung indes abhängig von anderen Bedingungen als lediglich dem Ablauf von Zeit, wird ein vertraglicher Vermögenswert aktiviert. Eine Vertragsverbindlichkeit unter IFRS 15 wird angesetzt, wenn für einen bestehenden IFRS-15-Vertrag eine Gegenleistung erbracht wurde, der Anspruch auf zu liefernde Güter beziehungsweise Dienstleistungen noch vollumfänglich oder teilweise besteht. Erst bei entsprechender Leistungserbringung durch E.ON wird die Vertragsverbindlichkeit umsatzwirksam aufgelöst. Ein sonstiger Vermögenswert unter IFRS 15 wird angesetzt, wenn die Kosten der Vertragserlangung als wiedererlangbar eingeschätzt werden und die Amortisationsdauer mehr als ein Jahr beträgt. Der sonstige Vermögenswert wird über die geschätzte Vertragslaufzeit planmäßig in Abhängigkeit davon abgeschrieben, wie die Güter oder Dienstleistungen, auf die sich die Kosten beziehen, auf den Kunden übertragen werden. Beträgt die geschätzte Vertragslaufzeit weniger als ein Jahr, werden die Kosten sofort als Aufwand in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Forderungen und sonstige Vermögenswerte werden anfänglich zum Fair Value angesetzt, der im Regelfall dem Nominalbetrag entspricht. In der Folge werden sie zu fortgeführten Anschaffungskosten unter Verwendung der Effektivzinsmethode bewertet. Forderungen aus Lieferungen und Leistungen ohne signifikante Finanzierungskomponente werden bei Zugang zum Transaktionspreis bewertet. Für erkennbare Einzelrisiken werden Wertberichtigungen vorgenommen, die im ausgewiesenen Netto-Buchwert enthalten sind. Ist der Ausfall eines bestimmten Anteils des gesamten Forderungsbestands wahrscheinlich, werden Wertberichtigungen in dem Umfang vorgenommen, der dem erwarteten Nutzenausfall entspricht. Zudem werden Wertminderungen für zukünftig zu erwartende Kreditverluste erfasst.

Liquide Mittel

Die liquiden Mittel enthalten Schecks, Kassen- und Bankguthaben sowie kurzfristige Wertpapiere.

Liquide Mittel mit einer ursprünglichen Laufzeit von mehr als drei Monaten werden unter den Wertpapieren und Festgeldanlagen ausgewiesen, sofern ihre Laufzeit nicht mehr als zwölf Monate beträgt und sie somit unter den langfristigen Finanzforderungen und sonstigen finanziellen Vermögenswerten ausgewiesen sind.

Liquide Mittel mit einer ursprünglichen Laufzeit von weniger als drei Monaten werden den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten gemäß IAS 7 zugeordnet. Dies gilt auch, falls sie einer lediglich vertraglichen Verfügungsbeschränkung unterliegen, bei der technisch jederzeit nach eigenem Ermessen über die Mittel verfügt werden kann. Sofern über liquide Mittel allerdings aufgrund einer Verfügungsbeschränkung technisch nicht jederzeit im eigenen Ermessen verfügt werden kann, werden diese separat als Liquide Mittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen, ausgewiesen.

Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte und damit verbundene Schulden sowie nicht fortgeführte Aktivitäten

Langfristige Vermögenswerte und gegebenenfalls zugehörige Schulden, für die eine Veräußerungsabsicht besteht, werden in der Bilanz separat von anderen Vermögenswerten und Schulden in den Posten "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" beziehungsweise "Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden" ausgewiesen, wenn sie in ihrem jetzigen Zustand veräußerbar sind und die Veräußerung hochwahrscheinlich ist. Die Umgliederung in die separaten Bilanzposten wird im Anlagespiegel unter Veränderung Konsolidierungskreis ausgewiesen.

Bei einer nicht fortgeführten Aktivität (Discontinued Operation) handelt es sich um einen Geschäftsbereich, der entweder zur Veräußerung bestimmt oder bereits veräußert worden ist und sowohl aus betrieblicher Sicht als auch für Zwecke der Finanzberichterstattung eindeutig von den übrigen Unternehmensaktivitäten abgegrenzt werden kann. Außerdem muss der als nicht fortgeführte Aktivität qualifizierte Unternehmensbestandteil einen gesonderten wesentlichen Geschäftszweig beziehungsweise einen bestimmten geografischen Geschäftsbereich des Konzerns repräsentieren oder ein Tochterunternehmen darstellen, das ausschließlich mit der Absicht einer Weiterveräußerung erworben wurde.

Auf langfristige Vermögenswerte, die einzeln oder zusammen in einer Abgangsgruppe zur Veräußerung bestimmt sind oder die zu einer nicht fortgeführten Aktivität gehören, werden keine planmäßigen Abschreibungen mehr vorgenommen. Sie werden zum niedrigeren Wert aus Buchwert und Fair Value abzüglich noch anfallender Veräußerungskosten angesetzt. Liegt dieser Wert unter dem Buchwert, wird ein Wertminderungsaufwand in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen erfasst.

Das Ergebnis aus der Bewertung von zur Veräußerung vorgesehenen Geschäftsbereichen sowie die Gewinne und Verluste aus der Veräußerung nicht fortgeführter Aktivitäten werden ebenso wie das Ergebnis aus der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit dieser Geschäftsbereiche in der Gewinn- und Verlustrechnung des Konzerns gesondert als Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten ausgewiesen. Die Vorjahreswerte der Gewinn- und Verlustrechnung werden entsprechend angepasst. Der Ausweis der betreffenden Vermögenswerte und Schulden erfolgt in einem separaten Bilanzposten. In der Kapitalflussrechnung werden die Zahlungsströme nicht fortgeführter Aktivitäten separat ausgewiesen und die Vorjahreswerte entsprechend angepasst. Eine Anpassung der Bilanz des Vorjahres erfolgt hingegen nicht.

Eigenkapitalinstrumente

E.ON ist Kaufverpflichtungen gegenüber Anteilseignern ohne beherrschenden Einfluss von Tochterunternehmen eingegangen. Durch diese Vereinbarungen erhalten die Aktionäre ohne beherrschenden Einfluss das Recht, ihre Anteile zu vorher festgelegten Bedingungen anzudienen. Keine der Vertragsgestaltungen führt dazu, dass die wesentlichen Chancen und Risiken zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses auf E.ON übergegangen sind. Entsprechend der Anticipated Acquisition Method erfolgt die Bilanzierung jedoch so, als wäre das Andienungsrecht bereits ausgeübt worden. So werden die Minderheitenanteile - unabhängig von der Wahrscheinlichkeit der Optionsausübung - ausgebucht und gleichzeitig eine Verbindlichkeit in Höhe des Barwerts des Rückkaufbetrags gemäß IAS 32 "Finanzinstrumente: Darstellung" (IAS 32) passiviert. Die Differenz zwischen diesem Wertansatz und dem Buchwert des auszubuchenden Eigenkapitals der Minderheitsaktionäre wird im Eigenkapital der Aktionäre der E.ON SE erfasst. Die Aufzinsung der Verbindlichkeit wird im Zinsaufwand gezeigt. Läuft eine Kaufverpflichtung unausgeübt aus, wird die Verbindlichkeit in die Anteile ohne beherrschenden Einfluss zurückgegliedert. Ein etwa verbleibender Differenzbetrag wird dann wieder direkt im Eigenkapital in den Gewinnrücklagen erfasst.

Sofern Gesellschafter ein gesetzliches, nicht ausschließbares Kündigungsrecht besitzen (zum Beispiel bei deutschen Personengesellschaften), bedingt dieses Kündigungsrecht nach IAS 32 einen Verbindlichkeitenausweis der im Konzern vorhandenen Anteile ohne beherrschenden Einfluss an den betroffenen Unternehmen. Die Verbindlichkeit wird zum Barwert des vermutlichen Abfindungsbetrags bei einer eventuellen Kündigung ausgewiesen. Der Ansatz erfolgt unabhängig von der Wahrscheinlichkeit der Kündigung. Wertänderungen der Verbindlichkeit werden im sonstigen betrieblichen Ergebnis gezeigt. Aufzinsungseffekte und der Anteil am Ergebnis, der auf Anteile ohne beherrschenden Einfluss entfällt, werden im Zinsergebnis ausgewiesen.

Wenn die E.ON SE eigene Anteile oder ein Konzernunternehmen Anteile an der E.ON SE kauft (Treasury Shares), wird der Wert der bezahlten Gegenleistung, einschließlich direkt zurechenbarer zusätzlicher Kosten (netto nach Ertragsteuern), vom Eigenkapital der E.ON SE abgezogen, bis die Aktien eingezogen, wieder ausgegeben oder weiterverkauft werden. Werden solche eigenen Anteile nachträglich wieder ausgegeben oder verkauft, wird die erhaltene Gegenleistung, netto nach Abzug direkt zurechenbarer zusätzlicher Transaktionskosten und zusammenhängender Ertragsteuern, im Eigenkapital in der Kapitalrücklage erfasst.

Aktienbasierte Vergütungen

Die Bilanzierung der im E.ON-Konzern ausgegebenen aktienorientierten Vergütungspläne erfolgt im Einklang mit IFRS 2 "Anteilsbasierte Vergütung".

In den Geschäftsjahren 2018 bis 2022 wurden virtuelle Aktien im Rahmen des E.ON Performance Plans an die Vorstandsmitglieder der E.ON SE und bestimmte Führungskräfte des E.ON-Konzerns gewährt. Für weitere Informationen zur Gestaltung des Plans im Einzelnen wird auf den Vergütungsbericht verwiesen.

Beim E.ON Performance Plan handelt es sich um Zusagen des Unternehmens, die eine an der Aktienkursentwicklung orientierte Barvergütung am Ende der Laufzeit vorsehen. Der Vergütungsaufwand wird unter Bezugnahme auf den Fair Value der gewährten virtuellen Aktien bewertet und erfolgswirksam über den Zeitraum bis zur Unverfallbarkeit im Personalaufwand erfasst.

Im Jahr 2022 bestand zudem für Mitarbeiter der E.ON SE und teilnehmenden Tochtergesellschaften wie im Jahr 2021 wieder die Möglichkeit, E.ON-Aktien zu vergünstigten Konditionen im Rahmen des Mitarbeiteraktienprogramms zu erwerben. Das Programm beinhaltet eine anteilsbasierte Vergütung mit Ausgleich in Eigenkapitalinstrumenten (Aktien der E.ON SE) als Gegenleistung für erbrachte Dienst- oder Arbeitsleistungen. Die entsprechenden Entgelte im Anwendungsbereich von IFRS 2 wurden im Personalaufwand erfasst, die Gegenbuchung erfolgte im Eigenkapital.

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

Bei leistungsorientierten Versorgungsplänen werden die Rückstellungen gemäß IAS 19 "Leistungen an Arbeitnehmer" mittels der Methode der laufenden Einmalprämien (Projected Unit Credit Method) ermittelt, wobei zum Bilanzstichtag des Geschäftsjahres eine versicherungsmathematische Bewertung durchgeführt wird. Hierbei werden nicht nur die am Stichtag bekannten Rentenverpflichtungen und erworbenen Anwartschaften, sondern auch wirtschaftliche Trendannahmen, wie unter anderem Gehalts- und Rententrends, die nach realistischen Erwartungen gewählt werden, sowie stichtagsbezogene Bewertungsparameter wie zum Beispiel Rechnungszinssätze, berücksichtigt.

Gewinne und Verluste aus den Neubewertungen der Netto-Verbindlichkeit oder des Netto-Vermögenswerts aus leistungsorientierten Pensionsplänen umfassen versicherungsmathematische Gewinne und Verluste, die sich vor allem aus Abweichungen zwischen den rechnungsmäßig erwarteten und den tatsächlich eingetretenen Änderungen der zugrunde gelegten demografischen und finanziellen Bewertungsparameter ergeben können. Hinzu kommt die Differenz zwischen den tatsächlichen Erträgen aus dem Planvermögen und den erwarteten, im Netto-Zinsergebnis enthaltenen Zinserträgen auf das Planvermögen. Effekte aus den Neubewertungen werden vollständig in der Periode erfasst, in der sie auftreten, und außerhalb der Gewinn- und Verlustrechnung in der Aufstellung der im Konzerneigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen ausgewiesen.

Der Dienstzeitaufwand, der die im Geschäftsjahr gemäß Leistungsplan hinzuerworbenen Ansprüche der aktiven Arbeitnehmer repräsentiert, wird im Personalaufwand ausgewiesen; das auf Basis des zu Beginn des Geschäftsjahres gültigen Rechnungszinssatzes ermittelte Netto-Zinsergebnis auf die Netto-Verbindlichkeit beziehungsweise den Netto-Vermögenswert aus leistungsorientierten Versorgungsplänen wird im Finanzergebnis erfasst.

Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand sowie Gewinne und Verluste aus Planabgeltungen werden in voller Höhe unmittelbar in der Periode erfolgswirksam erfasst, in der die zugrunde liegende Planänderung, -kürzung oder -abgeltung erfolgt. Die Erfassung erfolgt im Personalaufwand.

Der bilanzierte Betrag stellt den Barwert der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen nach Verrechnung mit dem Fair Value des Planvermögens dar. Ein gegebenenfalls aus dieser Berechnung entstehender Vermögenswert ist der Höhe nach beschränkt auf den Barwert verfügbarer Rückerstattungen und die Verminderung künftiger Beitragszahlungen sowie den Nutzen aus Vorauszahlungen im Rahmen von Mindestdotierungsverpflichtungen. Die Erfassung eines derartigen Vermögenswertes erfolgt in den betrieblichen Forderungen.

Zahlungen für beitragsorientierte Versorgungspläne werden bei Fälligkeit als Aufwand erfasst und innerhalb des Personalaufwands ausgewiesen. Zahlungen für staatliche Versorgungspläne werden wie Zahlungen für beitragsorientierte Versorgungspläne behandelt, sofern die Verpflichtungen im Rahmen dieser Versorgungspläne denen aus beitragsorientierten Versorgungsplänen grundsätzlich entsprechen.

Rückstellungen für Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen sowie übrige Rückstellungen

Nach IAS 37 "Rückstellungen, Eventualschulden, Eventualforderungen" (IAS 37) werden Rückstellungen gebildet, wenn rechtliche oder faktische Verpflichtungen gegenüber außenstehenden Dritten vorliegen, die aus vergangenen Ereignissen resultieren und deren Erfüllung wahrscheinlich zu einem zukünftigen Ressourcenabfluss führen wird. Hierbei muss die Höhe der Verpflichtung zuverlässig geschätzt werden können. Der Ansatz der Rückstellung erfolgt zum voraussichtlichen Erfüllungsbetrag. Langfristige Verpflichtungen werden - sofern der aus der Diskontierung resultierende Zinseffekt (Unterschiedsbetrag zwischen Barwert und Rückzahlungsbetrag) wesentlich ist - mit dem Barwert ihres voraussichtlichen Erfüllungsbetrags angesetzt, wobei auch zukünftige Kostensteigerungen, die am Bilanzstichtag zum Jahresende absehbar und wahrscheinlich sind, in die Bewertung einbezogen werden. Langfristige Verpflichtungen werden grundsätzlich mit dem zum jeweiligen Bilanzstichtag gültigen Marktzinssatz diskontiert, sofern dieser nicht negativ ist. Die Aufzinsungsbeträge sowie die Zinsänderungseffekte werden grundsätzlich innerhalb des Finanzergebnisses ausgewiesen. Eine mit der Rückstellung zusammenhängende Erstattung wird, sofern ihre Vereinnahmung so gut wie sicher ist, als separater Vermögenswert aktiviert. Ein saldierter Ausweis innerhalb der Rückstellungen ist nicht zulässig. Geleistete Anzahlungen werden von den Rückstellungen abgesetzt.

Verpflichtungen, die aus der Stilllegung oder dem Rückbau von Sachanlagen resultieren, werden - sofern eine zuverlässige Schätzung möglich ist - in der Periode ihrer Entstehung mit ihren diskontierten Erfüllungsbeträgen passiviert, wobei keine negativen Diskontierungszinssätze zur Anwendung kommen. Zugleich werden die Buchwerte der entsprechenden Sachanlagen um denselben Betrag erhöht. In den Folgeperioden werden die aktivierten Stilllegungs- und Rückbaukosten über die voraussichtliche Restnutzungsdauer des entsprechenden Vermögenswertes abgeschrieben, während die Rückstellung jährlich aufgezinst wird. Geleistete Anzahlungen werden von den Rückstellungen abgesetzt.

Schätzungsänderungen ergeben sich insbesondere bei Abweichungen von der ursprünglich geschätzten Kostenentwicklung, bei Änderungen bezüglich des Zahlungszeitpunkts oder des Verpflichtungsumfangs sowie regelmäßig aus der Anpassung des Diskontierungszinssatzes an das aktuelle Marktzinsniveau. Die Anpassung von Rückstellungen für die Stilllegung beziehungsweise den Rückbau von Sachanlagen bei Schätzungsänderungen erfolgt grundsätzlich erfolgsneutral durch eine Gegenbuchung in den Sachanlagen. Da die betreffenden Sachanlagen jedoch häufig bereits vollständig abgeschrieben sind, werden die Schätzungsänderungen überwiegend in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst.

Die Schätzwerte für Rückstellungen im Kernenergiebereich werden unter Bezugnahme auf Gutachten und Kostenschätzungen sowie zivilrechtliche Verträge beziehungsweise gesetzliche Angaben abgeleitet. Wesentliches Schätzelement sind die angewandten Realzinsen (angewandter Diskontierungszinssatz abzüglich der Kostensteigerungsrate). Rückstellungen für bedingte Verpflichtungen zum Rückbau von Sachanlagen, bei denen Art, Umfang, Zeitpunkt und beizumessende Wahrscheinlichkeiten nicht verlässlich ermittelbar sind, werden nicht gebildet.

Bei Existenz belastender Verträge, bei denen die unvermeidbaren Kosten zur Erfüllung der vertraglichen Verpflichtung höher sind als der erwartete Nutzen aus dem Vertragsverhältnis, werden Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften gebildet. Entsprechende Rückstellungen werden mit dem niedrigeren Betrag aus Verpflichtungsüberhang bei Vertragserfüllung und eventuellen Straf- oder Entschädigungszahlungen im Falle einer Nichterfüllung des Vertrages angesetzt. Die Ermittlung der Verpflichtungen aus einem schwebenden Vertragsverhältnis erfolgt absatzmarktorientiert.

Rückstellungen für schwebende Absatzgeschäfte sind auch zu bilden, wenn diese Geschäfte der own-use-exemption des IFRS 9 unterliegen und diesen teilweise Gegengeschäfte gegenüberstehen, die als derivative Finanzinstrumente zu bilanzieren sind und somit zu aktuellen Marktpreisen bewertet werden. In der Folge werden für die eigentlich der own-use-exemption unterliegenden Geschäfte Rückstellungen nach IAS 37 gebildet, für deren Ermittlung die Marktwerte des Beschaffungsportfolios kalkulatorisch in der Berechnung der Kosten der Leistungserfüllung berücksichtigt werden. Die gemäß IFRS 9 gewählte Buchstruktur beeinflusst daher die Bilanzierung entsprechender Rückstellungen.

Eventualverbindlichkeiten sind mögliche Drittverpflichtungen aus vergangenen Ereignissen, die nicht gänzlich vom Unternehmen kontrollierbar sind, oder gegenwärtige Drittverpflichtungen aus vergangenen Ereignissen, bei denen der Abfluss von Ressourcen mit wirtschaftlichem Nutzen unwahrscheinlich ist oder deren Höhe nicht ausreichend verlässlich bestimmt werden kann. Eventualverbindlichkeiten werden nicht in der Bilanz erfasst.

Hinsichtlich bestimmter Eventualverbindlichkeiten und Eventualforderungen, vor allem im Zusammenhang mit schwebenden Rechtsstreitigkeiten, wird auf eine tiefer gehende Erläuterung verzichtet, da diese Informationen möglicherweise Einfluss auf den Verfahrensfortgang haben könnten.

Rückstellungen für Restrukturierungen werden mit dem Barwert der zukünftigen Mittelabflüsse angesetzt. Die Rückstellungsbildung erfolgt zu dem Zeitpunkt, zu dem ein detaillierter Restrukturierungsplan vorliegt, der vom Management beschlossen und öffentlich angekündigt oder den Mitarbeitern oder deren Vertretern kommuniziert worden ist. Für die Bemessung der Rückstellungshöhe werden nur die den Restrukturierungsmaßnahmen direkt zuordenbaren Aufwendungen herangezogen. Nicht berücksichtigt werden Aufwendungen, die mit dem zukünftigen operativen Geschäft in Verbindung stehen.

Ertragsteuern

Nach IAS 12 "Ertragsteuern" (IAS 12) sind latente Steuern für temporäre Differenzen zwischen den Buchwerten der Vermögenswerte und Schulden in der Bilanz und ihren Steuerwerten zu bilden (Verbindlichkeitsmethode). Latente Steuern werden für temporäre Differenzen gebildet, die zu steuerpflichtigen oder abzugsfähigen Beträgen bei der Ermittlung des zu versteuernden Einkommens künftiger Perioden führen, es sei denn, die abweichenden Wertansätze resultieren aus dem erstmaligen Ansatz eines Vermögenswertes oder einer Schuld zu einem Geschäftsvorfall, der kein Unternehmenszusammenschluss ist und zum Zeitpunkt des Geschäftsvorfalls weder das Ergebnis vor Steuern noch das zu versteuernde Einkommen beeinflusst hat (sogenannte Initial Differences). Ein Ansatz von unsicheren Steuerpositionen erfolgt in Höhe des wahrscheinlichsten Wertes.

IAS 12 verlangt außerdem die Bildung aktiver latenter Steuern auf noch nicht genutzte Verlustvorträge und Steuergutschriften. Aktive latente Steuern werden in dem Maße bilanziert, wie es wahrscheinlich ist, dass ein zu versteuerndes Ergebnis verfügbar sein wird, gegen das die temporären Differenzen und noch nicht genutzten Verlustvorträge verwendet werden können. Die Unternehmenseinheiten werden individuell daraufhin beurteilt, ob es wahrscheinlich ist, dass in künftigen Jahren ein positives steuerliches Ergebnis entsteht. Der Planungshorizont beträgt in diesem Zusammenhang grundsätzlich drei bis fünf Jahre. Eine etwa bestehende Verlusthistorie wird bei dieser Analyse einbezogen. Für den Teil der aktiven latenten Steuern, für den diese Annahmen nicht zutreffen, wird der Wert der latenten Steuern vermindert.

Passive latente Steuern, die durch temporäre Differenzen im Zusammenhang mit Beteiligungen an Tochterunternehmen und assoziierten Unternehmen entstehen, werden angesetzt, es sei denn, dass der Zeitpunkt der Umkehrung der temporären Differenzen im Konzern bestimmt werden kann und es wahrscheinlich ist, dass sich die temporären Differenzen in absehbarer Zeit aufgrund dieses Einflusses nicht umkehren werden.

Zur Ermittlung der latenten Steuern sind die Steuersätze anzuwenden, die zu dem Zeitpunkt gelten, in dem sich die vorübergehenden Differenzen wahrscheinlich wieder ausgleichen werden. Die Auswirkungen von Steuersatz- oder Steuergesetzänderungen auf die aktiven und passiven latenten Steuern werden im Regelfall erfolgswirksam berücksichtigt. Eine Änderung über das Eigenkapital erfolgt bei latenten Steuern, die vormals erfolgsneutral gebildet wurden. Die Änderung erfolgt grundsätzlich in der Periode, in der das materielle Gesetzgebungsverfahren abgeschlossen ist. Ertragsteuern für Transaktionskosten einer Eigenkapitaltransaktion werden, sofern wesentlich, nach IAS 12 direkt im Eigenkapital bilanziert.

Grundsätzlich werden Ertragsteuerpositionen insbesondere vor dem Hintergrund vielfältiger Änderungen von Steuergesetzen, steuerlicher Regelungen, der Rechtsprechung und fortlaufenden steuerlichen Prüfungen regelmäßig gewürdigt. E.ON begegnet diesem Umstand insbesondere unter Anwendung von IFRIC 23 mit einer fortlaufenden Identifikation und Bewertung der steuerlichen Rahmenbedingungen und der sich daraus ergebenden Effekte. Danach fließen aktuellste Erkenntnisse in die erforderlichen Schätzparameter zur Bewertung der Steuerrückstellungen ein. Damit im Zusammenhang stehende potenzielle Zinseffekte werden ebenfalls entsprechend beurteilt, bewertet und gesondert ausgewiesen.

Kapitalflussrechnung

Die Kapitalflussrechnung ist gemäß IAS 7 "Kapitalflussrechnungen" in Zahlungsströme aus operativer Geschäftstätigkeit, aus Investitionstätigkeit und aus Finanzierungstätigkeit gegliedert.

Segmentberichterstattung

Gemäß IFRS 8 "Geschäftssegmente" werden die Segmente der Gesellschaft - dem sogenannten "Management Approach" folgend - nach der internen Berichtsstruktur abgegrenzt. Als intern verwendete Ergebnisgröße zur Performance-Messung wird seit diesem Jahr ein um nicht operative Effekte bereinigtes EBITDA (im Vorjahr EBIT) als Segmentergebnis herangezogen (vergleiche Textziffer 35). Transaktionen zwischen den berichtspflichtigen Segmenten werden grundsätzlich zu fremdüblichen Verrechnungspreisen erfasst.

Gliederung der Bilanz sowie der Gewinn- und Verlustrechnung

Die Konzernbilanz wird im Einklang mit IAS 1 "Darstellung des Abschlusses" nach Fristigkeit aufgestellt. Dabei werden Vermögenswerte, die innerhalb von zwölf Monaten nach dem Bilanzstichtag realisiert werden, sowie Verbindlichkeiten, die innerhalb eines Jahres nach dem Bilanzstichtag fällig werden, grundsätzlich als kurzfristig ausgewiesen.

Die Gliederung der Gewinn- und Verlustrechnung erfolgt nach dem auch für interne Zwecke Anwendung findenden Gesamtkostenverfahren.

Schätzungen und Annahmen sowie Ermessen bei der Anwendung der Rechnungslegungsgrundsätze

Die Aufstellung des Konzernabschlusses erfordert Schätzungen und Annahmen, die sowohl die Anwendung von Rechnungslegungsgrundsätzen im Konzern als auch den Ausweis und die Bewertung beeinflussen können. Die Schätzungen basieren auf Erfahrungen der Vergangenheit und aktuellen Kenntnissen über die zu bilanzierenden Geschäftsvorfälle. Die tatsächlichen Beträge können von diesen Schätzungen abweichen.

Die Schätzungen und die zugrunde liegenden Annahmen werden fortlaufend überprüft und bei Bedarf periodengerecht angepasst.

Schätzungen sind insbesondere erforderlich bei der Bewertung von Sachanlagen und immateriellen Vermögenswerten, namentlich im Zusammenhang mit Kaufpreisallokationen, dem Ansatz und der Bewertung aktiver latenter Steuern, der Bilanzierung von Pensions- und übrigen Rückstellungen (insbesondere der Rückstellungen für den Rückbau von Kernkraftwerken sowie der Rückstellungen für Drohverluste aus schwebenden Strom- und Gasabsatzgeschäften), bei der Durchführung von Werthaltigkeitsprüfungen in Übereinstimmung mit IAS 36 und der Fair-Value-Ermittlung bestimmter Finanzinstrumente sowie bei der Anwendung von IFRS 15 und hier insbesondere bei der Schätzung des Werts der gelieferten Strom- und Gaseinheiten, einschließlich der geschätzten Werte für Einheiten zwischen der letzten Abrechnung und dem Periodenende. Schätzungen fließen auch bei der Anwendung von IFRS 16, namentlich im Zusammenhang mit der Bestimmung der Leasinglaufzeiten und der Berechnung des Abzinsungssatzes, ein sowie zum Teil bei der Anwendung von IFRS 9 im Rahmen der Ermittlung der zukünftig zu erwartenden Kreditausfälle.

Bei der Anwendung der Rechnungslegungsgrundsätze sind Ermessensentscheidungen zu treffen, die einen Einfluss auf die bilanzierten Beträge haben können. Ermessensentscheidungen werden zum Beispiel bei der Beurteilung, ob ein Sachverhalt gemäß IFRS 5 zu klassifizieren ist, relevant. Hier schätzt das Management ein, ob eine Veräußerung als hochwahrscheinlich anzusehen ist. Weitere Ermessensentscheidungen können bei der Beurteilung notwendig sein, ob E.ON ein Unternehmen beherrscht, gemeinsam mit anderen Investoren beherrscht oder maßgeblich beeinflussen kann.

Insbesondere schätzt hier das Management ein, was die maßgeblichen Tätigkeiten des Unternehmens sind, das heißt diejenigen Tätigkeiten, welche die Renditen des Beteiligungsunternehmens wesentlich beeinflussen. Die Anteilsbesitzliste (vergleiche Textziffer 38) enthält Angaben darüber, in welcher Form bestimmte Beteiligungsunternehmen in den Konzernabschluss einbezogen wurden, deren Stimmrechtsquote eine andere Einbeziehungsform vermuten lässt.

Die Grundlagen für die Einschätzungen bei weiteren relevanten Themen werden in den jeweiligen Abschnitten erläutert.

Darüber hinaus unterliegen die Schätzungen und Ermessensentscheidungen insbesondere aufgrund der erheblichen Volumen- und Preisvolatilitäten an den Energiemärkten infolge des Russland-Ukraine-Kriegs sowie den Folgen der Covid-19-Pandemie einer erhöhten Unsicherheit. Die sich tatsächlich einstellenden Beträge können von den Schätzungen und Ermessensentscheidungen abweichen; Veränderungen können einen wesentlichen Einfluss auf die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage haben. Bei der Aktualisierung der Schätzungen und Ermessensentscheidungen zum Stichtag wurden alle verfügbaren Informationen zu den voraussichtlich erwarteten wirtschaftlichen Entwicklungen und länderspezifischen staatlichen Maßnahmen berücksichtigt. Sowohl für den Russland-Ukraine-Krieg als auch die Covid-19-Pandemie ist es schwierig, die Dauer und das Ausmaß der Auswirkungen auf Vermögenswerte, Schulden, Ertragslage und Cashflows vorherzusagen. Weitere Informationen zu den Auswirkungen des Russland-Ukraine-Kriegs im E.ON-Konzern finden sich in Textziffer 3.

(2) Neue Standards, Interpretationen und Änderungen

Im Geschäftsjahr 2022 erstmals anzuwendende Standards, Interpretationen und Änderungen

Die EU hat die Änderungen in europäisches Recht übernommen.

Die Änderungen sind für die Geschäftsjahre, die am oder nach dem 1. Januar 2022 beginnen, anzuwenden. Für E.ON ergeben sich aus den Änderungen keine wesentlichen Auswirkungen auf den Konzernabschluss.

IASB- und IFRS IC-Verlautbarungen	Erläuterung	Anwendungspflicht für E.ON ab	Voraussichtliche Auswirkung auf die Darstellung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage von E.ON
Änderungen an IAS 16 - Einnahmen vor der beabsichtigten Nutzung	Klarstellung der Bilanzierung von Erträgen, die vor dem Erreichen der beabsichtigten Nutzung einer Sachanlage erzielt werden. Diese dürfen nicht aus den Anschaffungs- oder Herstellungskosten der Sachanlage abgezogen werden, sondern sind ergebniswirksam zu erfassen.	01.01.2022	Keine wesentliche Auswirkung.
Änderungen an IAS 37 - Belastende Verträge - Kosten der	Klarstellung, dass bei der Ermittlung der Erfüllungskosten eines Vertrags alle dem Vertrag direkt zurechenbaren Kosten zu berücksichtigen sind.	01.01.2022	Keine wesentliche Auswirkung.
Vertragserfüllung
Änderungen an IFRS 3 - Verweis auf das Rahmenkonzept	Verweis auf das 2018 überarbeitete IFRS-Rahmenkonzept. Vorrangige Anwendung von IAS 37 oder IFRIC 21 durch den Erwerber bei der Identifizierung von übernommenen Verpflichtungen. Ansatzverbot für erworbene Eventualforderungen.	01.01.2022	Keine wesentliche Auswirkung.
IASB-Projekt der jährlichen Verbesserungen - Jährliche Verbesserungen am IFRS-Zyklus 2018-2020	Kleinere Anpassungen von IFRS 1, IFRS 9, IFRS 16 und IAS 41.	01.01.2022	Keine wesentliche Auswirkung.

Veröffentlichte, aber noch nicht anzuwendende Standards, Interpretationen und Änderungen

Das IASB und das IFRS IC haben weitere Standards und Interpretationen verabschiedet. E.ON wendet diese Regelungen nicht an, da ihre Anwendung noch nicht verpflichtend ist. Aktuell wird kein wesentlicher Einfluss aus diesen Änderungen auf den E.ON-Konzernabschluss erwartet.

IASB- und IFRS IC-Verlautbarungen	Erläuterung	In EU-Recht übernommen	Anwendungspflicht für E.ON ab	Voraussichtliche Auswirkung auf die
				Darstellung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage von E.ON
IFRS 17 - Versicherungsverträge - inklusive Änderungen an	Der neue Standard IFRS 17 regelt die Bilanzierung von Versicherungsverträgen und ersetzt den gleichnamigen IFRS 4.	Ja	01.01.2023	Keine wesentliche Auswirkung.
IFRS 17
Änderung an IFRS 17 - Erstmalige Anwendung von IFRS 17 und IFRS 9 - Vergleichsinformationen	Die Änderung betrifft die Übergangsvorschriften bei der erstmaligen gemeinsamen Anwendung von IFRS 17 und IFRS 9.	Ja	01.01.2023	Keine Auswirkung.
Änderungen an IAS 1 und dem Leitliniendokument 2 - Angabe von Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden	Klarstellung, dass ein Unternehmen alle wesentlichen (früher "maßgeblichen") Rechnungslegungsmethoden anzugeben hat. Diese kennzeichnen sich dadurch, dass sie - zusammen mit anderen im Abschluss enthaltenen Informationen - die Entscheidungen von primären Abschlussadressaten beeinflussen können.	Ja	01.01.2023	Keine wesentliche Auswirkung.

IASB- und IFRS IC-Verlautbarungen	Erläuterung	In EU-Recht übernommen	Anwendungspflicht für E.ON ab	Voraussichtliche Auswirkung auf die
				Darstellung der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage von E.ON
Änderungen an IAS 8 - Definition von rechnungslegungsbezogenen Schätzungen	Klarstellung im Hinblick auf die Unterscheidung zwischen Änderungen von Rechnungslegungsmethoden (retrospektive Abbildung) und rechnungslegungsbezogenen Schätzungen (prospektive Abbildung).	Ja	01.01.2023	Keine wesentliche Auswirkung.
Änderungen an IAS 12 - Latente Steuern, die sich auf Vermögenswerte und Schulden beziehen, die aus einer einzigen Transaktion entstehen	Klarstellung, dass die Erstansatzausnahme des IAS 12 nicht für Leasingverhältnisse und Rückbauverpflichtungen anzuwenden ist. Beim erstmaligen Ansatz von Vermögenswerten und Verbindlichkeiten aus solchen Transaktionen sind latente Steuern zu bilanzieren.	Ja	01.01.2023	Keine Auswirkung.
Änderungen an IAS 1 - Klassifizierung von Schulden als kurz- oder langfristig	Klarstellung, dass sich die Klassifizierung von	Ausstehend	01.01.2024 ^*	Keine wesentliche Auswirkung.
Änderungen an IAS 1 - Klassifizierung von Schulden als kurz- oder langfristig - Verschiebung des Inkrafttretens Änderungen an IAS 1 - Langfristige Schulden mit Nebenbedingungen	Verbindlichkeiten als kurz- oder langfristig nach den Rechten richtet, über die das Unternehmen am Abschlussstichtag verfügt.
	Klarstellung, wie Bedingungen, die ein Unternehmen innerhalb von zwölf Monaten nach einem Berichtszeitraum erfüllen muss, die Klassifizierung einer Schuld beeinflussen.
Änderungen an IFRS 16 - Leasingverbindlichkeit in einem Sale and Leaseback	Klarstellung, dass der Verkäufer/Leasingnehmer bei der Folgebewertung der Leasingverbindlichkeit die (geänderten) Leasingzahlungen in einer Weise bestimmt, welche die Erfassung eines Gewinns oder Verlusts für das zurückbehaltene Nutzungsrecht verhindert.	Ausstehend	01.01.2024 ^*	Keine wesentliche Auswirkung.

^* Annahme des vom IASB vorgesehenen Erstanwendungsdatums, solange die Aufnahme der Verlautbarung in EU-Recht noch ausstehend.

(3) Auswirkungen des Russland-Ukraine-Kriegs und der Entwicklung an den Commodity-Märkten

Am 24. Februar 2022 wurde die Ukraine von Russland militärisch angegriffen. Diese Invasion hat weitreichende volkswirtschaftliche Folgen und es sind direkte Auswirkungen - insbesondere im Energiesektor - zu beobachten, die auch im Abschnitt "Branchenbezogene Rahmenbedingungen" des Lageberichts weiter erläutert werden.

Die Folgen des Kriegs haben auch Auswirkungen auf das E.ON-Geschäft, insbesondere durch die weitere Anspannung und hohe Volatilität an den Commodity-Märkten. Im Laufe des Jahres 2022 stiegen die Commodity-Preise bis in das dritte Quartal ungebremst an; zum Ende des Jahres gingen die Preise zwar deutlich, aber auf ein weiterhin sehr hohes Niveau, zurück. Dies hatte entsprechende Auswirkungen auf die bilanzierten Absatz- und Beschaffungsgeschäfte. Aus der Realisation eines Teils der vor Kriegsbeginn abgeschlossenen Beschaffungsverträge und entsprechenden Neuabschlüssen zu hohen Preisen resultierte ein Rückgang der bilanzierten Marktwerte zum Jahresende.

Kompensierend wirkte die gegenläufige Entwicklung der diesen Geschäften teilweise gegenüberstehenden Drohverlustrückstellungen im Zusammenhang mit schwebenden Strom- und Gaslieferverträgen mit Kunden. Die Auswirkungen sind in den Kapiteln Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage des Lageberichts näher erläutert.

Ein mögliches Risiko war ein mögliches Bewertungsrisiko von Kapitalanlagen, unter anderem bei der im Planvermögen für Pensionen gehaltenen Beteiligung an der Nord Stream AG. Diese Beteiligung wurde zum 31. Dezember 2022 im Rahmen der gestiegenen Unsicherheiten sowie der Beschädigungen an beiden Leitungssträngen von Nord Stream 1 auf ihren Fair Value von null abgewertet. Dieser Rückgang um rund 1,2 Mrd € gegenüber dem 31. Dezember 2021 wurde gemäß IAS 19 im Sonstigen Ergebnis im Eigenkapital ergebnisneutral erfasst.

Im Rahmen der zum Stichtag abschätzbaren Lage hinsichtlich des Kriegs in der Ukraine wurden keine Hinweise auf Wertminderungen für langfristige Vermögenswerte unter IAS 36, insbesondere für Goodwill, andere immaterielle Vermögenswerte und Sachanlagen, identifiziert ("Triggering Events").

Im Geschäftsjahr 2022 haben die hohen Energiepreise infolge des Russland-Ukraine-Kriegs die Bezahlbarkeit der deutlich gestiegenen Energierechnungen durch die Kunden beeinträchtigt und zu zusätzlichen Wertminderungen auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen geführt.

Mögliche bilanzielle Auswirkungen der künftigen Entwicklung des Russland-Ukraine-Kriegs werden fortlaufend analysiert.

Im Zusammenhang mit der europaweiten Energiekrise haben die Regierungen einiger Länder, in denen E.ON tätig ist, verschiedene staatliche Interventionsmaßnahmen beschlossen, um die Belastungen für den Endverbraucher abzumildern. Zu diesen Maßnahmen gehören solche, die E.ON direkt betreffen können, wie die Einführung von gesetzlichen Preisobergrenzen (Price Caps) oder die Abschöpfung von Übererlösen. Insbesondere die gesetzlichen Preisobergrenzen können direkten Einfluss auf E.ONs Umsatzerlöse gemäß IFRS 15 haben. Im Geschäftsjahr 2022 haben derartige Belastungen jedoch keinen wesentlichen Effekt auf E.ONs Ertragslage. So wurden Belastungen aus gesetzlichen Preisobergrenzen meist durch staatliche Zuwendungen gemäß IAS 20 kompensiert (vergleiche hierzu die Ausführungen in den Textziffern 6 und 9). Darüber hinaus gibt es staatliche Interventionen, von denen E.ON nicht direkt betroffen ist, wie zum Beispiel eine zeitlich befristete Übernahme der Energiekosten für den Endverbraucher.

(4) Konsolidierungskreis

Die Anzahl der konsolidierten Unternehmen hat sich im Geschäftsjahr wie folgt entwickelt:

Konsolidierungskreis

	Inland	Ausland	Summe
Konsolidierte Unternehmen zum 1. Januar 2021	171	191	362
Zugänge	4	4	8
Abgänge/Verschmelzungen	9	39	48
Konsolidierte Unternehmen zum 31. Dezember 2021	166	156	322
Zugänge	4	3	7
Abgänge/Verschmelzungen	4	16	20
Konsolidierte Unternehmen zum 31. Dezember 2022	166	143	309

Nach der Equity-Methode wurden im Jahr 2022 insgesamt 54 inländische und 10 ausländische Gesellschaften einbezogen (2021: 52 beziehungsweise 11). Ein inländisches Unternehmen wurde als gemeinschaftliche Tätigkeit anteilig im Konzernabschluss dargestellt (2021: ein inländisches Unternehmen).

(5) Wesentliche Unternehmenserwerbe, Veräußerungen und Veräußerungsgruppen im Jahr 2022

Konsortialvertrag mit RheinEnergie

Am 29. Juni 2021 hat das im E.ON-Konzern vollkonsolidierte Tochterunternehmen Westenergie AG mit der RheinEnergie AG einen neuen Konsortialvertrag geschlossen, durch den E.ON weiteren Einfluss auf die Entwicklung der Energieversorgung in einer der am stärksten wachsenden Wirtschaftsregionen Deutschlands geltend machen und von dem Wachstum und den Synergien im Rheinland profitieren kann. Es ist geplant, dass Westenergie und RheinEnergie Beteiligungen an einzelnen Stadtwerken in dem ebenfalls im E.ON-Konzern vollkonsolidierten Tochterunternehmen rhenag Rheinische Energie Aktiengesellschaft (rhenag) zusammenführen. Im Zuge dessen erfolgen Einbringungen von ländlichen Beteiligungen beider Seiten in die rhenag. Die rhenag wird unverändert von der Westenergie vollkonsolidiert. Unabhängig davon werden Westenergie und RheinEnergie die operative Zusammenarbeit bei Betriebsführungen, Pachtverhältnissen und Dienstleistungsverträgen weiter optimieren. Das Bundeskartellamt hat die Freigabe der im Konsortialvertrag vorgesehenen Schritte grundsätzlich erteilt. Das Closing für diese Transaktion wird nach Erfüllung der Auflagen des Bundeskartellamts im Laufe des ersten Halbjahres 2023 erwartet. Im Rahmen der Gesamttransaktion ist weiter geplant, dass die Westenergie zusätzlich 20 Prozent der Anteile an den als assoziiertes Unternehmen in den Konzernabschluss einbezogenen Stadtwerken Duisburg auf die RheinEnergie übertragen und damit ihren Anteil an der RheinEnergie von 20 auf bis zu 24,9 Prozent aufstocken wird. Die Beteiligung an den Stadtwerken Duisburg ist dem Segment Energienetze Deutschland zugeordnet. Seit dem zweiten Quartal 2021 erfolgt der Ausweis der Beteiligung erstmals als Asset Held for Sale unter IFRS 5 mit einem Betrag von 154 Mio €. Aus der Gegenüberstellung des Buchwerts mit dem beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten ergab sich kein Wertminderungsbedarf.

Anteilige Veräußerung Stromnetzgesellschaft Essen GmbH & Co. KG

Die Westnetz GmbH hat 50 Prozent der Kommanditanteile an der neu gegründeten Stromnetzgesellschaft Essen GmbH & Co. KG an die Essener Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft mbH (EVV) mit Wirkung zum 1. Januar 2022 veräußert. In diese Gesellschaft wurden, ebenfalls mit Wirkung zum 1. Januar 2022, technische Anlagen wie das Niederspannungsnetz der Stadt Essen eingebracht. Diese werden seit Vollzug der Transaktion von E.ON zurückgepachtet, sodass der operative Netzbetrieb weiterhin von E.ON übernommen wird. Im dritten Quartal 2021 waren erstmals die Kriterien des IFRS 5 zum Ausweis der einzubringenden Vermögenswerte als zur Veräußerung gehalten erfüllt. Entsprechend wurde das im Segment Energienetze Deutschland enthaltene zugehörige Sachanlagevermögen in Höhe von 136 Mio € bis zur Veräußerung separat unter "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" in der Bilanz ausgewiesen. Aus der Gegenüberstellung des Buchwerts mit dem beizulegenden Zeitwert abzüglich Veräußerungskosten ergab sich kein Wertminderungsbedarf.

Anteilige Veräußerung der Westconnect GmbH

Mit Wirkung zum 31. Oktober 2022 hat die Westenergie AG 50 Prozent ihrer Anteile an der Westconnect GmbH (vormals: Westenergie Breitband GmbH) an Igneo Infrastructure Partners veräußert. Die Westconnect GmbH war zuvor eine 100-prozentige Tochtergesellschaft im E.ON-Konzern. Mit Wirkung zum 1. November 2022 liegen die Voraussetzungen für die Einbeziehung der Westconnect GmbH als Gemeinschaftsunternehmen in den E.ON-Konzernabschluss vor.

Gemeinsam mit dem neuen Partner soll der Ausbau der Hochgeschwindigkeits-Breitbandinfrastruktur in Deutschland vorangetrieben werden. Dabei ist geplant, in Zukunft mehr als 1,5 Millionen Haushalte sowie Großkunden in Deutschland mit Glasfaser-Breitbandanschlüssen zu versorgen.

Zum 30. Juni 2022 waren erstmals die Kriterien des IFRS 5 zum Ausweis der Veräußerungsgruppe als zur Veräußerung gehalten erfüllt. Entsprechend wurden die zugehörigen Vermögenswerte und Schulden der dem Segment Energienetze Deutschland zugeordneten Westconnect GmbH seitdem bis zum Vollzug der Transaktion als "Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte" beziehungsweise "Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden" in der Bilanz ausgewiesen.

Mit Vollzug der Transaktion wurde die Westconnect GmbH entkonsolidiert und wird seit dem 1. November 2022 im Wege der Equity-Methode nach IAS 28 in den E.ON-Konzernabschluss einbezogen (siehe Textziffer 16). Aus der Entkonsolidierung resultierte ein Erfolg in Höhe von 810 Mio €, wovon 530 Mio € auf die Neubewertung der verbleibenden Anteile zum beizulegenden Zeitwert entfallen. Insgesamt gingen zuvor als zur Veräußerung gehalten gezeigte Vermögenswerte, im Wesentlichen sonstige technische Anlagen und Maschinen und der Geschäfts- oder Firmenwert, in Höhe von 766 Mio € und zuvor als zur Veräußerung gehalten gezeigte Schulden, im Wesentlichen Verbindlichkeiten aus Zuschüssen, in Höhe von 171 Mio € ab.

Abschluss eines Future Consolidation Agreements der ZSE-Aktionäre

Am 8. April 2022 haben die Aktionäre der Západoslovenská energetika a.s. ("ZSE") und der Východoslovenská energetika Holding a.s. ("VSEH"), die E.ON SE und die Slowakische Republik, das "Future Consolidation Agreement" geschlossen, in dem die Zusammenführung der ZSE und der VSEH-Gruppe vereinbart wurde. Der Vertrag regelt unter anderem die Einbringung von 100 Prozent der Aktien der VSEH in die ZSE, den Verkauf aller beziehungsweise ausgewählter Tochtergesellschaften der VSEH an ZSE und die Durchführung gesellschaftsrechtlicher Änderungen bei der VSEH.

Infolge der Einbringung der Aktien der VSEH in die ZSE wird die ZSE die alleinige Aktionärin der VSEH (und damit auch Aktionärin ausgewählter Tochtergesellschaften der VSEH). Die Anteilsverhältnisse an der ZSE bleiben unverändert, das heißt, 49 Prozent der Aktien an der ZSE hält E.ON und 51 Prozent der slowakische Staat. Die noch abzuschließende neue Gesellschaftervereinbarung der ZSE soll im Wesentlichen der auch gegenwärtig geltenden Gesellschaftervereinbarung entsprechen. Die ZSE wird damit im E.ON-Konzernabschluss auch nach der Transaktion weiterhin als Gemeinschaftsunternehmen at equity bilanziert, die Geschäftstätigkeiten der bislang vollkonsolidierten VSEH werden mit Closing ebenfalls at equity im Konzernabschluss abgebildet.

Es war ursprünglich geplant, die Transaktion bis Ende 2022 durchzuführen. Demzufolge wird die VSEH-Gruppe seit dem 31. Dezember 2021 als Abgangsgruppe gemäß IFRS 5 gezeigt. Aktuell wird mit dem Abschluss der Transaktion frühestens im zweiten Quartal 2023 gerechnet. Die als zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte setzen sich zum 31. Dezember 2022 zusammen aus 945 Mio € Anlagevermögen und 248 Mio € Umlaufvermögen. Zusätzlich ist ein Goodwill von 149 Mio € zugeordnet. Die korrespondierenden Schulden (vor Minderheitenabzug) belaufen sich auf 764 Mio €, davon 351 Mio € an finanziellen Verbindlichkeiten, 269 Mio € an betrieblichen Verbindlichkeiten, 30 Mio € an Rückstellungen sowie 121 Mio € an latenten Steuerverbindlichkeiten. Im Jahr 2022 wurde ein Wertminderungsbedarf von 61 Mio € festgestellt, welcher in den oben genannten Zahlen bereits berücksichtigt ist.

Verkauf Universal Service Provider-Geschäft in Ungarn

Zur weiteren Optimierung des Portfolios in Ungarn hat E.ON Hungária Zrt. am 23. Februar 2022 einen Vertrag mit MVM Zrt. zum Verkauf von 100 Prozent der Anteile an E.ON Áramszolgáltató Kft. ("EÁS") unterzeichnet. EÁS hält eine regionale Universal Service Provider-Lizenz und beliefert auf dieser Basis Kunden in bestimmten Regionen in Ungarn mit Strom. Zum 31. Dezember 2021 wurde damit gerechnet, dass die Transaktion innerhalb der nächsten zwölf Monate erfolgreich abgeschlossen wird. Daher wurde EÁS beziehungsweise das Universal Service Provider-Geschäft, welches im E.ON-Konzern dem Segment Kundenlösungen Sonstige zugeordnet war, zum 31. Dezember 2021 als Abgangsgruppe gemäß IFRS 5 ausgewiesen. Die Transaktion wurde am 14. April 2022 vollzogen, das Entkonsolidierungsergebnis belief sich auf -11 Mio €. Insgesamt gingen zuvor als zur Veräußerung gehalten gezeigte Vermögenswerte, im Wesentlichen Forderungen, in Höhe von 72 Mio € und zuvor als zur Veräußerung gehalten gezeigte Schulden, im Wesentlichen operative Verbindlichkeiten und Rückstellungen, in Höhe von 59 Mio € ab.

Entkonsolidierungsergebnisse werden grundsätzlich dem sonstigen betrieblichen Ergebnis zugeordnet.

(6) Umsatzerlöse

Im Jahr 2022 lag der Umsatz mit 115,7 Mrd € um rund 38,3 Mrd € über dem Vorjahreswert. Diese Verbesserung ist im Wesentlichen auf die Preisentwicklung an den Commodity-Märkten zurückzuführen.

Die gestiegenen Preise für Energie führten zum einen zu höheren Verkaufspreisen an den Absatzmärkten. Zum anderen sind bei auf Termin kontrahierten Absatzmengen, die nach IFRS 9 als Derivat zu bilanzieren sind, zum Zeitpunkt der physischen Lieferung die entsprechenden Umsätze zu Marktpreisen auszuweisen.

Umsatzerlöse, die in der laufenden Berichtsperiode realisiert wurden und die aus Leistungsverpflichtungen stammen, die ganz oder teilweise bereits in früheren Berichtsperioden erfüllt wurden, betrugen 0,7 Mrd € (2021: 0,4 Mrd €). Der Gesamtbetrag der bereits kontrahierten, indes noch ausstehenden Leistungsverpflichtungen (ohne erwartete Vertragsverlängerungen und zu erwartende Neuabschlüsse von Verträgen) belief sich zum 31. Dezember 2022 auf 43,6 Mrd € (31. Dezember 2021: 28,1 Mrd €). Der größere Teil dieser Leistungsverpflichtungen wird erwartungsgemäß innerhalb der nächsten drei Jahre erfüllt werden. Die Umsatzrealisierung erfolgt im E.ON-Konzern im Wesentlichen zeitraumbezogen. Die Umsätze, die nicht unter IFRS 15, sondern unter anderen Rechnungslegungsstandards erfasst wurden, betrugen im Geschäftsjahr 2022 insgesamt 5,1 Mrd € (2021: 673 Mio €). Daraus fielen 1,6 Mrd € aufgrund erfolgsbezogener Zuwendungen der öffentlichen Hand an.

Die Umsatzerlöse werden in den Segmentinformationen (Textziffer 35) detailliert in konzerninterne und -externe Umsätze aufgeteilt. Ebenso erfolgt eine Aufgliederung in wesentliche Regionen und Technologien. Ferner kann aus der Übersicht abgeleitet werden, welchen Effekt die Umsatzerlöse auf den operativen Cashflow vor Zinsen und Steuern haben.

(7) Andere aktivierte Eigenleistungen

Andere aktivierte Eigenleistungen belaufen sich auf 997 Mio € (2021: 761 Mio €) und resultieren im Wesentlichen aus aktivierten Leistungen im Zusammenhang mit laufenden und abgeschlossenen IT-Projekten und Netzinvestitionen.

(8) Sonstige betriebliche Erträge und Aufwendungen

Die sonstigen betrieblichen Erträge setzen sich wie folgt zusammen:

Sonstige betriebliche Erträge

in Mio €	2022	2021
Erträge aus Währungskursdifferenzen	853	478
Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten (einschließlich Währungsderivaten)	70.234	44.737
Erträge aus dem Abgang von Anlagevermögen und Wertpapieren	999	360
Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen	16	155
Übrige	1.091	1.653
Summe	73.193	47.383

Die sonstigen betrieblichen Erträge stiegen um 25.810 Mio € auf 73.193 Mio € (2021: 47.383 Mio €).

Die Aufwendungen und Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten (einschließlich Währungsderivaten) betreffen die Fair-Value-Bewertung aus Derivaten nach IFRS 9.

Die Erträge aus derivativen Finanzinstrumenten stiegen gegenüber dem Vorjahr um 25.497 Mio € auf 70.234 Mio € (2021: 44.737 Mio €) an, was im Wesentlichen auf die Entwicklung der Preise an den Commodity-Märkten im Jahresverlauf zurückzuführen ist.

Aus Commodity-Derivaten ergaben sich Erträge in Höhe von 68.302 Mio € (2021: 43.909 Mio €). Darüber hinaus werden unter den Erträgen aus derivativen Finanzinstrumenten (einschließlich Währungsderivaten) realisierte Erträge aus Währungsderivaten in Höhe von 1.632 Mio € (2021: 339 Mio €) ausgewiesen.

Demgegenüber erhöhten sich die Erträge aus Währungskurseffekten um 375 Mio € auf 853 Mio €.

Korrespondierende Positionen aus derivativen Finanzinstrumenten (einschließlich Währungsderivaten) befinden sich in den sonstigen betrieblichen Aufwendungen. Aus der währungsbezogenen Stichtagskursumrechnung ergaben sich innerhalb der sonstigen betrieblichen Erträge Effekte in Höhe von 2.143 Mio € (2021: 849 Mio €).

In den Erträgen aus dem Abgang von Anlagevermögen und Wertpapieren sind im Wesentlichen Erträge aus der anteiligen Veräußerung der Westconnect GmbH in Höhe von 810 Mio € enthalten. Im Jahr 2021 wurden Erträge aus der Veräußerung von Rampion Renewables in Höhe von 64 Mio € erzielt. Aus dem Verkauf von Wertpapieren wurden 26 Mio € (2021: 41 Mio €) erzielt.

Die übrigen sonstigen betrieblichen Erträge fielen gegenüber dem Vorjahr um 562 Mio €.

Im Jahr 2021 waren Effekte aus der Rückerstattung von zuvor getätigten Käufen von Reststrommengen in Höhe von 560 Mio € enthalten.

In den übrigen sonstigen betrieblichen Erträgen werden auch Sachverhalte wie die Geschäfte außerhalb der regulären Geschäftstätigkeit in Höhe von 212 Mio € (2021: 221 Mio €), Erträge aus Schadensersatz in Höhe von 83 Mio € (2021: 70 Mio €), Miet- und Pachtzinsen in Höhe von 58 Mio € (2021: 58 Mio €), sowie Realisationen von im Rahmen der innogy Kaufpreisverteilung passivierten Eigenverbrauchsverträgen in Höhe von 26 Mio € (2021: 99 Mio €) ausgewiesen.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen setzen sich folgendermaßen zusammen:

Sonstige betriebliche Aufwendungen

in Mio €	2022	2021
Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen	524	885
Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten (einschließlich Währungsderivaten)	66.663	26.486
Sonstige Steuern	111	42
Verluste aus dem Abgang von Anlagevermögen und Wertpapieren	223	209
Wertminderung finanzieller Vermögenswerte	660	319
Übrige	3.555	3.724
Summe	71.736	31.665

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen lagen mit 71.736 Mio € um 40.071 Mio € über dem Vorjahr (2021: 31.665 Mio €). Der Anstieg ist auf die um 40.177 Mio € auf 66.663 Mio € (2021: 26.486 Mio €) gestiegenen Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten (einschließlich Währungsderivaten) zurückzuführen. Analog der Entwicklung in den Erträgen aus derivativen Finanzinstrumenten ist dies im Wesentlichen auf die Entwicklung der Preise an den Commodity-Märkten im Jahresverlauf zurückzuführen.

Die Aufwendungen aus Commodity-Derivaten beliefen sich in 2022 auf 64.615 Mio € (2021: 25.990 Mio €).

Darüber hinaus werden unter den Aufwendungen aus derivativen Finanzinstrumenten (einschließlich Währungsderivaten) realisierte Aufwendungen aus Währungsderivaten in Höhe von 1.473 Mio € (2021: 51 Mio €) ausgewiesen.

Die Aufwendungen aus Währungskursdifferenzen in Höhe von 524 Mio € sanken um 361 Mio € gegenüber dem Vorjahr (885 Mio €).

Aus der währungsbezogenen Stichtagskursumrechnung ergaben sich innerhalb der sonstigen betrieblichen Aufwendungen Effekte in Höhe von 1.880 Mio € (2021: 1.161 Mio €).

In den übrigen sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind Effekte aus der Realisation von im Rahmen der innogy-Kaufpreisverteilung aktivierten Eigenverbrauchsverträgen in Höhe von 32 Mio € (2021: 163 Mio €) enthalten. Darüber hinaus sind Beratungs- und Prüfungskosten in Höhe von 155 Mio € (2021: 139 Mio €), Werbe- und Marketingaufwendungen in Höhe von 177 Mio € (2021: 196 Mio €), Mieten und Pachten in Höhe von 54 Mio € (2021: 53 Mio €) sowie Fremdleistungen und Weiterbelastungen in Höhe von 981 Mio € (2021: 971 Mio €) enthalten. Des Weiteren werden hier IT-Aufwendungen mit 480 Mio € (2021: 444 Mio €), Büroaufwendungen in Höhe von 104 Mio € (2021: 117 Mio €), Versicherungsprämien in Höhe von 56 Mio € (2021: 61 Mio €), Reisekosten in Höhe von 71 Mio € (2021: 40 Mio €), Beiträge und Gebühren in Höhe von 64 Mio € (2021: 67 Mio €) und Aufwendungen für Reparaturen in Höhe von 89 Mio € (2021: 86 Mio €) ausgewiesen.

(9) Materialaufwand

Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und bezogene Waren umfassen insbesondere den Bezug von Gas und Strom. Des Weiteren sind hier Brennstoffe enthalten. Die Aufwendungen für bezogene Leistungen beinhalten im Wesentlichen Netznutzungsentgelte und Instandhaltungsaufwendungen.

Materialaufwand

in Mio €	2022	2021
Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und bezogene Waren	93.141	63.001
Aufwendungen für bezogene Leistungen	15.486	15.095
Summe	108.627	78.096

Der Materialaufwand lag mit 108.627 Mio € deutlich über dem Niveau des Vorjahres (78.096 Mio €). Dieser Anstieg ist vor allem auf gestiegene Energiepreise an den Commodity-Märkten zurückzuführen. Diese bedingen höhere direkte Beschaffungskosten, führen aber auch bei auf Termin kontrahierten Beschaffungsverträgen, die nach IFRS als derivative Finanzinstrumente zu bilanzieren sind, zum Zeitpunkt der Realisation zur Erfassung der entsprechenden Aufwendungen mit dem aktuellen Marktpreis. Erträge aus der Marktbewertung von Commodity-Derivaten sind im sonstigen betrieblichen Ergebnis erfasst.

Außerdem wurde in den Materialaufwendungen die Veränderung der Rückstellungen für schwebende Geschäfte erfasst. Diese Rückstellungen wurden im Wesentlichen für kontrahierte Absatzgeschäfte gebildet, die nicht dem IFRS 9 unterliegen (sogenannte Own-use-Verträge), die aber wirtschaftlich Teil eines Portfolios sind, dem teilweise als derivative Finanzinstrumente zu bilanzierende Beschaffungsgeschäfte gegenüberstehen.

Der Materialaufwand wurde um 774 Mio € durch den Erhalt von Zuschüssen der öffentlichen Hand verringert.

(10) Finanzergebnis

Das Finanzergebnis setzt sich wie folgt zusammen:

Finanzergebnis

in Mio €	2022	2021
Erträge aus Beteiligungen	20	186
Fair Value through P&L	-16	133
Sonstige	36	53
Wertberichtigungen/Zuschreibungen auf sonstige Finanzanlagen	-27	-19
Beteiligungsergebnis	-7	167
Erträge aus Wertpapieren, Zinsen und ähnliche Erträge	2.552	1.037
Amortized Cost	77	42
Fair Value through P&L	457	772
Fair Value through OCI	15	14
Sonstige Zinserträge	2.003	209
Zinsen und ähnliche Aufwendungen	-1.625	-1.590
Amortized Cost	-762	-743
Fair Value through P&L	-576	-546
Sonstige Zinsaufwendungen	-287	-301
Zinsergebnis	927	-553
Finanzergebnis	920	-386

Die deutliche Verbesserung des Finanzergebnisses gegenüber dem Vorjahr ist hauptsächlich auf die Effekte im Zinsergebnis zurückzuführen, während das Beteiligungsergebnis zurückging. Die aufgrund gestiegener Diskontierungszinssätze sehr positive Entwicklung der Rückstellungen wird nur teilweise durch die negativen Bewertungseffekte von zum beizulegenden Zeitwert bilanzierten Wertpapieren beeinflusst.

Der in Zinsen und ähnliche Aufwendungen Amortized Cost beinhaltete positive Effekt aus dem Unterschied zwischen der Nominalverzinsung und der aufgrund der Kaufpreisallokation angepassten Effektivverzinsung ehemaliger innogy-Anleihen in Höhe von 204 Mio € fiel um 63 Mio € geringer aus als im Vorjahr. Gegenläufig in dieser Position wirkte der verringerte Zinsaufwand aus den getilgten Anleihen.

Sowohl in den Erträgen (35 Mio €; 2021: 284 Mio €) als auch in den Aufwendungen (-236 Mio €; 2021: -131 Mio €) aus Fair Value through P&L sind die Bewertungseffekte von zum beizulegenden Zeitwert bilanzierten Wertpapieren enthalten.

In den sonstigen Zinserträgen sind Zinserträge aus der Diskontierung von Rückstellungen für Entsorgungs- und Rückbauverpflichtungen in Höhe von 1.338 Mio € (2021: 0 Mio €), von Rückstellungen für Rekultivierungs- und Sanierungsverpflichtungen in Höhe von 253 Mio € (2021: 7 Mio €) sowie sonstiger langfristiger Rückstellungen mit einem Betrag von 302 Mio € (2021: 22 Mio €) enthalten.

Die sonstigen Zinsaufwendungen beziehen sich im Wesentlichen auf Verbindlichkeiten aus Finanzierungsleasing mit 162 Mio € (2021: 160 Mio €) und auf die Netto-Zinsbelastungen aus Pensionsrückstellungen mit 51 Mio € (2021: 63 Mio €).

Die Zinsaufwendungen beinhalten außerdem in Höhe von 80 Mio € negative Ergebniseffekte (2021: 38 Mio €) aus gemäß IAS 32 als Verbindlichkeiten auszuweisenden Anteilen an bereits konsolidierten Tochterunternehmen sowie Anteilen ohne beherrschenden Einfluss an vollkonsolidierten Personengesellschaften, deren Gesellschaftern aufgrund der gesellschaftsrechtlichen Struktur ein gesetzliches Kündigungsrecht, verbunden mit einem Kompensationsanspruch, zusteht. Die Zinsaufwendungen sind um die aktivierten Fremdkapitalzinsen in Höhe von 8 Mio € (2021: 7 Mio €) vermindert.

(11) Steuern vom Einkommen und vom Ertrag

Für die Geschäftsjahre 2022 und 2021 setzen sich die Steuern vom Einkommen und vom Ertrag einschließlich der latenten Steuern wie folgt zusammen:

Steuern vom Einkommen und vom Ertrag

in Mio €	2022	2021
Laufende Ertragsteuern	567	500
davon periodenfremd	-165	-170
Latente Steuern	-812	318
davon aus temporären Differenzen	956	474
davon aus Verlustvorträgen	-376	70
davon aus Zinsvorträgen und sonstigen Steuergutschriften	-178	16
davon aus Wertberichtigung -	1.214	-242
Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	-245	818

Der in Deutschland anzuwendende Ertragsteuersatz von 31 Prozent (2021: 31 Prozent) setzt sich zusammen aus Körperschaftsteuer (15 Prozent), Gewerbesteuer (15 Prozent) und Solidaritätszuschlag (1 Prozent). Der Ertragsteuersatz von 31 Prozent entspricht dem für 2022 gültigen Steuersatz der E.ON SE. Die Unterschiede zum effektiven Steuersatz lassen sich wie folgt herleiten:

Überleitungsrechnung zum effektiven Steueraufwand/-satz

	2022		2021
	in Mio €	in %	in Mio €	in %
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Steuern	1.997	100,0	6.123	100,0
Erwartete Ertragsteuern	619	31,0	1.898	31,0
Unterschied zu ausländischen Steuersätzen	162	8,1	-149	-2,4
Änderungen des Steuersatzes/Steuerrechts	-95	-4,8	48	0,8
Steuereffekte auf steuerfreies Einkommen	-173	-8,6	-408	-6,7
Steuereffekte aus nicht abzugsfähigen Ausgaben und permanenten Differenzen	475	23,8	399	6,5
Steuereffekte auf Ergebnisse aus at equity bewerteten Unternehmen	-61	-3,1	-21	-0,3
Steuereffekte aus Wertänderungen und Nichtansatz von latenten Steuern	-1.264	-63,3	-767	-12,5
Steuereffekte aus anderen Ertragsteuern	46	2,3	83	1,4
Steuereffekte aus periodenfremden Ertragsteuern	59	2,9	-246	-4,0
Sonstiges	-13	-0,6	-19	-0,3
Effektiver Steueraufwand/-satz	-245	-12,3	818	13,4

In Bezug auf die fortgeführten Aktivitäten ergab sich im Berichtsjahr ein Steuerertrag von 245 Mio € (2021: Steueraufwand von 818 Mio €). Dies resultierte in einer rechnerischen Steuerquote von -12 Prozent. Hier wirkte sich im Wesentlichen ein Einmaleffekt aus der Bewertung aktiver latenter Steuern im Zusammenhang mit der Entwicklung der Nettopensionsverpflichtungen entlastend aus.

Die betriebliche Steuerquote für die fortgeführten Aktivitäten betrug 25 Prozent (Vorjahr: 23 Prozent). Im Vorjahr führte die Nutzung von steuerlichen Verlustvorträgen, die sich entlastend auf die Steuerquote auswirkte, zu einer Minderung der betrieblichen Steuerquote.

Aus den verschiedenen temporären Unterschieden sowie den verschiedenen noch nicht genutzten steuerlicher Verlustvorträgen und Steuergutschriften ergeben sich die folgenden aktiven und passiven latenten Steuern:

Aktive und passive latente Steuern

	31. Dezember 2022		31. Dezember 2021
in Mio €	Aktiv	Passiv	Aktiv	Passiv
Immaterielle Vermögenswerte	214	555	404	717
Nutzungsrechte	5	629	7	622
Sachanlagen	418	3.603	453	3.729
Finanzanlagen	266	157	150	142
Vorräte	119	1	87	-
Forderungen (inklusive derivativer Finanzinstrumente)	1.916	13.390	1.134	7.548
Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	1.741	11	2.895	45
Übrige Rückstellungen	1.758	265	4.446	91
Verbindlichkeiten (inklusive derivativer Finanzinstrumente)	14.053	2.327	6.315	2.085
Verlustvorträge	847	-	482	-
Sonstige	1.079	1.022	843	846
Zwischensumme	22.416	21.960	17.216	15.825
Wertänderung	-1.170	-	-2.389	-
Latente Steuern (brutto)	21.246	21.960	14.827	15.825
Saldierung	-19.167	-19.167	-13.176	-13.176
Latente Steuern (netto)	2.079	2.793	1.651	2.649
davon kurzfristig	965	585	478	519

Die laufenden Ertragsteuerforderungen und -verbindlichkeiten, die im Wesentlichen Ertragsteuern für das laufende Jahr und von der Finanzverwaltung noch nicht abschließend veranlagte Vorjahreszeiträume beinhalten, sind der Bilanz zu entnehmen.

Für den Unterschied zwischen dem Netto-Vermögen und dem steuerlichen Buchwert von Tochtergesellschaften und assoziierten Unternehmen (sogenannte "Outside Basis Differences") wurden zum Stichtag 16 Mio. € passive latente Steuern bilanziert (2021: 23 Mio. €). Für temporäre Differenzen im Zusammenhang mit Anteilen an Tochterunternehmen und assoziierten Unternehmen in Höhe von 3.067 Mio. € (2021: 1.718 Mio. €) wurden passive latente Steuern nicht gebildet, da E.ON in der Lage ist, den zeitlichen Verlauf der Umkehrung zu steuern, und sich die temporären Differenzen in absehbarer Zeit nicht umkehren.

Auf folgende Verlustvorträge, Zinsvorträge und sonstige Steuervorteile wurden keine aktiven latenten Steuern (mehr) angesetzt:

Verlustvorträge, Zinsvorträge und sonstige Steuergutschriften ohne Ansatz von aktiven latenten Steuern

	31. Dezember 2022			31. Dezember 2021
in Mio €	Verlustvorträge KSt	Verlustvorträge GewSt und lokale Ertragsteuer	Steuerliche Zinsvorträge und sonstige Steuergutschriften	Verlustvorträge KSt	Verlustvorträge GewSt und lokale Ertragsteuer	Steuerliche Zinsvorträge und sonstige Steuergutschriften
Beträge zum Bilanzstichtag	9.597	2.106	2.545	8.759	1.665	1.713
Davon Beträge ohne Ansatz latenter Steuern	8.371	1.928	2.177	7.475	1.559	1.669
‒ zeitlich unbefristet	7.925	1.859	2.177	7.006	1.466	1.669
‒ zeitlich befristet	446	69	-	470	92	-
‒ davon bis 5 Jahre	174	69	-	195	92	-
‒ davon bis 9 Jahre	272	-	-	-	-	-
‒ davon 10 Jahren oder länger	-	-	-	275	-	-

Die verfallbaren Verlustvorträge betreffen ausschließlich das Ausland.

Zudem wurden für erfolgswirksam und erfolgsneutral gebildete temporäre Differenzen in Höhe von 2.918 Mio € (2021: 12.357 Mio €) keine latenten Steueransprüche (mehr) bilanziert.

Der laufende Steueraufwand hat sich aufgrund der Nutzung bisher nicht berücksichtigter steuerlicher Verluste um 4 Mio € (2021: 79 Mio €) gemindert. Durch die Veränderung bislang nicht angesetzter steuerlicher Verluste und temporärer Differenzen wurde der latente Steueraufwand um 71 Mio € (2021: 446 Mio €) gemindert.

Zum 31. Dezember 2022 hat E.ON für Gesellschaften (im Wesentlichen in Großbritannien), die einen Verlust in der laufenden Periode oder in der Vorperiode erlitten haben, latente Steuerforderungen ausgewiesen, die die latenten Steuerverbindlichkeiten um 478 Mio € (2021: 497 Mio €) übersteigen. Grundlage für die Bildung latenter Steuern ist die Einschätzung des Managements, dass es aufgrund der Entwicklung zeitlicher Umkehreffekte sowie konkreter Steuergestaltungsmaßnahmen wahrscheinlich ist, dass die jeweiligen Gesellschaften zu versteuernde Ergebnisse erzielen werden, mit denen noch nicht genutzte steuerliche Verluste, Steuergutschriften und abzugsfähige temporäre Differenzen verrechnet werden können.

Die im Sonstigen Ergebnis erfassten Ertragsteuern setzen sich wie folgt zusammen:

Ertragsteuern im Sonstigen Ergebnis

in Mio €	2022	2021
Latente Steuern im Sonstigen Ergebnis	124	726
Laufende Ertragsteuern im Sonstigen Ergebnis	-13	-13
Summe	111	713

Die im Sonstigen Ergebnis erfassten Veränderungen der Ertragsteuern gliedern sich folgendermaßen auf:

Veränderung von Ertragsteuern im Sonstigen Ergebnis

	2022			2021
in Mio €	Vor Ertragsteuern	Ertragsteuern	Nach Ertragsteuern	Vor Ertragsteuern	Ertragsteuern	Nach Ertragsteuern
Cashflow Hedges	1.591	-183	1.408	648	7	655
Marktbewertung Finanzinstrumente	-155	28	-127	-47	3	-44
Währungsumrechnungsdifferenz	-491	-170	-661	93	-	93
Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen	2.426	-277	2.149	2.604	-83	2.521
At equity bewertete Unternehmen	616	-	616	-196	1	-195
Summe	3.987	-602	3.385	3.102	-72	3.030

Zu- und Abgänge

Veränderungen der latenten Steuern aus Zu- und Abgangseffekten beziehungsweise aus nicht fortgeführten Aktivitäten ergaben sich in Höhe von insgesamt -21 Mio € (2021: -100 Mio €).

Die Veränderungen bei den aktiven latenten Steuern betreffen im aktuellen Jahr mit einem Nettozugang von 1 Mio € im Wesentlichen Immaterielle Vermögenswerte (+12 Mio €), Sachanlagen (+11 Mio €) und Verbindlichkeiten (-18 Mio €). Die Veränderung der passiven latenten Steuern betreffen mit einem Nettoabgang von -20 Mio € im Wesentlichen Immatererielle Vermögenswerte (+15 Mio €), Sachanlagen (-48 Mio €) und Forderungen (-11 Mio €) sowie Verbindlichkeiten (+25 Mio €).

Im Vorjahr betreffen die Veränderungen der aktiven latenten Steuern mit einem Nettoabgang von -55 Mio € im Wesentlichen immaterielle Vermögenswerte (-27 Mio €), Sachanlagen (+94 Mio €) und Rückstellungen (-21 Mio €) sowie Wertanpassungen (-81 Mio €). Die Veränderung der passiven latenten Steuern betreffen mit einem Nettoabgang von -155 Mio € im Wesentlichen Sachanlagen (-125 Mio €) und Forderungen (-47 Mio €).

Die VSEH-Gruppe wird seit dem 31. Dezember 2021 als Abgangsgruppe gemäß IFRS 5 gezeigt. Aktuell wird mit dem Abschluss der Transaktion im zweiten Quartal 2023 gerechnet (vergleiche Textziffer 5). Die als zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerte enthalten zum 31. Dezember 2022 latente Steuerverbindlichkeiten in Höhe von 121 Mio €.

Globale Mindestbesteuerung

Auf globaler Ebene wurde unter anderem eine Einigung von über 135 Ländern über die Einführung eines globalen Mindeststeuersatzes von 15 Prozent getroffen. Im Dezember 2021 veröffentlichte die OECD einen Entwurf für einen Rechtsrahmen, gefolgt von detaillierten Leitlinien im März 2022, die von den einzelnen Ländern, die das Abkommen unterzeichnet haben, zur Änderung ihrer lokalen Steuergesetze verwendet werden sollen.

Die EU-Richtlinie zur Gewährleistung dieser globalen Mindestbesteuerung für multinationale Unternehmensgruppen und große inländische Gruppen ist im Dezember 2022 in Kraft getreten. Die EU-Mitgliedstaaten haben nunmehr Zeit, die Richtlinie bis zum 31. Dezember 2023 in nationales Recht umzusetzen.

Sobald die Änderungen der Steuergesetze in den Ländern, in denen der Konzern tätig ist, gelten oder in Kürze gelten werden, kann der Konzern der Mindeststeuer unterliegen. In allen Jurisdiktionen liegt der für den Konzern relevante gesetzliche Steuersatz aber bereits über 15 Prozent. Nach aktueller Informationslage wird daher nicht davon ausgegangen, dass der E.ON-Konzern von dieser Mindeststeuer materiell betroffen sein wird. Zum Zeitpunkt der Genehmigung des Konzernabschlusses zur Veröffentlichung gilt die Steuergesetzgebung im Zusammenhang mit der Mindeststeuer in keinem der Länder, in denen der Konzern tätig ist. Der Vorstand verfolgt aufmerksam den Fortschritt des Gesetzgebungsverfahrens in jedem Land, in dem der Konzern tätig ist.

(12) Personalbezogene Angaben Personalaufwand

Der Personalaufwand hat sich wie folgt entwickelt:

Personalaufwand

in Mio €	2022	2021
Löhne und Gehälter	4.292	4.545
Soziale Abgaben	702	717
Aufwendungen für Altersversorgung und für Unterstützung	443	575
für Altersversorgung	420	547
Summe	5.437	5.837

Der Personalaufwand lag mit 5.437 Mio € um 400 Mio € unter dem Wert des Vorjahres (5.837 Mio €). Die Veränderung ist im Wesentlichen auf den Rückgang der Mitarbeiterzahlen sowie auf gesunkene Aufwendungen für Altersversorgung zurückzuführen. Darüber hinaus wirken gesunkene Aufwendungen für Restrukturierungsmaßnahmen.

Aktienbasierte Vergütung

Für aktienbasierte Vergütungen (E.ON Performance Plan) sind im Jahr 2022 Aufwendungen in Höhe von 24,6 Mio € (2021: 61,3 Mio €) entstanden.

Mitarbeiteraktienprogramm

Das freiwillige Mitarbeiteraktienprogramm ist im Jahr 2022 wieder durchgeführt worden. Die Mitarbeiter in den deutschen Konzerngesellschaften hatten damit wieder die Möglichkeit zum Erwerb von E.ON-Aktien zu vergünstigten Konditionen. Durch die Gewährung von Vorzugspreisen im Rahmen des Mitarbeiteraktienprogramms (Anwendungsbereich von IFRS 2 "Anteilsbasierte Vergütung") ist ein Personalaufwand von 5 Mio € entstanden; die Gegenbuchung erfolgte im Eigenkapital.

Langfristige variable Vergütung

Als freiwilligen langfristigen variablen Vergütungsbestandteil erhalten die Vorstandsmitglieder der E.ON SE und bestimmte Führungskräfte des E.ON-Konzerns eine aktienbasierte Vergütung. Ziel dieser aktienbasierten Vergütung ist es, den Beitrag zur Steigerung des Unternehmenswerts zu honorieren und den langfristigen Unternehmenserfolg zu fördern. Durch diese variable Vergütungskomponente mit gleichzeitig langfristiger Anreizwirkung und Risikocharakter werden die Interessen der Anteilseigner und des Managements sinnvoll verknüpft.

Im Folgenden wird über den im Jahre 2017 eingeführten E.ON Performance Plan berichtet.

E.ON Performance Plan (EPP)

In den Jahren 2017 bis 2022 gewährte E.ON den Vorstandsmitgliedern der E.ON SE und bestimmten Führungskräften des E.ON-Konzerns virtuelle Aktien im Rahmen des E.ON Performance Plans. Die Laufzeit einer Tranche beträgt vier Jahre. Sie beginnt jeweils am 1. Januar eines Jahres.

Der Begünstigte erhält virtuelle Aktien in Höhe des ihm vertraglich zugesagten Zielwerts. Die Umrechnung in virtuelle Aktien erfolgt dabei auf Basis des Fair Market Value bei Gewährung. Die Anzahl der zugeteilten virtuellen Aktien kann sich während der vierjährigen Laufzeit verändern. Im Rahmen der bis einschließlich 2021 zugeteilten Tranchen war das hierfür maßgebliche Kriterium allein der Total Shareholder Return (TSR) der E.ON-Aktie im Vergleich zum TSR der Unternehmen einer Vergleichsgruppe (relativer TSR). Im Rahmen der in 2022 zugeteilten Tranche ist die finale Anzahl der virtuellen Aktien von drei Leistungskriterien abhängig, nämlich dem relativen TSR, dem ROCE und dem E.ON Sustainability Index.

Der TSR ist die Aktienrendite der E.ON-Aktie und berücksichtigt die Entwicklung des Aktienkurses zuzüglich unterstellter reinvestierter Dividenden und ist bereinigt um Kapitalveränderungen. Als Vergleichsgruppe für den relativen TSR werden die weiteren Unternehmen des Branchenindex STOXX® Europe 600 Utilities herangezogen. Während der Laufzeit einer Tranche wird jährlich die TSR-Performance von E.ON im Vergleich zu den Unternehmen der Vergleichsgruppe gemessen und für das betreffende Jahr festgeschrieben.

Der E.ON Sustainability Index beinhaltet die jeweils vier relevantesten ESG-Aspekte (ESG = Environment, Social, Governance) bei E.ON. In 2022 waren dies: Klimaschutz, Vielfalt & Integration, Gesundheit & Sicherheit sowie ESG-Ratings.

Im Rahmen der bis einschließlich 2021 zugeteilten Tranchen bestimmt sich die finale Anzahl an virtuellen Aktien wie folgt: Die TSR-Performance eines Jahres bestimmt die finale Anzahl von je einem Viertel der zu Laufzeitbeginn zugeteilten virtuellen Aktien. Liegt die Zielerreichung in einem Jahr unterhalb der vom Aufsichtsrat bei Zuteilung festgelegten Schwelle, reduziert sich die Anzahl der virtuellen Aktien um ein Viertel. Bei einer Performance am oberen Kappungswert oder darüber vergrößert sich das auf das betreffende Jahr entfallende Viertel der zugeteilten virtuellen Aktien, jedoch maximal auf 150 Prozent.

Im Rahmen der in 2022 zugeteilten Tranche werden neben dem TSR (Gewichtung 50 Prozent) auch der ROCE (Gewichtung 25 Prozent) sowie der E.ON Sustainability Index (Gewichtung 25 Prozent) als Leistungskriterien berücksichtigt.

Die sich am Ende der Laufzeit ergebende Stückzahl virtueller Aktien wird mit dem Durchschnittskurs der E.ON-Aktie der letzten 60 Tage vor dem Laufzeitende multipliziert. Dieser Betrag wird um die Dividenden, die sich für E.ON-Aktien während der Laufzeit ergeben haben, erhöht und ausgezahlt. Die Summe der Auszahlungen ist auf 200 Prozent des zugesagten Zielwerts begrenzt.

Die virtuellen Aktien verfallen ersatzlos, wenn das Anstellungsverhältnis des Begünstigten vor dem Ende der Laufzeit aus Gründen, die in der Sphäre des Begünstigten liegen, endet. Wird das Anstellungsverhältnis des Begünstigten durch Eintritt in den Ruhestand, durch Ende einer Befristung oder aus betriebsbedingten Gründen vor Laufzeitende beendet, verfallen die virtuellen Aktien nicht, sondern werden am Laufzeitende abgerechnet.

Endet das Anstellungsverhältnis vor dem Laufzeitende durch Tod oder dauerhafte Invalidität, werden die virtuellen Aktien vorzeitig abgerechnet. Dasselbe gilt im Falle eines Change of Control bezogen auf die E.ON SE und auch dann, wenn die zuteilende Gesellschaft vor Laufzeitende aus dem E.ON-Konzern ausscheidet.

Die Grundparameter der im Jahr 2022 aktiven Tranchen des E.ON Performance Plans lauten wie folgt:

E.ON Performance Plan virtuelle Aktien

	6. Tranche	5. Tranche	4. Tranche	3. Tranche
Ausgabedatum	1. Jan. 2022	1. Jan. 2021	1. Jan. 2020	1. Jan. 2019
Laufzeit	4 Jahre	4 Jahre	4 Jahre	4 Jahre
Zielwert bei Ausgabe	12,76 €	7,65 €	7,88 €	6,68 €

Zum Bilanzstichtag beträgt die Rückstellung für die dritte, vierte, fünfte und sechste Tranche des E.ON Performance Plans 92,9 Mio € (2021: 89,1 Mio €). Der Aufwand für die dritte, vierte, fünfte und sechste Tranche betrug im Geschäftsjahr 2022 24,6 Mio € (2021: 61,3 Mio €).

Mitarbeiter

Im Berichtsjahr beschäftigte E.ON durchschnittlich 68.888 Mitarbeiter (2021: 71.630). Bei der Ermittlung dieser Zahl wurden Teilzeitstellen anteilig berücksichtigt. Darüber hinaus waren in Deutschland durchschnittlich 2.033 (2021: 2.115) Auszubildende beschäftigt.

Nach Segmenten setzt sich die Mitarbeiterzahl wie folgt zusammen:

Stammbelegschaft ¹

FTE ²	2022	2021
Energienetze	38.172	38.722
Kundenlösungen	25.106	27.217
Konzernleitung/Sonstiges	3.930	3.915
Mitarbeiter Kerngeschäft	67.208	69.854
Nicht-Kerngeschäft	1.680	1.776
Mitarbeiter E.ON-Konzern	68.888	71.630

¹ Ohne Auszubildende, Praktikanten und Werkstudenten
² Full Time Equivalents

(13) Sonstige Angaben

Deutscher Corporate Governance Kodex

Vorstand und Aufsichtsrat der E.ON SE haben die nach § 161 AktG vorgeschriebene Entsprechenserklärung am 14. Dezember 2022 abgegeben und den Aktionären auf der Internetseite der Gesellschaft (www.eon.com) dauerhaft öffentlich zugänglich gemacht.

Honorare und Dienstleistungen des Abschlussprüfers

Für die im Geschäftsjahr 2022 erbrachten Dienstleistungen des Abschlussprüfers des Konzernabschlusses, KPMG, sowie von Gesellschaften des internationalen KPMG-Netzwerks erbrachten Dienstleistungen, sind folgende Honorare als Aufwand erfasst worden:

Honorare des Abschlussprüfers

in Mio €	2022	2021
Abschlussprüfungsleistungen	32	29
Inland	23	21
Andere Bestätigungsleistungen	6	4
Inland	6	4
Steuerberatungsleistungen	1	1
Inland	-	1
Sonstige Leistungen	0	0
Inland	0	0
Summe	39	34
Inland	29	26

Die Honorare für Abschlussprüfungen betreffen die Prüfung des Konzernabschlusses und der gesetzlich vorgeschriebenen Abschlüsse der E.ON SE und ihrer verbundenen Unternehmen. Diese beinhalten auch die Honorare für die prüferischen Durchsichten der IFRS-Zwischenabschlüsse sowie sonstige unmittelbar durch die Abschlussprüfung veranlasste Prüfungen.

Die Honorare für andere Bestätigungsleistungen beinhalten sämtliche Bestätigungsleistungen, die keine Abschlussprüfungsleistungen sind und nicht im Rahmen der Abschlussprüfung genutzt werden. Diese umfassen gesetzlich geforderte Bestätigungsleistungen und freiwillige sonstige Bestätigungsleistungen (beispielsweise die Prüfung der Nachhaltigkeitsberichterstattung, EEG und KWKG sowie Prüfungsleistungen im Zusammenhang mit der Einführung neuer IT-Systeme).

Die Honorare für Steuerberatungsleistungen entfallen auf Leistungen im Steuer-Compliance-Bereich bei Konzerneinheiten im Ausland.

Anteilsbesitzliste

Die Angaben zum Beteiligungsbesitz gemäß § 313 Abs. 2 HGB sind integraler Bestandteil des Anhangs und in der Textziffer 38 dargestellt.

(14) Ergebnis je Aktie

Das Ergebnis je Aktie (EPS) für den Konzernüberschuss wird wie folgt berechnet:

Ergebnis je Aktie

in Mio €	2022	2021
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten	2.242	5.305
Abzüglich: Anteile ohne beherrschenden Einfluss	-411	-614
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE)	1.831	4.691
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten	-	-
Abzüglich: Anteile ohne beherrschenden Einfluss	-	-
Ergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE)	-	-
Konzernüberschuss/-fehlbetrag der Gesellschafter der E.ON SE	1.831	4.691
in €
Ergebnis je Aktie (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE)
aus fortgeführten Aktivitäten	0,70	1,80
aus nicht fortgeführten Aktivitäten	-	-
aus Konzernüberschuss/-fehlbetrag	0,70	1,80
Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien (gewichteter Durchschnitt) in Mio Stück	2.609	2.608

Die Ermittlung des verwässerten Ergebnisses je Aktie entspricht der Ermittlung des Basis-Ergebnisses je Aktie, da die E.ON SE keine potenziell verwässernden Stammaktien ausgegeben hat. Der Anstieg des gewichteten Durchschnitts der Zahl der im Umlauf befindlichen Aktien resultiert im Wesentlichen aus der Ausgabe eigener Aktien der E.ON SE im Rahmen des freiwilligen Mitarbeiteraktienprogramms.

(15) Goodwill, immaterielle

Vermögenswerte, Nutzungsrechte und Sachanlagen

Die Entwicklung des Goodwills, der immateriellen Vermögenswerte, der Nutzungsrechte und der Sachanlagen ist in den nachfolgenden Tabellen dargestellt:

Goodwill, immaterielle Vermögenswerte, Nutzungsrechte und Sachanlagen

	Anschaffungs- oder Herstellungskosten
in Mio €	1. Jan. 2022	Währungsunterschiede	Veränderungen Konsolidierungskreis ¹	Zugänge	Abgänge	Umbuchungen
Goodwill	19.192	-142	-251 ²	-	-	-
Kundenbeziehungen und ähnliche Werte	2.152	-28	-34	-	-13	-
Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte, Lizenzen und ähnliche Rechte	3.089	-21	-19	306	-80	119
Entwicklungsausgaben	902	-26	-4	77	-5	79
Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögenswerte	366	-2	-	280	-6	-169
Immaterielle Vermögenswerte	6.509	-77	-57	663	-104	29
Bebaute und unbebaute Grundstücke	830	-13	-1	111	-75	-26
Netze und Netzanlagen	2.197	-	1	281	-41	-
Speicher und Produktionskapazitäten	17	-	-	1	-15	-
Technische Anlagen und Maschinen	34	-	-	10	-1	-
Fuhrpark, Betriebs- und Geschäftsausstattung	202	-7	-5	50	-42	-5
Nutzungsrechte	3.280	-20	-5	453	-174	-31
Grundstücke und grundstücksgleiche Rechte	1.203	-15	-	8	-30	6
Bauten	4.484	-35	-1	83	-509	96
Technische Anlagen und Maschinen	57.533	-848	-612	2.175	-722	1.030
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	1.400	-6	-10	132	-164	43
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	2.717	-46	-25	1.905	-75	-1.149
Sachanlagen	67.337	-950	-648	4.303	-1.500	26

	Anschaffungs- oder Herstellungskosten					Kumulierte Abschreibungen
in Mio €	31. Dez. 2022	1. Jan. 2022	Währungsunterschiede	Veränderungen Konsolidierungskreis ¹	Zugänge	Abgänge
Goodwill	18.799	-1.784	6	-	-	-
Kundenbeziehungen und ähnliche Werte	2.077	-1.228	20	29	-215	5
Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte, Lizenzen und ähnliche Rechte	3.394	-1.200	9	-	-360	69
Entwicklungsausgaben	1.023	-517	18	10	-139	5
Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögenswerte	469	-11	-1	-	-	-
Immaterielle Vermögenswerte	6.963	-2.956	46	39	-714	79
Bebaute und unbebaute Grundstücke	826	-285	6	-1	-111	37
Netze und Netzanlagen	2.438	-458	-	-1	-229	19
Speicher und Produktionskapazitäten	3	-4	-	-	-	3
Technische Anlagen und Maschinen	43	-9	1	-	-4	-
Fuhrpark, Betriebs- und Geschäftsausstattung	193	-100	2	6	-49	38
Nutzungsrechte	3.503	-856	9	4	-393	97
Grundstücke und grundstücksgleiche Rechte	1.172	-79	3	-	-3	4
Bauten	4.118	-1.974	15	-	-132	484
Technische Anlagen und Maschinen	58.556	-27.486	401	56	-1.944	435
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	1.395	-845	6	-5	-140	154
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	3.327	-93	1	-	-	36
Sachanlagen	68.568	-30.477	426	51	-2.219	1.113

	Kumulierte Abschreibungen				Netto-Buchwerte
in Mio €	Umbuchungen	Wertminderungen	Zuschreibungen	31. Dez. 2022	31. Dez. 2022
Goodwill	-	-4	-	-1.782	17.017
Kundenbeziehungen und ähnliche Werte	-	-	-	-1.389	688
Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte, Lizenzen und ähnliche Rechte	-3	-1	1	-1.485	1.909
Entwicklungsausgaben	-	-1	-	-624	399
Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögenswerte	-	-	-	-12	457
Immaterielle Vermögenswerte	-3	-2	1	-3.510	3.453
Bebaute und unbebaute Grundstücke	12	-3	-	-345	481
Netze und Netzanlagen	-	-	-	-669	1.769
Speicher und Produktionskapazitäten	-	-	-	-1	2
Technische Anlagen und Maschinen	-	-	-	-12	31
Fuhrpark, Betriebs- und Geschäftsausstattung	4	-	-	-99	94
Nutzungsrechte	16	-3	-	-1.126	2.377
Grundstücke und grundstücksgleiche Rechte	-	-	-	-75	1.097
Bauten	-3	-4	1	-1.613	2.505
Technische Anlagen und Maschinen	-7	-32	16	-28.561	29.995
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	-6	-1	-	-837	558
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	1	-8	-	-63	3.264
Sachanlagen	-15	-45	17	-31.149	37.419

¹ Beinhalten auch Umgliederungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte/Veräußerungsgruppen.
² Betrifft den Goodwillabgang im Rahmen der anteiligen Veräußerung der Westconnect GmbH (vergleiche Textziffer 5).

Entwicklung des Goodwills sowie sonstiger Zuschreibungen und Wertminderungen nach Segmenten ab 1. Januar 2022

	Energienetze			Kundenlösungen
in Mio €	Deutschland	Schweden	Zentraleuropa Ost/Türkei	Deutschland	Großbritannien	Niederlande
Netto-Buchwert Goodwill zum 1. Januar 2022	7.848	90	252	6.752	1.950	73
Veränderungen aus Unternehmenserwerben und -veräußerungen	-	-	-	-	-	-
Wertminderungen	-	-	-	-	-	-
Sonstige Veränderungen ¹	-251	-7	-16	-	-102	-
Netto-Buchwert Goodwill zum 31. Dezember 2022	7.597	83	236	6.752	1.848	73
Wachstumsrate (in %)2, 3	1,25	-	-	1,25	1,25	-
Kapitalkosten (in %)2, 3	3,9	-	-	5,5	5,9	-
Sonstiges Anlagevermögen ⁴
Wertminderungen	-3	-	-	-19	-20	-
Zuschreibungen	-	-	17	-	-	-

	Kundenlösungen	Nicht-Kerngeschäft
in Mio €	Sonstige	Preussen Elektra	Erzeugung Türkei	Konzernleitung/ Sonstiges	E.ON- Konzern
Netto-Buchwert Goodwill zum 1. Januar 2022	443	-	-	-	17.408
Veränderungen aus Unternehmenserwerben und -veräußerungen	-	-	-	-	-
Wertminderungen	-4	-	-	-	-4
Sonstige Veränderungen ¹	-11	-	-	-	-387
Netto-Buchwert Goodwill zum 31. Dezember 2022	428	-	-	-	17.017
Wachstumsrate (in %)2, 3	-	-	-	-	-
Kapitalkosten (in %)2, 3	-	-	-	-	-
Sonstiges Anlagevermögen ⁴
Wertminderungen	-8	-	-	-	-50
Zuschreibungen	1	-	-	-	18

¹ Die sonstigen Veränderungen beinhalten Effekte aus konzerninternen Umstrukturierungen, Umbuchungen, Währungskursdifferenzen sowie Umgliederungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte.
² Wachstumsrate und Kapitalkosten nach Steuern für ausgewählte Cash Generating Units, deren jeweiliger Goodwill im Vergleich zum Buchwert des gesamten Goodwills wesentlich ist.
³ Die Bewertung der Energienetze Deutschland erfolgte mit einem Detailplanungszeitraum von drei Jahren und unter Berücksichtigung der Regulatory Asset Base.
⁴ Das sonstige Anlagevermögen beinhaltet immaterielle Vermögenswerte, Nutzungsrechte und Sachanlagen.

Goodwill, immaterielle Vermögenswerte, Nutzungsrechte und Sachanlagen

	Anschaffungs- oder Herstellungskosten
in Mio €	1. Jan. 2021	Währungsunterschiede	Veränderungen Konsolidierungskreis ¹	Zugänge	Abgänge	Umbuchungen
Goodwill	19.611	133	-552	-	-	-
Kundenbeziehungen und ähnliche Werte	2.286	12	-154	1	-102	109
Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte, Lizenzen und ähnliche Rechte	3.211	-12	-112	662	-788	128
Entwicklungsausgaben	888	26	1	96	-197	88
Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögenswerte	334	2	-	249	-27	-192
Immaterielle Vermögenswerte	6.719	28	-265	1.008	-1.114	133
Bebaute und unbebaute Grundstücke	779	9	-9	114	-62	-1
Netze und Netzanlagen	2.102	-	-	222	-126	-1
Speicher und Produktionskapazitäten	17	-	-	-	-	-
Technische Anlagen und Maschinen	30	-	-	5	-1	-
Fuhrpark, Betriebs- und Geschäftsausstattung	178	4	-3	72	-49	-
Nutzungsrechte	3.106	13	-12	413	-238	-2
Grundstücke und grundstücksgleiche Rechte	1.152	-1	57	16	-23	2
Bauten	3.980	13	51	67	1	372
Technische Anlagen und Maschinen	58.485	92	-1.190	2.071	-2.738	813
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	1.483	11	-164	130	-132	72
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	2.569	4	-39	1.520	-5	-1.332
Sachanlagen	67.669	119	-1.285	3.804	-2.897	-73

	Anschaffungs- oder Herstellungskosten					Kumulierte Abschreibungen
in Mio €	31. Dez. 2021	1. Jan. 2021	Währungsunterschiede	Veränderungen Konsolidierungskreis ¹	Zugänge	Abgänge
Goodwill	19.192	-1.784	-	-	-	-
Kundenbeziehungen und ähnliche Werte	2.152	-945	-12	38	-270	102
Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte, Lizenzen und ähnliche Rechte	3.089	-1.328	3	41	-453	613
Entwicklungsausgaben	902	-573	-19	-	-126	197
Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögenswerte	366	-18	-1	-	-1	20
Immaterielle Vermögenswerte	6.509	-2.864	-29	79	-850	932
Bebaute und unbebaute Grundstücke	830	-204	-3	3	-110	30
Netze und Netzanlagen	2.197	-274	1	25	-213	2
Speicher und Produktionskapazitäten	17	-2	-	-	-2	-
Technische Anlagen und Maschinen	34	-6	-	-	-4	1
Fuhrpark, Betriebs- und Geschäftsausstattung	202	-77	-3	-	-53	33
Nutzungsrechte	3.280	-563	-5	28	-382	66
Grundstücke und grundstücksgleiche Rechte	1.203	-58	-1	-17	-4	2
Bauten	4.484	-1.817	-6	-1	-151	8
Technische Anlagen und Maschinen	57.533	-28.034	-52	166	-2.171	2.541
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	1.400	-783	-7	25	-164	122
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	2.717	-54	-1	-	-	1
Sachanlagen	67.337	-30.746	-67	173	-2.490	2.674

	Kumulierte Abschreibungen				Netto-Buchwerte
in Mio €	Umbuchungen	Wertminderungen	Zuschreibungen	31. Dez. 2021	31. Dez.´2021
Goodwill	-	-	-	-1.784	17.408
Kundenbeziehungen und ähnliche Werte	-108	-33	-	-1.228	924
Konzessionen, gewerbliche Schutzrechte, Lizenzen und ähnliche Rechte	-5	-71	-	-1.200	1.889
Entwicklungsausgaben	7	-3	-	-517	385
Geleistete Anzahlungen auf immaterielle Vermögenswerte	-	-11	-	-11	355
Immaterielle Vermögenswerte	-106	-118	-	-2.956	3.553
Bebaute und unbebaute Grundstücke	-	-1	-	-285	545
Netze und Netzanlagen	1	-	-	-458	1.739
Speicher und Produktionskapazitäten	-	-	-	-4	13
Technische Anlagen und Maschinen	-	-	-	-9	25
Fuhrpark, Betriebs- und Geschäftsausstattung	-	-	-	-100	102
Nutzungsrechte	1	-1	-	-856	2.424
Grundstücke und grundstücksgleiche Rechte	-	-1	-	-79	1.124
Bauten	-3	-4	-	-1.974	2.510
Technische Anlagen und Maschinen	75	-30	19	-27.486	30.047
Andere Anlagen, Betriebs- und Geschäftsausstattung	-35	-3	-	-845	555
Geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau	-	-40	1	-93	2.624
Sachanlagen	37	-78	20	-30.477	36.860

¹ Beinhalten auch Umgliederungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte/Veräußerungsgruppen.

Entwicklung des Goodwills sowie sonstiger Zuschreibungen und Wertminderungen nach Segmenten ab 1. Januar 2021

	Energienetze					Kundenlösungen
in Mio €	Deutschland	Schweden	Zentraleuropa Ost/Türkei	Deutschland	Großbritannien	Niederlande
Netto-Buchwert Goodwill zum 1. Januar 2021	7.879	92	760	6.752	1.823	78
Veränderungen aus Unternehmenserwerben und -veräußerungen	-	-	-76	-	-	-
Wertminderungen	-	-	-	-	-	-
Sonstige Veränderungen ¹	-31	-2	-432	-	127	-5
Netto-Buchwert Goodwill zum 31. Dezember 2021	7.848	90	252	6.752	1.950	73
Wachstumsrate (in %)2, 3	0,5	-	-	0,5	0,5	-
Kapitalkosten (in %)2, 3	3,1	-	-	4,9	4,8	-
Sonstiges Anlagevermögen ⁴
Wertminderungen	-18	-	-75	-1	-46	-2
Zuschreibungen	1	-	19	-	-	-

	Kundenlösungen	Nicht-Kerngeschäft
in Mio €	Sonstige	Preussen Elektra	Erzeugung Türkei	Konzernleitung/ Sonstiges	E.ON-Konzern
Netto-Buchwert Goodwill zum 1. Januar 2021	443	-	-	-	17.827
Veränderungen aus Unternehmenserwerben und -veräußerungen	-5	-	-	-	-81
Wertminderungen	-	-	-	-	-
Sonstige Veränderungen ¹	5	-	-	-	-338
Netto-Buchwert Goodwill zum 31. Dezember 2021	443	-	-	-	17.408
Wachstumsrate (in %)2, 3	-	-	-	-	-
Kapitalkosten (in %)2, 3	-	-	-	-	-
Sonstiges Anlagevermögen ⁴
Wertminderungen	-12	-31	-	-12	-197
Zuschreibungen	-	-	-	-	20

¹ Die sonstigen Veränderungen beinhalten Effekte aus konzerninternen Umstrukturierungen, Umbuchungen, Währungskursdifferenzen sowie Umgliederungen in zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte.
² Wachstumsrate und Kapitalkosten nach Steuern für ausgewählte Cash Generating Units, deren jeweiliger Goodwill im Vergleich zum Buchwert des gesamten Goodwills wesentlich ist.
³ Die Bewertung der Energienetze Deutschland erfolgte mit einem Detailplanungszeitraum von drei Jahren und unter Berücksichtigung der Regulatory Asset Base.
⁴ Das sonstige Anlagevermögen beinhaltet immaterielle Vermögenswerte, Nutzungsrechte und Sachanlagen.

Goodwill und immaterielle Vermögenswerte

Die Entwicklung des Goodwills in den Segmenten sowie die Zuordnungen von Wertminderungen und Zuschreibungen je berichtspflichtiges Segment ergeben sich aus den vorstehenden Tabellen.

Wertminderungen

Im Rahmen der Impairment-Tests werden zunächst die beizulegenden Zeitwerte abzüglich der Veräußerungskosten der Cash Generating Units ermittelt. Da im Jahr 2022 keine bindenden Verkaufstransaktionen oder Marktpreise für die jeweiligen Cash Generating Units vorhanden waren, erfolgte die Bestimmung auf Basis von Discounted-Cashflow-Verfahren.

Die Bewertungen basieren auf der vom Vorstand genehmigten Mittelfristplanung. Den Berechnungen für Zwecke der Werthaltigkeitstests liegen grundsätzlich die drei Planjahre der Mittelfristplanung zuzüglich zweier weiterer Detailplanungsjahre zugrunde. In begründeten Ausnahmefällen wird hiervon abgewichen. Für die über die Detailplanungsperiode hinausgehenden Cashflow-Annahmen werden auf Basis von Vergangenheitsanalysen und Zukunftsprognosen nachhaltige währungsspezifische Wachstumsraten ermittelt. Die für den Euroraum nachhaltige Wachstumsrate betrug im Geschäftsjahr 2022 1,25 Prozent (2021: 0,5 Prozent). Die im jährlichen Werthaltigkeitstest zur Diskontierung verwendeten Nachsteuerzinssätze werden auf Grundlage von Marktdaten je Cash Generating Unit ermittelt und betrugen zum Bewertungsstichtag zwischen 3,9 und 13,0 Prozent (2021: zwischen 3,1 und 8,5 Prozent).

Wesentliche Annahmen, auf denen die Ermittlung des erzielbaren Betrags durch das Management beruht, sind die Prognosen der unternehmensbezogenen Investitionstätigkeit, der regulatorischen Rahmenbedingungen sowie Wachstumsraten, der Kapitalkosten, der Umsätze und der EBITDA-Marge (im Bereich Kundenlösungen) sowie der Regulatory Asset Base und der regulatorischen Rendite (im Bereich Energienetze). Bei diesen Prognosen zur Anwendung kommende Annahmen über die Entwicklung der Marktpreise für Rohstoffe, künftiger Strom- und Gaspreise auf den Großhandels- und Endverbrauchermärkten beruhen auf externen Marktdaten renommierter Anbieter sowie internen Einschätzungen und berücksichtigen auch in angemessener Weise klimabezogene Auswirkungen auf Marktbedingungen und makroökonomische Zusammenhänge sowie die in der Konzernstrategie verankerten Nachhaltigkeitsziele, wie die Reduzierung der Scope-3-Emissionen bis 2050 um 100 Prozent. Beispielsweise werden unter anderem Auswirkungen von Klimazielen auf CO ₂-Preise oder sich verändernde Wetterbedingungen in Bezug auf Temperatur und Wind einbezogen. Die unterstellte Entwicklung aller genannten wesentlichen Einflussgrößen folgt den im Prognosebericht dargelegten Erwartungen.

Die obigen Ausführungen gelten grundsätzlich entsprechend auch für die Durchführung von Werthaltigkeitstests für immaterielle Vermögenswerte, Sachanlagen und Beteiligungen, die gemäß IAS 28 nach der Equity-Methode bilanziert werden, sowie Gruppen von Vermögenswerten. Wenn der Goodwill einer Cash Generating Unit zusammen mit Vermögenswerten oder Gruppen von Vermögenswerten auf Werthaltigkeit überprüft wird, so sind zunächst die Vermögenswerte zu überprüfen.

Goodwill

Aus der Durchführung der Goodwill-Impairment-Tests im Geschäftsjahr 2022 ergab sich anders als im Vorjahr ein Wertminderungsbedarf unter IAS 36. In der Cash Generating Unit Kundenlösungen Rumänien wurde der Goodwill von 4 Mio € komplett abgeschrieben. Der neue Buchwert dieser Cash Generating Unit auf Basis des beizulegenden Zeitwerts abzüglich der Veräußerungskosten beträgt 370 Mio €. Außerdem wurden Wertminderungen auf den Goodwill der slowakischen Aktivitäten vorgenommen, nachdem dieser seit dem vierten Quartal 2021 unter IFRS 5 als zur Veräußerung gehalten klassifiziert worden ist (vergleiche hierzu auch Textziffer 5). Diese erforderlichen Wertminderungen betrugen rund 61 Mio € und gehen darauf zurück, dass der Fair Value abzüglich Veräußerungskosten unterhalb der Buchwertbasis der Abgangsgruppe liegt. Ein Wertminderungsaufwand ist in einem solchen Fall immer zuerst dem Buchwert jeglichen Geschäfts- oder Firmenwerts, der der Abgangsgruppe zugeordnet ist, zuzurechnen (siehe hierzu ebenfalls Textziffer 5).

Der getestete Goodwill sämtlicher Cash Generating Units, deren jeweiliger Goodwill zum Bilanzstichtag wesentlich im Vergleich zum Buchwert des Goodwills insgesamt ist, weist Überdeckungen der jeweiligen Buchwerte durch die erzielbaren Beträge auf, sodass, ausgehend von der aktuellen Beurteilung der wirtschaftlichen Lage, erst eine signifikante, nicht für realistisch erachtete Änderung der wesentlichen Bewertungsparameter zu einem Wertminderungsbedarf auf diese Goodwills führen würde.

Immaterielle Vermögenswerte

Die immateriellen Vermögenswerte wurden im Geschäftsjahr 2022 um rund 2 Mio € wertgemindert.

Zuschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte wurden im Berichtsjahr nur in Höhe von 1 Mio € vorgenommen.

Die planmäßigen Abschreibungen auf immaterielle Vermögenswerte betrugen im Jahr 2022 714 Mio € (2021: 850 Mio €).

Der Endbestand der immateriellen Vermögenswerte mit unbestimmbarer Nutzungsdauer belief sich zum 31. Dezember 2022 auf 308 Mio € (2021: 307 Mio €). Diese Vermögenswerte sind vor allem dem Segment Energienetze Deutschland zuzuordnen und gehen größtenteils auf Dienstbarkeiten/Wegerechte zurück, deren vertragliche Grundlage keine Befristung vorsieht.

Im Berichtsjahr wurden 68 Mio € (2021: 59 Mio €) Forschungs- und Entwicklungsaufwendungen im Sinne von IAS 38 aufwandswirksam erfasst.

Nutzungsrechte

Die planmäßigen Abschreibungen betrugen im Jahr 2022 393 Mio € (2021: 382 Mio €). Die Wertminderungen auf Nutzungsrechte beliefen sich auf 3 Mio € (2021: 1 Mio €).

Sachanlagen

Die Wertminderungen auf das Sachanlagevermögen im Geschäftsjahr 2022 betrugen 45 Mio €. Am stärksten betroffen waren die beiden Cash Generating Units Kundenlösungen Deutschland (18 Mio €) und Kundenlösungen UK (16 Mio €). In UK betrafen die Abwertungen vor allem die Vollabschreibungen von nicht mehr benötigten klassischen Messgeräten, welche durch Smart Energy Meter ersetzt worden sind. Die außerplanmäßigen Abschreibungen im Segment Kundenlösungen Deutschland entfielen auf mehrere Sachverhalte, im Wesentlichen auf Erzeugungsanlagen aufgrund gesunkener Ertragserwartungen.

Zuschreibungen auf Sachanlagen wurden im Berichtsjahr in Höhe von rund 17 Mio € (2021: 20 Mio €) vorgenommen, davon 16 Mio € im Segment Energienetze Ungarn aufgrund gestiegener Ertragserwartungen von Vermögenswerten im Verteilnetzbereich.

Die planmäßigen Abschreibungen beliefen sich im Jahr 2022 auf 2.219 Mio € (2021: 2.490 Mio €).

Im Berichtsjahr wurden Fremdkapitalzinsen in Höhe von 8 Mio € (2021: 7 Mio €) als Bestandteil der Anschaffungs- oder Herstellungskosten von Sachanlagen aktiviert.

(16) At equity bewertete Unternehmen und sonstige Finanzanlagen

Die at equity bewerteten Unternehmen und sonstigen Finanzanlagen setzen sich wie folgt zusammen:

At equity bewertete Unternehmen und sonstige Finanzanlagen

	31. Dezember 2022			31. Dezember 2021
in Mio €	E.ON- Konzern	Assoziierte Unternehmen ¹	Joint Ventures ¹	E.ON- Konzern	Assoziierte Unternehmen ¹	Joint Ventures ¹
At equity bewertete Unternehmen	5.532	2.596	2.936	4.083	2.618	1.465
Beteiligungen	2.191	788	256	2.147	754	230
Langfristige Wertpapiere	1.347	-	-	1.699	-	-
Summe	9.070	3.384	3.192	7.929	3.372	1.695

¹ Soweit assoziierte Unternehmen und Joint Ventures als Beteiligungen ausgewiesen werden, handelt es sich um assoziierte Unternehmen und Joint Ventures, die aus Wesentlichkeitsgründen at cost bilanziert werden.

Die at equity bewerteten Unternehmen umfassen ausschließlich assoziierte Unternehmen und Gemeinschaftsunternehmen.

Der Anstieg der Buchwerte der at equity bewerteten Unternehmen von 1.449 Mio € gegenüber dem 31. Dezember 2021 resultierte im Wesentlichen aus dem Zugang der Beteiligung an der Westconnect GmbH (702 Mio €) und der Anwendung von IAS 29 in der Türkei.

Das Ergebnis aus at equity bewerteten Unternehmen in Höhe von 279 Mio € enthält Wertminderungen in Höhe von 878 Mio € (2021: 10 Mio €) und Zuschreibungen in Höhe von 311 Mio € (2021: 2 Mio €). Hierbei handelt es sich vor allem um Impairments und Zuschreibungen im Zusammenhang mit der erstmaligen Anwendung von IAS 29 in der Türkei.

Im April 2022 wurde die Türkei als Hochinflationsland eingestuft. Somit werden seit dem zweiten Quartal 2022 für zwei türkische Beteiligungsunternehmen (Joint Ventures), die nach der Equity-Methode in den E.ON-Konzern einbezogen werden, die auf Basis historischer Anschaffungs- und Herstellungskosten aufgestellten Abschlüsse gemäß IAS 29 angepasst. Entsprechend IAS 29 sind Abschlüsse in der funktionalen Währung eines Hochinflationslandes in der am Bilanzstichtag geltenden Maßeinheit auszudrücken, um so die aktuelle Kaufkraft widerzuspiegeln. Infolgedessen sind unter anderem nichtmonetäre Vermögenswerte und Schulden grundsätzlich anhand eines allgemeinen Preisindexes anzupassen und ein Gewinn oder Verlust aus der Nettoposition der monetären Posten zu berücksichtigen. Die Anpassung gemäß IAS 29 erfolgt auf Basis des vom Turkish Statistical Institute veröffentlichten und monatlich aktualisierten Konsumentenpreisindexes. Dieser belief sich zum 31. Dezember 2022 auf 1.128,45 Indexpunkte (30. Juni 2022: 977,90; 31. Dezember 2021: 686,95).

Der Umstellungseffekt zum 1. Januar 2022 belief sich auf 612 Mio € (im Fremdwährungs-OCI), gegenläufig erfolgte eine Abwertung in den kumulierten Gewinnrücklagen (-381 Mio €).

Die langfristigen Wertpapiere umfassen im Wesentlichen festverzinsliche Wertpapiere.

Die Wertminderungen auf sonstige Finanzanlagen beliefen sich auf 30 Mio € (2021: 29 Mio €). Die Zuschreibungen betrugen 3 Mio € (2021: 10 Mio €). Der Buchwert der sonstigen Finanzanlagen, die wertberichtigt sind, beträgt zum Geschäftsjahresende 30 Mio € (2021: 3 Mio €); der Buchwert der zugeschriebenen sonstigen Finanzanlagen beläuft sich auf 4 Mio € (2021: 17 Mio €).

Anteile an at equity bewerteten Unternehmen

Die Buchwerte der unwesentlichen at equity bewerteten assoziierten Unternehmen betrugen 1.445 Mio € (2021: 1.398 Mio €) und der Joint Ventures 1.015 Mio € (2021: 646 Mio €).

Die von E.ON zahlungswirksam vereinnahmten Beteiligungserträge der at equity bewerteten Unternehmen betrugen im Berichtsjahr 441 Mio € (2021: 405 Mio €).

Die folgende Tabelle gibt einen Überblick über wesentliche Posten der aggregierten Gesamtergebnisrechnungen der at equity bewerteten unwesentlichen assoziierten Unternehmen und Joint Ventures:

Zusammengefasste Ergebnisse der einzeln unwesentlichen assoziierten Unternehmen und Joint Ventures - at equity bilanziert

	Assoziierte Unternehmen		Joint Ventures		Gesamt
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Anteiliges Jahresergebnis aus fortgeführten Aktivitäten	148	154	140	86	288	240
Anteiliges Sonstiges Ergebnis	5	-1	1	2	6	1
Anteiliges Gesamtergebnis	153	153	141	88	294	241

Die nachfolgenden Tabellen enthalten wesentliche Posten der aggregierten Bilanzen sowie der aggregierten Gesamtergebnisrechnungen der wesentlichen at equity bewerteten Unternehmen. Die wesentlichen assoziierten Unternehmen im E.ON-Konzern sind die RheinEnergie AG, die Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH sowie die GASAG Berliner Gaswerke AG.

Wesentliche assoziierte Unternehmen - Bilanzdaten zum 31. Dezember

	RheinEnergie AG		Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH		GASAG Berliner Gaswerke AG
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Langfristige Vermögenswerte ¹	3.011	3.082	1.617	1.529	2.099	2.057
Kurzfristige Vermögenswerte	771	719	151	135	664	582
Kurzfristige Verbindlichkeiten (einschließlich Rückstellungen)	560	555	275	221	752	565
Langfristige Verbindlichkeiten (einschließlich Rückstellungen)	1.513	1.487	998	986	1.211	1.103
Eigenkapital	1.709	1.759	495	457	801	971
Anteile ohne beherrschenden Einfluss	-	-	-	-	5	4
Anteilsquote in Prozent	20,00	20,00	39,90	39,90	36,85	36,85
Anteiliges Eigenkapital	342	352	198	182	295	358
Konzernanpassungen	174	166	37	55	106	107
Beteiligungsbuchwert	516	518	234	237	401	465

¹ Aufgedeckte stille Reserven/Lasten aus Akquisitionsvorgängen sind den Vermögenswerten zugeordnet worden.

Wesentliche assoziierte Unternehmen - Ergebnisdaten

	RheinEnergie AG		Dortmunder Energie- und Wasserversorgung GmbH		GASAG Berliner Gaswerke AG
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Umsatz	3.631	2.471	1.136	854	1.609	1.357
Jahresergebnis aus fortgeführten Aktivitäten	71	20	-19	28	71	87
Anteile ohne beherrschenden Einfluss am Jahresergebnis aus fortgeführten Aktivitäten	-	-	-	-	1	1
Jahresergebnis aus nicht fortgeführten Aktivitäten	-	-	-	-	5	-
An E.ON ausgeschüttete Dividende	28	30	13	11	20	13
Sonstiges Ergebnis	19	9	30	13	-198	238
Gesamtergebnis	90	29	11	41	-122	326
Anteilsquote in Prozent	20,00	20,00	39,90	39,90	36,85	36,85
Anteiliges Gesamtergebnis nach Steuern	18	6	4	16	-45	120
Anteiliges Jahresergebnis nach Steuern	14	4	-8	11	28	32
Konzernanpassungen	8	7	6	16	1	1
Equity-Ergebnis	22	11	-2	27	29	33

Die in den Tabellen dargestellten Konzernanpassungen betreffen im Wesentlichen im Rahmen des Erstansatzes ermittelte Goodwills, temporäre Differenzen, Quotenänderungen, Wechselkurseffekte, auf Konzernebene vorgenommene Wertberichtigungen sowie Effekte aus der Eliminierung von Zwischenergebnissen.

In den nebenstehenden Tabellen werden wesentliche Posten der aggregierten Bilanz sowie der aggregierten Gewinn- und Verlustrechnung der wesentlichen at equity bewerteten Joint Ventures Enerjisa Enerji A.Ş., Enerjisa Üretim Santralleri A.Ş. und der Westconnect GmbH dargestellt.

Die wesentlichen assoziierten Unternehmen und Joint Ventures sind in verschiedenen Bereichen der Gas- beziehungsweise Stromwirtschaft sowie der Telekommunikation tätig. Angaben zum Gesellschaftsnamen, zum Sitz der Gesellschaft und zu Kapitalanteilen im Sinne von IFRS 12 für wesentliche Joint Arrangements und assoziierte Unternehmen enthält die Anteilsbesitzliste gemäß § 313 Abs. 2 HGB (siehe Textziffer 38).

Zum 31. Dezember 2022 ist die Beteiligung Enerjisa Enerji A.Ş. marktgängig. Der anteilige Börsenwert betrug 853 Mio € zum 31. Dezember 2022 (2021: 399 Mio €). Der Buchwert zum 31. Dezember 2022 beläuft sich auf 712 Mio €. Der Free Float an der Gesellschaft beläuft sich auf 20 Prozent, die übrigen Anteile werden hälftig von E.ON sowie Haci Ömer Sabanci Holding A.Ş. gehalten, sodass Enerjisa Enerji A.Ş. aus E.ON-Sicht ein Joint Venture darstellt.

Von den Anteilen an at equity bewertete Unternehmen unterliegen zum Bilanzstichtag Gesellschaften mit einem Buchwert von 702 Mio € (2021: 129 Mio €) Verfügungsbeschränkungen.

Es liegen keine weiteren wesentlichen Restriktionen vor, die über die üblichen gesellschaftsrechtlichen und vertraglichen Regelungen hinausgehen.

Wesentliche Joint Ventures - Bilanzdaten zum 31. Dezember

	Westconnect GmbH ¹		Enerjisa Enerji A.Ş.		Enerjisa Üretim Santralleri A.Ş.
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Langfristige Vermögenswerte	1.557	-	2.684	1.199	2.276	803
Kurzfristige Vermögenswerte	70	-	1.159	865	734	420
Kurzfristige Verbindlichkeiten (einschließlich Rückstellungen)	67	-	1.585	935	580	341
Langfristige Verbindlichkeiten (einschließlich Rückstellungen)	161	-	478	510	342	403
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	34	-	419	27	261	230
Kurzfristige Finanzverbindlichkeiten	-	-	410	424	161	168
Langfristige Finanzverbindlichkeiten	17	-	222	318	317	384
Eigenkapital	1.399	-	1.780	620	2.089	480
Anteilsquote in Prozent	50,00	-	40,00	40,00	50,00	50,00
Anteiliges Eigenkapital	699	-	712	248	1.044	240
Konzernanpassungen	3	-	-	5	-537	15
Beteiligungsbuchwert	702	-	712	253	507	255

¹ Erstkonsolidierung zum 01.11.2022 (vergleiche auch Textziffer 5).

Wesentliche Joint Ventures - Ergebnisdaten

	Westconnect GmbH ¹		Enerjisa Enerji A.Ş.		Enerjisa Üretim Santralleri A.Ş.
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Umsatz	12	-	4.619	2.000	3.266	1.062
Jahresergebnis aus fortgeführten Aktivitäten	-2	-	621	140	462	75
Planmäßige Abschreibungen	-6	-	-89	-42	-121	-73
Zinsaufwand/-ertrag	-1	-	-211	-83	-12	-21
Ertragsteuern	-	-	503	-56	-5	8
An E.ON ausgeschüttete Dividende	-	-	37	47	93	32
Sonstiges Ergebnis	-	-	620	-274	2.066	-436
Gesamtergebnis	-2	-	1.241	-134	2.528	-361
Anteilsquote in Prozent	50,00	-	40,00	40,00	50,00	50,00
Anteiliges Gesamtergebnis nach Steuern	-1	-	496	-54	1.264	-181
Anteiliges Jahresergebnis nach Steuern	-1	-	248	56	231	38
Konzernanpassungen	-	-	-	20	-537	16
Equity-Ergebnis	-1	-	248	76	-306	54

¹ Erstkonsolidierung zum 01.11.2022 (vergleiche auch Textziffer 5).

(17) Vorräte

Das Vorratsvermögen setzt sich zum 31. Dezember 2022 und 2021 wie folgt zusammen:

Vorräte

	31. Dezember
in Mio €	2022	2021
Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe	618	500
Handelswaren	1.140	227
Unfertige Leistungen und fertige Erzeugnisse	446	324
Summe	2.204	1.051

Rohstoffe, Handelswaren und fertige Erzeugnisse werden im Wesentlichen nach der Durchschnittskostenmethode bewertet.

Die Wertberichtigungen im Jahr 2022 beliefen sich auf 17 Mio € (2021: 70 Mio €). Zuschreibungen erfolgten in Höhe von 13 Mio € (2021: 10 Mio €).

Die Veränderung des Vorratsvermögens gegenüber dem 31. Dezember 2021 ist im Wesentlichen auf den deutlichen Anstieg der eingespeicherten Gasvorräte zurückzuführen.

Es liegen keine Sicherungsübereignungen von Vorräten vor.

(18) Forderungen und sonstige Vermögenswerte

Entsprechend ihren Restlaufzeiten setzen sich die Forderungen und sonstigen Vermögenswerte wie folgt zusammen:

Forderungen und sonstige Vermögenswerte

	31. Dezember 2022		31. Dezember 2021
in Mio €	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig
Forderungen aus Finanzierungsleasing ¹	33	233	44	217
Sonstige Finanzforderungen und finanzielle Vermögenswerte	1.786	801	1.548	761
Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte	1.819	1.034	1.592	978
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	10.422	-	9.947	-
Forderungen aus derivativen Finanzinstrumenten	22.506	8.240	14.749	8.610
Vertragliche Vermögenswerte	29	28	28	4
Sonstige Vermögenswerte	142	161	90	333
Übrige betriebliche Vermögenswerte	3.348	857	3.297	863
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte	36.447	9.286	28.111	9.810
Summe	38.266	10.320	29.703	10.788

¹ Vergleiche auch die Erläuterungen in Textziffer 33.

Zum Bilanzstichtag enthalten die sonstigen finanziellen Vermögenswerte Forderungen gegen andere Anteilseigner von Gemeinschaftskraftwerken in Höhe von 84 Mio € (2021: 138 Mio €).

Die Forderungen aus derivativen Finanzinstrumenten betragen zum Bilanzstichtag 30.746 Mio € (2021: 23.359 Mio €). Der Anstieg ist im Wesentlichen auf die Entwicklung der Preise an den Commodity-Märkten im laufenden Jahr zurückzuführen.

Die Forderungen im Anwendungsbereich von IFRS 15 setzen sich im Wesentlichen aus den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen zusammen. Die aufwandswirksamen Wertminderungen auf Forderungen im Anwendungsbereich von IFRS 15 betrugen im Jahr 2022 insgesamt 0,7 Mrd € (2021: 0,3 Mrd €).

Die nachfolgende Tabelle beinhaltet die Entwicklung der sonstigen

Vermögenswerte unter IFRS 15:

Sonstige Vermögenswerte

in Mio €	2022	2021
Abschreibung und Wertminderung	273	290
Stand zum 31. Dezember	304	423

In der nachfolgenden Tabelle werden Anfangs- und Endbestand der vertraglichen Vermögenswerte im Sinne von IFRS 15 dargestellt:

Vertragliche Vermögenswerte

in Mio €	2022	2021
Stand zum 1. Januar	32	31
Stand zum 31. Dezember	57	32

Darüber hinaus bestanden zum 31. Dezember 2022 Eventualforderungen des E.ON-Konzerns von knapp 23 Mio € (2021: 15 Mio €).

Das Bundesverfassungsgericht hat unter dem Az. 2 BvL 29/14 entschieden, dass § 36 Abs. 6a KStG in der Fassung des Jahressteuergesetzes 2010 mit dem Grundgesetz unvereinbar ist. Die Regelung kann danach zu einem ungerechtfertigten Verlust von im Zeitpunkt des Systemwechsels vom Anrechnungs- zum Halbeinkünfteverfahren realisierbarem Körperschaftsteuerminderungspotenzial führen. Der Gesetzgeber ist verpflichtet, den festgestellten Verfassungsverstoß bis zum 31. Dezember 2023 rückwirkend zu beseitigen. Derzeit ist nicht absehbar, wie der Gesetzgeber die Neuregelung ausgestalten wird. Je nach Umsetzung durch den Gesetzgeber könnte daraus gegebenenfalls für die E.ON SE vor dem Hintergrund eines laufenden Rechtsbehelfsverfahrens zukünftig eine Steuererstattung bis zur Höhe eines niedrigen dreistelligen Millionenbetrags resultieren.

(19) Liquide Mittel

Die liquiden Mittel setzen sich entsprechend ihrer ursprünglichen Fälligkeit wie folgt zusammen:

Liquide Mittel

	31. Dezember
in Mio €	2022	2021
Wertpapiere und Festgeldanlagen	1.600	1.596
Kurzfristige Wertpapiere mit einer ursprünglichen Fälligkeit von mehr als 3 Monaten	1.600	1.596
Liquide Mittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen	452	735
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	7.324	3.634
davon einer lediglich vertraglichen Verfügungsbeschränkung unterliegend	351	-
Summe	9.376	5.965

In den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten sind Barmittel, Schecks, Kassenbestände und Guthaben bei Kreditinstituten mit einer ursprünglichen Fälligkeit von weniger als drei Monaten in Höhe von 6.001 Mio € (2021: 2.371 Mio €) ausgewiesen. Des Weiteren sind in den Zahlungsmitteln und Zahlungsmitteläquivalenten insbesondere auch Geldmarktfonds in Höhe von 1.200 Mio. € (2021: 1.250 Mio €) enthalten, die die Definition der Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente erfüllen. Die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente in Höhe von 351 Mio € (2021: 0 Mio €), die einer lediglich vertraglichen Verfügungsbeschränkung unterliegen, beinhalten im Wesentlichen Vorauszahlungen im Zusammenhang mit staatlichen Interventionsmaßnahmen.

(20) Gezeichnetes Kapital

Das Grundkapital ist eingeteilt in 2.641.318.800 auf den Namen lautende nennwertlose Stückaktien (Aktien ohne Nennbetrag) und beträgt 2.641.318.800 € (2021: 2.641.318.800 €). Das Grundkapital der Gesellschaft ist erbracht worden im Wege der Umwandlung der E.ON AG in eine Europäische Gesellschaft (SE), durch eine am 20. März 2017 durchgeführte Kapitalerhöhung unter teilweiser Ausnutzung des am 2. Mai 2017 ausgelaufenen Genehmigten Kapitals 2012 sowie durch eine am 19. September 2019 im Handelsregister der Gesellschaft eingetragene Kapitalerhöhung unter überwiegender Ausnutzung des Genehmigten Kapitals 2017.

Gemäß Beschluss der Hauptversammlung vom 28. Mai 2020 wird der Vorstand bis zum 27. Mai 2025 ermächtigt, eigene Aktien zu erwerben. Auf die erworbenen Aktien dürfen zusammen mit anderen eigenen Aktien, die sich im Besitz der Gesellschaft befinden oder ihr nach den §§ 71a ff. AktG zuzurechnen sind, zu keinem Zeitpunkt mehr als 10 Prozent des Grundkapitals entfallen. Der Vorstand wurde auf der oben genannten Hauptversammlung ermächtigt, erworbene Aktien einzuziehen, ohne dass die Einziehung oder ihre Durchführung eines weiteren Hauptversammlungsbeschlusses bedarf. Die Gesamtzahl der im Umlauf befindlichen Aktien zum 31. Dezember 2022 betrug 2.610.379.492 (31. Dezember 2021: 2.608.995.172). Zum 31. Dezember 2022 befanden sich im Bestand der E.ON SE 30.939.308 eigene Aktien (31. Dezember 2021: 32.323.628) mit einem Buchwert von 1.067 Mio € (entsprechend rund 1,17 Prozent beziehungsweise einem rechnerischen Anteil von 30.939.308 € des Grundkapitals).

Die Gesellschaft wurde durch die Hauptversammlung vom 28. Mai 2020 weiterhin ermächtigt, Aktien auch unter Einsatz von Derivaten (Put- oder Call-Optionen oder einer Kombination aus beiden) zu erwerben. Erfolgt der Erwerb unter Einsatz von Derivaten in Form von Put- oder Call-Optionen oder einer Kombination aus beiden, müssen die Optionsgeschäfte mit einem Kreditinstitut oder einem nach § 53 Abs. 1 Satz 1 oder § 53b Abs. 1 Satz 1 oder Abs. 7 KWG tätigen Unternehmen oder über die Börse zu marktnahen Konditionen abgeschlossen werden. Im Berichtsjahr wurden über dieses Modell keine Aktien erworben.

Im Geschäftsjahr 2022 bestand die Möglichkeit für Mitarbeiter deutscher E.ON-Konzerngesellschaften, E.ON-Aktien zu vergünstigten Konditionen im Rahmen eines freiwilligen Mitarbeiteraktienprogramms zu erwerben. Die Mitarbeiter erhielten einen Zuschuss von 360 € zu den von ihnen im Zeitraum vom 1. September bis zum 30. September 2022 gezeichneten Aktien. Der maßgebliche Ausgabekurs der E.ON-Aktie betrug 8,922 €. Insgesamt wurden 1.384.320 Aktien beziehungsweise 0,05 Prozent des Grundkapitals der E.ON SE zu einem durchschnittlichen gewichteten Anschaffungspreis von 19,59 € je Aktie aus dem Bestand entnommen und an Mitarbeiter ausgegeben.

Im Geschäftsjahr 2022 wurde keine Wahldividende angeboten.

Genehmigtes Kapital

Der Vorstand wurde gemäß Beschluss der Hauptversammlung vom 28. Mai 2020 ermächtigt, mit Zustimmung des Aufsichtsrats bis zum 27. Mai 2025 das Grundkapital der Gesellschaft um bis zu 528.000.000 € durch ein- oder mehrmalige Ausgabe neuer, auf den Namen lautender Stückaktien gegen Bar- und/oder Sacheinlagen zu erhöhen (genehmigtes Kapital gemäß §§ 202 ff. AktG, Genehmigtes Kapital 2020).

Der Vorstand ist - mit Zustimmung des Aufsichtsrats - ermächtigt, über den Ausschluss des Bezugsrechts der Aktionäre zu entscheiden.

Bedingtes Kapital

Auf der Hauptversammlung vom 28. Mai 2020 wurde eine bedingte Kapitalerhöhung des Grundkapitals - mit der Möglichkeit, das Bezugsrecht auszuschließen - von bis zu 264 Mio € (Bedingtes Kapital 2020) beschlossen.

Die bedingte Kapitalerhöhung dient der Gewährung von auf den Namen lautenden Stückaktien an die Inhaber von Wandel- oder Optionsschuldverschreibungen, Genussrechten oder Gewinnschuldverschreibungen (beziehungsweise Kombinationen dieser Instrumente), jeweils mit Optionsrechten, Wandlungsrechten, Optionspflichten und/oder Wandlungspflichten, die aufgrund der von der Hauptversammlung vom 28. Mai 2020 unter Tagesordnungspunkt 8 beschlossenen Ermächtigung bis zum 27. Mai 2025 von der Gesellschaft oder einer Konzerngesellschaft der Gesellschaft im Sinne von § 18 AktG ausgegeben werden. Die Ausgabe der neuen Aktien erfolgt zu dem nach Maßgabe des vorstehend bezeichneten Ermächtigungsbeschlusses jeweils zu bestimmenden Wandlungsbeziehungsweise Optionspreis.

Die bedingte Kapitalerhöhung wird nur insoweit durchgeführt, wie die Inhaber von Options- oder Wandlungsrechten beziehungsweise die zur Wandlung Verpflichteten aus Options- oder Wandelanleihen, Genussrechten oder Gewinnschuldverschreibungen, die von der Gesellschaft E.ON SE oder einer Konzerngesellschaft der Gesellschaft E.ON SE im Sinne von § 18 AktG aufgrund der von der Hauptversammlung vom 28. Mai 2020 unter Tagesordnungspunkt 8 beschlossenen Ermächtigung ausgegeben beziehungsweise garantiert werden, von ihren Options- beziehungsweise Wandlungsrechten Gebrauch machen oder, soweit sie zur Wandlung oder Optionsausübung verpflichtet sind, ihre Verpflichtung zur Wandlung beziehungsweise Optionsausübung erfüllen oder die Gesellschaft von ihrem Recht Gebrauch macht, ganz oder teilweise anstelle der Zahlung des fälligen Geldbetrags Aktien der Gesellschaft zu gewähren.

Das Bedingte Kapital 2020 wurde nicht in Anspruch genommen.

Stimmrechtsverhältnisse

Nachfolgende Mitteilungen gemäß § 33 Abs. 1 WpHG zu den Stimmrechtsverhältnissen liegen vor:

Angaben zu Beteiligungen am Kapital der E.ON SE

						Stimmrechte
Mitteilungspflichtiger	Datum der Mitteilung	Veränderung Schwellenwerte	Erreichen, Über- oder Unterschreitung	Schwellenwertberührung am	Zurechnung	in %
The Capital Group Companies Inc., Los Angeles, USA	30. Nov. 2021	3%	Überschreitung	29. Nov. 2021	indirekt	3,02
BlackRock Inc., Wilmington, USA	5. Okt. 2022 ¹	5%	Unterschreitung	30. Sep. 2022	indirekt	4,96
DWS Investment GmbH, Frankfurt am Main, Deutschland	15. Jan. 2021	3%	Überschreitung	12. Jan. 2021	indirekt	3,02
RWE Aktiengesellschaft, Essen, Deutschland ³	10. Dez. 2020	15%	Erreichen	8. Dez. 2020	indirekt	15,00
Canada Pension Plan Investment Board, Toronto, Kanada	9. Jun. 2020	5%	Überschreitung	5. Jun. 2020	direkt/indirekt	5,02

	Stimmrechte
Mitteilungspflichtiger	absolut
The Capital Group Companies Inc., Los Angeles, USA	79.693.259
BlackRock Inc., Wilmington, USA	130.949.863 ¹
DWS Investment GmbH, Frankfurt am Main, Deutschland	79.741.442 ²
RWE Aktiengesellschaft, Essen, Deutschland ³	396.197.820
Canada Pension Plan Investment Board, Toronto, Kanada	132.657.936 ²

¹ Beinhaltet Stimmrechte nach den §§ 33, 34 sowie Instrumente gem. § 38 Abs. 1 Nr. 1 und 2 WpHG.
² Beinhaltet Stimmrechte nach den §§ 33, 34 sowie Instrumente gem. § 38 Abs. 1 Nr. 2 WpHG.
³ Name des Aktionärs mit 3,0 Prozent oder mehr Stimmrechten laut erhaltener Stimmrechtsmitteilung: GBV Zweiunddreißigste Gesellschaft für Beteiligungsverwaltung mbH.

(21) Kapitalrücklage

Die Kapitalrücklage verringerte sich im Geschäftsjahr 2022 um 15 Mio € auf 13.338 Mio € (2021: 13.353 Mio €). Die Reduzierung der Kapitalrücklage ist auf die Ausgabe von Mitarbeiteraktien an anspruchsberechtigte Mitarbeiter des E.ON-Konzerns zurückzuführen.

(22) Gewinnrücklagen

Die Gewinnrücklagen des E.ON-Konzerns setzen sich wie folgt zusammen:

Gewinnrücklagen

	31. Dezember
in Mio €	2022	2021
Gesetzliche Rücklagen	45	45
Andere Rücklagen	3.172	1.183
Summe	3.217	1.228

Die Gewinnrücklagen nach den Vorschriften der IFRS belaufen sich zum 31. Dezember 2022 auf insgesamt 3.217 Mio € (2021: 1.228 Mio €). Die Veränderung von insgesamt 1.989 Mio € ist im Wesentlichen auf den positiven Konzernjahresüberschuss zurückzuführen. Des Weiteren führten die versicherungsmathematischen Erträge aus Pensionen zu einem Anstieg der Gewinnrücklagen. Entgegen wirken die Ausschüttung der E.ON SE an die Aktionäre sowie die Erstanwendung von IAS 29.

Für Ausschüttungen an die Aktionäre der E.ON SE steht nach deutschem Aktienrecht der nach handelsrechtlichen Vorschriften ausgewiesene Bilanzgewinn der E.ON SE zur Verfügung.

Die Gewinnrücklagen nach handelsrechtlichen Vorschriften belaufen sich zum 31. Dezember 2022 auf insgesamt 2.630 Mio € (2021: 2.619 Mio €). Hiervon ist die gesetzliche Rücklage mit 45 Mio € (2021: 45 Mio €) gemäß § 150 Abs. 3 und 4 AktG nicht ausschüttungsfähig. Der Anstieg der Gewinnrücklagen ist auf die Veräußerung der eigenen Anteile im Rahmen des Mitarbeiteraktienprogramms 2022 zurückzuführen. Zusätzlich bestehen handelsrechtlich ausschüttungsgesperrte Beträge von 117,6 Mio € (Vorjahr: 161,7 Mio €) aus dem Aktivüberhang des Deckungsvermögens sowie aus dem Unterschiedsbetrag zwischen dem Ansatz der Rückstellungen für Altersversorgungsverpflichtungen nach Maßgabe des entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatzes aus den vergangenen zehn Geschäftsjahren und dem Ansatz dieser Rückstellungen nach Maßgabe des entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatzes aus den vergangenen sieben Geschäftsjahren. Den ausschüttungsgesperrten Beträgen stehen frei verfügbare Rücklagen in ausreichender Höhe gegenüber.

Die grundsätzlich ausschüttbaren Gewinnrücklagen belaufen sich auf 2.467 Mio € (2021: 2.412 Mio €).

Für das Geschäftsjahr 2022 wird der Hauptversammlung die Ausschüttung einer Bardividende von 0,51 € je Aktie vorgeschlagen. Für das Geschäftsjahr 2021 wurde durch die Hauptversammlung am 12. Mai 2022 beschlossen, eine Dividende von 0,49 € je dividendenberechtigte Stückaktie auszuschütten. Bei einer Dividende von 0,51 € beträgt das Ausschüttungsvolumen 1.331 Mio € (2021: 1.278 Mio €).

(23) Veränderung des sonstigen Ergebnisses

Die Veränderung des sonstigen Ergebnisses resultiert im Wesentlichen aus erfolgsneutral erfassten Wechselkursdifferenzen (-732 Mio €) sowie der Anwendung von IAS 29 (Hochinflationsaccounting) in der Türkei (656 Mio €).

Die untenstehende Tabelle stellt den Anteil des sonstigen Ergebnisses dar, der auf at equity bewertete Unternehmen entfällt.

Anteil des sonstigen Ergebnisses, der auf at equity

in Mio €	2022	2021
Stand zum 31. Dezember (brutto)	-889	-2.116
Steueranteil	-	-
Stand zum 31. Dezember (netto)	-889	-2.116

(24) Anteile ohne beherrschenden Einfluss

Die Anteile ohne beherrschenden Einfluss je Segment sind in der nachfolgenden Tabelle dargestellt.

Die nachfolgende Tabelle stellt den Anteil des sonstigen Ergebnisses dar, der auf Anteile ohne beherrschenden Einfluss entfällt:

Anteile ohne beherrschenden Einfluss

	31. Dezember
in Mio €	2022	2021
Energienetze	5.109	4.955
Deutschland	4.460	4.309
Schweden	-	-
Zentraleuropa Ost/Türkei	649	646
Kundenlösungen	569	642
Deutschland	366	343
Großbritannien	2	2
Niederlande	-	-
Sonstige	201	297
Nicht-Kerngeschäft	-11	-58
Konzernleitung/Sonstiges	276	297
E.ON-Konzern	5.943	5.836

Anteil des sonstigen Ergebnisses, der auf Anteile ohne beherrschenden Einfluss entfällt

in Mio €	Cashflow Hedges	Marktbewertung Finanzinstrumente	Währungsumrechnungsdifferenz	Neubewertungen von leistungsorientierten Versorgungsplänen
Stand zum 1. Januar 2021	-	11	-90	-400
Veränderung	-	-11	-112	199
Stand zum 31. Dezember 2021	-	-	-202	-201
Veränderung	1	-27	-21	430
Stand zum 31. Dezember 2022	1	-27	-222	229

Gemäß IFRS 12 enthalten die folgenden Tabellen Tochterunternehmen mit wesentlichen nicht beherrschenden Anteilen und geben einen Überblick über wesentliche Posten der aggregierten Bilanz und der aggregierten Gewinn- und Verlustrechnung sowie des Cashflows. Angaben zum Sitz der Gesellschaft und zu Kapitalanteilen enthält die Anteilsbesitzliste gemäß § 313 Abs. 2 HGB (siehe Textziffer 38).

Tochterunternehmen mit wesentlichen nicht beherrschenden Anteilen - Bilanzdaten zum 31. Dezember

	Schleswig-Holstein Netz AG		envia Mitteldeutsche Energie AG		E.DIS AG ¹
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Anteile der Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss am Eigenkapital	545	378	1.249	1.268	542	524
Anteile der Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss am Eigenkapital (in %) ²	31	55	42	43	33	33
Ausgezahlte Dividenden an Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss	-	-	80	67	30	30
Operativer Cashflow	447	205	138	169	-18	-2
Langfristige Vermögenswerte	1.918	1.813	3.573	3.701	1.811	1.793
Kurzfristige Vermögenswerte	182	125	571	383	86	67
Langfristige Schulden	477	500	509	551	4	19
Kurzfristige Schulden	610	694	715	559	212	198

	Avacon AG ¹
in Mio €	2022	2021
Anteile der Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss am Eigenkapital	505	523
Anteile der Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss am Eigenkapital (in %) ²	39	39
Ausgezahlte Dividenden an Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss	50	50
Operativer Cashflow	-42	-20
Langfristige Vermögenswerte	1.936	1.962
Kurzfristige Vermögenswerte	123	121
Langfristige Schulden	45	61
Kurzfristige Schulden	536	499

¹ Gesellschaften mit Holdingfunktion ohne operatives Geschäft.
² Durchgerechnete Anteilsquote.

Tochterunternehmen mit wesentlichen nicht beherrschenden Anteilen - Ergebnisdaten

	Schleswig-Holstein Netz AG		envia Mitteldeutsche Energie AG		E.DIS AG ¹
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Gewinnanteil der Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss	65	3	28	6	39	22
Umsatz	1.143	939	340	36	5	6
Jahresergebnis	116	8	80	19	123	88
Comprehensive Income	116	-1	80	19	123	87

	Avacon AG ¹
in Mio €	2022	2021
Gewinnanteil der Anteilseigner ohne beherrschenden Einfluss	30	29
Umsatz	12	12
Jahresergebnis	100	110
Comprehensive Income	100	109

¹ Gesellschaften mit Holdingfunktion ohne operatives Geschäft.

Es liegen keine wesentlichen Restriktionen vor, die über die üblichen gesellschaftsrechtlichen und vertraglichen Regelungen hinausgehen.

(25) Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

Den Verpflichtungen für die Versorgungsansprüche der ehemaligen und aktiven Mitarbeiter des E.ON-Konzerns in Höhe von 19,9 Mrd € stand zum 31. Dezember 2022 ein Planvermögen mit einem Fair Value von 16,8 Mrd € gegenüber. Dies entspricht einem Ausfinanzierungsgrad der Anwartschaften von 84 Prozent.

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

	31. Dezember
in Mio €	2022	2021
Anwartschaftsbarwert aller leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen
Deutschland	16.028	22.685
Großbritannien	3.832	6.175
Übrige Länder	37	42
Summe	19.897	28.902
Fair Value des Planvermögens
Deutschland	12.863	16.879
Großbritannien	3.915	6.581
Übrige Länder	9	9
Summe	16.787	23.469
Netto-Verbindlichkeit/Netto-Vermögenswert (-) aus leistungsorientierten Versorgungsplänen
Deutschland	3.165	5.806
Großbritannien	-83	-406
Übrige Länder	28	33
Summe	3.110	5.433
ausgewiesen als betriebliche Forderungen	-625	-649
ausgewiesen als Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen	3.735	6.082

Darstellung der Versorgungszusagen

Als Ergänzung zu den Leistungen staatlicher Rentensysteme und der privaten Eigenvorsorge bestehen für die meisten ehemaligen und aktiven Mitarbeiter im E.ON-Konzern betriebliche Versorgungszusagen. Es bestehen sowohl leistungsorientierte (Defined-Benefit-Pläne) als auch beitragsorientierte Zusagen (Defined-Contribution-Pläne). Leistungen im Rahmen von leistungsorientierten Zusagen werden im Allgemeinen bei Erreichen des Renteneintrittsalters oder bei Invalidität beziehungsweise Tod gewährt.

E.ON überprüft regelmäßig die im Konzern bestehenden Pensionszusagen im Hinblick auf ihre finanzwirtschaftlichen Risiken. Typische Risikofaktoren für leistungsorientierte Zusagen sind Langlebigkeit, Nominalzinsänderungen, die Inflationsentwicklung und Gehaltssteigerungen.

Die Merkmale und Risiken leistungsorientierter Versorgungspläne ergeben sich aus den rechtlichen, steuerlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen des jeweiligen Landes. Nachfolgend wird die Ausgestaltung der finanzwirtschaftlich wesentlichen leistungs- und beitragsorientierten Pläne im E.ON-Konzern beschrieben.

Deutschland

Bei den inländischen Konzerngesellschaften bestehen für die aktiven Anwärter sowohl beitragsorientierte als auch endgehaltsbasierte Leistungszusagen. Die endgehaltsbasierten Versorgungszusagen sind für Neueintritte geschlossen. Alle neu eintretenden Mitarbeiter erhalten beitragsorientierte Leistungszusagen gemäß einem Kapital- oder Rentenbausteinsystem, das je nach Versorgungszusage neben der Rentenzahlung auch die alternativen Auszahlungsoptionen der anteiligen Einmalzahlung beziehungsweise Ratenzahlungen vorsieht. In den beitragsorientierten Leistungszusagen waren bis zum 31. Dezember 2021 unterschiedliche Verzinsungsregeln enthalten. In Abhängigkeit von der zugrunde liegenden Versorgungszusage flossen in die Ermittlung der Kapital beziehungsweise Rentenbausteine entweder an die Marktentwicklung angepasste Zinssätze mit einer festen Untergrenze oder Garantiezinssätze ein. Der überwiegende Teil der Versorgungszusagen mit einer festen Garantieverzinsung wurde zum 1. Januar 2022 abgeändert. Die ab dem 1. Januar 2022 erworbenen Rentenbausteine aus diesen Versorgungszusagen werden nun auch mit einem an die Marktentwicklung angepassten Zinssatz, der durch eine feste Untergrenze abgesichert ist, verzinst. Die für die vorangegangenen Jahre gebildeten Rentenbausteine bleiben unverändert bestehen. Der Versorgungsaufwand für die beitragsorientierten Leistungszusagen wird in Abhängigkeit vom Verhältnis des Gehalts zur Beitragsbemessungsgrenze in der gesetzlichen Rentenversicherung mit unterschiedlichen Prozentsätzen bestimmt. Darüber hinaus besteht für den Mitarbeiter die Möglichkeit zur Entgeltumwandlung. Die künftigen Rentenanpassungen sind entweder mit 1 Prozent per annum garantiert oder folgen größtenteils der Entwicklung der Inflationsrate, in der Regel im Dreijahresturnus.

Zur Finanzierung der Pensionszusagen wurde für die deutschen Konzerngesellschaften Planvermögen geschaffen. Der wesentliche Teil des Planvermögens wird im Rahmen von Contractual Trust Arrangements (CTA) treuhänderisch gemäß den vorgegebenen Anlagerichtlinien verwaltet. Weiteres Planvermögen besteht über die Durchführungswege des Pensionsfonds sowie kleinerer inländischer Pensions- und Unterstützungskassen. Lediglich beim Pensionsfonds und den Pensionskassen bestehen regulatorische Vorschriften bezüglich der Kapitalanlage und der Dotierungserfordernisse.

Großbritannien

In Großbritannien bestehen unterschiedliche Pensionspläne. In der Vergangenheit erhielten die Mitarbeiter leistungsorientierte, größtenteils endgehaltsabhängige Zusagen, die den Großteil der heute für Großbritannien ausgewiesenen Pensionsverpflichtungen darstellen. Für die Begünstigten erfolgt in begrenztem Umfang eine Inflationsanpassung der Rentenzahlung. Diese Pensionspläne sind für neu eingestellte Mitarbeiter geschlossen. Seitdem wird für neue Mitarbeiter ein Defined-Contribution-Plan angeboten. Hieraus ergeben sich für den Arbeitgeber über die Beitragszahlung hinaus keine zusätzlichen Risiken.

Das Planvermögen in Großbritannien wird von Treuhändern in eigenständigen und zweckgebundenen Vehikeln, der wesentliche Teil als separate Sektionen des Electricity Supply Pension Scheme (ESPS), verwaltet. Die Treuhänder werden durch die Mitglieder des Plans gewählt beziehungsweise durch das Unternehmen ernannt. Sie sind in dieser Funktion insbesondere für die Anlage des Planvermögens verantwortlich.

Die britische Regulierungsbehörde schreibt vor, dass alle drei Jahre eine sogenannte technische Bewertung des Finanzierungsstatus des Plans durchzuführen ist. Die zugrunde liegenden versicherungsmathematischen Annahmen werden zwischen den Treuhändern und der E.ON UK plc vereinbart. Diese beinhalten die zu unterstellende Lebenserwartung, die Gehaltsentwicklung, das Anlageergebnis, Inflationsannahmen sowie das Zinsniveau.

Für die E.ON-Sektion erfolgte die letzte abgeschlossene technische Bewertung des Finanzierungsstatus zum Stichtag 31. März 2021 und es ergab sich kein technisches Finanzierungsdefizit.

Die gesamte innogy-Sektion wurde Anfang 2018 in zwei Sektionen ("Retail Section" und "innogy Section") aufgeteilt. Im Geschäftsjahr 2020 wurde die "innogy Section" wie vereinbart an RWE übertragen. Sie war zu keinem Zeitpunkt Bestandteil des im E.ON-Konzern dargestellten Verpflichtungsumfangs. Die technische Neubewertung der für den E.ON-Konzern relevanten "Retail Section" erfolgte mit Bewertungsstichtag 31. März 2022. Diese ist zum Bilanzstichtag noch nicht abgeschlossen.

Übrige Länder

Die verbleibenden Versorgungszusagen teilen sich auf die Länder Niederlande, Luxemburg, Schweden, Italien, Polen, Rumänien, Slowakei, Tschechien und USA auf.

Die in den Niederlanden bestehende leistungsorientierte Versorgungszusage umfasst die Zusagen verschiedener Arbeitgeber im Rahmen eines Branchenfonds und erlaubt keine anteilige Zuordnung von Verpflichtung, Planvermögen und Dienstzeitaufwand. Deshalb wird diese Zusage im E.ON-Konzern wie eine beitragsorientierte Versorgungszusage bilanziert.

Mindestdotierungspflichten bestehen hier nicht. Sofern die Mittel nicht ausreichen, können Leistungen gekürzt oder Beiträge erhöht werden.

Aus Konzernsicht sind die Versorgungszusagen in den zuvor genannten Ländern jedoch von untergeordneter Bedeutung.

Darstellung des Verpflichtungsumfangs

Die leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen, gemessen am Anwartschaftsbarwert, haben sich wie folgt entwickelt:

Entwicklung des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Verpflichtungen

	2022				2021
in Mio €	Gesamt	Deutschland	Großbritannien	Übrige Länder	Gesamt	Deutschland
Stand Anwartschaftsbarwert zum 1. Januar	28.902	22.685	6.175	42	30.415	24.164
Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerworbenen Versorgungsansprüche	309	287	20	2	382	342
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	7	8	2	-3	42	29
Gewinne (-)/Verluste (+) aus Planabgeltungen	-3	-3	-	-	-	-
Zinsaufwand auf den Barwert der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen	405	246	158	1	281	191
Neubewertungen	-8.410	-6.379	-2.028	-3	-1.569	-1.247
Versicherungsmathematische Gewinne (-)/Verluste (+) aufgrund der Veränderung der demografischen Annahmen	-27	-	-27	-	-65	-
Versicherungsmathematische Gewinne (-)/Verluste (+) aufgrund der Veränderung der finanziellen Annahmen	-8.811	-6.739	-2.066	-6	-1.366	-1.191
Versicherungsmathematische Gewinne (-)/Verluste (+) aufgrund erfahrungsbedingter Anpassungen	428	360	65	3	-138	-56
Mitarbeiterbeiträge	3	2	1	-	11	9
Leistungszahlungen	-1.068	-813	-252	-3	-1.071	-799
Veränderungen Konsolidierungskreis	7	7	-	-	-4	-3
Währungsunterschiede	-243	-	-244	1	423	-
Sonstige	-12	-12	-	-	-8	-1
Stand Anwartschaftsbarwert zum 31. Dezember	19.897	16.028	3.832	37	28.902	22.685

	2021
in Mio €	Großbritannien	Übrige Länder
Stand Anwartschaftsbarwert zum 1. Januar	6.187	64
Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerworbenen Versorgungsansprüche	37	3
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	15	-2
Gewinne (-)/Verluste (+) aus Planabgeltungen	-	-
Zinsaufwand auf den Barwert der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen	89	1
Neubewertungen	-309	-13
Versicherungsmathematische Gewinne (-)/Verluste (+) aufgrund der Veränderung der demografischen Annahmen	-63	-2
Versicherungsmathematische Gewinne (-)/Verluste (+) aufgrund der Veränderung der finanziellen Annahmen	-160	-15
Versicherungsmathematische Gewinne (-)/Verluste (+) aufgrund erfahrungsbedingter Anpassungen	-86	4
Mitarbeiterbeiträge	2	-
Leistungszahlungen	-269	-3
Veränderungen Konsolidierungskreis	-	-1
Währungsunterschiede	423	-
Sonstige	-	-7
Stand Anwartschaftsbarwert zum 31. Dezember	6.175	42

Die in der Tabelle zur Entwicklung des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Verpflichtungen dargestellten versicherungsmathematischen Gewinne sind größtenteils auf einen Anstieg der verwendeten Rechnungszinssätze zurückzuführen. Gegenläufig wirken versicherungsmathematische Verluste aus einer Erhöhung des Gehalts- und Rententrends in Deutschland.

Der Anwartschaftsbarwert ist mit 12,7 Mrd € Pensionären und Hinterbliebenen (2021: 16,3 Mrd €), mit 2,4 Mrd € ausgeschiedenen Mitarbeitern mit unverfallbaren Ansprüchen (2021: 3,6 Mrd €) und mit 4,8 Mrd € aktiven Mitarbeitern (2021: 9 Mrd €) zuzuordnen.

Die versicherungsmathematischen Annahmen zur Bewertung der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen und zur Berechnung der Netto-Pensionsaufwendungen bei den Konzerngesellschaften in Deutschland und Großbritannien lauten zum Bilanzstichtag wie folgt:

Versicherungsmathematische Annahmen

	31. Dezember
in Prozent	2022	2021	2020
Rechnungszinssatz
Deutschland	3,71	1,10	0,80
Großbritannien	4,80	1,90	1,40
Gehaltstrend
Deutschland	2,75	2,35	2,35
Großbritannien ¹	2,20/2,70	2,20/3,20	1,90/2,80
Rententrend
Deutschland ²	2,00	1,60	1,60
Großbritannien	3,10	3,10	2,70

¹ Aufgrund unterschiedlicher Versorgungszusagen wurden verschiedene Gehaltstrends angewandt (E.ON: 2,20 Prozent [2021: 2,20 Prozent]; Npower: 2,70 Prozent [2021: 3,20 Prozent]).
² Der Rententrend für Deutschland gilt für Anspruchsberechtigte, die nicht einer vereinbarten Garantieanpassung unterliegen.

Die Bestimmung der IAS 19-Rechnungszinssätze für den EUR- und GBP-Währungsraum erfolgt auf Basis der Einheitszinsmethode. Dabei wird für die Ermittlung des Anwartschaftsbarwertes die vollständige Zinskurve zugrunde gelegt und der ausgewiesene IAS 19-Rechnungszins retrograd als derjenige Rechnungszins ermittelt, der bei einheitlicher Anwendung zum identischen Anwartschaftsbarwert führt. Als Zinskurve wird für die Ermittlung des Anwartschaftsbarwertes die Zinskurve "RATE:Link" des Anbieters Willis Towers Watson genutzt.

Für die bilanzielle Bewertung der betrieblichen Pensionsverpflichtungen im E.ON-Konzern wurden als biometrische Rechnungsgrundlagen jeweils die länderspezifisch anerkannten und auf einem aktuellen Stand befindlichen Sterbetafeln verwendet:

Versicherungsmathematische Annahmen (Sterbetafeln)

Deutschland	Richttafeln 2018 G von Heubeck aus dem Jahr 2018
Großbritannien	Standardsterblichkeitstafeln "S3" unter Verwendung des Projektionsmodells CMI 2021 für künftige Sterblichkeitsverbesserungen

Veränderungen der zuvor beschriebenen versicherungsmathematischen Annahmen würden zu folgenden Veränderungen des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen führen:

Sensitivitäten

	Veränderung des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen
	31. Dezember 2022		31. Dezember 2021
Veränderung des Rechnungszinssatzes um (Basispunkte)	+ 50	-50	+ 50	-50
Veränderung in Prozent	-6,15	6,88	-7,76	8,89
Veränderung des Gehaltstrends um (Basispunkte)	+ 25	-25	+ 25	-25
Veränderung in Prozent	0,28	-0,28	0,28	-0,27
Veränderung des Rententrends um (Basispunkte)	+ 25	-25	+ 25	-25
Veränderung in Prozent	1,86	-1,78	2,12	-2,02
Veränderung der Sterbewahrscheinlichkeit um (Prozent)	+ 10	-10	+ 10	-10
Veränderung in Prozent	-2,05	2,28	-3,69	3,97

Die Berechnung der angegebenen Sensitivitäten erfolgt auf Basis derselben Verfahrensweise und derselben Bewertungsprämissen, die auch zur Ermittlung des Barwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen angewendet werden. Wird zur Berechnung der Sensitivität der Ergebnisse gegenüber Änderungen eines versicherungsmathematischen Bewertungsparameters dieser entsprechend geändert, werden alle übrigen Bewertungsparameter unverändert in die Berechnung einbezogen.

Bei der Berücksichtigung der Sensitivitäten ist zu beachten, dass bei gleichzeitiger Veränderung mehrerer Bewertungsannahmen die Veränderung des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen nicht zwingend als kumulierter Effekt gemäß den Einzelsensitivitäten zu ermitteln ist.

Darstellung des Planvermögens und der Anlagepolitik

Die leistungsorientierten Versorgungszusagen werden durch zweckgebundene Vermögenswerte (Planvermögen) in eigens dafür errichteten und vom Unternehmen rechtlich separierten Pensionsvehikeln ausfinanziert. Der Fair Value dieses Planvermögens entwickelte sich wie folgt:

Entwicklung des Fair Values des Planvermögens

	2022				2021
in Mio €	Gesamt	Deutschland	Großbritannien	Übrige Länder	Gesamt	Deutschland
Fair Value des Planvermögens, Stand zum 1. Januar	23.469	16.879	6.581	9	22.421	16.179
Zinsertrag auf das Planvermögen	354	185	169	-	218	128
Neubewertungen	-5.984	-3.605	-2.379	-	1.035	1.025
Erfolgsneutrale Erträge (+)/Aufwendungen (-) aus dem Planvermögen ohne Beträge, die im Zinsertrag auf das Planvermögen enthalten sind	-5.984	-3.605	-2.379	-	1.035	1.025
Mitarbeiterbeiträge	3	2	1	-	11	9
Arbeitgeberbeiträge	170	122	48	-	362	281
Leistungszahlungen	-971	-719	-252	-	-993	-724
Veränderungen Konsolidierungskreis	-	-	-	-	-22	-22
Währungsunterschiede	-253	-	-253	-	434	-
Sonstige	-1	-1	-	-	3	3
Fair Value des Planvermögens, Stand zum 31. Dezember	16.787	12.863	3.915	9	23.469	16.879

	2021
in Mio €	Großbritannien	Übrige Länder
Fair Value des Planvermögens, Stand zum 1. Januar	6.233	9
Zinsertrag auf das Planvermögen	90	-
Neubewertungen	10	-
Erfolgsneutrale Erträge (+)/Aufwendungen (-) aus dem Planvermögen ohne Beträge, die im Zinsertrag auf das Planvermögen enthalten sind	10	-
Mitarbeiterbeiträge	2	-
Arbeitgeberbeiträge	81	-
Leistungszahlungen	-269	-
Veränderungen Konsolidierungskreis	-	-
Währungsunterschiede	434	-
Sonstige	-	-
Fair Value des Planvermögens, Stand zum 31. Dezember	6.581	9

Die im Planvermögen gehaltene Beteiligung an der Nord Stream AG wurde zum 31. Dezember 2022 auf einen Fair Value von null abgewertet. Dieser Effekt ist mit -1,2 Mrd € in den Neubewertungen enthalten.

Das Planvermögen enthält nahezu keine selbst genutzten Immobilien oder Aktien und Anleihen von E.ON-Konzerngesellschaften. Die einzelnen Planvermögensbestandteile wurden den jeweiligen Vermögenskategorien wirtschaftlich zugeordnet.

Das Planvermögen nach Vermögenskategorien stellt sich wie folgt dar:

Vermögenskategorien des Planvermögens

	31. Dezember 2022				31. Dezember 2021
i n Prozent	Gesamt	Deutschland	Großbritannien	Übrige Länder	Gesamt	Deutschland
Im aktiven Markt gelistetes Planvermögen
Eigenkapitaltitel (Aktien)	19	25	3	-	23	26
Fremdkapitaltitel	37	33	48	-	45	42
davon Staatsanleihen	20	14	37	-	27	19
davon Unternehmensanleihen	17	19	11	-	16	20
Andere Investmentfonds	10	1	37	-	9	3
Summe	66	59	88	-	77	71
Nicht im aktiven Markt gelistetes Planvermögen	-	-	-	-	-	-
Nicht börsengehandelte Eigenkapitaltitel	6	6	8	-	8	9
Fremdkapitaltitel	2	3	-	-	-	-
Immobilien	13	17	-	-	8	11
Qualifizierte Versicherungsverträge	2	2	-	100	1	1
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	2	2	1	-	1	2
Sonstige	9	11	3	-	5	6
Summe	34	41	12	100	23	29
Gesamt	100	100	100	100	100	100

	31. Dezember 2021
i n Prozent	Großbritannien	Übrige Länder
Im aktiven Markt gelistetes Planvermögen
Eigenkapitaltitel (Aktien)	13	-
Fremdkapitaltitel	54	-
davon Staatsanleihen	48	-
davon Unternehmensanleihen	5	-
Andere Investmentfonds	27	-
Summe	94	-
Nicht im aktiven Markt gelistetes Planvermögen	-	-
Nicht börsengehandelte Eigenkapitaltitel	4	-
Fremdkapitaltitel	-	-
Immobilien	-	-
Qualifizierte Versicherungsverträge	-	100
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	-	-
Sonstige	2	-
Summe	6	100
Gesamt	100	100

Das grundlegende Anlageziel für das Planvermögen ist die zeitkongruente Abdeckung der aus den jeweiligen Versorgungszusagen resultierenden Zahlungsverpflichtungen. Diese Anlagepolitik ergibt sich aus den entsprechenden Governance-Richtlinien des Konzerns. In diesen Richtlinien wird eine Erhöhung der Netto-Verbindlichkeit beziehungsweise eine Verschlechterung des Finanzierungsstatus infolge einer ungünstigen Entwicklung des Planvermögens beziehungsweise des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen als Risiko identifiziert. E.ON prüft daher regelmäßig die Entwicklung des Finanzierungsstatus, um dieses Risiko zu überwachen.

Zur Umsetzung des Anlageziels verfolgt der E.ON-Konzern im Wesentlichen eine an der Struktur der Versorgungsverpflichtungen ausgerichtete Anlagestrategie. Diese langfristig ausgerichtete Anlagestrategie zielt auf ein Management des Finanzierungsstatus und bewirkt, dass der Fair Value des Planvermögens die insbesondere durch Zins- und Inflationsschwankungen verursachten Wertänderungen des Anwartschaftsbarwertes zu einem gewissen Grad periodengleich kompensiert. Bei der Umsetzung der Anlagestrategie können auch Derivate (zum Beispiel Zins- und Inflationsswaps sowie Instrumente zur Währungskurssicherung) zum Einsatz kommen, um spezifische Risikofaktoren von Pensionsverbindlichkeiten steuern zu können. Diese Derivate sind in obiger Tabelle wirtschaftlich den jeweiligen Vermögenskategorien zugeordnet. Um den Finanzierungsstatus des E.ON-Konzerns positiv zu beeinflussen, wird ein Teil des Planvermögens zudem diversifiziert in Anlageklassen investiert, die langfristig eine Überrendite im Vergleich zu festverzinslichen Anleihen und zum Rechnungszinssatz erwarten lassen.

Die Ermittlung der Ziel-Portfoliostruktur für die einzelnen Planvermögen erfolgt auf der Basis regelmäßig durchgeführter Asset-Liability-Studien. Im Rahmen dieser Analysen wird die Ziel-Portfoliostruktur in einem ganzheitlichen Ansatz vor dem Hintergrund der bestehenden Anlagegrundsätze, des aktuellen Finanzierungsstatus, des Kapitalmarktumfelds und der Verpflichtungsstruktur überprüft und gegebenenfalls angepasst. Die in den Studien verwendeten Parameter werden zudem regelmäßig überprüft. Zur Umsetzung der Ziel-Portfoliostruktur werden Vermögensverwalter mandatiert. Diese werden regelmäßig hinsichtlich ihrer Zielerreichung überwacht.

Darstellung des Pensionsaufwands

Der Gesamtaufwand für die leistungsorientierten Versorgungszusagen, der in den Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen sowie in den betrieblichen Forderungen enthalten ist, setzt sich wie folgt zusammen:

Gesamtaufwand der leistungsorientierten Versorgungszusagen

	2022				2021
in Mio €	Gesamt	Deutschland	Großbritannien	Übrige Länder	Gesamt	Deutschland
Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerworbenen Versorgungsansprüche	309	287	20	2	382	342
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	7	8	2	-3	42	29
Gewinne (-)/Verluste (+) aus Planabgeltungen	-3	-3	-	-	-	-
Netto-Zinsaufwand (+)/-Zinsertrag (-) auf die Netto-Verbindlichkeit/den Netto-Vermögenswert aus leistungsorientierten Versorgungsplänen	51	61	-11	1	63	63
Summe	364	353	11	-	487	434

	2021
in Mio €	Großbritannien	Übrige Länder
Dienstzeitaufwand für die im Geschäftsjahr hinzuerworbenen Versorgungsansprüche	37	3
Nachzuverrechnender Dienstzeitaufwand	15	-2
Gewinne (-)/Verluste (+) aus Planabgeltungen	-	-
Netto-Zinsaufwand (+)/-Zinsertrag (-) auf die Netto-Verbindlichkeit/den Netto-Vermögenswert aus leistungsorientierten Versorgungsplänen	-1	1
Summe	51	2

Zusätzlich zum Gesamtaufwand für leistungsorientierte Versorgungszusagen wurden im Jahr 2022 für beitragsorientierte Versorgungszusagen Beitragszahlungen an externe Versorgungsträger und ähnliche Dienstleister in Höhe von 96 Mio € (2021: 102 Mio €) geleistet.

Die Beiträge zu staatlichen Plänen betragen 0,4 Mrd € (2021: 0,4 Mrd €).

Darstellung der Beitrags- und Versorgungszahlungen

Für die zum 31. Dezember 2022 bestehenden leistungsorientierten Versorgungszusagen werden für die nächsten zehn Jahre folgende Leistungszahlungen prognostiziert:

Erwartete Leistungszahlungen

in Mio €	Gesamt	Deutschland	Großbritannien	Übrige Länder
2023	1.101	869	229	3
2024	1.103	868	233	2
2025	1.119	884	233	2
2026	1.122	888	231	3
2027	1.129	895	231	3
2028-2032	5.723	4.558	1.144	21
Gesamt	11.297	8.962	2.301	34

Für das folgende Geschäftsjahr werden Arbeitgeberbeitragszahlungen in das Planvermögen in Höhe von 15 Mio € erwartet.

Die gewichtete durchschnittliche Laufzeit (Duration) der im E.ON-Konzern bewerteten leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen beträgt zum 31. Dezember 2022 13,2 Jahre (2021: 17,1 Jahre).

Darstellung der Netto-Verbindlichkeit

Die bilanzierte Netto-Verbindlichkeit aus den leistungsorientierten Versorgungsplänen des E.ON-Konzerns resultiert aus einer Gegenüberstellung des Anwartschaftsbarwertes der leistungsorientierten Versorgungsverpflichtungen und des Fair Values des Planvermögens:

Entwicklung der Netto-Verbindlichkeit aus leistungsorientierten Versorgungsplänen

	2022				2021
in Mio €	Gesamt	Deutschland	Großbritannien	Übrige Länder	Gesamt	Deutschland
Stand Netto-Verbindlichkeit zum 1. Januar	5.433	5.806	-406	33	7.994	7.985
Gesamtaufwand der leistungsorientierten Versorgungszusagen	364	353	11	-	487	434
Veränderungen aus den Neubewertungen	-2.426	-2.774	351	-3	-2.604	-2.272
Arbeitgeberbeiträge zum Planvermögen	-170	-122	-48	-	-362	-281
Netto-Leistungszahlungen	-97	-94	-	-3	-78	-75
Veränderungen Konsolidierungskreis	7	7	-	-	18	19
Währungsunterschiede	10	-	9	1	-11	-
Sonstige	-11	-11	-	-	-11	-4
Stand Netto-Verbindlichkeit zum 31. Dezember	3.110	3.165	-83	28	5.433	5.806
davon Netto-Verbindlichkeit	3.735	3.675	31	29	6.082	5.938
davon Netto-Vermögenswert	-625	-510	-114	-1	-649	-132

	2021
in Mio €	Großbritannien	Übrige Länder
Stand Netto-Verbindlichkeit zum 1. Januar	-46	55
Gesamtaufwand der leistungsorientierten Versorgungszusagen	51	2
Veränderungen aus den Neubewertungen	-319	-13
Arbeitgeberbeiträge zum Planvermögen	-81	-
Netto-Leistungszahlungen	-	-3
Veränderungen Konsolidierungskreis	-	-1
Währungsunterschiede	-11	-
Sonstige	-	-7
Stand Netto-Verbindlichkeit zum 31. Dezember	-406	33
davon Netto-Verbindlichkeit	111	33
davon Netto-Vermögenswert	-517	-

(26) Übrige Rückstellungen

Die übrigen Rückstellungen setzen sich wie folgt zusammen:

Übrige Rückstellungen

	31. Dezember 2022		31. Dezember 2021
in Mio €	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig
Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich	678	6.125	597	7.783
Verpflichtungen im Personalbereich	451	861	532	1.118
Verpflichtungen aus grünen Zertifikaten	850	16	1.071	16
Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen	68	574	50	801
Absatzmarkt- und beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen	1.862	2.093	8.257	1.874
Umweltschutzmaßnahmen und ähnliche Verpflichtungen	84	351	67	453
Sonstige	1.535	1.213	1.208	1.322
Summe	5.528	11.233	11.782	13.367

Nachfolgend wird die Entwicklung der übrigen Rückstellungen dargestellt:

Entwicklung der übrigen Rückstellungen

in Mio €	Stand zum 1. Januar 2022	Währungsunterschiede	Veränderungen Konsolidierungskreis	Auf-/ Abzinsung
Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich	8.380	-	-	-
Verpflichtungen im Personalbereich	1.650	-3	4	-88
Verpflichtungen aus grünen Zertifikaten	1.087	-50	-1	-
Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen	851	-1	-	-2
Absatzmarkt- und beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen	10.131	-92	9	-14
Umweltschutzmaßnahmen und ähnliche Verpflichtungen	520	-1	-	-42
Sonstige	2.530	-22	1	-308
Summe	25.149	-169	13	-454

in Mio €	Zuführung	Inanspruchnahme
Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich	12	-624
Verpflichtungen im Personalbereich	349	-507
Verpflichtungen aus grünen Zertifikaten	1.332	-1.492
Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen	15	-25
Absatzmarkt- und beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen	2.524	-7.907
Umweltschutzmaßnahmen und ähnliche Verpflichtungen	89	-51
Sonstige	1.279	-407
Summe	5.600	-11.013

in Mio €	Umbuchung	Auflösung	Schätzungsänderungen	Stand zum 31. Dezember 2022
Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich	-	-	-965	6.803
Verpflichtungen im Personalbereich	10	-103	-	1.312
Verpflichtungen aus grünen Zertifikaten	-	-10	-	866
Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen	-14	-	-182	642
Absatzmarkt- und beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen	-	-696	-	3.955
Umweltschutzmaßnahmen und ähnliche Verpflichtungen	-	-80	-	435
Sonstige	118	-443	-	2.748
Summe	114	-1.332	-1.147	16.761

Die Aufzinsung im Rahmen der Rückstellungsentwicklung ist im Finanzergebnis (vergleiche Textziffer 10) enthalten. Die Rückstellungsbeträge sind entsprechend den Laufzeiten mit Zinssätzen zwischen 2,2 und 13,7 Prozent diskontiert.

Zum 31. Dezember 2022 entfallen die Rückstellungen mit Bezug auf die Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich ausschließlich auf Deutschland, die übrigen Rückstellungen beziehen sich im Wesentlichen auf die Länder des Euroraums und Großbritannien.

Rückstellungen für Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich

Die Rückstellungen für Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich zum 31. Dezember 2022 beinhalten ausschließlich Verpflichtungen aus deutschen Kernenergieaktivitäten in Höhe von 6,8 Mrd €.

Die auf atomrechtlicher Grundlage basierenden Rückstellungen für Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich beinhalten unter Bezugnahme auf Gutachten, externe und interne Kostenschätzungen, vertragliche Vereinbarungen sowie die ergänzenden Vorgaben des Entsorgungsfondsgesetzes und des Entsorgungsübergangsgesetzes sämtliche nuklearen Verpflichtungen für die Entsorgung von abgebrannten Brennelementen, schwach radioaktiven Betriebsabfällen sowie die Stilllegung und den Rückbau der nuklearen Kraftwerksanlagenteile.

Die in den Rückstellungen erfassten Stilllegungsverpflichtungen umfassen die erwarteten Kosten des Nach- beziehungsweise Restbetriebs der Anlage, der Demontage sowie der Beseitigung und Entsorgung der nuklearen Bestandteile des Kernkraftwerks.

Ebenfalls beinhalten die Rückstellungen im Rahmen der Entsorgung von Brennelementen und Betriebsabfällen die vertragsgemäßen Kosten zum einen für die Rückführung von Abfällen aus der Wiederaufarbeitung in Frankreich und England in ein Zwischenlager und zum anderen die anfallenden Kosten für die fachgerechte Verpackung einschließlich der erforderlichen Zwischenlagerbehälter sowie die Kosten für den Transport zu einem Zwischenlager.

Die den Rückstellungen zugrunde liegenden Kostenansätze werden jährlich unter Bezugnahme auf externe Sachverständigengutachten beziehungsweise -analysen aktualisiert, sofern den Kostenansätzen nicht vertragliche Vereinbarungen zugrunde liegen.

Nachfolgend sind die Rückstellungspositionen nach Abzug geleisteter Anzahlungen nach technischen Kriterien gegliedert:

Entsorgungsverpflichtungen im Kernenergiebereich in Deutschland abzüglich geleisteter Anzahlungen

	31. Dezember
in Mio €	2022	2021
Stilllegung und Rückbau	6.327	7.770
Behälter, Transporte, Betriebsabfälle, Sonstiges	476	610
Summe	6.803	8.380

Die Rückstellungen werden, sofern langfristig, mit ihrem auf den Bilanzstichtag abgezinsten Erfüllungsbetrag bewertet.

Für die Bewertung der bei E.ON gebildeten Entsorgungsverpflichtungen kommt ein risikoloser Diskontierungszinssatz von im Durchschnitt rund 2,5 Prozent zum Tragen (Vorjahr: 0,0 Prozent). Bei der Schätzung der jährlichen Auszahlungen geht E.ON wie im Vorjahr von einer 2-prozentigen Kostensteigerung aus. Für kurzfristige Zeiträume ist inflationsbedingt eine darüber hinaus gehende Kostenschätzung in die Rückstellungsbewertung in Höhe von 0,3 Mrd € eingeflossen. Eine Veränderung des Diskontierungszinssatzes oder der Kostensteigerungsrate um 0,1 Prozentpunkte würde zu einer Veränderung des bilanzierten Rückstellungsbetrags um etwa 50 Mio € führen.

Ohne Berücksichtigung von Diskontierungs- und Kostensteigerungseffekten beliefe sich der Verpflichtungsbetrag für die Entsorgungsverpflichtungen auf 7.102 Mio € mit einem mittleren Zahlungsziel von etwa sechs Jahren.

Für die Kernenergieaktivitäten ergaben sich im Jahr 2022 Schätzungsänderungen in Höhe von -965 Mio € (2021: -338 Mio €). Sie beinhalten im Wesentlichen den Diskontierungseffekt infolge der Zinssatzerhöhung in Höhe von 1,2 Mrd € sowie der weiteren Umsetzung der Optimierung von Stilllegungs- und Entsorgungsleistungen und gegenläufiger kurzfristiger Kostensteigerungen von insgesamt 0,2 Mrd €. Die Inanspruchnahmen beliefen sich auf 624 Mio € (2021: 709 Mio €). Davon beziehen sich 562 Mio € (2021: 337 Mio €) auf im Rückbau befindliche Kernkraftwerke, denen Sachverhalte zugrunde lagen, für die Stilllegungs- und Rückbaukosten aktiviert waren.

Verpflichtungen im Personalbereich

Die Rückstellungen für Personalaufwendungen betreffen vor allem Rückstellungen für Vorruhestandsregelungen, erfolgsabhängige Gehaltsbestandteile, Restrukturierungen sowie andere Personalkosten. Restrukturierungsrückstellungen, die sich zum 31. Dezember 2022 auf 766 Mio € (2021: 1.052 Mio €) beliefen, wurden insbesondere in Deutschland für verschiedene Restrukturierungsprojekte gebildet.

Verpflichtungen aus grünen Zertifikaten

Die sogenannten Renewables Obligation Certificates (ROCs beziehungsweise grüne Zertifikate) stellen, insbesondere in Großbritannien, einen bedeutenden Mechanismus zur Förderung Erneuerbarer Energien dar. Die ROCs repräsentieren einen festgelegten Anteil Erneuerbarer Energien am Stromabsatz und können entweder durch Bezug aus erneuerbaren Quellen oder am Markt erworben werden. Im Rahmen einer zwölfmonatigen ROC-Periode werden die hierzu als Rückstellung ausgewiesenen Verpflichtungen mit den erworbenen Zertifikaten verrechnet und in Anspruch genommen.

Sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen

Die Rückstellungen für sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen enthalten Stilllegungs- und Rückbauverpflichtungen für regenerative Kraftwerksanlagen und Infrastruktureinrichtungen. Darüber hinaus werden hier die Rückstellungen für den Rückbau der konventionellen Anlagenteile im Kernenergiebereich auf Basis zivilrechtlicher Vereinbarungen oder öffentlich-rechtlicher Auflagen in Höhe von 300 Mio € (2021: 482 Mio €) berücksichtigt, deren Veränderung im Wesentlichen durch den Zinssatzanstieg bedingt ist. Ohne Berücksichtigung von Diskontierungs- und Kostensteigerungseffekten beliefe sich der Verpflichtungsbetrag bei einem mittleren Zahlungsziel von etwa 16 Jahren für diese Entsorgungsverpflichtungen auf 321 Mio €.

Der in der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung ausgewiesene Betrag für sonstige Rückbau- und Entsorgungsverpflichtungen ohne Rückstellungen für den Rückbau der konventionellen Anlagenteile im Kernenergiebereich beträgt 342 Mio €.

Absatz- und beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen

Die Rückstellungen für beschaffungsmarktorientierte Verpflichtungen enthalten Rückstellungen für Verlustrisiken aus schwebenden Einkaufskontrakten.

Die Rückstellungen für absatzmarktorientierte Verpflichtungen enthalten Verlustrisiken für Preisnachlässe und aus schwebenden Verkaufskontrakten sowie für Abrechnungsverpflichtungen aus bereits getätigten Strom- und Gaslieferungen. Der signifikante Rückgang ergab sich aus der Inanspruchnahme in Höhe von 7,8 Mrd € infolge der Realisation der zugrunde liegenden Geschäfte. Gegenläufig wirkten Zuführungen von 2,2 Mrd € für Drohverluste aus schwebenden Verkaufskontrakten. Dies steht im Zusammenhang mit den gestiegenen Energiepreisen an den Commodity-Märkten. Diese Rückstellungen wurden für kontrahierte Absatzgeschäfte gebildet, die wirtschaftlich Teil eines Portfolios sind, dem teilweise als derivative Finanzinstrumente zu bilanzierende Beschaffungsgeschäfte gegenüberstehen. Die Bewertung dieser Rückstellungen basiert grundsätzlich auf den Margen der aktuellsten, offiziell gültigen Managementplanung. Dabei ist Ermessen im Rahmen der Abgrenzung der einzelnen Absatzportfolios und der Zuordnung der Beschaffungsgeschäfte auf ebendiese erforderlich. Ferner fließen Annahmen bezüglich der Verteilung von Gemeinkosten auf die einzelnen Absatzportfolios sowie Erwartungen über die Vertragslaufzeiten, insbesondere im Falle von Kundenverträgen mit einseitiger Verlängerungs- oder Kündigungsoption des Kunden, in die Berechnung ein.

Umweltschutzmaßnahmen und ähnliche Verpflichtungen

Die Rückstellungen für Umweltschutzmaßnahmen betreffen vor allem Sanierungsmaßnahmen sowie die Beseitigung von Altlasten.

Sonstige

Die sonstigen Rückstellungen beinhalten bestimmte Rekultivierungs- und Sanierungsverpflichtungen von Vorgängergesellschaften in Höhe von 0,4 Mrd € (2021: 0,4 Mrd €), mögliche Verpflichtungen aus steuerlich bedingtem Zinsaufwand in Höhe von 0,1 Mrd € (2021: 0,1 Mrd €) und Prozesskostenrisiken in Höhe von 0,1 Mrd € (2021: 0,1 Mrd €).

(27) Verbindlichkeiten

Die Verbindlichkeiten setzen sich wie folgt zusammen:

Verbindlichkeiten

	31. Dezember 2022		31. Dezember 2021
in Mio €	Kurzfristig	Langfristig	Kurzfristig	Langfristig
Finanzverbindlichkeiten	5.186	28.965	6.530	28.131
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	14.360	-	9.113	-
Investitionszuschüsse	265	180	32	393
Verbindlichkeiten aus derivativen Finanzinstrumenten	4.834	23.175	6.627	6.491
Erhaltene Anzahlungen	614	-	130	-
Vertragliche Verbindlichkeiten (IFRS 15)	763	3.335	895	3.055
Übrige betriebliche Verbindlichkeiten	4.575	956	4.158	879
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten	25.411	27.646	20.955	10.818
Summe	30.597	56.611	27.485	38.949

Finanzverbindlichkeiten

In den folgenden Tabellen wird die Entwicklung der Finanzverbindlichkeiten in den Geschäftsjahren 2022 und 2021 dargestellt:

Finanzverbindlichkeiten

		Zahlungswirksam	Nicht zahlungswirksam
in Mio €	1. Jan. 2022	Zahlungsströme	Währungsunterschiede	Veränderung Konsolidierungskreis
Anleihen	28.323	1.381	-619	-
Commercial Paper	1.510	-743	-	-
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.438	-442	-1	-74
Leasingverbindlichkeiten ¹	2.539	-355	-10	-
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	851	-1.388	23	-22
Finanzverbindlichkeiten	34.661	-1.547	-607	-96

	Nicht zahlungswirksam
in Mio €	Aufzinsungseffekte	Sonstige
Anleihen	16	-204
Commercial Paper	-	-
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	-	-
Leasingverbindlichkeiten ¹	-	338
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	-	1.590
Finanzverbindlichkeiten	16	1.724

in Mio €	31. Dez. 2022
Anleihen	28.897
Commercial Paper	767
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	921
Leasingverbindlichkeiten ¹	2.512
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	1.054
Finanzverbindlichkeiten	34.151

¹ Vergleiche auch die Erläuterungen in Textziffer 33.

		Zahlungswirksam	Nicht zahlungswirksam
in Mio €	1. Jan. 2021	Zahlungsströme	Währungsunterschiede	Veränderung Konsolidierungskreis
Anleihen	29.019	-734	294	-2
Commercial Paper	-	1.510	-	-
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	607	1.108	-1	-92
Leasingverbindlichkeiten ¹	2.615	-363	7	15
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	600	1.798	74	209
Finanzverbindlichkeiten	32.841	3.319	374	130

	Nicht zahlungswirksam
in Mio €	Aufzinsungseffekte	Sonstige
Anleihen	13	-267
Commercial Paper	-	-
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	-	-184
Leasingverbindlichkeiten ¹	-	266
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	-	-1.831
Finanzverbindlichkeiten	13	-2.016

in Mio €	31. Dez. 2021
Anleihen	28.323
Commercial Paper	1.510
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.438
Leasingverbindlichkeiten ¹	2.539
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	851
Finanzverbindlichkeiten	34.661

¹ Vergleiche auch die Erläuterungen in Textziffer 33.

Die Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten beinhalten unter anderem erhaltene Sicherheiten mit einem Fair Value von 86 Mio € (2021: 135 Mio €). Hierbei handelt es sich um von Banken hinterlegte Sicherheitsleistungen zur Begrenzung der Auslastung von Kreditlimiten im Zusammenhang mit der Marktbewertung von Derivategeschäften. In den sonstigen Finanzverbindlichkeiten sind unter anderem Finanzgarantien in Höhe von 8 Mio € (2021: 8 Mio €) enthalten. Ebenfalls enthalten sind erhaltene Sicherheitsleistungen im Zusammenhang mit Lieferungen und Leistungen in Höhe von 24 Mio € (2021: 14 Mio €). E.ON kann diese erhaltenen Sicherheiten uneingeschränkt nutzen.

Die Bilanzierung der Finanzverbindlichkeiten von innogy zum Zeitpunkt der Erstkonsolidierung führte aufgrund der Bewertungsvorschriften nach IFRS zu einer Neubewertung zum Marktwert. Dieser Marktwert war deutlich höher als der ursprüngliche Nominalwert, weil das Marktzinsniveau seit der Begebung der Anleihen gesunken ist. Die im Rahmen der Kaufpreisverteilung ermittelte Differenz zwischen dem Nominal- und dem Marktwert der Anleihen betrug zum 31. Dezember 2022 1.668 Mio € (per 31. Dezember 2021: 1.931 Mio €) und wird über die Laufzeit der jeweiligen Anleihe aufwandsmindernd über das Finanzergebnis aufgelöst (vergleiche Textziffer 10). Diese Differenz wird in der wirtschaftlichen Netto-Verschuldung nicht berücksichtigt.

Im Folgenden werden die wichtigsten Kreditvereinbarungen und Programme zur Emission von Schuldtiteln des E.ON-Konzerns beschrieben.

Konzernleitung

Debt-Issuance-Programm über 35 Mrd €

Ein Debt-Issuance-Programm vereinfacht die zeitlich flexible Emission von Schuldtiteln in Form von öffentlichen und privaten Platzierungen an Investoren. Das Debt-Issuance-Programm der E.ON SE wurde zuletzt im März 2022 mit einem Programmrahmen von insgesamt 35 Mrd € erneuert. Die E.ON SE strebt im Jahr 2023 eine Erneuerung des Programms an.

Zum Jahresende 2022 standen folgende Anleihen der E.ON SE und der E.ON International Finance B.V. aus:

Wesentliche Anleihen der E.ON SE und der E.ON International Finance B.V. ¹

Emittent	Volumen in jeweiliger Währung	Anfängliche Laufzeit	Fälligkeit	Kupon
E.ON SE	1.000 Mio EUR	3 Jahre	Apr. 2023	0,375%
E.ON International Finance B.V.	488 Mio GBP	20 Jahre	Dez. 2023	5,625%
E.ON SE	750 Mio EUR	4 Jahre	Dez. 2023	0,000%
E.ON International Finance B.V.	800 Mio EUR	10 Jahre	Jan. 2024	3,000%
E.ON SE	500 Mio EUR	7 Jahre	Mai. 2024	0,875%
E.ON SE	750 Mio EUR	5 Jahre	Aug. 2024	0,000%
E.ON SE	750 Mio EUR	2,75 Jahre	Jan. 2025	0,875%
E.ON International Finance B.V.	750 Mio EUR	8 Jahre	Apr. 2025	1,000%
E.ON SE	750 Mio EUR	5,5 Jahre	Okt. 2025	1,000%
E.ON SE	500 Mio EUR	4 Jahre	Jan. 2026	0,125%
E.ON International Finance B.V.	500 Mio EUR	8 Jahre	Mai. 2026	1,625%
E.ON SE	750 Mio EUR	7 Jahre	Okt. 2026	0,250%
E.ON SE	1.000 Mio EUR	7,5 Jahre	Sep. 2027	0,375%
E.ON International Finance B.V.	850 Mio EUR	10 Jahre	Okt. 2027	1,250%
E.ON SE	500 Mio EUR	8 Jahre	Feb. 2028	0,750%
E.ON SE	600 Mio EUR	6 Jahre	Aug. 2028	2,875%
E.ON SE	600 Mio EUR	8 Jahre	Dez. 2028	0,100%
E.ON SE	750 Mio EUR	12 Jahre	Mai. 2029	1,625%
E.ON International Finance B.V.	1.000 Mio EUR	11,5 Jahre	Jul. 2029	1,500%

¹ Alle Anleihen ≥ 500 Mio € Gegenwert; alle Anleihen sind in Luxemburg gelistet, mit Ausnahme der US-$-Anleihe unter 144A/Regulation S, die ungelistet ist.

Wesentliche Anleihen der E.ON SE und der E.ON International Finance B.V. ¹

Emittent	Volumen in jeweiliger Währung	Anfängliche Laufzeit	Fälligkeit	Kupon
E.ON SE	750 Mio EUR	10,5 Jahre	Feb. 2030	0,350%
E.ON International Finance B.V.	760 Mio GBP	28 Jahre	Jun. 2030	6,250%
E.ON SE	500 Mio EUR	11 Jahre	Dez. 2030	0,750%
E.ON SE	750 Mio EUR	9 Jahre	Mrz. 2031	1,625%
E.ON SE	500 Mio EUR	11 Jahre	Aug. 2031	0,875%
E.ON SE	500 Mio EUR	12 Jahre	Nov. 2031	0,625%
E.ON International Finance B.V. ²	975 Mio GBP	30 Jahre	Jun. 2032	6,375%
E.ON SE	750 Mio EUR	11,5 Jahre	Okt. 2032	0,600%
E.ON International Finance B.V.	600 Mio EUR	30 Jahre	Feb. 2033	5,750%
E.ON International Finance B.V.	600 Mio GBP	22 Jahre	Jan. 2034	4,750%
E.ON SE	800 Mio EUR	12,75 Jahre	Okt. 2034	0,875%
E.ON International Finance B.V.	900 Mio GBP	30 Jahre	Okt. 2037	5,875%
E.ON International Finance B.V. ³	1.000 Mio USD	30 Jahre	Apr. 2038	6,650%
E.ON International Finance B.V.	700 Mio GBP	30 Jahre	Jan. 2039	6,750%
E.ON International Finance B.V.	1.000 Mio GBP	30 Jahre	Jul. 2039	6,125%

¹ Alle Anleihen ≥ 500 Mio € Gegenwert; alle Anleihen sind in Luxemburg gelistet, mit Ausnahme der US-$-Anleihe unter 144A/Regulation S, die ungelistet ist.
² Die Anleihe wurde von 850 Mio GBP auf 975 Mio GBP aufgestockt.
³ Anleihe unter 144A/Regulation S.

Zusätzlich ausstehend waren zum 31. Dezember 2022 Privatplatzierungen im Gesamtvolumen von rund 1,7 Mrd € (2021: 1,7 Mrd €). Im Verlaufe des Berichtsjahres hat E.ON zudem bilaterale Kreditlinien in Höhe von knapp 4 Mrd € mit Laufzeiten von bis zu 1,5 Jahren abgeschlossen. Diese Linien, die mit einem Großteil der Kernbankengruppe von E.ON vereinbart wurden, waren zu keinem Zeitpunkt im Verlaufe des Berichtsjahres in Anspruch genommen worden.

Revolvierende syndizierte Kreditlinie über 3,5 Mrd €

Mit Wirkung zum 24. Oktober 2019 hat E.ON eine syndizierte Kreditlinie mit einem Volumen von 3,5 Mrd € und einer ursprünglichen Laufzeit von fünf Jahren - zuzüglich zweier Optionen zur Verlängerung um jeweils ein weiteres Jahr - abgeschlossen. Nach Ausübung der beiden Verlängerungsoptionen endet die Laufzeit der Kreditlinie am 24. Oktober 2026. Die Kreditmarge ist unter anderem an die Entwicklung bestimmter ESG-Ratings gekoppelt, wodurch E.ON sich finanzielle Anreize für eine nachhaltige Unternehmensstrategie setzt. Die ESG-Ratings werden durch drei namhafte Agenturen bestimmt: ISS ESG, MSCI ESG Research und Sustainalytics. Die Linie dient als verlässliche und nachhaltige Liquiditätsreserve des Konzerns, unter anderem auch als Back-up-Linie für die Commercial-Paper-Programme. Die Kreditlinie wird von 21 Banken zur Verfügung gestellt, die E.ONs Kernbankengruppe bilden. Die Kreditlinie ist nicht gezogen worden.

Commercial-Paper-Programme über 10 Mrd € und 10 Mrd US-$

Das Euro-Commercial-Paper-Programm über 10 Mrd € ermöglicht es der E.ON SE, von Zeit zu Zeit Commercial Paper mit Laufzeiten von bis zu zwei Jahren abzüglich eines Tages an Investoren auszugeben. Das US-Commercial-Paper-Programm über 10 Mrd US-$ ermöglicht es der E.ON SE, an Investoren von Zeit zu Zeit Commercial Paper mit Laufzeiten von bis zu 366 Tagen auszugeben. Zum 31. Dezember 2022 standen unter dem Euro-Commercial-Paper-Programm 364 Mio € (Vorjahr: 1.510 Mio €) und unter dem US-Commercial-Paper-Programm umgerechnet 403 Mio € (Vorjahr: 0 Mio €) aus.

Die Fälligkeiten der Anleiheverbindlichkeiten der E.ON SE und der E.ON International Finance B.V. (mit Garantie der E.ON SE) werden in der folgenden Tabelle dargestellt. Bei Verbindlichkeiten in Fremdwährungen wurden ökonomische Sicherungsbeziehungen berücksichtigt, sodass die Angaben von den Bilanzwerten abweichen.

Anleiheverbindlichkeiten der E.ON SE und der E.ON International Finance B.V.

in Mio €	Summe	2022	2023	2024	Fälligkeit in 2025 bis 2031	Fälligkeit nach 2031
31. Dezember 2022	27.766	-	2.649	2.139	13.463	9.514
31. Dezember 2021	26.837	2.695	2.680	2.139	10.604	8.719

Finanzverbindlichkeiten nach Segmenten

Die Finanzverbindlichkeiten nach Segmenten setzen sich wie folgt zusammen:

Finanzverbindlichkeiten nach Segmenten zum 31. Dezember ¹

	Anleihen		Commercial Paper		Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Energienetze	-	-	-	-	367	329
Deutschland	-	-	-	-	365	329
Schweden	-	-	-	-	-	-
Zentraleuropa Ost/Türkei	-	-	-	-	2	-
Kundenlösungen	-	-	-	-	434	250
Deutschland	-	-	-	-	98	111
Großbritannien	-	-	-	-	-	-
Niederlande	-	-	-	-	-	-
Sonstige	-	-	-	-	336	139
Nicht-Kerngeschäft	-	-	-	-	-	-
Konzernleitung/Sonstiges	28.897	28.323	767	1.510	120	859
E.ON Konzern	28.897	28.323	767	1.510	921	1.438

	Leasingverbindlichkeiten		Sonstige Finanzverbindlichkeiten		Finanzverbindlichkeiten
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Energienetze	2.141	2.091	643	445	3.151	2.865
Deutschland	2.050	1.998	642	445	3.057	2.772
Schweden	13	14	1	-	14	14
Zentraleuropa Ost/Türkei	78	79	-	-	80	79
Kundenlösungen	262	294	117	80	813	624
Deutschland	56	55	27	35	181	201
Großbritannien	72	86	17	1	89	87
Niederlande	34	34	3	3	37	37
Sonstige	100	119	70	41	506	299
Nicht-Kerngeschäft	1	3	113	87	114	90
Konzernleitung/Sonstiges	108	151	181	239	30.073	31.082
E.ON Konzern	2.512	2.539	1.054	851	34.151	34.661

¹ Aufgrund der Änderungen in der Segmentberichterstattung wurden die Vorjahreswerte entsprechend angepasst.

Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten

Die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen beliefen sich zum 31. Dezember 2022 auf 14.360 Mio € (2021: 9.113 Mio €).

Investitionszuschüsse in Höhe von 445 Mio € (2021: 425 Mio €) sind noch nicht erfolgswirksam vereinnahmt worden. Dabei handelt es sich wie im Vorjahr zum überwiegenden Teil um Zuwendungen der öffentlichen Hand, die insbesondere für den Netzbereich gewährt wurden. Die bezuschussten Vermögenswerte verbleiben im Eigentum des E.ON-Konzerns. Diese Zuschüsse sind nicht rückzahlbar. Analog zum Abschreibungsverlauf wird ihre Auflösung in den sonstigen betrieblichen Erträgen erfasst.

Die derivativen Verbindlichkeiten lagen zum 31. Dezember 2022 bei 28.009 Mio € (2021: 13.118 Mio €). Der Anstieg gegenüber dem Vorjahr resultiert im Wesentlichen aus der Marktbewertung der Commodity-Derivate.

Die vertraglichen Verbindlichkeiten (IFRS 15) in Höhe von 4.098 Mio € (2021: 3.951 Mio €) enthalten vor allem Baukostenzuschüsse, die von Kunden gemäß den allgemein verbindlichen Bedingungen für die Errichtung neuer Strom- und Gasanschlüsse gezahlt wurden. Alle diese Zuschüsse sind branchenüblich, in der Regel nicht rückzahlbar und werden grundsätzlich entsprechend des regulatorischen Zeitraums ergebniserhöhend aufgelöst und den Umsatzerlösen zugerechnet. Im Jahr 2022 resultierte hieraus ein Anstieg der Umsatzerlöse in Höhe von 372 Mio €.

Die übrigen betrieblichen Verbindlichkeiten umfassen sonstige Steuerverbindlichkeiten in Höhe von 1.019 Mio € (2021: 1.559 Mio €) und Zinsverpflichtungen in Höhe von 369 Mio € (2021: 368 Mio €). Darüber hinaus sind in diesem Posten auch sonstige Verbindlichkeiten gegenüber unseren Kunden aus Überzahlungen und Rückerstattungsansprüchen in Höhe von 902 Mio € (2021: 467 Mio €) sowie kurzfristige Personalverbindlichkeiten in Höhe von 458 Mio € (2021: 452 Mio €) enthalten. Des Weiteren beinhalten die übrigen betrieblichen Verbindlichkeiten die fortgeführten Stillhalterverpflichtungen für den Erwerb zusätzlicher Anteile an bereits konsolidierten Tochterunternehmen sowie Anteile ohne beherrschenden Einfluss an vollkonsolidierten Personengesellschaften, deren Gesellschaftern aufgrund der gesellschaftsrechtlichen Struktur ein gesetzliches Kündigungsrecht, verbunden mit einem Kompensationsanspruch, zusteht, in Höhe von 555 Mio € (2021: 486 Mio €).

(28) Eventualverbindlichkeiten und sonstige finanzielle Verpflichtungen

E.ON ist im Rahmen der Geschäftstätigkeit Eventualverbindlichkeiten und sonstige finanzielle Verpflichtungen eingegangen, die eine Vielzahl zugrunde liegender Sachverhalte betreffen. Hierzu zählen insbesondere Garantien und Bürgschaften, Verpflichtungen aus Rechtsstreitigkeiten und Schadensersatzansprüchen (für weitere Informationen wird auf Textziffer 29 verwiesen), kurz- und langfristige vertragliche und gesetzliche sowie sonstige Verpflichtungen.

Eventualverbindlichkeiten

Die Eventualverbindlichkeiten des E.ON-Konzerns beinhalten im Wesentlichen Eventualverbindlichkeiten im Zusammenhang mit möglichen langfristigen Rekultivierungs- und Sanierungsmaßnahmen sowie Rechtsstreitigkeiten und belaufen sich zum 31. Dezember 2022 auf einen Wert von 0,3 Mrd € (31. Dezember 2021: 0,4 Mrd €). Dieser Wert stellt die bestmögliche Schätzung der Ausgaben dar, die zur Erfüllung der gegenwärtigen Verpflichtung zum Abschlussstichtag erforderlich sind.

Zusätzlich hat E.ON direkte und indirekte Garantien und Bürgschaften in Verbindung mit ihrer eigenen oder der Geschäftstätigkeit verbundener Unternehmen gegenüber Konzernfremden gewährt, die bei Eintritt bestimmter Ereignisse Zahlungsverpflichtungen auslösen können. Diese beinhalten sowohl Finanzgarantien als auch operative Garantien, die im Wesentlichen vertragliche Verpflichtungen, aber auch Versorgungsverpflichtungen gegenüber aktiven und ehemaligen Mitarbeitern absichern.

Darüber hinaus hat E.ON Freistellungsvereinbarungen abgeschlossen. Diese sind in der Regel Bestandteil von Vereinbarungen über den Verkauf von Beteiligungen und betreffen vor allem die im Rahmen solcher Transaktionen üblichen Zusagen und Gewährleistungen in Bezug auf Haftungsrisiken für Umweltschäden sowie mögliche steuerliche Risiken. In manchen Fällen werden Verpflichtungen zuerst von Rückstellungen der verkauften Gesellschaften abgedeckt, bevor E.ON selbst verpflichtet ist, Zahlungen zu leisten. Garantien, die von Gesellschaften gegeben wurden, die nach der Garantievergabe von der E.ON SE oder Rechtsvorgängern verkauft wurden, sind in Form von Freistellungserklärungen in den meisten Fällen Bestandteil der jeweiligen Verkaufsverträge.

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

Die Garantien von E.ON beinhalten auch die Deckungsvorsorge aus dem Betrieb von Kernkraftwerken. Für die Risiken aus nuklearen Schäden haben die deutschen Kernkraftwerksbetreiber nach dem Atomgesetz (AtG) und der Atomrechtlichen Deckungsvorsorge-Verordnung (AtDeckV) vom 27. April 2002 bis zu einem Maximalbetrag von 2,5 Mrd € je Schadensfall Deckungsvorsorge nachzuweisen.

Von dieser Vorsorge sind 255,6 Mio € über eine einheitliche Haftpflichtversicherung abgedeckt. Die Nuklear Haftpflicht GbR erfasst nur noch die solidarische Absicherung in Bezug auf Ansprüche im Zusammenhang mit behördlich angeordneten Evakuierungsmaßnahmen im Bereich zwischen 0,5 Mio € und 15 Mio €. Konzernunternehmen haben sich entsprechend ihren Anteilen an Kernkraftwerken verpflichtet, deren Betriebsgesellschaften liquiditätsmäßig so zu stellen, dass sie ihren Verpflichtungen aus ihrer Zugehörigkeit zur Nuklear Haftpflicht GbR jederzeit nachkommen können.

Zur Erfüllung der anschließenden Deckungsvorsorge in Höhe von 2.244,4 Mio € je Schadensfall haben die E.ON Energie AG (E.ON Energie) und die übrigen Obergesellschaften der deutschen Kernkraftwerksbetreiber mit Vertrag vom 11. Juli/27. Juli/ 21. August/28. August 2001, verlängert mit Vereinbarung vom 25. März/18. April/ 28. April/1. Juni 2011 und mit Vereinbarung vom 17. November/29. November/2. Dezember/6. Dezember 2021, vereinbart, den haftenden Kernkraftwerksbetreiber im Schadensfall - nach Ausschöpfung seiner eigenen Möglichkeiten und der seiner Muttergesellschaft - finanziell so auszustatten, dass dieser seinen Zahlungsverpflichtungen nachkommen kann (Solidarvereinbarung). Vertragsgemäß beträgt der auf die E.ON Energie entfallende Anteil bezüglich der Haftung, zuzüglich 5,0 Prozent für Schadensabwicklungskosten, 43,3 Prozent zum 31. Dezember 2022 (Vorjahr: 35,1 Prozent). Eine Veränderung der Quote für das Kalenderjahr 2023 ist vertraglich nicht vorgesehen. Ausreichende Liquiditätsvorsorge besteht und ist im Liquiditätsplan berücksichtigt.

Darüber hinaus begibt E.ON zum 31. Dezember 2022 noch Sicherheiten in Höhe von 700,8 Mio € (2021: 701,8 Mio €) für die an RWE übertragenen ehemaligen Konzerngesellschaften, welche durch die Gesellschaften der RWE-Gruppe abgelöst beziehungsweise übernommen werden sollen.

Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Neben bilanzierten Rückstellungen und Verbindlichkeiten sowie ausgewiesenen Eventualverbindlichkeiten bestehen sonstige finanzielle Verpflichtungen, die sich weitestgehend aus mit Dritten geschlossenen Verträgen oder aufgrund gesetzlicher Bestimmungen ergeben.

Zum 31. Dezember 2022 besteht ein Bestellobligo für Investitionen in Sachanlagen in Höhe von 2,3 Mrd € (2021: 1,9 Mrd €). Von diesen Verpflichtungen sind 1,7 Mrd € (2021: 1,3 Mrd €) innerhalb eines Jahres fällig. Das Bestellobligo betrifft am 31. Dezember 2022 mit 2,0 Mrd € (2021: 1,6 Mrd €) die Segmente Energienetze Deutschland und Schweden.

Weitere vertragliche Verpflichtungen bestehen im E.ON-Konzern zum 31. Dezember 2022 im Wesentlichen zur Abnahme von Strom und Gas. Die fixierten vertraglichen Verpflichtungen zur Stromabnahme bestehen zum 31. Dezember 2022 in Höhe von 11,3 Mrd € (2021: 8,8 Mrd €), davon sind 8,6 Mrd € (2021: 5,8 Mrd €) innerhalb eines Jahres fällig. Die finanziellen Verpflichtungen aus fixierten Gasabnahmeverträgen belaufen sich am 31. Dezember 2022 auf rund 5,4 Mrd € (2021: 7,8 Mrd €), davon sind 4,5 Mrd € (2021: 6,1 Mrd €) innerhalb eines Jahres fällig. Weitere fixierte Abnahmeverpflichtungen zum 31. Dezember 2022 in Höhe von 0,7 Mrd € (2021: 0,6 Mrd €) enthalten im Wesentlichen langfristige vertragliche Verpflichtungen zur Abnahme von Wärme und Ersatzbrennstoffen. Von diesen Verpflichtungen sind 0,2 Mrd € (2021: 0,1 Mrd €) innerhalb eines Jahres fällig. Darüber hinaus bestehen weitere Abnahmeverpflichtungen, deren Höhe noch nicht feststeht.

Weitere finanzielle Verpflichtungen unter anderem für Kapitalverpflichtungen aus Joint Ventures, Verpflichtungen zum Erwerb von Finanzanlagen und Verpflichtungen aus Kapitalmaßnahmen bestehen nur in geringfügigem Umfang.

(29) Schwebende Rechtsstreitigkeiten und Schadensersatzansprüche

Gegen Konzernunternehmen sind verschiedene gerichtliche Prozesse, behördliche Untersuchungen und Verfahren sowie andere Ansprüche anhängig oder könnten in der Zukunft eingeleitet oder geltend gemacht werden. Dazu zählen insbesondere Klagen und Verfahren auf Vertrags- und Preisanpassungen zur Abbildung von Marktumbrüchen oder (auch als Folge der Energiewende und Energiekrise) geänderten wirtschaftlichen und geopolitischen Verhältnissen im Strom- und Gasbereich sowie wegen Preiserhöhungen und marktmissbräuchlichen Verhaltens. Auch wettbewerbliche Praktiken werden verstärkt von Gerichten und Behörden auf ihre Rechtmäßigkeit hin überprüft.

Im Bereich der Energienetze führen Konzernunternehmen Verfahren zu Konzessionsvergaben sowie im Zusammenhang mit Netzanschlüssen und Netzentgeltberechnungen. Im regulatorischen Umfeld bestehen Rechtsstreitigkeiten infolge behördlicher Festlegungen, Genehmigungen und Änderungen der Regulierungspraxis. Beispielhaft erwähnt seien in dem Zusammenhang der regulatorische Umgang mit Kapitalkosten, Eigenkapitalverzinsung und sonstigen regulatorischen Großparametern. Die nationalen Regulierungsregime innerhalb Europas unterliegen Veränderungen mit zum Teil erheblichen Auswirkungen auf den Netzbetrieb. Nicht zuletzt durch entsprechende behördliche und gerichtliche Entscheidungen hat die Regulierung weiter zugenommen. Allerdings erstrecken sich die regulatorischen Eingriffe nicht allein auf den Netzbereich; auch Vertriebsaktivitäten im Bereich der Kundenlösungen sind von regulatorischen Maßnahmen betroffen, in Deutschland unter anderem im Zusammenhang mit der Umlagebefreiung im Falle von Eigenerzeugung.

Die Änderungen am gesetzlich-regulatorischen Rahmen haben teilweise auch erhebliche Auswirkungen auf die jeweilige Förder- und Vergütungspraxis im Bereich der Erneuerbaren Energien, die wiederum Gegenstand behördlicher oder gerichtlicher Verfahren sind.

Massiv steigende Energiepreise in Europa führen zu Marktverwerfungen, denen Mitgliedstaaten vermehrt mit regulatorischen Maßnahmen, zum Beispiel Preishöchstgrenzen für Strom und Gas, begegnen. In einigen Ländern führen die steigenden Preise zu vereinzelten Insolvenzen von Energieversorgungsunternehmen, Liefer- und Versorgungseinstellungen und somit teilweise zu einem (regulierungsbedingten) Kundenzuwachs in den Konzernunternehmen.

Daneben bestehen rechtliche Auseinandersetzungen im Zusammenhang mit abgeschlossenen M&A-Aktivitäten, insbesondere infolge der Übernahme der innogy SE.

In dem von der PreussenElektra GmbH geführten Musterverfahren hinsichtlich der Zinsberechnung in Bezug auf die von E.ON gezahlte Kernbrennstoffsteuer wurde aufgrund mangelnder Erfolgsaussichten von einer weiteren Verfolgung Abstand genommen.

(30) Ergänzende Angaben zur Kapitalflussrechnung

Im laufenden Geschäftsjahr hat E.ON für Zugänge konsolidierter Beteiligungen und Aktivitäten keine externen Zahlungen geleistet (2021: 0 Mio €).

Aus der Abgabe konsolidierter Beteiligungen und Aktivitäten sind E.ON als Gegenleistung im Berichtsjahr insgesamt 634 Mio € in bar zugeflossen (2021: 674 Mio €). Die mitveräußerten Zahlungsmittel betrugen 3 Mio € (2021: 71 Mio €). Der Verkauf der konsolidierten Aktivitäten führte zu Minderungen bei den Vermögenswerten von 855 Mio € (2021: 1.261 Mio €) sowie bei den Rückstellungen und Verbindlichkeiten von 55 Mio € (2021: 689 Mio €). Im Wesentlichen handelt es sich dabei um den Verkauf von 50 Prozent der Anteile an der Westconnect GmbH. Die verbleibenden 50 Prozent werden als Joint Venture nach der Equity-Methode bilanziert.

Der operative Cashflow vor Zinsen und Steuern aus fortgeführten Aktivitäten lag mit 11,5 Mrd € um 5,9 Mrd € über dem Vorjahresniveau (5,6 Mrd €). Der Bereich Energienetze verzeichnete einen deutlichen Anstieg um +2,3 Mrd € auf 7 Mrd €, insbesondere infolge eines erhöhten zahlungswirksamen Ergebnisses und positiver Working Capital Veränderungen im deutschen Energienetz. Gleichfalls stieg der operative Cashflow vor Zinsen und Steuern im Bereich Kundenlösungen um 1,9 Mrd € auf 2,4 Mrd €, wobei sowohl das britische als auch das deutsche Geschäft zu dieser Entwicklung beitrugen. Die Folgen der Energiepreiskrise wirkten sich in den einzelnen Märkten aufgrund gewährter oder nicht gewährter staatlicher Unterstützungen sehr unterschiedlich aus und kompensierten sich teils. Insbesondere der operative Cashflow aus Großbritannien lag um 1,3 Mrd € über dem Vorjahreswert. Dies wird in den Folgequartalen zu entsprechend geringeren Kundeneinzahlungen führen. Durch die Abschaltung von Kraftwerken reduzierte sich der operative Cashflow des Nicht-Kerngeschäfts um 0,8 Mrd €. Vor allem durch interne Verrechnungen der E.ON Energy Markets GmbH mit den Segmenten infolge der zentralen Beschaffung von Strom- und Gasmengen, lag der operative Cashflow des Bereichs Konzernleitung/Sonstiges um rund 2,4 Mrd € über dem Vorjahresniveau.

Der Cashflow aus der Investitionstätigkeit fortgeführter Aktivitäten lag mit -3,1 Mrd € um ca. 2,3 Mrd € über dem Vorjahreswert von -5,4 Mrd €. Diese Entwicklung geht vor allem auf die Veränderung des Saldos von Ein- und Auszahlungen von Sicherheitsleistungen aus Warentermingeschäften zurück. Investitionen und Desinvestitionen liegen auf Vorjahresniveau. Die Desinvestitionen beinhalten insbesondere einen Zahlungszufluss aus der anteiligen Veräußerung der Westconnect GmbH. Im Geschäftsjahr 2021 sind unter anderem Aktivitäten in Ungarn veräußert worden.

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit fortgeführter Aktivitäten lag mit -3,1 Mrd € um -5,4 Mrd € unter dem Vergleichswert des Vorjahres von 2,3 Mrd €. Aus dem Saldo von Emissionen und Rückzahlungen von Anleihen, Commercial Paper sowie Bankverbindlichkeiten in der Berichtsperiode wurde der finanzielle Cashflow belastet, zusätzlich vermindernd auf den finanziellen Cashflow wirkte sich der Saldo aus Ein- und Auszahlungen aus Variation-Margins aufgrund der Realisierung von Derivategeschäften aus.

Ergänzende Informationen zum Cashflow aus der Geschäftstätigkeit

in Mio €	2022	2021
Gezahlte Ertragsteuern (abzüglich Erstattungen)	-594	-652
Gezahlte Zinsen	-1.091	-1.078
Erhaltene Zinsen	219	160
Erhaltene Dividenden	575	559

(31) Derivative Finanzinstrumente und Sicherungsgeschäfte

Strategie und Ziele

Der Einsatz von Derivaten ist gemäß E.ON-Richtlinien erlaubt, wenn ihnen bilanzierte Vermögenswerte oder Verbindlichkeiten, vertragliche Ansprüche oder Verpflichtungen beziehungsweise geplante Transaktionen zugrunde liegen.

Hedge Accounting gemäß den Regelungen des IFRS 9 wird im E.ON-Konzern vornehmlich im Zusammenhang mit der Sicherung langfristiger Verbindlichkeiten und zukünftiger Finanzierungen durch Zinsderivate sowie zur Sicherung langfristiger Fremdwährungsforderungen und -verbindlichkeiten durch Währungsderivate angewandt. Darüber hinaus sichert E.ON Auslandsbeteiligungen gegen Fremdwährungsrisiken (Hedge of a Net Investment in a Foreign Operation).

Im Commodity-Bereich werden Schwankungen zukünftiger Zahlungsströme, die aus geplanten Beschaffungs- und Absatzgeschäften resultieren, ökonomisch durch gegenläufige Geschäfte gesichert. Im Strombereich kam in Einzelfällen Hedge Accounting zur Anwendung.

Zur Absicherung des Währungsrisikos hat E.ON im Berichtsjahr Sicherungsgeschäfte in britischen Pfund mit einem durchschnittlichen Sicherungskurs von 0,91 £/€ (2021: 0,88 £/€) und in US-Dollar mit einem durchschnittlichen Sicherungskurs von 1,36 $/€ (2021: 1,36 $/€) abgeschlossen. Zur Absicherung des Zinsrisikos im Euroraum wurden Sicherungsgeschäfte mit einem durchschnittlichen Zinssatz von 2,67 Prozent (2021: 3,23 Prozent) abgeschlossen.

Fair Value Hedges

Fair Value Hedges dienen der Absicherung gegen das Risiko von Marktwertschwankungen. Die Ergebnisse aus den Sicherungsinstrumenten sind in der Regel in dem Posten der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen, in dem auch das gesicherte Grundgeschäft abgebildet wird.

Cashflow Hedges

Cashflow Hedges dienen der Absicherung gegen Risiken aus variablen Zahlungsströmen. Zur Begrenzung des Zinsänderungs- und Währungsrisikos werden insbesondere Zins- und Zins-/ Währungsswaps eingesetzt. Diese Instrumente sichern Zahlungsströme aus verzinslichen langfristigen Finanzforderungen und -verbindlichkeiten in Fremdwährungen und in Euro durch Cashflow Hedge Accounting in der funktionalen Währung der jeweiligen E.ON-Gesellschaft. Zur Begrenzung der Schwankungen zukünftiger Zahlungsströme aus dem Stromgeschäft aufgrund variabler Marktpreise werden Futures eingesetzt. Cashflow Hedge Accounting zur Absicherung des Strompreisänderungsrisikos wurde im Geschäftsjahr aufgrund einer Restrukturierung der Beschaffungskette prospektiv beendet. In der folgenden Tabelle werden die Buchwerte der Sicherungsinstrumente sowie die Marktwertänderungen der Sicherungs- und Grundgeschäfte nach abgesicherter Risikoart dargestellt:

Buchwerte der Sicherungsinstrumente und Marktwertänderungen der Sicherungs- und Grundgeschäfte im Zusammenhang mit Cashflow Hedges

	Buchwert
	Forderungen aus derivativen Finanzinstrumenten		Verbindlichkeiten aus derivativen Finanzinstrumenten		Marktwertänderung des designierten Teils des Sicherungsinstruments
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Währungsrisiko	408	372	107	88	100	327
Zinsrisiko	66	50	465	1.299	816	291
Strompreisänderungsrisiko	-	62	-	33	676	27

	Buchwert
	Marktwertänderung des Grundgeschäfts
in Mio €	2022	2021
Währungsrisiko	-99	-329
Zinsrisiko	-827	-338
Strompreisänderungsrisiko	-676	-27

Zum 31. Dezember 2022 ergab sich insgesamt aus dem ineffektiven Teil von Cashflow Hedges ein Ertrag in Höhe von 3 Mio € (2021: Ertrag in Höhe von 21 Mio €), der auf die Absicherung des Währungsrisikos entfiel.

Die Ergebnisse aus ineffektiven Teilen von Cashflow Hedges werden unter den sonstigen betrieblichen Erträgen beziehungsweise Aufwendungen erfasst.

Die Entwicklung des sonstigen Ergebnisses aus Cashflow Hedges, getrennt nach der abgesicherten Risikoart, stellt sich wie folgt dar:

Entwicklung des Sonstigen Ergebnisses aus Cashflow Hedges

in Mio €	Gesamt	Währungsrisiko	Zinsrisiko	Strompreisänderungsrisiko
Stand zum 1. Januar 2021	-1.809	-	-	-
Unrealisierte Veränderung - Hedging-Reserve	655	355	247	53
Unrealisierte Veränderung - Reserve für Hedging-Kosten	43	43	-	-
Ergebniswirksame Reklassifizierung	-50	-237	166	21
Veränderung Konsolidierungskreis	-12	-	-	-
Ertragsteuern	7	-	-	-
At equity bewertete Unternehmen	113	-	-	-
Stand zum 31. Dezember 2021 ¹	-1.053	-	-	-
Stand zum 1. Januar 2022	-1.053	-	-	-
Unrealisierte Veränderung - Hedging-Reserve	1.555	123	755	676
Unrealisierte Veränderung - Reserve für Hedging-Kosten	9	9	-	-
Ergebniswirksame Reklassifizierung	27 ²	-21	75	-27
Veränderung Konsolidierungskreis	-	-	-	-
Ertragsteuern	-183	-	-	-
At equity bewertete Unternehmen	-63	-	-	-
Stand zum 31. Dezember 2022 ¹	292	-	-	-

¹ Enthält zum 31. Dezember 2022 306 Mio € (2021: -131 Mio €) aus beendeten Cashflow Hedges.
² Davon entfallen -23 Mio € auf gesicherte Zahlungsströme, deren Eintritt nicht mehr erwartet wird.

Der Stand des sonstigen Ergebnisses aus Cashflow Hedges zum 31. Dezember 2022 enthielt -0,3 Mrd € (2021: -1,1 Mrd €), die auf die Absicherung des Zinsrisikos entfielen.

Die ergebniswirksamen Reklassifizierungen werden in der Regel in dem Posten der Gewinn- und Verlustrechnung ausgewiesen, in dem auch das gesicherte Grundgeschäft abgebildet wird.

Das Nominalvolumen der Sicherungsinstrumente kann der folgenden Tabelle entnommen werden:

Nominalvolumen der Sicherungsinstrumente im Zusammenhang mit Cashflow Hedges

	Fälligkeit			Summe
in Mio €	< 1 Jahr	1‒5 Jahre	> 5 Jahre	2022	2021
Währungsrisiko	619	448	2.200	3.267	4.593
Zinsrisiko	0	500	5.750	6.250	4.000
Strompreisänderungsrisiko	-	-	-	-	305

Net Investment Hedges

Zur Sicherung der Netto-Aktiva ausländischer Beteiligungen werden Devisentermingeschäfte, Devisenswaps und originäre Fremdwährungsdarlehen eingesetzt.

Der Buchwert der als Sicherungsinstrumente eingesetzten Vermögenswerte betrug zum 31. Dezember 2022 104 Mio € (2021: 57 Mio €) und der Buchwert der als Sicherungsinstrumente eingesetzten Verbindlichkeiten belief sich auf 1.117 Mio € (2021: 1.165 Mio €). Die Marktwerte des designierten Teils der Sicherungsinstrumente haben sich im Berichtszeitraum um 304 Mio € (2021: 41 Mio €) verändert.

Im Jahr 2022 ergab sich, wie im Vorjahr, keine Ineffektivität aus den Net Investment Hedges.

Die Entwicklung des sonstigen Ergebnisses aus Net Investment Hedges stellt sich wie folgt dar:

Entwicklung des sonstigen Ergebnisses aus Net Investment Hedges

in Mio €	Währungsrisiko
Stand zum 1. Januar 2021	265
Unrealisierte Veränderung - Hedging-Reserve	-47
Unrealisierte Veränderung - Reserve für Hedging-Kosten	6
Ergebniswirksame Reklassifizierung	-
Veränderung Konsolidierungskreis	-4
Stand zum 31. Dezember 20211	220
Stand zum 1. Januar 2022	220
Unrealisierte Veränderung - Hedging-Reserve	322
Unrealisierte Veränderung - Reserve für Hedging-Kosten	-18
Ergebniswirksame Reklassifizierung	-
Veränderung Konsolidierungskreis	-
Ertragsteuern	-170
Stand zum 31. Dezember 20221	354

¹ Enthält zum 31. Dezember 2022 -71 Mio € (2021: -71 Mio €) aus beendeten Net Investment Hedges.

Die ergebniswirksamen Reklassifizierungen werden in der Regel in den sonstigen betrieblichen Erträgen und Aufwendungen ausgewiesen. Das Nominalvolumen der Sicherungsinstrumente bei Net Investment Hedges betrug zum 31. Dezember 2022 4.759 Mio € (2021: 5.082 Mio €). Da die Absicherung des Währungsrisikos bei Net Investment Hedges über eine fortlaufende Prolongation der Sicherungsinstrumente erfolgt, wird der überwiegende Teil mit einer Restlaufzeit von unter einem Jahr abgeschlossen.

Bewertung derivativer Finanzinstrumente

Der Fair Value derivativer Finanzinstrumente ist abhängig von der Entwicklung der zugrunde liegenden Marktfaktoren. Die jeweiligen Fair Values werden in regelmäßigen Abständen ermittelt und überwacht. Der für alle derivativen Finanzinstrumente ermittelte Fair Value ist der Preis, der beim Verkauf eines Vermögenswertes oder der Übertragung einer Schuld im Rahmen einer gewöhnlichen Transaktion am Bewertungsstichtag zwischen unabhängigen Marktteilnehmern gezahlt würde (Exit Price). E.ON berücksichtigt hierbei ebenfalls das Kontrahentenausfallrisiko für das eigene Kreditrisiko (Debt Value Adjustment) und das Risiko der entsprechenden Gegenpartei (Credit Value Adjustment). Die Fair Values der derivativen Finanzinstrumente werden mit marktüblichen Bewertungsmethoden unter Berücksichtigung der am Bewertungsstichtag vorliegenden Marktdaten ermittelt.

Die der Bewertung der eingesetzten derivativen Finanzinstrumente zugrunde liegenden Bewertungsmethoden und Annahmen stellen sich wie folgt dar:

―	Devisen-, Strom- und Gastermingeschäfte und -swaps sowie emissionsrechtsbezogene Derivate werden einzeln mit ihrem Terminkurs beziehungsweise -preis am Bilanzstichtag bewertet. Die Terminkurse beziehungsweise -preise basieren, soweit möglich, auf Marktnotierungen, gegebenenfalls unter Berücksichtigung von Terminauf- und -abschlägen.
―	Die Marktpreise von Stromoptionen werden nach marktüblichen Bewertungsmethoden ermittelt.
―	Die Fair Values von Instrumenten zur Sicherung von Zinsrisiken werden durch Diskontierung der zukünftigen Cashflows ermittelt. Die Diskontierung erfolgt anhand der marktüblichen Zinsen über die Restlaufzeit der Instrumente. Für Zins-, Währungs- und Zins-/Währungsswaps werden zum Bilanzstichtag für jede einzelne Transaktion die Barwerte ermittelt. Die Zinserträge und Zinsaufwendungen werden zum Zahlungszeitpunkt beziehungsweise bei der Abgrenzung zum Stichtag erfolgswirksam erfasst.
―	Termingeschäfte auf Aktien werden auf Basis des Börsenkurses der zugrunde liegenden Aktien unter Berücksichtigung von Zeitkomponenten bewertet.
―	Börsennotierte Termingeschäfte und -optionen werden zum Bilanzstichtag einzeln mit den börsentäglich festgestellten Abrechnungspreisen bewertet, die von der jeweiligen Clearingstelle veröffentlicht werden. Gezahlte Initial Margins sind unter den sonstigen Vermögenswerten ausgewiesen. Während der Laufzeit erhaltene beziehungsweise gezahlte Variation Margins werden unter den sonstigen Verbindlichkeiten beziehungsweise sonstigen Vermögenswerten ausgewiesen, es sei denn, es erfolgt eine bilanzielle Aufrechnung mit den bilanzierten Marktwerten der Commodity-Derivate, da die Saldierungskriterien des IAS 32.42 erfüllt sind.
―	Bestimmte langfristige Energiekontrakte werden, sofern Marktpreise fehlen, anhand von auf internen Fundamentaldaten beruhenden Bewertungsmodellen bewertet. Eine hypothetische Änderung der internen Bewertungsparameter zum Bilanzstichtag um ±10 Prozent würde zu einer theoretischen Änderung der Marktwerte um ±44 Mio € führen.

(32) Zusätzliche Angaben zu Finanzinstrumenten

Die Buchwerte der Finanzinstrumente, die Aufteilung nach Bewertungskategorien gemäß IFRS 9, die Fair Values und deren Bewertungsquellen nach Klassen sind in folgender Tabelle dargestellt:

Buchwerte, Fair Values und Bewertungskategorien nach Klassen im Anwendungsbereich des IFRS 7 zum 31. Dezember 2022

in Mio €	Buchwerte	Buchwerte im Anwendungsbereich des IFRS 7	Bewertungskategorien gemäß IFRS 9 ¹	Fair Value	Anhand von Börsenkursen ermittelt (Level 1)	Von Marktwerten abgeleitet (Level 2)
Beteiligungen	2.191	452	FVPL	452	64	-
Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte	2.853	782		-
Forderungen aus Finanzierungsleasing	266	238	n/a	238
Sonstige Finanzforderungen und finanzielle Vermögenswerte	2.587	544		545
		442	AmC	443	45	215
		102	FVPL	102
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte	45.733	42.068
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	10.422	10.346	AmC
Derivate ohne Hedging-Beziehungen	30.168	30.168	FVPL	30.168	1	29.452
Derivate mit Hedging-Beziehungen	578	578	n/a	578	-	578
Sonstige betriebliche Vermögenswerte	4.565	977	AmC	960	84	151
Wertpapiere und Festgeldanlagen	2.948	2.948		2.948	1.120	1.828
		2.046	FVPL	2.046	731	1.315
		902	FVOCI	902	389	513
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	6.973	6.973	AmC	-
		1.200	FVPL	1.200	-	1.200
		5.773	AmC
Liquide Mittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen	452	452	AmC
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	1.543	232		-
		161	AmC	161
		71	FVPL	71	-	71
Summe Vermögenswerte	62.693	53.907
Finanzverbindlichkeiten	34.151	33.776
Anleihen	28.897	28.897	AmC	25.552	24.123	1.429
Commercial Paper	767	767	AmC	770	-	770
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	921	921	AmC	921	-	184
Leasingverbindlichkeiten	2.512	2.460	n/a	2.452
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	1.054	731	AmC	731	-	45
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten	53.058	45.009
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	14.360	14.242	AmC
Derivate ohne Hedging-Beziehungen	27.419	27.419	FVPL	27.419	-	26.307
Derivate mit Hedging-Beziehungen	590	590	n/a	590	-	590
Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit IAS 32 ²	555	555	AmC	558	-	-
Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten	10.134	2.202	AmC	2.162	229	552
Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden	763	510
		467	AmC	467
		43	FVPL	43	-	43
Summe Verbindlichkeiten	87.972	79.295

in Mio €	Durch Bewertungsmethoden ermittelt (Level 3)
Beteiligungen	388
Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte
Forderungen aus Finanzierungsleasing
Sonstige Finanzforderungen und finanzielle Vermögenswerte
	183
	102
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen
Derivate ohne Hedging-Beziehungen	714
Derivate mit Hedging-Beziehungen	-
Sonstige betriebliche Vermögenswerte	725
Wertpapiere und Festgeldanlagen	-
	-
	-
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
	-
Liquide Mittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte
	-
Summe Vermögenswerte
Finanzverbindlichkeiten
Anleihen	-
Commercial Paper	-
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	737
Leasingverbindlichkeiten
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	686
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
Derivate ohne Hedging-Beziehungen	1.112
Derivate mit Hedging-Beziehungen	-
Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit IAS 32 ²	558
Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten	1.381
Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden
	-
Summe Verbindlichkeiten

¹ FVPL: Fair Value through P&L; FVOCI: Fair Value through OCI; AmC: Amortized Cost. Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 1 verwiesen, wobei sich die Beträge aus den eigenen Bewertungsmethoden (Fair-Value-Stufe 3) aus der Differenz zwischen Fair Value und den aufgeführten Bewertungskategorien ergeben.
² Die Verbindlichkeiten aus Put-Optionen beinhalten Stillhalterverpflichtungen und Anteile ohne beherrschenden Einfluss an vollkonsolidierten Personengesellschaften (siehe Textziffer 27).

Für die Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente sowie für Forderungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen gelten aufgrund der kurzen Restlaufzeit die Buchwerte als realistische Schätzung ihrer Fair Values.

Soweit sich der Fair Value für ein Finanzinstrument ohne erforderliche Anpassung aus einem aktiven Markt herleiten lässt, wird dieser Wert verwendet. Dies betrifft insbesondere gehaltene Aktien sowie gehaltene und begebene Anleihen.

Buchwerte, Fair Values und Bewertungskategorien nach Klassen im Anwendungsbereich des IFRS 7 zum 31. Dezember 2021

in Mio €	Buchwerte	Buchwerte im Anwendungsbereich des IFRS 7	Bewertungskategorien gemäß IFRS 9 ¹	Fair Value	Anhand von Börsenkursen ermittelt (Level 1)	Von Marktwerten abgeleitet (Level 2)
Beteiligungen	2.147	537	FVPL	537	129	119
Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte	2.570	797
Forderungen aus Finanzierungsleasing	261	247	n/a	232
Sonstige Finanzforderungen und finanzielle Vermögenswerte	2.309	550		544
		427	AmC	421	15	220
		123	FVPL	123	-	-
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte	37.921	33.786
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	9.947	9.902	AmC
Derivate ohne Hedging-Beziehungen	22.818	22.818	FVPL	22.818	251	22.166
Derivate mit Hedging-Beziehungen	541	541	n/a	541	62	479
Sonstige betriebliche Vermögenswerte	4.615	525	AmC	493	10	172
Wertpapiere und Festgeldanlagen	3.295	3.295		3.295	2.185	1.110
		2.075	FVPL	2.075	1.033	1.042
		1.220	FVOCI	1.220	724	496
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente	3.634	3.634
		1.250	FVPL	1.250	-	1.250
		2.384	AmC
Liquide Mittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen	735	735	AmC
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte	1.620	210
		172	AmC	172
		38	FVPL	38	-	38
Summe Vermögenswerte	51.922	42.994
Finanzverbindlichkeiten	34.661	34.217
Anleihen	28.323	28.323	AmC	31.038	29.119	1.919
Commercial Paper	1.510	1.510	AmC	1.511	-	1.511
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	1.438	1.438	AmC	1.464	-	832
Leasingverbindlichkeiten	2.539	2.477	n/a	2.354
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	851	469	AmC	433	-	132
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten	31.773	24.254
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	9.113	9.036	AmC
Derivate ohne Hedging-Beziehungen	11.693	11.693	FVPL	11.693	50	11.285
Derivate mit Hedging-Beziehungen	1.425	1.425	n/a	1.425	33	1.392
Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit IAS 32 ²	486	486	AmC	486	-	-
Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten	9.056	1.614	AmC	1.368	2	505
Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden	701	451
		412	AmC	412
		39	FVPL	39	-	39
Summe Verbindlichkeiten	67.135	58.922

in Mio €	Durch Bewertungsmethoden ermittelt (Level 3)
Beteiligungen	289
Finanzforderungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte
Forderungen aus Finanzierungsleasing
Sonstige Finanzforderungen und finanzielle Vermögenswerte
	186
	123
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen
Derivate ohne Hedging-Beziehungen	401
Derivate mit Hedging-Beziehungen	-
Sonstige betriebliche Vermögenswerte	311
Wertpapiere und Festgeldanlagen	-
	-
	-
Zahlungsmittel und Zahlungsmitteläquivalente
	-
Liquide Mittel, die einer Verfügungsbeschränkung unterliegen
Zur Veräußerung gehaltene Vermögenswerte
	-
Summe Vermögenswerte
Finanzverbindlichkeiten
Anleihen	-
Commercial Paper	-
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	632
Leasingverbindlichkeiten
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	301
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen
Derivate ohne Hedging-Beziehungen	358
Derivate mit Hedging-Beziehungen	-
Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit IAS 32 ²	486
Sonstige betriebliche Verbindlichkeiten	861
Mit zur Veräußerung gehaltenen Vermögenswerten verbundene Schulden
	-
Summe Verbindlichkeiten

¹ FVPL: Fair Value through P&L; FVOCI: Fair Value through OCI; AmC: Amortized Cost. Zur Beschreibung der Bewertungskategorien wird auf Textziffer 1 verwiesen, wobei sich die Beträge aus den eigenen Bewertungsmethoden (Fair-Value-Stufe 3) aus der Differenz zwischen Fair Value und den aufgeführten Bewertungskategorien ergeben.
² Die Verbindlichkeiten aus Put-Optionen beinhalten Stillhalterverpflichtungen und Anteile ohne beherrschenden Einfluss an vollkonsolidierten Personengesellschaften (siehe Textziffer 27).

Der Fair Value von Anteilen an nicht börsennotierten Gesellschaften sowie nicht aktiv gehandelten Schuldtiteln wie Darlehen, Ausleihungen und Finanzverbindlichkeiten wird durch Diskontierung der zukünftigen Cashflows ermittelt. Die gegebenenfalls notwendige Diskontierung erfolgt anhand der aktuellen marktüblichen Zinsen über die Restlaufzeit der Finanzinstrumente. Zur Fair-Value-Ermittlung von derivativen Finanzinstrumenten wird auf Textziffer 31 verwiesen.

E.ON prüft zum Ende jeder Berichtsperiode, ob es einen Anlass zu einer Umgruppierung in oder aus einem Bewertungslevel gibt. Im Jahr 2022 wurden aufgrund verminderter Preisquotierungen Wertpapiere mit einem Fair Value von 175 Mio € aus dem Bewertungslevel 1 in das Bewertungslevel 2 gegliedert.

Beteiligungen mit einem Fair Value von 117 Mio € wurden aus dem Bewertungslevel 2 in das Bewertungslevel 3 gliedert, da die Fair Values sich nicht mehr von Marktwerten ableiten lassen, sondern durch Bewertungsmethoden ermittelt wurden. Ebenso wurden derivative Finanzinstrumente mit einem negativen Fair Value von 34 Mio € in das Bewertungslevel 3 gegliedert, da ihr Fair Value sich nicht von Marktwerten ableiten lässt, sondern durch interne Parameter bestimmt wird.

Die Eingangsparameter der Fair-Value-Stufe 3 bei Unternehmensbeteiligungen werden unter Berücksichtigung von wirtschaftlichen Entwicklungen und verfügbaren Branchen- und Unternehmensdaten festgelegt (siehe auch Textziffer 1). Eine hypothetische Änderung der wesentlichen internen Bewertungsparameter zum Bilanzstichtag um +10 Prozent beziehungsweise -10 Prozent würde zu einem theoretischen Anstieg der Marktwerte um 24 Mio € beziehungsweise zu einer Minderung um 16 Mio € führen. Die Änderung der wesentlichen internen Bewertungsparameter der sonstigen Finanzforderungen zum Bilanzstichtag um +10 Prozent beziehungsweise -10 Prozent würde zu einem theoretischen Anstieg der Marktwerte um 3 Mio € beziehungsweise zu einer Minderung um 4 Mio € führen. Die Überleitung der durch Bewertungsmethoden ermittelten Fair Values für Finanzinstrumente, die zum beizulegenden Zeitwert bilanziert werden, wird in der folgenden Tabelle dargestellt:

Herleitung Fair-Value-Level 3

						Umgliederungen
in Mio €	Stand zum 1. Januar 2022	Käufe (inklusive Zugängen)	Verkäufe (inklusive Abgängen)	Abwicklung	Gewinne/ Verluste in der GuV	in Level 3
Beteiligungen	289	73	-47	0	-47	117
Derivative Finanzinstrumente	43	-435	19	8	1	-34
Sonstige Finanzforderungen	123	-	-	-15	-6	-
Summe	455	-362	-28	-7	-52	83

	Umgliederungen
in Mio €	aus Level 3	Währungsunterschiede	Stand zum 31. Dezember 2022
Beteiligungen	-	3	388
Derivative Finanzinstrumente	-	-	-398
Sonstige Finanzforderungen	-	-	102
Summe	-	3	92

Der Umfang der bilanziellen Aufrechnung von finanziellen Vermögenswerten und finanziellen Verbindlichkeiten, die Gegenstand von Aufrechnungsvereinbarungen sind, wird in den nachfolgenden Tabellen dargestellt:

Aufrechnungsvereinbarung finanzieller Vermögenswerte und Verbindlichkeiten zum 31. Dezember 2022

in Mio €	Bruttobetrag	Verrechneter Betrag	Bilanzwert	Bedingter Saldierungsbetrag (Netting Agreements)	Erhaltene/ gegebene finanzielle Sicherheit	Nettowert
Finanzielle Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	14.110	3.764	10.346	320	-	10.026
Commodity-Derivate	29.385	155	29.230	16.794	-	12.436
Zins- und Währungsderivate	1.515	-	1.515	-	86	1.429
Summe	45.010	3.919	41.091	17.114	86	23.891
Finanzielle Verbindlichkeiten
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	18.006	3.764	14.242	943	-	13.299
Commodity-Derivate	26.471	155	26.316	16.171	-	10.145
Zins- und Währungsderivate	1.694	-	1.694	-	270	1.424
Summe	46.171	3.919	42.252	17.114	270	24.868

Aufrechnungsvereinbarung finanzieller Vermögenswerte und Verbindlichkeiten zum 31. Dezember 2021

in Mio €	Bruttobetrag	Verrechneter Betrag	Bilanzwert	Bedingter Saldierungsbetrag (Netting Agreements)	Erhaltene/ gegebene finanzielle Sicherheit	Nettowert
Finanzielle Vermögenswerte
Forderungen aus Lieferungen und Leistungen	11.206	1.304	9.902	271	-	9.631
Commodity-Derivate	22.735	1.032	21.703	7.481	-	14.222
Zins- und Währungsderivate	1.656	-	1.656	-	135	1.521
Summe	35.597	2.336	33.261	7.752	135	25.374
Finanzielle Verbindlichkeiten
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	10.340	1.304	9.036	1.131	-	7.905
Commodity-Derivate	11.621	1.032	10.589	6.621	-	3.968
Zins- und Währungsderivate	2.529	-	2.529	-	613	1.916
Summe	24.490	2.336	22.154	7.752	613	13.789

Grundsätzlich erfolgt eine verpflichtende bilanzielle Aufrechnung, wenn die Saldierungskriterien gemäß IAS 32.42 kumulativ erfüllt sind.

Transaktionen und Geschäftsbeziehungen, aus denen die dargestellten finanziellen Vermögenswerte und Verbindlichkeiten resultieren, werden regelmäßig auf der Grundlage von Standardverträgen abgeschlossen, die im Falle einer Insolvenz eines Geschäftspartners eine Aufrechnung der offenen Transaktionen (Bedingte Saldierung) ermöglichen. Besteht zudem zum gegenwärtigen Zeitpunkt ein grundsätzlicher Rechtsanspruch zur Verrechnung und wird ein Ausgleich auf Nettobasis beabsichtigt, so erfolgt eine verpflichtende bilanzielle Saldierung gemäß IAS 32.

Die Aufrechnungsvereinbarungen beruhen beispielsweise auf Nettingvereinbarungen in Rahmenverträgen wie ISDA ("International Swaps and Derivatives Association"), DRV ("Deutscher Rahmenvertrag für Finanztermingeschäfte"), EFET ("European Federation of Energy Traders") und FEMA ("Financial Energy Master Agreement").

Die in Bezug auf Verbindlichkeiten und Vermögenswerte gegenüber Kreditinstituten hinterlegten Sicherheitsleistungen begrenzen die Auslastung von Kreditlimiten bei der Marktbewertung von Zins- und Währungsderivaten und sind in der Tabelle ausgewiesen.

In den beiden nachfolgenden Tabellen sind die vertraglich vereinbarten (undiskontierten) Mittelabflüsse der Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7 dargestellt:

Cashflow-Analyse zum 31. Dezember 2022

in Mio €	Mittelabflüsse 2022	Mittelabflüsse 2023	Mittelabflüsse 2024-2026	Mittelabflüsse ab 2027
Anleihen	5.299	3.021	7.371	20.207
Commercial Paper	767	-	-	-
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	746	30	272	262
Leasingverbindlichkeiten	585	446	925	1.397
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	1.036	75	174	66
Finanzgarantien	0	0	1	7
Mittelabflüsse Finanzverbindlichkeiten	8.433	3.571	8.743	21.939
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	14.360	-	-	-
Derivate (mit/ohne Hedging-Beziehungen)	36.577	4.193	2.167	11.324
Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit IAS 32	66	398	-	111
Übrige betriebliche Verbindlichkeiten	2.370	15	0	2
Mittelabflüsse Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten	53.373	4.606	2.167	11.437
Mittelabflüsse Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7	61.806	8.177	10.910	33.375

Cashflow-Analyse zum 31. Dezember 2021

in Mio €	Mittelabflüsse 2022	Mittelabflüsse 2023	Mittelabflüsse 2024-2026	Mittelabflüsse ab 2027
Anleihen	3.409	3.350	6.680	21.155
Commercial Paper	1.510	-	-	-
Verbindlichkeiten gegenüber Kreditinstituten	862	138	249	211
Leasingverbindlichkeiten	431	439	909	1.694
Sonstige Finanzverbindlichkeiten	346	65	50	1
Finanzgarantien	-	-	1	7
Mittelabflüsse Finanzverbindlichkeiten	6.558	3.992	7.889	23.068
Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen	9.036	-	-	-
Derivate (mit/ohne Hedging-Beziehungen)	23.793	2.656	819	886
Verbindlichkeiten im Zusammenhang mit IAS 32	27	286	107	66
Übrige betriebliche Verbindlichkeiten	1.572	9	33	5
Mittelabflüsse Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und sonstige betriebliche Verbindlichkeiten	34.428	2.951	959	957
Mittelabflüsse Verbindlichkeiten im Anwendungsbereich des IFRS 7	40.986	6.943	8.848	24.025

Finanzgarantien wurden in einem Nominalvolumen von 8 Mio € (2021: 8 Mio €) an konzernexterne Gesellschaften vergeben. Dies stellt den Maximalbetrag dar, den E.ON begleichen müsste, wenn die Garantien in Anspruch genommen würden, wobei 8 Mio € (2021: 8 Mio €) passiviert wurden.

Sofern finanzielle Verbindlichkeiten mit einem variablen Zinssatz ausgestattet sind, wurden zur Ermittlung der zukünftigen Zinszahlungen die am Bilanzstichtag fixierten Zinssätze auch für die folgenden Perioden verwendet. Sofern finanzielle Verbindlichkeiten jederzeit gekündigt werden können, werden diese, wie Verbindlichkeiten aus jederzeit ausübbaren Put-Optionen, dem frühesten Laufzeitband zugeordnet.

Bei brutto erfüllten Derivaten (in der Regel Währungsderivate und Commodity-Derivate) stehen den Auszahlungen korrespondierende Mittel- beziehungsweise Warenzuflüsse gegenüber.

Das Nettoergebnis der Finanzinstrumente nach Bewertungskategorien gemäß IFRS 9 stellt sich wie folgt dar:

Nettoergebnis nach Bewertungskategorien

in Mio €	2022	2021
Finanzielle Vermögenswerte Amortized Cost	-310	-266
Finanzielle Verbindlichkeiten Amortized Cost	-512	-1.179
Fair Value through P&L	3.438	18.651
Fair Value through OCI	-5	50
Summe	2.611	17.256

Das Nettoergebnis der Kategorie Fair Value through OCI ergibt sich insbesondere aus Währungsumrechnungseffekten, Zinserträgen sowie Verlusten aus der Veräußerung von Fair-Value-through-OCI-Wertpapieren.

Das Nettoergebnis der Kategorie Amortized Cost umfasst neben Wertberichtigungen auf finanzielle Vermögenswerte im Wesentlichen das Zinsergebnis aus finanziellen Vermögenswerten und Schulden sowie die Effekte aus der Währungsumrechnung der Finanzverbindlichkeiten.

Im Nettoergebnis der Bewertungskategorie Fair Value through P&L sind sowohl Marktwertänderungen aus derivativen Finanzinstrumenten sowie aus Eigenkapitalinstrumenten als auch die Erträge und Aufwendungen aus der Realisierung enthalten. Die Verringerung des Nettoergebnisses ist insbesondere darauf zurückzuführen, dass die Aufwendungen aus der Marktbewertung von Commodity-Derivaten deutlich stärker gestiegen sind als die Erträge aus der Marktbewertung dieser Finanzinstrumente.

Wertminderungen von finanziellen Vermögenswerten

Für finanzielle Vermögenswerte müssen Wertminderungen nicht nur für bereits eingetretene Verluste, sondern auch für zukünftig zu erwartende Kreditausfälle erfasst werden. E.ON berücksichtigt zukünftig zu erwartende Kreditausfälle bei finanziellen Vermögenswerten, die zu fortgeführten Anschaffungskosten bilanziert werden, bei finanziellen Vermögenswerten, die erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bilanziert werden, und bei Forderungen aus Finanzierungsleasing.

Für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen erfolgt der Ansatz der erwarteten Kreditausfälle im Rahmen der vereinfachten Methode über ihre Restlaufzeit (Lifetime-Expected-Credit-Loss [ECL] Forderungen aus Lieferungen und Leistungen). Bei den sonstigen finanziellen Vermögenswerten ermittelt E.ON zunächst den Kreditausfall, der innerhalb der ersten zwölf Monate erwartet wird (Stufe 1 - 12 month ECL). Abweichend hiervon wird bei einer signifikanten Erhöhung des Ausfallrisikos der über die Restlaufzeit des jeweiligen Instruments erwartete Kreditverlust angesetzt (Stufe 2 - Lifetime ECL). Ob sich das Ausfallrisiko signifikant erhöht hat, hängt dabei entscheidend von dem bei der erstmaligen Erfassung intern ermittelten Kontrahentenrisiko ab. Um die Entwicklung zu monitoren, bewertet E.ON das Kontrahentenrisiko anhand einer 18-stufigen internen Ratingskala. So wird eine signifikante Erhöhung des Ausfallrisikos frühestens nach einer Verschlechterung um drei Stufen (seit der erstmaligen Erfassung) angenommen. Liegen objektive Hinweise für einen tatsächlichen Ausfall vor, ist eine Einzelwertberichtigung erfolgswirksam zu erfassen (Stufe 3 - bereits eingetretene Verluste).

Bei der Ermittlung zukünftig zu erwartender Kreditausfälle unterscheidet E.ON zwischen zwei Ansätzen: Wenn externe oder interne Ratinginformationen vorliegen, erfolgt die Ermittlung des erwarteten Kreditausfalls für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen und sonstige finanzielle Vermögenswerte auf Basis dieser Daten. Sind keine Ratinginformationen vorhanden, bestimmt E.ON die Ausfallquoten für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen auf Basis von historischen Ausfallraten unter Berücksichtigung zukunftsgerichteter Informationen zu wirtschaftlichen Entwicklungen. Ein Ausfall beziehungsweise die Einstufung einer Forderung als uneinbringlich wird im E.ON-Konzern je nach Region nach 180, 270 oder 360 Tagen angenommen.

Die Wertberichtigungen auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen haben sich im Jahr 2022 wie folgt entwickelt:

Wertberichtigungen auf Forderungen aus Lieferungen und Leistungen

in Mio €	2022	2021
Stand zum 1. Januar	-1.253	-1.239
Abgänge	259	337
Wertminderungen	-657	-315
Sonstiges ¹	39	-36
Stand zum 31. Dezember	-1.612	-1.253

¹ Unter "Sonstiges" sind unter anderem Währungsumrechnungsdifferenzen erfasst.

Bei den anderen finanziellen Vermögenswerten, die zu fortgeführten Anschaffungskosten oder erfolgsneutral zum beizulegenden Zeitwert bewertet werden, sowie bei den Forderungen aus Finanzierungsleasing ergaben sich im Jahr 2022 keine signifikanten Veränderungen der Wertberichtigungen.

Die Ausfallrisiken finanzieller Vermögenswerte, für die Ratinginformationen vorliegen, können der nachfolgenden Tabelle je Rating Grade und getrennt nach den im Jahr 2022 vorhandenen Wertminderungsstufen entnommen werden:

Ausfallrisiko für Vermögenswerte für die Ratinginformationen vorliegen

	Finanzielle Vermögenswerte der Stufe 1		Forderungen aus Lieferungen und Leistungen
in Mio €	2022	2021	2022	2021
Brutto-Buchwert Investment Grade	7.927	4.543	2.877	2.299
Brutto-Buchwert Non Investment Grade	57	29	192	818
Brutto-Buchwert Default Grade	-	-	1.282	915
Summe	7.984	4.572	4.351	4.032

Die Ausfallrisiken der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, für die keine Ratinginformationen vorliegen, sowie die Höhe der erwarteten Kreditausfälle über die Restlaufzeit sind in der folgenden Matrix je Altersklasse abgebildet:

Ausfallrisiko für Forderungen aus Lieferungen und Leistungen, für die keine Ratinginformationen vorliegen

	Brutto-Buchwert		Lifetime-ECL
in Mio €	2022	2021	2022	2021
Nicht fällig	5.676	5.506	85	40
Überfällig	1.518	1.334	822	646
bis 30 Tage	353	322	19	24
von 31 bis 60 Tage	159	130	13	10
von 61 bis 90 Tage	73	55	13	7
von 91 bis 180 Tage	149	118	52	25
über 180 Tage inkl. Einzelwertberichtigungen	784	709	725	580
Summe	7.194	6.840	907	686

Reform der Referenzzinssätze

Der Großteil der externen Finanzderivate der E.ON SE unterliegt bilateralen Besicherungsvereinbarungen mit Banken. Der Besicherungssaldo wurde vor der Reform der Referenzzinssätze in der Regel auf Basis des von der Reform betroffenen Euro Overnight Index Average verzinst. Die Umstellung der betroffenen Vereinbarung auf eine Verzinsung mit der Euro Short-Term Rate wurde am 6. Januar 2022 vollständig abgeschlossen.

Risikomanagement

Grundsätze

Die vorgeschriebenen Abläufe, Verantwortlichkeiten und Maßnahmen im Rahmen des Finanz- und Risikomanagements sind in internen Konzernrichtlinien detailliert dargestellt. Die Einheiten haben darüber hinaus eigene Richtlinien entwickelt, die sich im Rahmen der Konzernrichtlinien bewegen. Um ein effizientes Risikomanagement im E.ON-Konzern zu gewährleisten, sind die Abteilungen Handel (Front Office), Finanzcontrolling (Middle Office) und Finanzabwicklung (Back Office) als voneinander unabhängige Einheiten aufgebaut. Die Risikosteuerung und -berichterstattung im Zins-, Währungs- und Kreditbereich für Banken sowie im Liquiditätsbereich wird vom Finanzcontrolling durchgeführt (im Kreditbereich zum Teil auch vom Counterparty Risk Management), während die Risikosteuerung und -berichterstattung im Commodity-Bereich und im Kreditbereich für Industrieunternehmen auf Konzernebene in gesonderten Abteilungen durchgeführt wird.

E.ON setzt im Finanzbereich ein konzernweites System für Treasury, Risikomanagement und Berichterstattung ein. Bei diesem System handelt es sich um eine vollständig integrierte Standard-IT-Lösung, die fortlaufend aktualisiert wird. Das System dient zur Analyse und Überwachung von Risiken des E.ON-Konzerns in den Bereichen Liquidität, Fremdwährungen und Zinsen. Die konzernweite Überwachung und Steuerung von Kreditrisiken erfolgt für Banken im Finanzcontrolling/Counterparty Risk Management und für Industrieunternehmen einer gewissen Materialität im Counterparty Risk Management, jeweils mit Unterstützung einer einheitlichen Standardsoftware.

Gesonderte Risikogremien sind für die Sicherstellung und Weiterentwicklung der durch den Vorstand der E.ON SE beschlossenen Strategie zur Risikopolitik im Commodity-, Treasury- und Kreditrisikobereich verantwortlich.

1. Liquiditätsmanagement

Wesentliche Ziele des Liquiditätsmanagements von E.ON sind die jederzeitige Sicherstellung der Zahlungsfähigkeit, die rechtzeitige Erfüllung vertraglicher Zahlungsverpflichtungen sowie die Kostenoptimierung im E.ON-Konzern.

Das Cashpooling und die externen Finanzierungen sind weitgehend auf die E.ON SE und bestimmte Finanzierungsgesellschaften zentralisiert. Die Mittel werden, basierend auf einer Inhousebanking-Lösung, bedarfsgerecht den Konzernunternehmen zur Verfügung gestellt.

Die E.ON SE ermittelt auf Basis von kurz- und mittelfristigen Liquiditätsplanungen den Finanzbedarf des Konzerns. Die Finanzierung des Konzerns wird entsprechend dem geplanten Finanzbedarf/-überschuss vorausschauend gesteuert und umgesetzt. In die Betrachtung einbezogen werden unter anderem der operative Cashflow, Investitionen, Desinvestitionen, Marginzahlungen und die Fälligkeit von Anleihen und Commercial Paper.

2. Preisrisiken

Im Rahmen der gewöhnlichen Geschäftstätigkeit ist der E.ON-Konzern Preisänderungsrisiken im Fremdwährungs-, Zins- und Commodity-Bereich sowie im Assetmanagement ausgesetzt. Aus diesen Risiken resultieren Ergebnis-, Eigenkapital-, Verschuldungs- und Cashflow-Schwankungen. Zur Begrenzung beziehungsweise Ausschaltung dieser Risiken hat E.ON verschiedene Strategien entwickelt, die unter anderem den Einsatz derivativer Finanzinstrumente beinhalten.

3. Kreditrisiken

E.ON ist aufgrund ihrer operativen Geschäftstätigkeit sowie durch den Einsatz von Finanzinstrumenten Kreditrisiken ausgesetzt. Die Überwachung und Steuerung der Kreditrisiken erfolgt durch konzernweit einheitliche Vorgaben zum Kreditrisikomanagement, welche die Identifikation, Bewertung und Steuerung umfassen.

Die nachstehend beschriebene Analyse der risikoreduzierenden Tätigkeiten von E.ON sowie die mittels der Value-at-Risk-(VaR-) und Sensitivitätsanalysen generierten Beträge stellen zukunftsorientierte und somit risikobehaftete und ungewisse Angaben dar. Aufgrund unvorhersehbarer Entwicklungen an den weltweiten Finanzmärkten können sich die tatsächlichen Ergebnisse wesentlich von den angeführten Hochrechnungen unterscheiden. Die in den Risikoanalysen verwendeten Methoden sind nicht als Prognosen zukünftiger Ereignisse oder Verluste anzusehen. So sieht sich E.ON beispielsweise Risiken ausgesetzt, die entweder nicht finanziell oder nicht quantifizierbar sind. Diese Risiken beinhalten hauptsächlich Länder-, Geschäfts-, regulatorische und Rechtsrisiken, die nicht in den folgenden Analysen berücksichtigt wurden.

Risikomanagement im Fremdwährungsbereich

Die E.ON SE übernimmt die Steuerung der Währungsrisiken des Konzerns.

Aufgrund der Beteiligung an geschäftlichen Aktivitäten außerhalb des Euro-Währungsraums entstehen im E.ON-Konzern Translationsrisiken. Durch Wechselkursschwankungen ergeben sich bilanzielle Effekte aus der Umrechnung der Bilanz- und GuV-Positionen der ausländischen Konzerngesellschaften im Konzernabschluss. Die Absicherung von Translationsrisiken erfolgt durch Verschuldung in der entsprechenden lokalen Währung, die gegebenenfalls auch Gesellschafterdarlehen in Fremdwährung beinhaltet. Darüber hinaus werden bei Bedarf derivative Finanzinstrumente eingesetzt. Die Sicherungsmaßnahmen werden als Absicherung einer Nettoinvestition in einen ausländischen Geschäftsbetrieb qualifiziert und im Rahmen des Hedge Accountings gemäß IFRS bilanziell abgebildet. Die Translationsrisiken des Konzerns werden regelmäßig überprüft und der Sicherungsgrad gegebenenfalls angepasst. Maßgrößen sind hierbei der jeweilige Debt Factor, das Netto-Reinvermögen sowie der Unternehmenswert in der Fremdwährung.

Für den E.ON-Konzern bestehen zusätzlich operative und finanzielle Transaktionsrisiken aus Fremdwährungstransaktionen. Die Tochtergesellschaften sind für die Steuerung der operativen Währungsrisiken verantwortlich und grundsätzlich dazu verpflichtet, ihre Währungsrisiken über die E.ON SE abzusichern. Die E.ON SE übernimmt die konzernweite Koordination der Absicherungsmaßnahmen der Konzerngesellschaften und setzt bei Bedarf externe derivative Finanzinstrumente ein. Sie kann angediente Fremdwährungspositionen entweder unmittelbar komplett beziehungsweise teilweise durch externe Geschäfte schließen oder die Position innerhalb genehmigter Limite offenhalten. Der Ein-Tages-Value-at-Risk (95 Prozent Konfidenz) für transaktionale Fremdwährungspositionen betrug zum 31. Dezember 2022 0,7 Mio € (2021: 0,6 Mio €) und wird vor allem durch die Währungen Tschechische Krone, Ungarisches Forint und Schwedische Krone bestimmt.

Finanzielle Transaktionsrisiken ergeben sich aus Zahlungen, die aus finanziellen Forderungen und Verbindlichkeiten entstehen. Sie resultieren sowohl aus externen Finanzierungen in verschiedenen Fremdwährungen als auch aus konzerninternen Gesellschafterdarlehen in Fremdwährung. Die finanziellen Transaktionsrisiken werden grundsätzlich gesichert.

Risikomanagement im Zinsbereich

Aus variabel verzinslichen Finanzverbindlichkeiten und zukünftigem (Re-)Finanzierungsbedarf ist E.ON Ergebnisrisiken ausgesetzt. Positionen, die auf Festzinsen basieren, führen hingegen zu Änderungen des Zeitwertes bei Schwankungen des Marktzinsniveaus. E.ON strebt ein ausgeglichenes Fälligkeitenprofil an, wobei sich die Ausrichtung unter anderem an der Art des Geschäftsmodells, an bestehenden Verpflichtungspositionen und an regulatorischen Rahmenbedingungen orientiert. Zur Steuerung werden auch Zinsderivate eingesetzt.

Nach Berücksichtigung von Zinsderivaten betrug zum 31. Dezember 2022 der Anteil der variabel verzinsten oder innerhalb von zwölf Monaten fälligen Finanzverbindlichkeiten 0 Prozent (2021: 12 Prozent). Die volumengewichtete Durchschnittsverzinsung der Finanzverbindlichkeiten nach Berücksichtigung von Zinsderivaten betrug 2,7 Prozent zum 31. Dezember 2022 (2021: 2,6 Prozent).

Der E.ON-Konzern hielt zum 31. Dezember 2022 Zinsderivate mit einem Nennwert von 6.263 Mio € (2021: 4.016 Mio €).

Eine Sensitivitätsanalyse wurde für das variabel verzinsliche Fremdkapital und geplante Finanzierungen unter Einbeziehung entsprechender Sicherungen des Zinsrisikos durchgeführt. Diese Kennzahl wird für das interne Risikocontrolling verwendet und spiegelt die ökonomische Position des E.ON-Konzerns wider. Eine Veränderung des Zinsniveaus um ±1 Prozentpunkt (über alle Währungen) würde die Zinsbelastung im Folgejahr um ±8,0 Mio € erhöhen beziehungsweise verringern (2021: ±26,2 Mio €).

Risikomanagement im Commodity-Bereich

Die physischen Anlagen, die Langfristverträge und der Endkundenvertrieb des E.ON-Portfolios sind aufgrund schwankender Preise von Commodities erheblichen Risiken ausgesetzt. Die Marktpreisrisiken treten für E.ON insbesondere in den folgenden Commodity-Bereichen auf: Strom, Gas sowie grüne und Emissionszertifikate.

Ziel des Risikomanagements für den Commodity-Bereich ist es, durch physische und finanzielle Transaktionen den Wert des Portfolios zu optimieren und gleichzeitig die potenziellen negativen Abweichungen vom angestrebten EBIT zu reduzieren.

Im Rahmen der regulären Betriebsabläufe der zugrunde liegenden Energieproduktion und der Vertriebsaktivitäten sind die einzelnen E.ON-Management-Einheiten den Unsicherheiten der Marktpreisentwicklung ausgesetzt, was die operativen Gewinne und Kosten beeinflusst. Alle an externen Commodity-Märkten abgeschlossenen Handelsgeschäfte müssen zu einer Reduzierung dieser offenen Commodity-Position beitragen und mit der genehmigten Commodity-Hedging-Strategie in Einklang stehen.

Durch den primären Fokus auf der Beschaffung und der reinen Absicherung der Geschäfte entfällt die Allokation von Risiko-Eigenkapital. Die Prozesse und operativen Steuerungsmodelle im Rahmen des Handelssystems werden durch die lokalen Marktrisiko-Teams überwacht und zentral durch den Risikomanagementbereich gesteuert.

Nach der Abspaltung von Uniper hat E.ON eine eigene Beschaffungsorganisation für das Vertriebsgeschäft aufgebaut und den Marktzugang für den Output der verbleibenden Energieproduktion sichergestellt, um die verbleibenden Rohstoffrisiken entsprechend zu steuern. Darüber hinaus hat E.ON eine Tochtergesellschaft, die E.ON Energy Markets GmbH (EEM), gegründet, die als zentrale Schnittstelle zu den Großhandelsmärkten fungiert. Der Hauptzweck von EEM besteht darin, die Rohstoffpositionen von E.ON zu konsolidieren, um Kredit- und Marginrisiken zu diversifizieren und zu reduzieren.

Der E.ON-Konzern hielt zum 31. Dezember 2022 vor allem strom- und gasbezogene Derivate mit einem Nennwert von 136.765 Mio € (2021: 31.512 Mio €). Davon entfallen auf strombezogene Derivate 66.648 Mio € (2021: 23.357 Mio €) und auf gasbezogene Derivate 70.055 Mio € (2021: 7.961 Mio €).

Wesentliche Grundlage des Risikomanagementsystems im Commodity-Bereich sind die konzernweit gültige Richtlinie für den Umgang mit Commodity-Risiken und entsprechende interne Richtlinien der Einheiten. Dort sind die Risikokontrollgrundsätze für das Risikomanagement im Commodity-Bereich, Mindestanforderungen, klare Führungsstrukturen und operative Verantwortlichkeiten festgelegt.

Monatlich findet eine Berichterstattung über die konzernweite Entwicklung der Risiken und offenen Positionen aus dem Commodity-Bereich an die Mitglieder des Risikokomitees statt. Eine Berichterstattung über komplexe Wetterrisiken findet einmal im Quartal statt.

Eine hypothetische Änderung der Marktpreise zum Bilanzstichtag um +10 Prozent beziehungsweise -10 Prozent würde bei den strombezogenen Derivaten zu einer theoretischen Marktwerterhöhung und einer Ertragserfassung von 1.338 Mio € beziehungsweise einer Marktwertverringerung und einer Aufwandserfassung von 1.338 Mio € führen (2021: ±1.299 Mio €). Eine entsprechende hypothetische Änderung würde bei den gasbezogenen Derivaten zu einer theoretischen Marktwerterhöhung und einer Ertragserfassung von 810 Mio € beziehungsweise einer Marktwertverringerung und einer Aufwandserfassung von 810 Mio € führen (2021: ±1.419 Mio €).

Kreditrisikomanagement

Um Kreditrisiken aus der operativen Geschäftstätigkeit sowie dem Einsatz von Finanzinstrumenten zu minimieren, werden Transaktionen nur mit Geschäftspartnern geschlossen, welche die internen Mindestanforderungen erfüllen. Auf Basis von internen und externen (sofern verfügbar) Bonitätseinstufungen werden Limite für das maximale Kreditrisiko vergeben. Der Prozess der Limitvergabe und -überwachung erfolgt dabei im Rahmen von Mindestvorgaben, basierend auf einer konzernweiten Kreditrisikomanagement-Richtlinie. Nicht vollumfassend in diesem Prozess enthalten sind Langfristverträge des operativen Geschäfts und Transaktionen des Assetmanagements. Diese werden auf Ebene der zuständigen Einheiten gesondert überwacht.

Grundsätzlich sind die jeweiligen Konzerngesellschaften für das Kreditrisikomanagement des operativen Geschäfts verantwortlich. In Abhängigkeit von der Art der Geschäftstätigkeit und der Höhe des Kreditrisikos findet eine ergänzende Überwachung und Steuerung des Kreditrisikos sowohl durch die Einheiten als auch durch die Konzernleitung statt. Das Risikokomitee wird regelmäßig über die Höhe der Kreditlimite sowie deren Auslastung informiert. Eine intensive, standardisierte Überwachung von quantitativen und qualitativen Frühwarnindikatoren sowie ein enges Monitoring der Bonität von Geschäftspartnern versetzen das Kreditrisikomanagement von E.ON in die Lage, frühzeitig risikominimierend zu agieren.

Soweit möglich, werden im Rahmen des Kreditrisikomanagements mit Geschäftspartnern Sicherheiten zur Minderung des Kreditrisikos verhandelt. Als Sicherheiten werden vor allem Garantien der jeweiligen Mutterunternehmen, Patronatserklärungen oder der Nachweis von Gewinnabführungsverträgen in Verbindung mit einem Letter of Awareness akzeptiert. Darüber hinaus werden in geringerem Umfang Bankgarantien beziehungsweise Bankbürgschaften und die Hinterlegung von Barmitteln und Wertpapieren als Sicherheiten zur Reduzierung des Kreditrisikos eingefordert. Im Rahmen der Risikosteuerung wurden für die Limitvergabe insgesamt Sicherheiten der vorgenannten Formen in Höhe von 61,0 Mrd € (2021: 59,3 Mrd €) zur Anwendung gebracht.

Aufgrund des weiterhin hohen Preisniveaus an den Großhandelsmärkten im Verlauf des Jahres 2022 blieb die anzurechnende Besicherung einzelner Mutterunternehmen unserer Counterparties ebenfalls weiterhin auf einem hohen Niveau und wurde entsprechend berücksichtigt.

Derivative Finanzinstrumente werden im Allgemeinen auf der Grundlage von Standardverträgen abgeschlossen, bei denen eine Aufrechnung (Netting) aller offenen Transaktionen mit den Geschäftspartnern möglich ist. Zur weiteren Reduzierung des Kreditrisikos werden insbesondere für Derivategeschäfte mit ausgewählten Banken bilaterale Margining-Vereinbarungen getroffen. Das aus bilateralen Margining-Vereinbarungen und Börsenclearing resultierende Verschuldungs- und Liquiditätsrisiko wird limitiert und regelmäßig überwacht. Die konsequente Steuerung des Liquiditätsrisikos bleibt insbesondere vor dem Hintergrund der aktuell hohen Energiepreisvolatilitäten ein wichtiger Bestandteil des Risikomanagements bei E.ON. In der Konsequenz ergeben sich wegen der seit Sommer 2021 gestiegenen Energiepreise erhöhte Kreditrisiken aus den schwebenden Beschaffungsverträgen.

Bei mit Börsen abgeschlossenen Termin- und Optionskontrakten mit einem Nominalwert von insgesamt 37.086 Mio € (2021: 4.109 Mio €) bestehen zum Bilanzstichtag keine Kreditrisiken. Für die übrigen Finanzinstrumente entspricht das maximale Ausfallrisiko ihren Buchwerten.

Bei E.ON erfolgt die Anlage liquider Mittel grundsätzlich bei Banken mit guter Bonität, in Geldmarktfonds mit erstklassigem Rating oder in kurzfristigen Wertpapieren (zum Beispiel Commercial Paper) von Emittenten mit hoher Kreditwürdigkeit. Darüber hinaus wird in Anleihen von öffentlichen und privaten Emittenten investiert. Konzernunternehmen, die aufgrund rechtlicher Beschränkungen nicht in das Cashpooling einbezogen sind, legen Gelder bei führenden lokalen Banken an. Neben der standardisierten Bonitätsprüfung und Limitherleitung werden die CDS-(Credit-Default-Swap-)Level der Banken sowie anderer wesentlicher Geschäftspartner täglich überwacht.

Assetmanagement

Zum Zweck der Finanzierung langfristiger Zahlungsverpflichtungen, unter anderem auch von Entsorgungsverpflichtungen (siehe Textziffer 26), beziehungsweise als Geldanlage wurden per 31. Dezember 2022 vorwiegend von inländischen Konzerngesellschaften Kapitalanlagen in Höhe von insgesamt 2,4 Mrd € (2021: 2,9 Mrd €) gehalten.

Für dieses Finanzvermögen wird eine "Akkumulationsstrategie" (Total-Return-Ansatz) verfolgt, mit einer breiten Diversifikation über unterschiedliche Assetklassen wie Geldmarkt, Renten, Aktien und alternative Anlageklassen wie Immobilien. Der Großteil des Vermögens wird in Investmentfonds angelegt, die von externen Fondsmanagern verwaltet werden. Die fortlaufende Überwachung des Gesamtrisikos und der einzelnen Fondsmanager erfolgt durch das Konzern-Assetmanagement der E.ON SE, das Teil des Finanzbereichs der E.ON SE ist. Der Drei-Monats-Value-at-Risk mit einem Konfidenzintervall von 98 Prozent beträgt für dieses Finanzvermögen insgesamt 166 Mio € (2021: 100 Mio €).

Zum 31. Dezember 2022 ist die Liquidation der Versorgungskasse Energie VVaG (VKE i. L.) nahezu abgeschlossen. Die verwalteten Finanzanlagen belaufen sich per 31. Dezember 2022 auf 51,9 Mio € (2021: 53,4 Mio €). Die Gesellschaft wurde bereits zum 30. Juni 2019 entkonsolidiert.

(33) Leasing

E.ON als Leasingnehmer

E.ON tritt als Leasingnehmer insbesondere in den Bereichen Netze, Grundstücke und Gebäude sowie Fuhrpark in Erscheinung. Die Leasingverhältnisse werden nach dem Nutzungsrechtsmodell gemäß IFRS 16 erfasst. Die tabellarische Darstellung der Entwicklung der Nutzungsrechte nach Assetklassen ist der Textziffer 15 zu entnehmen. Der Restbuchwert der Nutzungsrechte zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2022 in Höhe von 2.377 Mio € (2021: 2.424 Mio €) verringerte sich leicht gegenüber dem Vorjahr um 47 Mio € (2021: 119 Mio €). Die Abschreibungen der Nutzungsrechte in Höhe von 390 Mio € (2021: 382 Mio €) blieben gegenüber dem Vorjahr nahezu gleich.

Zur Sicherstellung der unternehmerischen Flexibilität werden insbesondere für Immobilienleasingverhältnisse Verlängerungs- und Kündigungsoptionen vereinbart. Bei der Bestimmung der Laufzeit der Leasingverhältnisse werden sämtliche Umstände und Tatsachen berücksichtigt, die einen Einfluss auf die Ausübung einer Verlängerungsoption oder Nichtausübung einer Kündigungsoption haben. Bei der Bestimmung der Leasingverbindlichkeit und korrespondierend der Nutzungsrechte werden alle hinreichend sicheren Zahlungsmittelabflüsse berücksichtigt. Zum 31. Dezember 2022 wurden mögliche zukünftige Mittelabflüsse in Höhe von 235 Mio € (2021: 133 Mio €) nicht in der Leasingverbindlichkeit berücksichtigt, da nicht hinreichend sicher ist, dass die Leasingverträge verlängert beziehungsweise nicht gekündigt werden. Mögliche künftige Zahlungsmittelabflüsse für Leasingvereinbarungen, die unter Einhaltung bestimmter Fristen ohne Strafzahlung von beiden Vertragsparteien kündbar sind, werden aufgrund höherer Unsicherheiten in diesem Betrag nicht berücksichtigt. Variable Leasingzahlungen fallen nur in unwesentlichem Umfang an und Restwertgarantien werden von E.ON grundsätzlich nicht abgegeben. Aus Leasingverhältnissen, die E.ON als Leasingnehmer eingegangen ist, die aber noch nicht begonnen haben, ergeben sich künftige mögliche Zahlungsmittelabflüsse über die erwartete Laufzeit in Höhe von 110 Mio € (2021: 348 Mio €). Der Großteil davon entfällt auf künftige Mietzahlungen für das neue Bürogebäude der E.ON Sverige AB in Malmö, welches 2023 bezogen werden soll. In der 2021 gemeldeten Zahl waren Anmietungen im Rahmen von Netzkooperationen bei der Westenergie AG enthalten, die am 1. Januar 2022 begonnen haben. Die bestehenden Leasingverbindlichkeiten enthalten keine Covenants-Klauseln, die an bilanzielle Kennzahlen gekoppelt sind.

Den Nutzungsrechten stehen zum Bilanzstichtag 31. Dezember 2022 Leasingverbindlichkeiten mit einem Barwert von 2.512 Mio € (2021: 2.539 Mio €) gegenüber. Der Ausweis erfolgt unter den Finanzverbindlichkeiten (vergleiche Textziffer 27); der kurzfristige Anteil der Leasingverbindlichkeiten beträgt 367 Mio € (2021: 355 Mio €). Die Fälligkeitsstruktur der zukünftigen Zahlungsverpflichtungen aus Leasingverträgen ist der Textziffer 32 zu entnehmen. Aufgrund der in Anspruch genommenen Erleichterungsvorschriften ist der Ansatz eines Nutzungsrechts bei geringwertigen Leasingverhältnissen und Leasingverhältnissen mit einer Laufzeit von weniger als zwölf Monaten nicht notwendig. Stattdessen wird ein Leasingaufwand erfasst. Folgende Beträge werden im Geschäftsjahr in der Gewinn- und Verlustrechnung im Zusammenhang mit Leasingverhältnissen ausgewiesen:

E.ON als Leasingnehmer - Effekte in der Gewinn- und Verlustrechnung

in Mio €	2022	2021
Aufwand für kurzfristige Vereinbarungen mit einer Laufzeit von weniger als zwölf Monaten	36	12
Aufwand für Leasingverhältnisse von geringem Wert, die nicht in den oben genannten kurzfristigen Leasingverhältnissen enthalten sind	11	19
Aufwand aus variablen Leasingraten	14	10
Zinsaufwendungen für Leasingverbindlichkeiten	162	160
Erträge aus Subleasingverhältnissen	-	-
Gewinn/Verlust aus Sale-and-Leaseback-Transaktionen	-6	9

Die für das nächste Berichtsjahr eingegangenen Verpflichtungen aus kurzfristigen Vereinbarungen mit einer Laufzeit von weniger als zwölf Monaten weichen nicht wesentlich von den Aufwendungen des aktuellen Berichtsjahres ab.

Im Berichtsjahr ergab sich ein Zahlungsmittelabfluss aus Leasingvereinbarungen von insgesamt 580 Mio € (2021: 564 Mio €), der mit einem Betrag von 223 Mio € (2021: 201 Mio €) dem operativen Cashflow zugerechnet wird. Darin enthalten sind der Leasingaufwand für die kurzfristigen und geringwertigen Leasingvereinbarungen sowie der Aufwand aus variablen Leasingraten und der Zinsaufwand der Periode. Die Zahlungen, die der Tilgung der Leasingverbindlichkeit zugerechnet werden, sind im Cashflow aus Finanzierungstätigkeit in Höhe von 357 Mio € (2021: 363 Mio €) erfasst.

E.ON als Leasinggeber

In geringem Umfang agiert E.ON auch als Leasinggeber. Im Bereich der Finance-Leasingverhältnisse werden technische Anlagen, insbesondere Erzeugungsanlagen, den Kunden zur Nutzung überlassen. Im Bereich der Operating-Leasingverhältnisse sind die Vermögenswerte, die zur Nutzung überlassen werden, im Wesentlichen Immobilien, Wärme- und Elektrizitätserzeugungsanlagen sowie Leitungen zuzurechnen. Es bestehen keine wesentlichen Risiken im Zusammenhang mit zurückbehaltenen Rechten an den zeitweise zur Nutzung überlassenen Vermögenswerten, sodass besondere Risikomanagement-Strategien nicht notwendig sind. Nur vereinzelt werden als zusätzliche Absicherung Restwertgarantien vertraglich vereinbart.

Der Barwert der Mindestleasingzahlungen wird unter den Forderungen aus Finance-Leasingverhältnissen ausgewiesen (vergleiche Textziffer 18). Der kurzfristige Anteil beträgt 33 Mio € (2021: 44 Mio €). Im Berichtszeitraum hat sich keine wesentliche Änderung der Nettoinvestition ergeben. Die Nominal- und Barwerte der Leasingzahlungen weisen die folgenden Fälligkeiten auf:

E.ON als Leasinggeber - Finanzierungsleasing

	Nicht diskontierte Leasingzahlungen		Noch nicht realisierter Zinsertrag		Abgezinster nicht garantierter Restwert
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Fälligkeit bis 1 Jahr	53	64	20	21	-	1
Fälligkeit über 1 Jahr bis 2 Jahre	45	56	18	18	-	1
Fälligkeit über 2 Jahre bis 3 Jahre	38	47	15	15	-	1
Fälligkeit über 3 Jahre bis 4 Jahre	32	40	14	12	8	1
Fälligkeit über 4 Jahre bis 5 Jahre	28	29	12	10	-	-
Fälligkeit über 5 Jahre	174	134	44	37	11	-
Summe	370	370	123	113	19	4

	Barwert der Mindestleasingzahlungen
in Mio €	2022	2021
Fälligkeit bis 1 Jahr	33	44
Fälligkeit über 1 Jahr bis 2 Jahre	27	39
Fälligkeit über 2 Jahre bis 3 Jahre	23	33
Fälligkeit über 3 Jahre bis 4 Jahre	26	29
Fälligkeit über 4 Jahre bis 5 Jahre	16	19
Fälligkeit über 5 Jahre	141	97
Summe	266	261

Für die Berichtsperiode ergeben sich die folgenden Auswirkungen aus der Leasinggebertätigkeit:

E.ON als Leasinggeber - Effekte in der Gewinn- und Verlustrechnung

in Mio €	2022	2021
Finance-Lease-Verhältnisse
Gewinn/Verlust aus der
Veräußerung von Vermögenswerten	-
Finanzierungserträge aus der	21	24
Nettoinvestition
Erträge aus variablen Leasingraten	5	6
Operating-Lease-Verhältnisse
Erträge aus Leasing	59	50
davon Erträge aus variablen	19	5
Leasingraten

Die Zahlungsmittelzuflüsse aus Operating-Leasingverhältnissen werden dem operativen Cashflow vor Zinsen und Steuern zugerechnet. Entsprechendes gilt für Zuflüsse aus Finance-Leasingverhältnissen aus variablen Leasingraten. Die Zahlungseingänge, die als Finanzierungserträge aus der Nettoinvestition erfasst werden, erhöhen den operativen Cashflow.

Aus bestehenden Operating-Leasingverhältnissen werden künftig folgende Einzahlungen erwartet:

E.ON als Leasinggeber - Operating Lease

	Nicht diskontierte Leasingzahlungen
in Mio €	2022	2021
Fälligkeit bis 1 Jahr	82	69
Fälligkeit über 1 Jahr bis 2 Jahre	65	56
Fälligkeit über 2 Jahre bis 3 Jahre	57	47
Fälligkeit über 3 Jahre bis 4 Jahre	52	42
Fälligkeit über 4 Jahre bis 5 Jahre	49	36
Fälligkeit über 5 Jahre	103	104
Summe	408	354

(34) Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen und Personen

Im Rahmen der normalen Geschäftstätigkeit steht E.ON mit zahlreichen Unternehmen im Lieferungs- und Leistungsaustausch. Darunter befinden sich als nahestehende Unternehmen insbesondere at equity bewertete assoziierte Unternehmen und deren Tochterunternehmen. Forderungen und Verbindlichkeiten bestehen überwiegend aus Leasingverpflichtungen aus Rückpachtmodellen sowie aus dem Liefer- und Leistungsverkehr. Weiterhin sind als nahestehende Unternehmen auch Gemeinschaftsunternehmen sowie nicht vollkonsolidierte Tochterunternehmen berücksichtigt. Mit nahestehenden Unternehmen wurden Transaktionen getätigt, die sich im Berichtsund Vorjahr wie folgt ausgewirkt haben:

Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen

in Mio €	2022	2021
Erträge	3.881	1.604
Assoziierte Unternehmen	3.235	1.255
Gemeinschaftsunternehmen	405	113
Sonstige nahestehende Unternehmen	241	236
Aufwendungen	3.357	1.471
Assoziierte Unternehmen	2.543	746
Gemeinschaftsunternehmen	298	141
Sonstige nahestehende Unternehmen	516	584
Forderungen	1.199	644
Assoziierte Unternehmen	695	211
Gemeinschaftsunternehmen	62	117
Sonstige nahestehende Unternehmen	442	315
Verbindlichkeiten	2.590	2.098
Assoziierte Unternehmen	1.543	1.066
Gemeinschaftsunternehmen	525	445
Sonstige nahestehende Unternehmen	521	587
Rückstellungen	11	22
Assoziierte Unternehmen	8	19
Gemeinschaftsunternehmen	3	3
Sonstige nahestehende
Unternehmen

Im Jahr 2022 erzielte E.ON Erträge aus Transaktionen mit nahestehenden Unternehmen aus Lieferungen von Gas und Strom an Weiterverteiler und kommunale Unternehmen, insbesondere an Stadtwerke. Die Geschäftsbeziehungen zu diesen Unternehmen unterscheiden sich grundsätzlich nicht von jenen Beziehungen, die mit kommunalen Unternehmen ohne Beteiligung von E.ON bestehen. Aufwendungen mit nahestehenden Unternehmen entstehen vor allem durch Strom- und Gasbezüge sowie auch durch Betriebsführungsentgelte, IT-Leistungen und Fremdleistungen.

In den Verbindlichkeiten gegenüber nahestehenden Unternehmen sind zum Bilanzstichtag 55 Mio € (2021: 62 Mio €) aus Lieferungs- und Leistungsbeziehungen sowie Gesellschafterdarlehen mit Gemeinschafts-Kernkraftwerken enthalten. Die Gesellschafterdarlehen haben keine feste Laufzeit und werden mit 1,0 Prozent (2021: 1,0 Prozent) verzinst. E.ON hat mit diesen Kraftwerken unverändert einen Kostenübernahmevertrag sowie einen Vertrag über Strombezug zu einem Tarif auf Basis der Kosten zuzüglich einer Marge (cost plus fee) abgeschlossen. Die Abrechnung dieser Transaktionen erfolgt hauptsächlich über Verrechnungskonten.

Nach IAS 24 sind zudem die Leistungen anzusetzen, die dem Management in Schlüsselpositionen (Vorstandsmitglieder und Mitglieder des Aufsichtsrats der E.ON SE) im Berichtsjahr gewährt wurden.

Der Aufwand für das Geschäftsjahr für Mitglieder des Vorstands beträgt für kurzfristig fällige Leistungen 11,8 Mio € (2021: 11,3 Mio €) und für Leistungen nach Beendigung des Dienstverhältnisses 0,3 Mio € (2021: 1,9 Mio €). Als Leistung nach Beendigung des Dienstverhältnisses wird der aus den Pensionsrückstellungen resultierende Versorgungsaufwand (service cost) ausgewiesen.

Der nach den Maßgaben von IFRS 2 ermittelte Aufwand für die im Geschäftsjahr bestehenden Zusagen aus aktienbasierten Vergütungen beträgt 2,7 Mio € (2021: 9,2 Mio €).

Zum Bilanzstichtag beliefen sich die Rückstellungen für diese Zusagen auf 10,1 Mio € (2021: 15,6 Mio €).

Die Mitglieder des Aufsichtsrats erhielten im Berichtsjahr für ihre Tätigkeit eine Vergütung von 5,0 Mio € (2021: 5,1 Mio €).

Den Arbeitnehmervertretern des Aufsichtsrats wurde im Rahmen der bestehenden Arbeitsverträge mit Tochtergesellschaften eine Vergütung in Höhe von insgesamt 1,0 Mio € (2021: 0,8 Mio €) gezahlt.

(35) Segmentberichterstattung

Beschreibung der Segmente

Der von der Konzernleitung in Essen geführte E.ON-Konzern ist in die nachfolgend beschriebenen Berichtssegmente gegliedert, die nach IFRS 8 berichtet werden. Die zusammengefassten nicht separat berichtspflichtigen Segmente in der Einheit Energienetze Zentraleuropa Ost/Türkei und in der Einheit Kundenlösungen Sonstige sind von untergeordneter Bedeutung, weisen ähnliche ökonomische Merkmale auf und sind in Bezug auf Kundenstruktur, Produkte und Vertriebswege vergleichbar.

Energienetze

Deutschland

In diesem Segment werden die Verteilnetze für Strom und Gas und die damit verbundenen Aktivitäten in Deutschland zusammengefasst.

Schweden

Das Segment umfasst das Geschäft mit Stromnetzen in Schweden.

Zentraleuropa Ost/Türkei

In diesem Segment werden die Verteilnetzaktivitäten in Tschechien, Ungarn, Rumänien, Polen, Kroatien, der Slowakei und der Türkei zusammengefasst.

Kundenlösungen

Deutschland

Dieses Segment umfasst die Versorgung unserer Kunden in Deutschland mit Strom und Gas sowie den Vertrieb von Produkten und Dienstleistungen zur Steigerung der Energieeffizienz und Energieautarkie. Darüber hinaus ist hier das Wärmegeschäft in Deutschland beinhaltet.

Großbritannien

In diesem Segment werden die Vertriebsaktivitäten und Kundenlösungen in Großbritannien ausgewiesen.

Niederlande

Das Segment umfasst den Vertrieb von Strom und Gas sowie Kundenlösungen in den Niederlanden.

Sonstige

In diesem Segment werden die Vertriebsaktivitäten und entsprechenden Kundenlösungen in Schweden, Norwegen, Dänemark, Italien, Tschechien, Ungarn, Kroatien, Rumänien, Polen, der Slowakei und innovative Lösungen zusammengefasst.

Nicht-Kerngeschäft

Im Segment Nicht-Kerngeschäft werden die nicht strategischen Aktivitäten des E.ON-Konzerns geführt. Dies betrifft den Betrieb und Rückbau der deutschen Kernkraftwerke, die von der operativen Einheit PreussenElektra gesteuert werden, und das Erzeugungsgeschäft in der Türkei.

Konzernleitung/Sonstiges

Konzernleitung/Sonstiges beinhaltet die E.ON SE selbst und die direkt bei der E.ON SE geführten Beteiligungen. Hauptaufgabe der Konzernleitung ist die Führung des E.ON-Konzerns. Dazu zählen die strategische Weiterentwicklung des Konzerns sowie die Steuerung und Finanzierung des bestehenden Geschäftsportfolios. Daneben werden hier auch die internen Dienstleister des E.ON-Konzerns ausgewiesen. Hierzu zählt auch die E.ON Energy Markets als zentrale Commodity-Beschaffungseinheit des Konzerns.

Segmentinformationen nach Bereichen ¹

	Energienetze
	Deutschland		Schweden		Zentraleuropa Ost/Türkei
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Außenumsatz	11.185	10.683	1.002	957	1.841	1.406
Innenumsatz	5.063	3.978	5	5	1.162	1.244
Umsatzerlöse	16.248	14.661	1.007	962	3.003	2.650
Bereinigtes EBITDA	4.153	3.458	452	507	854	1.023
darin Equity-Ergebnis	247	277	-	-	137	151
Abschreibungen ²	-1.566	-1.497	-180	-170	-304	-351
Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern	5.557	3.020	536	602	927	1.067
Investitionen	2.763	2.396	411	407	671	717

	Kundenlösungen
	Deutschland		Großbritannien		Niederlande
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Außenumsatz	29.518	24.309	25.422	17.867	5.227	3.115
Innenumsatz	9.214	4.402	6.570	3	4.955	973
Umsatzerlöse	38.732	28.711	31.992	17.870	10.182	4.088
Bereinigtes EBITDA	760	694	208	261	324	152
darin Equity-Ergebnis	5	4	-	-	9	7
Abschreibungen ²	-195	-162	-136	-140	-66	-62
Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern	1.198	612	989	-274	354	125
Investitionen	358	353	127	103	41	47

	Kundenlösungen
	Sonstige
in Mio €	2022	2021
Außenumsatz	14.705	10.351
Innenumsatz	610	408
Umsatzerlöse	15.315	10.759
Bereinigtes EBITDA	394	386
darin Equity-Ergebnis	5	8
Abschreibungen ²	-194	-202
Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern	-116	53
Investitionen	305	207

¹ Aufgrund der Änderungen in der Segmentberichterstattung wurden die Vorjahreswerte entsprechend angepasst.
² Bereinigt um nicht operative Effekte.

	Nicht-Kerngeschäft
	PreussenElektra		Erzeugung Türkei		Konzernleitung/Sonstiges
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Außenumsatz	11	307	-	-	26.749	8.364
Innenumsatz	1.049	1.325	-	-	31.027	8.901
Umsatzerlöse	1.060	1.632	-	-	57.776	17.265
Bereinigtes EBITDA	922	1.563	162	54	-165	-213
darin Equity-Ergebnis	61	51	162	54	-	-
Abschreibungen ²	-120	-473	-	-	-101	-108
Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern	173	1.010	93	32	1.801	-605
Investitionen	7	298	-	-	69	238

	Konsolidierung		E.ON-Konzern
in Mio €	2022	2021	2022	2021
Außenumsatz	-	-1	115.660	77.358
Innenumsatz	-59.655	-21.239	0	0
Umsatzerlöse	-59.655	-21.240	115.660	77.358
Bereinigtes EBITDA	-5	4	8.059	7.889
darin Equity-Ergebnis	-1	-1	625	551
Abschreibungen ²	-	-1	-2.862	-3.166
Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern	-1	-3	11.511	5.639
Investitionen	1	-4	4.753	4.762

¹ Aufgrund der Änderungen in der Segmentberichterstattung wurden die Vorjahreswerte entsprechend angepasst.
² Bereinigt um nicht operative Effekte.

Die folgende Tabelle zeigt die Überleitung vom operativen Cashflow vor Zinsen und Steuern zum operativen Cashflow fortgeführter Aktivitäten:

Überleitung des operativen Cashflows ¹

in Mio €	2022	2021
Operativer Cashflow vor Zinsen und Steuern	11.511	5.639
Zinszahlungen	-872	-918
Ertragsteuerzahlungen	-594	-652
Operativer Cashflow aus der Geschäftstätigkeit	10.045	4.069

¹ Operativer Cashflow aus fortgeführten Aktivitäten.

Bereinigtes EBITDA

Zur internen Steuerung und als wichtigster Indikator für die nachhaltige Ertragskraft eines Geschäfts wurde bei E.ON im Jahre 2022 ein um außergewöhnliche Effekte bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen ("bereinigtes EBITDA") verwendet.

Der E.ON-Vorstand ist überzeugt, dass das bereinigte EBITDA die geeignete Kennzahl für die Bestimmung des Erfolgs des E.ON-Geschäfts ist, weil diese Kennzahl den operativen Ertrag einzelner Geschäfte unabhängig von nicht operativen Einflüssen sowie Zinsen, Steuern und Abschreibungen darstellt.

Das unbereinigte Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen ("EBITDA") ist das um Steuern vom Einkommen und vom Ertrag sowie das Finanz- und Beteiligungsergebnis korrigierte Ergebnis des E.ON-Konzerns gemäß den IFRS-Standards. Zur Erhöhung der Aussagekraft als Indikator für die nachhaltige Ertragskraft des E.ON-Geschäfts wird das unbereinigte Ergebnis vor Steuern, Zinsen und Abschreibungen um bestimmte nicht operative Effekte bereinigt.

Im operativen Ergebnis werden auch Erträge aus der Vereinnahmung von passivierten Investitionszuschüssen ausgewiesen.

Die nicht operativen Ergebniseffekte, um die das EBITDA bereinigt wird, umfassen insbesondere Erträge und Aufwendungen aus der stichtagsbezogenen Marktbewertung von unrealisierten Commodity-Derivaten sowie damit in Zusammenhang stehenden Rückstellungen für Drohverluste und, soweit von wesentlicher Bedeutung, Buchgewinne/-verluste, bestimmte Aufwendungen für Restrukturierung, außerplanmäßige Wertberichtigungen/Wertaufholungen auf das Anlagevermögen, auf Beteiligungen an verbundenen oder assoziierten Unternehmen und auf Goodwill im Rahmen von Werthaltigkeitstests und sonstige nicht operative Ergebnisbeiträge. Im Jahr 2022 wird erstmals IAS 29 aufgrund der Hyperinflation in der Türkei angewendet und die ergebniswirksamen Effekte ebenfalls im sonstigen nicht operativen Ergebnis gezeigt.

Darüber hinaus werden Effekte aus der stichtagsbezogenen Bewertung bestimmter Rückstellungen im neutralen Ergebnis ausgewiesen. Des Weiteren sind Effekte aus der Folgebewertung von stillen Reserven und Lasten im Zusammenhang mit der innogy-Kaufpreisverteilung enthalten.

Die Netto-Buchgewinne lagen aufgrund einer anteiligen Veräußerung sowie der Vereinbarung von E.ON und igneo über die Gründung eines Gemeinschaftsunternehmens für den Ausbau von Hochgeschwindigkeits-Breitbandinfrastruktur in Deutschland über dem Vorjahreswert.

Die Aufwendungen für Restrukturierung lagen unter dem Niveau des Berichtszeitraums 2021 und enthielten, wie im Vorjahr, vor allem Aufwendungen im Zusammenhang mit der Restrukturierung des britischen Vertriebsgeschäfts.

Die Effekte im Zusammenhang mit derivativen Finanzinstrumenten haben sich um -6.373 Mio € auf -3.123 Mio € verändert. Die Realisierung von Absatz- und Beschaffungsgeschäften, die im Vorjahr als Derivate mit positiven Marktwerten erfasst worden waren, sowie die der Preisentwicklung zum Jahresende folgende rückläufige Marktbewertung unrealisierter Absatz- und Beschaffungsgeschäfte waren im Wesentlichen für die Veränderung verantwortlich.

Im sonstigen nicht operativen Ergebnis sind im Wesentlichen Bewertungseffekte für langfristige Rückstellungen ausgewiesen sowie die Ergebniseffekte innerhalb der Equity-Bewertung bei den türkischen Beteiligungen im Zusammenhang mit der Anwendung von IAS 29. Außerdem wirkten hier Bewertungseffekte von Fremdwährungsanleihen teilweise kompensierend. Das Vorjahr wurde durch Bewertungseffekte für Rückkaufverpflichtungen gemäß IAS 32 und langfristige Rückstellungen sowie realisierte Effekte aus Sicherungsgeschäften für bestimmte Währungsrisiken negativ beeinflusst.

Im Berichtsjahr 2022 fielen, neben den separat ausgewiesenen Abschreibungen im Zusammenhang mit der innogy-Kaufpreisverteilung, Wertberichtigungen insbesondere in den Bereichen Energienetze in der Slowakei (im Wesentlichen auf den Goodwill im Zusammenhang mit der Klassifizierung als Veräußerungsgruppe) an. Im Vorjahr fielen Wertberichtigungen insbesondere im Bereich Energienetze in Rumänien sowie bei den Kundenlösungen in der Slowakei an.

Der nichtoperative Zinsertrag resultiert aus Zinsänderungseffekten aus langfristigen Abzinsungen von Rückstellungen. Außerdem wirkt der positive Effekt aus dem Unterschied zwischen der Nominalverzinsung und der aufgrund der Kaufpreisallokation angepassten Effektivverzinsung ehemaliger innogy-Anleihen.

Im nichtoperativen Steuerergebnis sind hohe Erträge erfasst, die im Wesentlichen aus dem Zugang aktiver latenter Steuern im Zusammenhang mit Bewertungen von Pensionsverpflichtungen in Großbritannien und Commodity-Derivaten in Deutschland resultieren.

Die Anteile ohne beherrschenden Einfluss am betrieblichen Ergebnis sind im Wesentlichen aufgrund höherer operativer Ergebnisbeiträge von Minderheitsgesellschaften gestiegen.

Die folgende Tabelle zeigt die Überleitung des Ergebnisses vor Finanzergebnis und Steuern auf das bereinigte EBITDA:

Nichtoperative Ergebnisbestandteile

in Mio €	2022	2021
Netto-Buchgewinne (+)/-verluste (-)	748	26
Aufwendungen für Restrukturierung	-88	-511
Effekte aus derivativen Finanzinstrumenten	-3.123	3.250
Fortschreibung stiller Reserven (+) und Lasten (-) aus der innogy-Transaktion	-112	-188
Sonstiges nichtoperatives Ergebnis	-961	432
Nichtoperative Ergebnisbestandteile des EBITDA	-3.536	3.009
Abschreibungen auf stille Reserven (-) und Lasten (+) aus der innogy-Transaktion	-504	-603
Weitere nichtoperative Ab- und Zuschreibungen sowie Wertberichtigungen	-86	-453
Nichtoperativer Zinsaufwand (-)/Zinsertrag (+)	1.817	391
Nichtoperative Steuern vom Einkommen und vom Ertrag	1.306	62
Nichtoperative Ergebnisbestandteile des Konzernüberschusses	-1.003	2.406

Überleitung zum bereinigten EBITDA

in Mio €	2022	2021
Bereinigtes EBITDA	8.059	7.889
Nichtoperative Ergebnisbestandteile des EBITDA	-3.536	3.009
Ergebnis fortgeführter Aktivitäten vor Abschreibungen, Zinsergebnis und Steuern	4.523	10.898
Ab- und Zuschreibungen	-3.453	-4.222
Abzüglich Beteiligungsergebnis	7	-167
Ergebnis aus fortgeführten Aktivitäten vor Finanzergebnis und Steuern	1.077	6.509

Zusätzliche Angaben auf Unternehmensebene

Der Außenumsatz nach Produkten teilt sich wie folgt auf:

Segmentinformationen nach Produkten

in Mio €	2022	2021
Strom	70.234	52.802
Gas	38.180	19.404
Sonstige	7.246	5.152
Summe	115.660	77.358

Unter dem Posten Sonstige sind insbesondere Umsätze aus Dienstleistungen enthalten.

Der Außenumsatz (nach Sitz der Kunden und Gesellschaften), die immateriellen Vermögenswerte, die Sachanlagen und die at equity bewerteten Unternehmen stellen sich nach Regionen wie folgt dar:

Segmentinformationen nach Regionen

	Deutschland		Großbritannien		Schweden
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Außenumsatz nach Sitz des Kunden	54.196	41.374	28.358	18.644	2.832	2.487
Außenumsatz nach Sitz der Gesellschaften	67.230	43.607	25.519	17.868	2.948	2.541
Immaterielle Vermögenswerte	1.498	1.589	144	146	186	203
Nutzungsrechte	2.082	2.095	88	104	39	41
Sachanlagen	26.259	25.751	747	792	5.064	5.221
At equity bewertete Unternehmen	3.789	3.054	4	5	67	71

	Niederlande ¹		Übriges Europa		Sonstige
in Mio €	2022	2021	2022	2021	2022	2021
Außenumsatz nach Sitz des Kunden	5.320	2.999	24.863	11.809	91	45
Außenumsatz nach Sitz der Gesellschaften	5.227	3.007	14.645	10.292	91	43
Immaterielle Vermögenswerte	214	271	1.411	1.338	-	6
Nutzungsrechte	34	31	133	152	1	1
Sachanlagen	76	75	5.266	5.016	7	5
At equity bewertete Unternehmen	51	45	1.621	908	-	-

	Summe
in Mio €	2022	2021
Außenumsatz nach Sitz des Kunden	115.660	77.358
Außenumsatz nach Sitz der Gesellschaften	115.660	77.358
Immaterielle Vermögenswerte	3.453	3.553
Nutzungsrechte	2.377	2.424
Sachanlagen	37.419	36.860
At equity bewertete Unternehmen	5.532	4.083

¹ Belgien im Segment "Übriges Europa" enthalten.

Aus der Kundenstruktur des Konzerns ergibt sich ein Schwerpunkt für die Region Deutschland. Darüber hinaus ergeben sich keine wesentlichen Konzentrationen auf bestimmte geografische Regionen oder Geschäftsbereiche. Aufgrund der großen Anzahl von Kunden und der Vielzahl der Geschäftsaktivitäten gibt es keine Kunden, deren Geschäftsvolumen im Vergleich zum Gesamtgeschäftsvolumen des Konzerns wesentlich ist.

(36) Organbezüge

Aufsichtsrat

Die Gesamtbezüge der Mitglieder des Aufsichtsrats betrugen 5,0 Mio € (2021: 5,1 Mio €).

Im Geschäftsjahr 2022 bestanden wie im Vorjahr keine Kredite gegenüber Mitgliedern des Aufsichtsrats.

Vorstand

Die Gesamtbezüge des Vorstands betrugen 19,5 Mio € (2021: 15,9 Mio €) und enthalten die erfolgsunabhängige Vergütung (Grundvergütung, Nebenleistungen) sowie die erfolgsabhängige Vergütung (Tantieme, langfristige variable Vergütung).

Die Mitglieder des Vorstands haben im Jahr 2022 virtuelle Aktien der sechsten Tranche des E.ON Performance Plans (2021: fünfte Tranche des E.ON Performance Plans) mit einem Wert von 7,8 Mio € (2021: 4,6 Mio €) und einer Stückzahl von 607.760 (2021: 597.226) erhalten.

Die Gesamtbezüge der ehemaligen Vorstandsmitglieder und ihrer Hinterbliebenen betrugen 14,0 Mio € (2021: 10,1 Mio €). Für die Pensionsverpflichtungen gegenüber ehemaligen Vorstandsmitgliedern und ihren Hinterbliebenen sind 184,5 Mio € (2021: 190,8 Mio €) zurückgestellt.

Im Geschäftsjahr 2022 bestanden wie im Vorjahr keine Kredite gegenüber Vorstandsmitgliedern.

(37) Ereignisse nach dem Bilanzstichtag Unternehmensanleihen ausgegeben

E.ON hat Anfang Januar 2023 zwei Unternehmensanleihen begeben. Die eine Anleihe hat ein Volumen in Höhe von 800 Mio €, fällig im Januar 2028, mit einem 3,500-Prozent-Kupon; die andere Anleihe hat ein Volumen in Höhe von 1 Mrd €, fällig im Januar 2035, mit einem 3,875-Prozent-Kupon.

Erdbeben in der Südost-Türkei und Nord-Syrien

Im Südosten der Türkei und im Norden Syriens gab es am 6. Februar 2023 und an den folgenden Tagen mehrere schwere Erdbeben. Hierdurch kam es auch zu Ausfällen in der Strom- und Gasversorgung. Vorsorglich wurden Erdgas- und Rohölströme ausgesetzt. Bei E.ON war das Versorgungsgebiet von Enerjisa Enerji betroffen; in dem betroffenen Gebiet werden rund 8,5 Millionen Einwohner versorgt. Bei Enerjisa Üretim kam es zu Ausfällen von Braunkohle- und Wasserkraftwerken. Zudem erschwerten Temperaturen nahe dem Gefrierpunkt und Regenfälle die laufenden Maßnahmen. E.ON arbeitet daran, die Versorgung in dem Gebiet schnellstmöglich wieder zu sichern und Schäden zu beheben. Aus heutiger Sicht ist noch keine Einschätzung zu den gesamten Auswirkungen des Erdbebens möglich.

(38) Anteilsbesitzliste gemäß § 313 Abs. 2 HGB

Angaben zum Beteiligungsbesitz gemäß § 313 Abs. 2 HGB (Stand 31. Dezember 2022)

Gesellschaft, Sitz	Kapitalanteil %
100 Kilowatt Naperőmű Alfa Korlátolt Felelősségű Társaság, HU, Budapest ²	100
100 Kilowatt Naperőmű Béta Korlátolt Felelősségű Társaság, HU, Budapest ²	100
100 Kilowatt Naperőmű Delta Korlátolt Felelősségű Társaság, HU, Budapest ²	100
100 Kilowatt Naperőmű Epszilon Korlátolt Felelősségű Társaság, HU, Budapest ²	100
100 Kilowatt Naperőmű Éta Korlátolt Felelősségű Társaság, HU, Budapest ²	100
100 Kilowatt Naperőmű Gamma Korlátolt Felelősségű Társaság, HU, Budapest ²	100
100 Kilowatt Naperőmű Kappa Korlátolt Felelősségű Társaság, HU, Budapest ²	100
450connect GmbH, DE, Köln ⁶	25
4Motions GmbH, DE, Leipzig ²	100
A/V/E GmbH, DE, Halle (Saale) ²	76,1
Abens-Donau Netz GmbH & Co. KG, DE, Mainburg ⁶	50
Abens-Donau Netz Verwaltung GmbH, DE, Mainburg ⁶	50
Abfallwirtschaft Dithmarschen GmbH, DE, Heide ⁶	49
Abfallwirtschaft Rendsburg-Eckernförde GmbH, DE, Borgstedt ⁶	49
Abfallwirtschaft Schleswig - Flensburg GmbH, DE, Schleswig ⁶	49
Abfallwirtschaft Südholstein GmbH (AWSH), DE, Elmenhorst ⁶	49
Abwasser und Service Burg, Hochdonn GmbH, DE, Burg ⁶	39
Abwasser und Service Mittelangeln GmbH, DE, Mittelangeln ⁶	33,3
Abwasserbeseitigung Nortorf-Land GmbH, DE, Nortorf ⁶	49
Abwasserentsorgung Albersdorf GmbH, DE, Albersdorf ⁶	49
Abwasserentsorgung Amt Achterwehr GmbH, DE, Achterwehr ⁶	49
Abwasserentsorgung Bargteheide GmbH, DE, Bargteheide ⁶	27
Abwasserentsorgung Bleckede GmbH, DE, Bleckede ⁶	49
Abwasserentsorgung Brunsbüttel GmbH (ABG), DE, Brunsbüttel ⁶	49
Abwasserentsorgung Friedrichskoog GmbH, DE, Friedrichskoog ⁶	49
Abwasserentsorgung Kappeln GmbH, DE, Kappeln ⁶	25
Abwasserentsorgung Kropp GmbH, DE, Kropp ⁶	20
Abwasserentsorgung Marne-Land GmbH, DE, Diekhusen-Fahrstedt ⁶	49
Abwasserentsorgung Schladen GmbH, DE, Schladen ⁶	49
Abwasserentsorgung Schöppenstedt GmbH, DE, Schöppenstedt ⁶	49
Abwasserentsorgung Tellingstedt GmbH, DE, Tellingstedt ⁶	25
Abwasserentsorgung Uetersen GmbH, DE, Uetersen ⁶	49
Abwassergesellschaft Bardowick mbH & Co. KG, DE, Bardowick ⁶	49
Abwassergesellschaft Bardowick Verwaltungs-GmbH, DE, Bardowick ⁶	49
Abwassergesellschaft Gehrden mbH, DE, Gehrden ⁶	49
Abwassergesellschaft Ilmenau mbH, DE, Melbeck ⁶	49
Abwasserwirtschaft Kunstadt GmbH, DE, Burgkunstadt ⁶	30
Ackermann & Knorr Ingenieur GmbH, DE, Chemnitz ²	100
Airco-Klima Service GmbH, DE, Garbsen ²	80
AIRCRAFT Klima-, Wärme- Kälte-, Rohrleitungsbau-Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Wolfenbüttel ²	100
AirSon Engineering AB, SE, Ängelholm ²	100
Alfred Thiel-Gedächtnis-Unterstützungskasse GmbH, DE, Essen ⁶	50
Alsdorf Netz GmbH, DE, Alsdorf ⁶	50,1
Altmärker Solarstrom GmbH, DE, Kusey ²	100
ANCO Sp. z o.o., PL, Jarocin ²	100
Artelis S.A., LU, Luxemburg ¹	90
Aton Projects B.V., NL, Schinnen ¹	100
Aton Projects V.O.F., NL, Sittard ¹	90
AV Packaging GmbH, DE, München ^{1, 12}	0,0
Avacon AG, DE, Helmstedt ¹	61,5
Avacon Beteiligungen GmbH, DE, Helmstedt ¹	100
Avacon Connect GmbH, DE, Laatzen ¹	100
Avacon Hochdrucknetz GmbH, DE, Helmstedt ¹	100
Avacon Natur 3. Beteiligungs-GmbH, DE, Sarstedt ⁶	50
Avacon Natur GmbH, DE, Sarstedt ¹	100
Avacon Netz GmbH, DE, Helmstedt ¹	100
Avacon Wasser GmbH, DE, Wolfenbüttel ¹	94,1
AVU Aktiengesellschaft für Versorgungs-Unternehmen, DE, Gevelsberg ⁴	50
AWOTEC Gebäude Servicegesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Saarbrücken ⁶	48
Bäderbetriebsgesellschaft St. Ingbert mbH, DE, St. Ingbert ⁶	49
BAG Port 1 GmbH, DE, Regensburg ²	100
Balve Netz GmbH & Co. KG, DE, Balve ⁶	25,1
BASF enviaM Solarpark Schwarzheide GmbH, DE, Schwarzheide ⁶	49
Basking Automation GmbH, DE, Berlin ⁶	23
Bayerische Bergbahnen-Beteiligungs-Gesellschaft mbH, DE, Gundremmingen ¹	100
Bayerische Elektrizitätswerke GmbH, DE, Augsburg ²	100
Bayerische Energietechnik GmbH, DE, Garching ⁶	49
Bayerische-Schwäbische Wasserkraftwerke Beteiligungsgesellschaft mbH, DE, Gundremmingen ¹	62,2
Bayernwerk AG, DE, Regensburg ¹	100
Bayernwerk Asset- und Projektservice GmbH, DE, Regensburg ²	100
Bayernwerk Energiebringer GmbH, DE, Regensburg ²	60
Bayernwerk Energiedienstleistungen Licht GmbH, DE, Regensburg ²	100
Bayernwerk Energieservice GmbH & Co. KG, DE, Regensburg ¹	100
Bayernwerk Energieservice Verwaltungs GmbH, DE, Regensburg ²	100
Bayernwerk Energietechnik GmbH, DE, Regensburg ²	100
Bayernwerk Gashochdrucknetz GmbH & Co. KG, DE, Regensburg ¹	100
Bayernwerk Gashochdrucknetz Verwaltungs GmbH, DE, Regensburg ²	100
Bayernwerk Natur 1. Beteiligungs-GmbH, DE, Regensburg ²	100
Bayernwerk Natur GmbH, DE, Unterschleißheim1	100
Bayernwerk Netz GmbH, DE, Regensburg ¹	100
Bayernwerk Portfolio Verwaltungs GmbH, DE, Regensburg ¹	100
Bayernwerk Regio Energie GmbH, DE, Regensburg ²	100
Bayernwerk Sonnenenergie GmbH, DE, Bayreuth ⁶	50
BDK Budapesti Dísz- és Közvilágítási Korlátolt Felelősségű Társaság, HU, Budapest ⁴	50
BETA GmbH, DE, Illingen ²	100
Beteiligung H1 GmbH, DE, Helmstedt ²	100
Beteiligung N1 GmbH, DE, Helmstedt ²	100
Beteiligung N2 GmbH, DE, Helmstedt ²	100
Beteiligungsgesellschaft der Energieversorgungsunternehmen an der Kerntechnische Hilfsdienst GmbH GbR, DE, Eggenstein- Leopoldshofen ⁶	36,7
Beteiligungsgesellschaft e.disnatur mbH, DE, Potsdam ²	100
BEW Netze GmbH, DE, Wipperfürth ⁶	61
BHL Biomasse Heizanlage Lichtenfels GmbH, DE, Lichtenfels ⁶	25,1
BHO Biomasse Heizanlage Obernsees GmbH, DE, Hollfeld ⁶	40,7
BHP Biomasse Heizwerk Pegnitz GmbH, DE, Pegnitz ⁶	46,5
Bikesquare Srls, IT, Cuneo ⁶	24,9
bildungszentrum energie GmbH, DE, Halle (Saale) ²	100
Bioenergie Bad Wimpfen GmbH & Co. KG, DE, Bad Wimpfen ²	51
Bioenergie Bad Wimpfen Verwaltungs-GmbH, DE, Bad Wimpfen ²	100
Bioenergie Kirchspiel Anhausen GmbH & Co.KG, DE, Anhausen ²	51
Bioenergie Kirchspiel Anhausen Verwaltungs-GmbH, DE, Anhausen ²	100
Bioenergie Merzig GmbH, DE, Merzig ²	51
Bioerdgas Hallertau GmbH, DE, Wolnzach ²	90
Bioerdgas Schwandorf GmbH, DE, Schwandorf ²	100
Biogas Ducherow GmbH, DE, Ducherow ²	80
Biogas Schwalmtal GmbH & Co. KG, DE, Schwalmtal ²	65,5
Biogas Steyerberg GmbH, DE, Steyerberg ²	100
Biogas Wassenberg GmbH & Co. KG, DE, Wassenberg ⁶	32,4
Biogas Wassenberg Verwaltungs GmbH, DE, Wassenberg6	32,4
Biogasanlage Schwalmtal GmbH, DE, Schwalmtal ²	99,2
Biogasudviklingsselskabet af 2022 ApS, DK, Frederiksberg ⁶	50
Biomasseverwertung Straubing GmbH, DE, Straubing ⁶	90
Bioplyn Rozhanovce, s.r.o., SK, Košice ⁶	34
Bio-Wärme Gräfelfing GmbH, DE, Gräfelfing ⁶	40
BMV Energie Beteiligungs GmbH, DE, Fürstenwalde/Spree ²	100
BMV Energie GmbH & Co. KG, DE, Fürstenwalde/Spree ⁶	25,6
Bootstraplabs VC Follow-On Fund 2016, US, San Francisco ⁶	33,3
Breitband-Infrastrukturgesellschaft Cochem-Zell mbH, DE, Cochem ⁶	20,7
bremacon GmbH, DE, Bremen ⁶	48
Broadband TelCom Power Europe GmbH, DE, Essen ²	100
Broadband TelCom Power, Inc., US, Santa Ana ¹	100
Brüggen.E-Netz GmbH & Co. KG, DE, Brüggen ⁶	25,1
Brüggen.E-Netz Verwaltungs-GmbH, DE, Brüggen ⁶	25,1
BSA Elsteraue GmbH, DE, Bitterfeld-Wolfen ²	75,1
BTB Bayreuther Thermalbad GmbH, DE, Bayreuth ⁶	33,3
BTB Kältetechnik GmbH, DE, Garbsen ²	100
BTB Polska Sp.z.o.o., PL, Poznan ²	99
BTB-Blockheizkraftwerks, Träger- und Betreibergesellschaft mbH Berlin, DE, Berlin ¹	100
BTC Power Cebu Inc., PH, Lapu-Lapu City ²	100
Bützower Wärme GmbH, DE, Bützow ⁶	20
Cegecom S.A., LU, Luxemburg ¹	100
Celle-Uelzen Netz GmbH, DE, Celle ¹	97,5
Celsium A Sp. z o.o., PL, Skarżysko-Kamienna ²	100
Celsium DOM Sp. z o.o., PL, Skarżysko-Kamienna ²	100
Celsium Serwis Sp. z o.o., PL, Skarżysko-Kamienna ²	100
Celsium Sp. z o.o., PL, Skarżysko-Kamienna ²	87,8
Certified B.V., NL, Utrecht ¹	100
CHN Contractors Limited, GB, Coventry ²	100
CHN Electrical Services Limited, GB, Coventry ²	100
CHN Group Ltd, GB, Coventry ²	100
CHN Special Projects Limited, GB, Coventry ²	100
Citigen (London) Limited, GB, Coventry ¹	100
Colonia-Cluj-Napoca-Energie S.R.L., RO, Cluj-Napoca ⁶	33,3
COMCO MCS S.A., LU, Luxemburg ²	100
Coromatic A/S, DK, Roskilde ¹	100
Coromatic AB, SE, Bromma ¹	100
Coromatic AS, NO, Kjeller ¹	100
Coromatic As a Service AB, SE, Bromma ²	100
Coromatic Holding AB, SE, Bromma ¹	100
Coromatic International AB, SE, Bromma ²	100
Coromatic Tullinge AB, SE, Bromma ²	100
Cremlinger Energie GmbH, DE, Cremlingen ⁶	49
Crimmitschau-Lichtenstein Netz GmbH & Co. KG, DE, Crimmitschau ²	81
Crimmitschau-Lichtenstein Netz Verwaltungs GmbH, DE, Crimmitschau ²	100
Cuculus GmbH, DE, Ilmenau ⁶	21,8
D E M GmbH, DE, Elsdorf ²	99,9
DANEB Datennetze Berlin GmbH, DE, Berlin ²	100
DD Turkey Holdings S.à r.l., LU, Luxemburg ¹	100
Deine Wärmeenergie GmbH & Co. KG, DE, Essen ¹	100
Delgaz Grid S.A., RO, Târgu Mureş ¹	56,5
Der Solarbauer Borowski GmbH, DE, Essen ²	100
DES Dezentrale Energien Schmalkalden GmbH, DE, Schmalkalden ⁶	49,9
Deutsche Gesellschaft für Wiederaufarbeitung von Kernbrennstoffen AG & Co. oHG, DE, Gorleben ⁶	42,5
DigiKoo GmbH, DE, Essen ²	100
DON-Stromnetz GmbH & Co. KG, DE, Donauwörth ⁶	49
DON-Stromnetz Verwaltungs GmbH, DE, Donauwörth ⁶	49
Dorsten Netz GmbH & Co. KG, DE, Dorsten ⁶	49
Dortmunder Energie- und Wasserversorgung Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Dortmund ⁵	39,9
Drava CHP Plant d.o.o., HR, Zagreb ²	100
Drivango GmbH i. L., DE, Düsseldorf ²	100
DUKO Hlinsko, s.r.o., CZ, Hlinsko ⁶	49
Dutchdelta Finance S.à r.l., LU, Luxemburg ¹	100
DZT Ciepło Sp. z o.o., PL, Świebodzice ²	100
DZT Poludnie Sp. z o.o., PL, Świebodzice ²	100
DZT Service & Heat Sp. z o.o., PL, Świebodzice ²	100
DZT Service Sp. z o.o., PL, Świebodzice ²	100
E WIE EINFACH GmbH, DE, Köln ¹	100
e.dialog Netz GmbH, DE, Potsdam ²	100
E.DIS AG, DE, Fürstenwalde/Spree ¹	67
E.DIS Bau- und Energieservice GmbH, DE, Fürstenwalde/Spree ²	100
E.DIS Netz GmbH, DE, Fürstenwalde/Spree ¹	100
e.discom Telekommunikation GmbH, DE, Eberswalde ¹	100
e.disnatur Erneuerbare Energien GmbH, DE, Potsdam ¹	100
e.disnatur21 Windpark GmbH & Co. KG, DE, Potsdam ²	100
e.distherm Wärmedienstleistungen GmbH, DE, Potsdam ¹	100
E.ON (Cross-Border) Pension Trustees Limited, GB, Coventry ²	100
E.ON 9. Verwaltungs GmbH, DE, Essen2	100
E.ON 11. Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON 45. Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON 46. Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON 47. Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON 51. Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON 52. Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON 53. Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON 54. Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON 55. Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON 56. Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON 57. Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON 58. Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON Accounting Solutions GmbH, DE, Regensburg ^{1, 8}	100
E.ON Asist Complet S.A., RO, Târgu Mureş ²	97,9
E.ON Bayern Verwaltungs AG, DE, Essen ²	100
E.ON Beteiligungen GmbH, DE, Essen ^{1, 8}	100
E.ON Beteiligungsholding GmbH, DE, Essen ^{1, 8}	100
E.ON Bioerdgas GmbH, DE, Essen ¹	100
E.ON Business Services Cluj S.R.L., RO, Cluj-Napoca ¹	100
E.ON Business Services Iași S.A., RO, Bukarest ²	100
E.ON Business Solutions Deutschland GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON Business Solutions GmbH, DE, Essen ¹	100
E.ON Business Solutions S.r.l., IT, Mailand ¹	100
E.ON Business Solutions SAS, FR, Levallois-Perret ²	100
E.ON CDNE. S.p.A., IT, Mailand ²	100
E.ON Česká republika, s.r.o., CZ, České Budějovice ¹	100
E.ON Connecting Energies Limited, GB, Coventry ¹	100
E.ON Control Solutions Limited, GB, Coventry ¹	100
E.ON Country Hub Germany GmbH, DE, Berlin ^{1, 8}	100
E.ON Danmark A/S, DK, Frederiksberg ¹	100
E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati Zrt., HU, Pécs ¹	100
E.ON Dél-dunántúli Gázhálózati Zrt., HU, Pécs ¹	100
E.ON Dialog S.R.L., RO, Șelimbăr ²	100
E.ON Digital Technology GmbH, DE, Hannover ¹	100
E.ON Digital Technology Hungary Kft., HU, Budapest ²	100
E.ON Distribucija d.o.o., HR, Koprivnica ¹	100
E.ON Drive France SAS, FR, Levallois-Perret ²	100
E.ON Drive GmbH, DE, Essen ¹	100
E.ON Drive Infrastructure CZ s.r.o., CZ, České Budějovice ²	100
E.ON Drive Infrastructure Germany GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON Drive Infrastructure GmbH, DE, Essen ^{1, 8}	100
E.ON Drive Infrastructure Italy S.r.l., IT, Mailand ²	100
E.ON Drive Infrastructure UK Limited, GB, Coventry ²	100
E.ON edis Contracting GmbH, DE, Fürstenwalde/Spree ²	100
E.ON edis energia Sp. z o.o., PL, Warschau ¹	100
E.ON Energi HoldCo AB, SE, Malmö ¹	100
E.ON Energia S.p.A., IT, Mailand ¹	100
E.ON Energiamegoldások Kft., HU, Budapest ¹	100
E.ON Energiatároló Korlátolt Felelősségű Társaság, HU, Budapest ¹	100
E.ON Energiatermelő Kft., HU, Budapest ¹	100
E.ON Energidistribution AB, SE, Malmö ¹	100
E.ON Energie 38. Beteiligungs-GmbH, DE, München ^{1, 8}	100
E.ON Energie AG, DE, Düsseldorf ^{1, 8}	100
E.ON Energie Deutschland GmbH, DE, München ¹	100
E.ON Energie Deutschland Holding GmbH, DE, München ¹	99,9
E.ON Energie Dialog GmbH, DE, Potsdam ²	100
E.ON Energie Österreich GmbH, AT, Wien ¹	100
E.ON Energie România S.A., RO, Târgu Mureş ¹	68,2
E.ON Energie, a.s., CZ, České Budějovice ¹	100
E.ON Energiinfrastruktur AB, SE, Malmö ¹	100
E.ON Energija d.o.o., HR, Zagreb ¹	100
E.ON Energilösningar AB, SE, Malmö ¹	100
E.ON Energy ECO Installations Limited, GB, Coventry ¹	100
E.ON Energy Gas (Eastern) Limited, GB, Coventry ²	100
E.ON Energy Gas (Northwest) Limited, GB, Coventry ²	100
E.ON Energy Installation Services Limited, GB, Coventry ¹	100
E.ON Energy Markets GmbH, DE, Essen ¹	100
E.ON Energy Projects GmbH, DE, München ¹	100
E.ON Energy Solutions d.o.o., SI, Brezovica ²	100
E.ON Energy Solutions GmbH, DE, Essen ¹	100
E.ON Energy Solutions Limited, GB, Coventry ¹	100
E.ON Észak-dunántúli Áramhálózati Zrt., HU, Győr ¹	100
E.ON Fastigheter Sverige AB, SE, Malmö ¹	100
E.ON Finanzanlagen GmbH, DE, Düsseldorf ^{1, 8}	100
E.ON Finanzholding Beteiligungs-GmbH, DE, Berlin ²	100
E.ON Finanzholding SE & Co. KG, DE, Essen ^{1, 8}	100
E.ON First Future Energy Holding B.V., NL, 's-Hertogenbosch ¹	100
E.ON Foton Sp. z o.o., PL, Warschau ¹	100
E.ON Fünfundzwanzigste Verwaltungs GmbH, DE, Düsseldorf ^{1, 8}	100
E.ON Gas Mobil GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON Gashandel Sverige AB, SE, Malmö ²	100
E.ON Gastronomie GmbH, DE, Essen ^{1, 8}	100
E.ON Gazdasági Szolgáltató Kft., HU, Győr ¹	100
E.ON Grid Solutions GmbH, DE, Hamburg ¹	100
E.ON Group Innovation GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON Gruga Geschäftsführungsgesellschaft mbH, DE, Düsseldorf ^{1, 8}	100
E.ON Gruga Objektgesellschaft mbH & Co. KG, DE, Essen ^{1, 8}	100
E.ON Grund&Boden Beteiligungs GmbH, DE, Essen ¹	100
E.ON Grund&Boden GmbH & Co. KG, DE, Essen ^1,8	100
E.ON Hrvatska d.o.o., HR, Zagreb ¹	100
E.ON Hungária Energetikai Zártkörűen Működő Részvénytársaság, HU, Budapest ¹	75
E.ON Hydrogen GmbH, DE, Essen ^{1, 8}	100
E.ON Iberia Holding GmbH, DE, Düsseldorf ^{1, 8}	100
E.ON impulse GmbH, DE, Essen ^{1, 8}	100
E.ON Inhouse Consulting GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON Innovation Co-Investments Inc., US, Wilmington ¹	100
E.ON Innovation Hub S.A., RO, Bukarest ²	100
E.ON Insurance Services GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON International Finance B.V., NL, 's-Hertogenbosch ¹	100
E.ON International GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON International Participations N.V., NL, 's-Hertogenbosch ¹	100
E.ON Israel Ltd., IL, Herzliya ²	100
E.ON IT UK Limited, GB, Coventry ²	100
E.ON Italia S.p.A., IT, Mailand ¹	100
E.ON Közép-dunántúli Gázhálózati Zrt., HU, Nagykanizsa ¹	99,9
E.ON Kundsupport Sverige AB, SE, Malmö ¹	100
E.ON Ljubljana d.o.o., SI, Ljubljana ²	100
E.ON Mälarkraft Värme AB, SE, Örebro ¹	99,8
E.ON NA Capital Inc., US, Wilmington ¹	100
E.ON Next Energy Limited, GB, Coventry ¹	100
E.ON Nord Sverige AB, SE, Malmö ²	100
E.ON Nordic AB, SE, Malmö ¹	100
E.ON Norge AS, NO, Stavanger ²	100
E.ON One GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON Pensionsfonds AG, DE, Essen ²	100
E.ON Pensionsfonds Holding GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON Perspekt GmbH, DE, Düsseldorf ²	100
E.ON Plin d.o.o., HR, Zagreb ¹	100
E.ON Polska Development Sp. z o.o., PL, Warschau ²	100
E.ON Polska IT Support Sp. z o.o., PL, Warschau ¹	100
E.ON Polska Operations Sp. z o.o., PL, Warschau ¹	100
E.ON Polska S.A., PL, Warschau ¹	100
E.ON Polska Solutions Sp. z o.o., PL, Warschau ¹	100
E.ON Portfolio Services GmbH, DE, München ²	100
E.ON Portfolio Solutions GmbH, DE, München ¹	100
E.ON Power Plants Belgium BV, BE, Mechelen ¹	100
E.ON Produktion Danmark A/S, DK, Frederiksberg ¹	100
E.ON Produzione S.p.A., IT, Mailand ¹	100
E.ON Project Earth Limited, GB, Coventry ¹	100
E.ON RAG-Beteiligungsgesellschaft mbH, DE, Düsseldorf ¹	100
E.ON Real Estate GmbH, DE, Essen ¹	100
E.ON Rhein-Ruhr Werke GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON România S.R.L., RO, Târgu Mureş ¹	100
E.ON Ruhrgas GPA GmbH, DE, Essen ^{1, 8}	100
E.ON Ruhrgas Portfolio GmbH, DE, Essen ^{1, 8}	100
E.ON Sechzehnte Verwaltungs GmbH, DE, Düsseldorf ^{1, 8}	100
E.ON Service GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON Slovensko, a.s., SK, Bratislava ¹	100
E.ON Software Development SRL, RO, Bukarest ²	100
E.ON Solar d.o.o., HR, Zagreb ¹	100
E.ON Solar Energy Infrastructure Solutions Italy S.r.l., IT, Mailand ²	100
E.ON Solar GmbH, DE, Essen ²	100
E.ON Solutions GmbH, DE, Essen ¹	100
E.ON Stiftung gGmbH, DE, Essen ²	100
E.ON Sverige AB, SE, Malmö ¹	100
E.ON TowerCo GmbH, DE, Markkleeberg ²	100
E.ON Ügyfélszolgálati Kft., HU, Budapest ¹	100
E.ON UK CHP Limited, GB, Coventry ¹	100
E.ON UK Energy Markets Limited, GB, Coventry ¹	100
E.ON UK Energy Services Limited, GB, Coventry ²	100
E.ON UK Heat Limited, GB, Coventry ¹	100
E.ON UK Holding Company Limited, GB, Coventry ¹	100
E.ON UK Industrial Shipping Limited, GB, Coventry ²	100
E.ON UK Infrastructure Services Limited, GB, Coventry ¹	100
E.ON UK Pension Trustees Limited, GB, Coventry ²	100
E.ON UK plc, GB, Coventry ¹	100
E.ON UK Property Services Limited, GB, Coventry ²	100
E.ON UK PS Limited, GB, Coventry ²	100
E.ON UK Secretaries Limited, GB, Coventry ²	100
E.ON UK Steven's Croft Limited, GB, Coventry ¹	100
E.ON UK Trustees Limited, GB, Coventry ²	100
E.ON US Corporation, US, Wilmington ¹	100
E.ON US Holding GmbH, DE, Düsseldorf ^{1, 8}	100
E.ON Varme Danmark ApS, DK, Frederiksberg ¹	100
E.ON Vermögensverwaltungs GmbH, DE, Essen ^{1, 8}	100
E.ON Verwaltungs AG Nr. 1, DE, München ²	100
E.ON Verwaltungs GmbH, DE, Essen ^{1, 8}	100
E.ON-CAPNET S.R.L., IT, Mailand ²	100
E3 Haustechnik GmbH, DE, Magdeburg ²	100
East Midlands Electricity Share Scheme Trustees Limited, GB, Coventry ²	100
EBERnetz GmbH & Co. KG, DE, Ebersberg ⁶	49
EBY Immobilien GmbH & Co KG, DE, Regensburg ²	100
EBY Port 3 GmbH, DE, Regensburg ¹	100
ECO ₂ Solutions Group Limited, GB, Kidderminster ⁴	49
Economy Power Limited, GB, Coventry ²	100
EDRI Denmark ApS, DK, Frederiksberg ²	100
EDRI Poland Sp. z o.o., PL, Warschau ²	100
EDRI Sweden AB, SE, Malmö ²	100
EEL Erneuerbare Energien Lausitz GmbH & Co. KG, DE, Cottbus ²	100
EEL Management GmbH, DE, Cottbus ²	100
EES Erneuerbare Energien Schnaudertal GmbH & Co. KG, DE, Meuselwitz ²	100
EFG Erdgas Forchheim GmbH, DE, Forchheim ⁶	24,9
EFR GmbH, DE, München ⁶	39,9
EG.D Montáže, s.r.o., CZ, České Budějovice ²	51
EG.D, a.s., CZ, Brno ¹	100
EIS Solar Mottola S.r.l., IT, Brindisi ²	51
ElbEnergie GmbH, DE, Seevetal ¹	100
ELE - GEW Photovoltaikgesellschaft mbH, DE, Gelsenkirchen ⁶	49
ELE Verteilnetz GmbH, DE, Gelsenkirchen ¹	100
Elektrizitätsnetzgesellschaft Grünwald mbH & Co. KG, DE, Grünwald ⁶	49
Elektrizitätswerk Heinrich Schirmer GmbH, DE, Schauenstein ⁶	49
Elektrizitätswerk Landsberg Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Landsberg am Lech ²	100
Elektrizitätswerk Schwandorf GmbH, DE, Schwandorf ²	100
ELEKTROPONTE d.o.o., SI, Ljubljana ²	100
ELE-RAG Montan Immobilien Erneuerbare Energien GmbH, DE, Bottrop ⁶	50
ELE-Scholven-Wind GmbH, DE, Gelsenkirchen ⁶	30
Elmregia GmbH, DE, Schöningen ⁶	49
ELMŰ Hálózati Elosztó Kft., HU, Budapest ¹	100
ELMŰ-ÉMÁSZ Solutions Kft., HU, Budapest ¹	100
EMG Energimontagegruppen AB, SE, Karlshamn ²	100
Emscher Lippe Energie GmbH, DE, Gelsenkirchen ^{1, 9}	49,9
Energetyka Cieplna Opolszczyzny S.A., PL, Opole ⁵	46,7
Energie BOL GmbH, DE, Ottersweier ⁶	49,9
Energie Inspectie B.V., NL, Leeuwarden ⁶	48
Energie Mechernich GmbH & Co. KG, DE, Mechernich ⁶	49
Energie Mechernich Verwaltungs-GmbH, DE, Mechernich ⁶	49
Energie Schmallenberg GmbH, DE, Schmallenberg ⁶	44
Energie und Wasser Potsdam GmbH, DE, Potsdam ⁵	35
Energie und Wasser Wahlstedt/Bad Segeberg GmbH & Co. KG (ews), DE, Bad Segeberg ⁶	50,1
Energie Vorpommern GmbH, DE, Trassenheide ⁶	49
Energiedirect B.V., NL, 's-Hertogenbosch ¹	100
Energiegesellschaft Leimen GmbH & Co.KG, DE, Leimen ²	74,9
Energiegesellschaft Leimen Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Leimen ²	74,9
energielösung GmbH, DE, Regensburg ²	100
Energiemontagen Süd GmbH & Co. KG, DE, Maisach ⁶	25
Energiemontagen Süd Verwaltungs GmbH, DE, Maisach ⁶	25
energienatur Gesellschaft für Erneuerbare Energien mbH, DE, Siegburg ⁶	44
Energienetz Neufahrn/Eching GmbH & Co. KG, DE, Neufahrn bei Freising ⁶	49
Energienetze Bayern GmbH, DE, Regensburg ¹	100
Energienetze Berlin GmbH, DE, Berlin ¹	100
Energienetze Großostheim GmbH & Co. KG, DE, Großostheim ⁶	25,1
Energienetze Holzwickede GmbH, DE, Holzwickede ⁶	25,1
Energienetze Schaafheim GmbH, DE, Regensburg ²	100
Energiepartner Dörth GmbH, DE, Dörth ⁶	49
Energiepartner Elsdorf GmbH, DE, Elsdorf ⁶	40
Energiepartner Hermeskeil GmbH, DE, Hermeskeil ⁶	20
Energiepartner Kerpen GmbH, DE, Kerpen ⁶	49
Energiepartner Niederzier GmbH, DE, Niederzier ⁶	49
Energiepartner Projekt GmbH, DE, Essen ⁶	49
Energiepartner Solar Kreuztal GmbH, DE, Kreuztal ⁶	40
Energie-Pensions-Management GmbH, DE, Hannover ²	70
EnergieRegion Taunus - Goldener Grund - GmbH & Co. KG, DE, Bad Camberg ⁶	49
EnergieRevolte GmbH, DE, Düren ²	100
Energieversorgung Alzenau GmbH (EVA), DE, Alzenau ⁶	69,5
Energieversorgung Bad Bentheim GmbH & Co. KG, DE, Bad Bentheim ⁶	25,1
Energieversorgung Bad Bentheim Verwaltungs-GmbH, DE, Bad Bentheim ⁶	25,1
Energieversorgung Beckum GmbH & Co. KG, DE, Beckum (Westf.) ⁶	34
Energieversorgung Beckum Verwaltungs-GmbH, DE, Beckum (Westf.) ⁶	34
Energieversorgung Buching-Trauchgau (EBT) Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Halblech ⁶	50
Energieversorgung Guben GmbH, DE, Guben ⁵	45
Energieversorgung Horstmar/Laer GmbH & Co. KG, DE, Horstmar ⁶	49
Energieversorgung Hürth GmbH, DE, Hürth ⁶	24,9
Energieversorgung Kranenburg Netze GmbH & Co. KG, DE, Kranenburg ⁶	25,1
Energieversorgung Kranenburg Netze Verwaltungs GmbH, DE, Kranenburg ⁶	25,1
Energieversorgung Marienberg GmbH, DE, Marienberg ⁶	49
Energieversorgung Niederkassel GmbH & Co. KG, DE, Niederkassel ⁶	49
Energieversorgung Oberhausen Aktiengesellschaft, DE, Oberhausen ^5,11	10
Energieversorgung Putzbrunn GmbH & Co. KG, DE, Putzbrunn ⁶	50
Energieversorgung Putzbrunn Verwaltungs GmbH, DE, Putzbrunn ⁶	50
Energieversorgung Sehnde GmbH, DE, Sehnde ⁶	30
Energieversorgung Timmendorfer Strand GmbH & Co. KG, DE, Timmendorfer Strand ²	51
Energieversorgung Vechelde GmbH & Co. KG, DE, Vechelde ⁶	49
Energiewacht B.V., NL, Zwolle ¹	100
Energiewacht Facilities B.V., NL, Zwolle ¹	100
Energiewacht West Nederland B.V., NL, Rotterdam ¹	100
Energie-Wende-Garching GmbH & Co. KG, DE, Garching ⁶	50
Energie-Wende-Garching Verwaltungs-GmbH, DE, Garching ⁶	50
Energiewerke Isernhagen GmbH, DE, Isernhagen ⁶	49
Energiewerke Osterburg GmbH, DE, Osterburg (Altmark) ⁶	49
Energiewerken B.V., NL, Almere ¹	100
energis GmbH, DE, Saarbrücken ¹	71,9
energis-Netzgesellschaft mbH, DE, Saarbrücken ¹	100
Energotel, a.s., SK, Bratislava ⁶	20
Energy Ventures GmbH, DE, Saarbrücken ²	100
energy4u GmbH & Co. KG, DE, Siegburg ⁶	49
Enerjisa Enerji A.Ş., TR, Istanbul ⁴	40
Enerjisa Üretim Santralleri A.Ş., TR, Istanbul ⁴	50
Enervolution GmbH, DE, Bochum ²	100
ENNI Energienetze Rheinberg GmbH & Co. KG, DE, Rheinberg ⁶	18
ENRO Ludwigsfelde Energie GmbH, DE, Ludwigsfelde ²	100
ENRO Ludwigsfelde Netz GmbH, DE, Ludwigsfelde ²	100
Ense Stromnetz GmbH & Co. KG, DE, Ense ⁶	25,1
envelio GmbH, DE, Köln ²	75
envia Mitteldeutsche Energie AG, DE, Chemnitz ¹	57,9
envia SERVICE GmbH, DE, Cottbus ¹	100
envia TEL GmbH, DE, Markkleeberg ¹	100
envia THERM GmbH, DE, Bitterfeld-Wolfen ¹	100
enviaM Beteiligungsgesellschaft Chemnitz GmbH, DE, Chemnitz ¹	100
enviaM Beteiligungsgesellschaft mbH, DE, Essen ¹	100
enviaM Neue Energie Management GmbH, DE, Lützen ²	100
enviaM Zweite Neue Energie Management GmbH, DE, Lützen ²	100
eprimo GmbH, DE, Neu-Isenburg ¹	100
EPS Polska Holding Sp. z o.o., PL, Warschau ¹	100
Erdgasversorgung Industriepark Leipzig Nord GmbH, DE, Leipzig ⁶	50
Erdgasversorgung Schwalmtal GmbH & Co. KG, DE, Viersen ⁶	50
Erdgasversorgung Schwalmtal Verwaltungs-GmbH, DE, Viersen ⁶	50
e-regio GmbH & Co. KG, DE, Euskirchen ⁵	40,5
Erneuerbare Energien Blankenburg GmbH, DE, Blankenburg ⁶	50
Erneuerbare Energien Rheingau-Taunus GmbH, DE, Bad Schwalbach ⁶	25,1
ErwärmBAR GmbH, DE, Eberswalde ⁶	50
ESCo Heating & Cooling S.r.l., IT, Mailand ⁶	50
eShare.one GmbH, DE, Dortmund ⁶	20
ESK GmbH, DE, Dortmund ²	100
ESN EnergieSystemeNord GmbH, DE, Schwentinental ²	55
ESN Sicherheit und Zertifizierung GmbH, DE, Schwentinental ²	100
Essent Direct Sales B.V., NL, 's-Hertogenbosch ¹	100
Essent Energy Group B.V., NL, 's-Hertogenbosch ¹	100
Essent Energy Infrastructure Solutions B.V., NL, 's-Hertogenbosch ¹	100
Essent Energy Next Solutions B.V., NL, 's-Hertogenbosch ¹	100
Essent IT B.V., NL, 's-Hertogenbosch ¹	100
Essent N.V., NL, 's-Hertogenbosch ¹	100
Essent Nederland B.V., NL, 's-Hertogenbosch ¹	100
Essent Retail Energie B.V., NL, 's-Hertogenbosch ¹	100
Essent Sales Portfolio Management B.V., NL, 's-Hertogenbosch ¹	100
EuroSkyPark GmbH, DE, Saarbrücken ¹	51
Ev Infra Norway AS, NO, Oslo ²	100
EVG Energieversorgung Gemünden GmbH, DE, Gemünden am Main ⁶	49
EVIP GmbH, DE, Bitterfeld-Wolfen ¹	100
evm Windpark Höhn GmbH & Co. KG, DE, Höhn ⁶	33,2
EWIS BV, NL, Ede ¹	100
EWR Aktiengesellschaft, DE, Worms ^{5, 11}	1,3
EWR Dienstleistungen GmbH & Co. KG, DE, Worms ⁵	25
EWR GmbH, DE, Remscheid ⁵	20
ews Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Bad Segeberg ⁶	50,2
EWV Baesweiler GmbH & Co. KG, DE, Baesweiler ⁶	45
EWV Baesweiler Verwaltungs GmbH, DE, Baesweiler ⁶	45
EWV Energie- und Wasser-Versorgung GmbH, DE, Stolberg/RhId. ¹	53,7
EZV Energie- und Service GmbH & Co. KG Untermain, DE, Wörth am Main ⁶	28,9
EZV Energie- und Service Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Wörth am Main ⁶	28,8
FAMIS GmbH, DE, Saarbrücken ¹	100
Fernwärmeversorgung Freising Gesellschaft mit beschränkter Haftung (FFG), DE, Freising ⁶	50
Fernwärmeversorgung Saarlouis- Steinrausch InvestitionsgeselIschaft mbH, DE, Saarlouis ²	100
Fernwärmeversorgung Zwönitz GmbH (FVZ), DE, Zwönitz ⁶	50
FEV Europe GmbH, DE, Essen ^{1, 8}	100
FEV Future Energy Ventures Israel Ltd, IL, Herzliya ²	100
FEV US LLC, US, Palo Alto ¹	100
FEVA Infrastrukturgesellschaft mbH, DE, Wolfsburg ⁶	49
FITAS Verwaltung GmbH & Co. Dritte Vermietungs-KG, DE, Pullach im Isartal ²	90
FITAS Verwaltung GmbH & Co. REGIUM-Objekte KG, DE, Pullach im Isartal ²	90
Fraku Installaties B.V., NL, Venlo ¹	100
Fraku Service B.V., NL, Venlo ¹	100
Free Electrons LLC, US, Palo Alto ²	100
Freiberger Stromversorgung GmbH (FSG), DE, Freiberg ⁶	30
Fresh Energy GmbH i. L., DE, Berlin ²	52,8
FSO GmbH & Co. KG, DE, Oberhausen ⁴	50
FSO Verwaltungs-GmbH, DE, Oberhausen ⁶	50
Fundacja E.ON w Polsce, PL, Warschau ²	100
Future Energy Ventures Management GmbH, DE, Essen ^{1, 8}	100
G&L Gastro-Service GmbH, DE, Augsburg ⁶	35
Gas- und Wasserwerke Bous-Schwalbach GmbH, DE, Bous ⁵	49
GASAG AG, DE, Berlin ⁵	36,9
Gasgesellschaft Kerken Wachtendonk mbH, DE, Kerken ⁶	49
GasLINE Telekommunikationsnetz-Geschäftsführungsgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH, DE, Straelen ⁶	20
GasLINE Telekommunikationsnetzgesellschaft deutscher Gasversorgungsunternehmen mbH & Co. KG, DE, Straelen ⁵	20
Gas-Netzgesellschaft Bedburg GmbH & Co. KG, DE, Bedburg ⁶	25,1
Gas-Netzgesellschaft Elsdorf GmbH & Co. KG, DE, Elsdorf ⁶	25,1
Gas-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, DE, Kerpen ⁶	25,1
Gas-Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim GmbH & Co. KG, DE, Bergheim ⁶	25,1
Gasnetzgesellschaft Laatzen-Süd mbH, DE, Laatzen ⁶	49
Gasnetzgesellschaft Mettmann mbH & Co. KG, DE, Mettmann ⁶	25,1
Gas-Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück GmbH & Co. KG, DE, Rheda-Wiedenbrück ⁶	49
Gas-Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück Verwaltungs-GmbH, DE, Rheda-Wiedenbrück ⁶	49
Gasnetzgesellschaft Warburg GmbH & Co. KG, DE, Warburg ⁶	49
Gasnetzgesellschaft Windeck mbH & Co. KG, DE, Windeck ⁶	49,9
Gasnetzgesellschaft Wörrstadt mbH & Co. KG, DE, Saulheim ⁶	49
Gasnetzgesellschaft Wörrstadt Verwaltung mbH, DE, Saulheim ⁶	49
Gasversorgung Bad Rodach GmbH, DE, Bad Rodach ⁶	50
Gasversorgung Ebermannstadt GmbH, DE, Ebermannstadt ⁶	50
Gasversorgung im Landkreis Gifhorn GmbH, DE, Gifhorn ¹	95
Gasversorgung Unterfranken Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Würzburg ⁵	49
Gasversorgung Wismar Land GmbH, DE, Lübow ⁶	49
Gasversorgung Wunsiedel GmbH, DE, Wunsiedel ⁶	50
Gelsenberg GmbH & Co. KG, DE, Düsseldorf ^{1, 8}	100
Gelsenberg Verwaltungs GmbH, DE, Düsseldorf ²	100
Gelsenwasser Beteiligungs-GmbH, DE, München ²	100
Gemeindewerke Bissendorf Netze GmbH & Co. KG, DE, Bissendorf ⁶	49
Gemeindewerke Bissendorf Netze Verwaltungs-GmbH, DE, Bissendorf ⁶	49
Gemeindewerke Everswinkel GmbH, DE, Everswinkel ⁶	45
Gemeindewerke Gräfelfing GmbH & Co. KG, DE, Gräfelfing ⁶	49
Gemeindewerke Gräfelfing Verwaltungs GmbH, DE, Gräfelfing ⁶	49
Gemeindewerke Namborn, Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Namborn ⁶	49
Gemeindewerke Uetze GmbH, DE, Uetze ⁶	49
Gemeindewerke Wedemark GmbH, DE, Wedemark ⁶	49
Gemeindewerke Wietze GmbH, DE, Wietze ⁶	49
Gemeinnützige Gesellschaft zur Förderung des E.ON Energy Research Center mbH, DE, Aachen ⁶	50
Gemeinschaftskernkraftwerk Grohnde GmbH & Co. oHG, DE, Emmerthal ¹	100
Gemeinschaftskernkraftwerk Grohnde Management GmbH, DE, Emmerthal ²	83,2
Gemeinschaftskernkraftwerk Isar 2 GmbH, DE, Essenbach ²	75
Gemeinschaftskraftwerk Weser GmbH & Co. oHG., DE, Emmerthal ¹	66,7
Geotermisk Operatørselskab A/S, DK, Kirke Saby ²	51,6
Geothermie-Wärmegesellschaft Braunau-Simbach mbH, AT, Braunau am Inn ⁶	20
Gesellschaft für Energie und Klimaschutz Schleswig-Holstein GmbH, DE, Kiel ⁶	33,3
Get Energy Solutions Szolgáltató Kft., HU, Budapest ²	100
Gewerkschaft Hermann V Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Essen ²	66,7
GfB, Gesellschaft für Baudenkmalpflege mbH, DE, Idar-Oberstein ⁶	20
GfS Gesellschaft für Simulatorschulung mbH, DE, Essen ⁶	41,7
GHD Bayernwerk Natur GmbH & Co. KG, DE, Dingolfing ²	75
Gichtgaskraftwerk Dillingen GmbH & Co. KG, DE, Dillingen ⁶	25,2
GISA GmbH, DE, Halle (Saale) ⁶	23,9
GKB Gesellschaft für Kraftwerksbeteiligungen mbH, DE, Cottbus ²	100
GkD Gesellschaft für kommunale Dienstleistungen mbH, DE, Köln ⁶	50
GNEE Gesellschaft zur Nutzung erneuerbarer Energien mbH Freisen, DE, Freisen ⁶	49
GNS Gesellschaft für Nuklear-Service mbH, DE, Essen ⁶	48
GOLLIPP Bioerdgas GmbH & Co. KG, DE, Gollhofen ⁶	50
GOLLIPP Bioerdgas Verwaltungs GmbH, DE, Gollhofen ⁶	50
Gondoskodás-Egymásért Alapítvány, HU, Debrecen ²	100
Gottburg Energie- und Wärmetechnik GmbH & Co. KG i. L., DE, Leck ⁶	49,9
Gottburg Verwaltungs GmbH i. L., DE, Leck ⁶	49,9
GREEN GECCO Beteiligungsgesellschaft mbH & Co. KG, DE, Troisdorf ⁶	20,7
GREEN GECCO Beteiligungsgesellschaft-Verwaltungs GmbH, DE, Troisdorf ⁶	20,7
GREEN Gesellschaft für regionale und erneuerbare Energie mbH, DE, Stolberg/RhId. ⁶	49,2
Green Sky Energy Limited, GB, Coventry ¹	100
Green Solar Herzogenrath GmbH, DE, Herzogenrath ⁶	45
Green Urban Energy GmbH, DE, Berlin ⁶	50
Greenergetic GmbH i.L., DE, Bielefeld ²	100
greenited GmbH, DE, Hamburg ⁶	50
Greenplug GmbH, DE, Hamburg ²	100
greenXmoney.com GmbH i. L., DE, Neu-Ulm ²	100
Greinke Verwaltungs GmbH, DE, Hohenhameln ⁶	25,1
gridX GmbH, DE, Aachen ²	100
GrønGas Partner A/S, DK, Hirtshals ⁶	50
Grüne Quartiere GmbH, DE, Gelsenkirchen ⁶	50
Grüne Wärme Schönefeld GmbH, DE, Schönefeld ²	100
Grünkraft Energie GmbH, DE, Thalmassing ⁶	50
GSH Green Steam Hürth GmbH, DE, München ¹	100
GW EnergyTec GmbH & Co. KG, DE, Hohenhameln ⁶	25,1
Hams Hall Management Company Limited, GB, Coventry ⁶	44,8
HanseGas GmbH, DE, Quickborn ¹	100
HanseWerk AG, DE, Quickborn ¹	66,5
HanseWerk Natur GmbH, DE, Hamburg ¹	100
Hary Installationstechnik GmbH, DE, Schiffweiler ²	100
Harzwasserwerke GmbH, DE, Hildesheim ⁵	20,8
HaseNetz GmbH & Co. KG, DE, Gehrde ⁶	25,1
Havelstrom Zehdenick GmbH, DE, Zehdenick ⁶	49
HAW 1. Beteiligungsgesellschaft mbH, DE, Quickborn ²	100
HAW 2. Beteiligungsgesellschaft mbH, DE, Quickborn ²	100
HAzwei 1. Beteiligungsgesellschaft mbH, DE, Hannover ¹	100
HAzwei 2. Beteiligungsgesellschaft mbH, DE, Hannover ²	100
HAzwei 3. Beteiligungsgesellschaft mbH, DE, Hannover ²	100
HAzwei GmbH, DE, Hannover ¹	100
HCL Netze GmbH & Co. KG, DE, Herzebrock-Clarholz ⁶	25,1
Heizkraftwerk Zwickau Süd GmbH & Co. KG, DE, Zwickau ⁶	40
Heizungs- und Sanitärbau WIJA GmbH, DE, Bad Neuenahr-Ahrweiler ²	100
Heizwerk Holzverwertungsgenossenschaft Stiftland eG & Co. oHG, DE, Neualbenreuth ⁶	50
Hennef (Sieg) Netz GmbH & Co. KG, DE, Hennef ⁶	49
Hermann Stibbe Verwaltungs-GmbH, DE, Wunstorf ²	100
HGC Hamburg Gas Consult GmbH, DE, Hamburg ²	100
HOCHTEMPERATUR-KERNKRAFTWERK GmbH (HKG). Gemeinsames europäisches Unternehmen, DE, Hamm ⁶	26
Hof Promotion B.V., NL, Utrecht ¹	100
Holsteiner Wasser GmbH, DE, Neumünster ⁶	50
Horisont Energi AS, NO, Sandnes ⁶	25,6
HSL Solar GmbH, DE, Wiesen ²	100
Hub2Go GmbH, DE, Hamburg ⁶	49
Huisman Warmtetechniek B.V., NL, Stadskanaal ¹	100
HYPION GmbH, DE, Heide ⁶	25
I-1 Beteiligungs GmbH, DE, Helmstedt ²	100
Idola Solkraft AB, SE, Norrköping ²	100
Improvers B.V., NL, Utrecht ¹	100
Improvers Community B.V., NL, Utrecht ¹	100
Induboden GmbH, DE, Düsseldorf ²	100
Induboden GmbH & Co. Grundstücksgesellschaft oHG, DE, Essen ²	100
Industriekraftwerk Greifswald GmbH, DE, Kassel ⁶	49
Industry Development Services Limited, GB, Coventry ²	100
Inenergie Holding B.V., NL, Utrecht ⁶	32,7
InfraServ - Bayernwerk Gendorf GmbH, DE, Burgkirchen a .d. Alz ⁶	50
Infrastrukturgesellschaft Stadt Nienburg/Weser mbH, DE, Nienburg/Weser ⁶	49,9
innogy e-mobility US LLC, US, Dover (Delaware) ¹	100
innogy Hungária Tanácsadó Kft., HU, Budapest ²	100
innogy International Middle East LLC, AE, Dubai ⁶	49
innogy South East Europe s.r.o., SK, Bratislava ²	100
innogy.C3 GmbH i. L., DE, Essen ⁶	25,1
Installatietechniek Totaal B.V., NL, Leeuwarden ¹	100
Intelligent Maintenance Systems Limited, GB, Milton Keynes ⁶	25
IPP ESN Power Engineering GmbH, DE, Kiel ²	51
Isar Loisach Stromnetz GmbH & Co. KG, DE, Wolfratshausen ⁶	49
Isoprofs B.V., NL, Meijel ¹	100
It's a beautiful world B.V., NL, Amersfoort ¹	100
iWATT s.r.o., SK, Košice ²	80
Jihočeská plynárenská, a.s., CZ, České Budějovice ²	100
Kalmar Energi Försäljning AB, SE, Kalmar ⁶	40
Kalmar Energi Holding AB, SE, Kalmar ⁴	50
Kavernengesellschaft Staßfurt mbH, DE, Staßfurt ⁶	50
KAWAG AG & Co. KG, DE, Pleidelsheim ⁶	49
KAWAG Gas GmbH & Co. KG, DE, Pleidelsheim ⁶	49
KAWAG Netze GmbH & Co. KG, DE, Abstatt ⁶	49
KAWAG Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Abstatt ⁶	49
KDT Kommunale Dienste Tholey GmbH, DE, Tholey ⁶	49
Kemkens Groep B.V., NL, Oss ⁵	49
Kemsley CHP Limited, GB, Coventry ¹	100
KEN GmbH, DE, Püttlingen ²	100
Kernkraftwerk Brokdorf GmbH & Co. oHG, DE, Hamburg ¹	80
Kernkraftwerk Brunsbüttel GmbH & Co. oHG, DE, Hamburg ⁵	33,3
Kernkraftwerk Krümmel GmbH & Co. oHG, DE, Hamburg ³	50
Kernkraftwerk Stade GmbH & Co. oHG, DE, Hamburg ¹	66,7
Kernkraftwerke Isar Verwaltungs GmbH, DE, Essenbach ¹	100
KEVAG Telekom GmbH, DE, Koblenz ⁶	50
KEW Kommunale Energie- und Wasserversorgung Aktiengesellschaft, DE, Neunkirchen ⁵	28,6
KGW - Kraftwerk Grenzach-Wyhlen GmbH, DE, München ¹	100
Kite Power Systems Limited, GB, Chelmsford ⁶	26,6
KlickEnergie GmbH & Co. KG, DE, Neuss ⁶	65
KlickEnergie Verwaltungs-GmbH, DE, Neuss ⁶	65
Klíma És Hűtéstechnológiai Tervező, Szerelő És Kereskedelmi Kft., HU, Budapest ¹	100
Komáromi Kogenerációs Erőmű Kft., HU, Budapest ²	100
KommEnergie GmbH, DE, Eichenau ⁶	49
Kommunale Dienste Marpingen Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Marpingen ⁶	49
Kommunale Energieversorgung GmbH Eisenhüttenstadt, DE, Eisenhüttenstadt ⁶	49
Kommunale Klimaschutzgesellschaft Landkreis Celle gemeinnützige GmbH, DE, Celle ⁶	25
Kommunale Klimaschutzgesellschaft Landkreis Uelzen gemeinnützige GmbH, DE, Celle ⁶	25
Kommunale Netzgesellschaft Steinheim a. d. Murr GmbH & Co. KG, DE, Steinheim an der Murr ⁶	49
Kommunalwerk Rudersberg GmbH & Co. KG, DE, Rudersberg ⁶	49,9
Kommunalwerk Rudersberg Verwaltungs-GmbH, DE, Rudersberg ⁶	49,9
Konnektor B.V., NL, Utrecht ¹	100
Konsortium Energieversorgung Opel beschränkt haftende oHG, DE, Karlstein ^4,10	66,7
Koprivnica Plin d.o.o., HR, Koprivnica ¹	100
Kraftwerk Hattorf GmbH, DE, München ¹	100
Kraftwerk Marl GmbH, DE, München ¹	100
Kraftwerk Neuss GmbH, DE, München ¹	100
Kraftwerk Plattling GmbH, DE, München ¹	100
Kraftwerk Wehrden Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Völklingen ⁶	33,3
KSG Kraftwerks-Simulator-Gesellschaft mbH, DE, Essen ⁶	41,7
KSP Kommunaler Service Püttlingen GmbH, DE, Püttlingen ⁶	40
KTA Kältetechnischer Anlagenbau GmbH, DE, Garbsen ²	100
KVK Kompetenzzentrum Verteilnetze und Konzessionen GmbH, DE, Köln ⁶	74,9
KWS Kommunal-Wasserversorgung Saar GmbH, DE, Saarbrücken ²	100
LandE GmbH, DE, Wolfsburg ¹	69,6
LANDWEHR Wassertechnik GmbH, DE, Schöppenstedt ²	100
Latorca Sport Kft., HU, Budapest ²	96,6
LE Montáže, s.r.o., CZ, Zlín ²	51
Lech Energie Gersthofen GmbH & Co. KG, DE, Gersthofen ²	100
Lech Energie Verwaltung GmbH, DE, Augsburg ²	100
Lechwerke AG, DE, Augsburg ¹	89,9
Leicon GmbH, DE, Neustadt am Rübenberge ⁶	50
Leitungs- und Kanalservice Bauer GmbH, DE, Schönbrunn i. Steigerwald ²	100
Leitungspartner GmbH, DE, Düren ¹	100
Lemonbeat GmbH, DE, Dortmund ²	100
LEW Anlagenverwaltung Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Gundremmingen ¹	100
LEW Beteiligungsgesellschaft mbH, DE, Gundremmingen ¹	100
LEW Netzservice GmbH, DE, Augsburg ¹	100
LEW Service & Consulting GmbH, DE, Augsburg ¹	100
LEW TelNet GmbH, DE, Neusäß ¹	100
LEW Verteilnetz GmbH, DE, Augsburg ¹	100
LEW Wasserkraft GmbH, DE, Augsburg ¹	100
Licht Groen B.V., NL, Amsterdam ¹	100
Lichtverbund Straßenbeleuchtung GmbH, DE, Helmstedt ²	89,8
Lighting for Staffordshire Holdings Limited, GB, Coventry ¹	60
Lighting for Staffordshire Limited, GB, Coventry ¹	100
Liikennevirta Oy, FI, Helsinki ⁶	25
Lillo Energy NV, BE, Brüssel ⁶	50
Limfjordens Bioenergi ApS, DK, Frederiksberg ⁶	50
Local Energies, a.s., CZ, Zlín - Malenovice ²	100
Lößnitz Netz GmbH & Co. KG, DE, Lößnitz ⁶	74,9
LSW Energie Verwaltungs-GmbH, DE, Wolfsburg ⁶	57
LSW Holding GmbH & Co. KG, DE, Wolfsburg ^5,10	57
LSW Holding Verwaltungs-GmbH, DE, Wolfsburg ⁶	57
LSW Netz Verwaltungs-GmbH, DE, Wolfsburg ⁶	57
Luna Lüneburg GmbH, DE, Lüneburg ⁶	49
MAINGAU Energie GmbH, DE, Obertshausen ⁵	46,6
MDE Service GmbH, DE, Gersthofen ⁶	24,9
medl GmbH, DE, Mülheim an der Ruhr ⁵	39
Mehr Ampere GmbH, DE, Regensburg ²	100
Melle Netze GmbH & Co. KG, DE, Melle ⁶	50
MEON Pensions GmbH & Co. KG, DE, Essen ^{1, 8}	100
MEON Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
MINUS 181 GmbH i. L., DE, Parchim ⁶	25,1
MITGAS Mitteldeutsche Gasversorgung GmbH, DE, Halle (Saale) ¹	75,4
Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas HD mbH, DE, Halle (Saale) ²	100
Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH, DE, Halle (Saale) ¹	100
Mitteldeutsche Netzgesellschaft mbH, DE, Chemnitz ²	100
Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH, DE, Halle (Saale) ¹	100
Mittlere Donau Kraftwerke AG, DE, Landshut ⁶	40
MNG Stromnetze GmbH & Co. KG, DE, Lüdinghausen ⁶	25,1
MNG Stromnetze Verwaltungs GmbH, DE, Lüdinghausen ⁶	25,1
Montcogim - Plinara d.o.o., HR, Sveta Nedelja ¹	100
Moslavina Plin d.o.o., HR, Kutina ²	100
Mosoni-Duna Menti Szélerőmű Kft., HU, Budapest ²	100
Murrhardt Netz AG & Co. KG, DE, Murrhardt ⁶	49
MWE Mecklenburgische Wärme- und Energiedienstleistungen GmbH, DE, Wismar ⁶	50
MZEC - OPAŁ Sp. z o.o., PL, Chojnice ²	100
MZEC Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
Nadácia VSE, SK, Košice ²	100
Nahwärme Ascha GmbH, DE, Ascha ²	90
Naturstrom Betriebsgesellschaft Oberhonnefeld mbH, DE, Koblenz ⁶	25
Navirum Energi AB, SE, Malmö ¹	100
Nebelhornbahn-Aktiengesellschaft, DE, Oberstdorf ⁶	20,1
Nederland Isoleert B.V., NL, Amersfoort ¹	100
Nederland Verkoopt B.V., NL, Amersfoort ¹	100
Nereon S.r.l., IT, Brindisi ²	51
Netz- und Wartungsservice (NWS) GmbH, DE, Schwerin ²	100
Netzanschluss Mürow Oberdorf GbR, DE, Bremerhaven ⁶	34,8
Netzdienste Oberursel (Taunus) GmbH & Co. KG, DE, Oberursel ⁶	49
Netzgesellschaft Bad Münder GmbH & Co. KG, DE, Bad Münder ⁶	49
Netzgesellschaft Barsinghausen GmbH & Co. KG, DE, Barsinghausen ⁶	49
Netzgesellschaft Bedburg Verwaltungs-GmbH, DE, Bedburg ⁶	49
Netzgesellschaft Betzdorf GmbH & Co. KG, DE, Betzdorf ⁶	49
Netzgesellschaft Bühlertal GmbH & Co. KG, DE, Bühlertal ⁶	49,9
Netzgesellschaft Elsdorf Verwaltungs-GmbH, DE, Elsdorf ⁶	49
Netzgesellschaft Gehrden mbH, DE, Gehrden ⁶	49
Netzgesellschaft GmbH & Co. KG Bad Homburg v. d. Höhe, DE, Bad Homburg v. d. Höhe ⁶	45,7
Netzgesellschaft Grimma GmbH & Co. KG, DE, Grimma ⁶	49
Netzgesellschaft Hemmingen mbH, DE, Hemmingen ⁶	49
Netzgesellschaft Hennigsdorf Strom mbH, DE, Hennigsdorf ⁶	50
Netzgesellschaft Hildesheimer Land GmbH & Co. KG, DE, Giesen ⁶	49
Netzgesellschaft Hildesheimer Land Verwaltung GmbH, DE, Giesen ⁶	49
Netzgesellschaft Hochtaunuskreis - Usinger Land GmbH & Co. KG, DE, Usingen ⁶	49
Netzgesellschaft Hohen Neuendorf Strom GmbH & Co. KG, DE, Hohen Neuendorf ⁶	49
Netzgesellschaft Horn-Bad Meinberg GmbH & Co. KG, DE, Horn-Bad Meinberg ⁶	49
Netzgesellschaft Hüllhorst GmbH & Co. KG, DE, Hüllhorst ⁶	49
Netzgesellschaft Kelkheim GmbH & Co. KG, DE, Kelkheim ⁶	49
Netzgesellschaft Korb GmbH & Co. KG, DE, Korb ⁶	49,9
Netzgesellschaft Korb Verwaltungs-GmbH, DE, Korb ⁶	49,9
Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim Verwaltungs-GmbH, DE, Bergheim ⁶	49
Netzgesellschaft Lauf GmbH & Co. KG, DE, Lauf ⁶	49,9
Netzgesellschaft Lennestadt GmbH & Co. KG, DE, Lennestadt ⁶	25,1
Netzgesellschaft Leutenbach GmbH & Co. KG, DE, Leutenbach ⁶	49,9
Netzgesellschaft Leutenbach Verwaltungs-GmbH, DE, Leutenbach ⁶	49,9
Netzgesellschaft Maifeld GmbH & Co. KG, DE, Polch ⁶	49
Netzgesellschaft Maifeld Verwaltungs GmbH, DE, Polch ⁶	49
Netzgesellschaft Marl mbH & Co. KG, DE, Marl ⁶	25,1
Netzgesellschaft Neuenkirchen mbH & Co. KG, DE, Neuenkirchen ⁶	49
Netzgesellschaft Osnabrücker Land GmbH & Co. KG, DE, Bohmte ⁴	50
Netzgesellschaft Ottersweier GmbH & Co. KG, DE, Ottersweier ⁶	49,9
Netzgesellschaft Panketal GmbH, DE, Panketal ²	100
Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück GmbH & Co. KG, DE, Rheda-Wiedenbrück ⁶	49
Netzgesellschaft Rheda-Wiedenbrück Verwaltungs-GmbH, DE, Rheda-Wiedenbrück ⁶	49
Netzgesellschaft Rietberg-Langenberg GmbH & Co. KG, DE, Rietberg ⁶	25,1
Netzgesellschaft Ronnenberg GmbH & Co. KG, DE, Ronnenberg ⁶	49
Netzgesellschaft S-1 GmbH, DE, Helmstedt ²	100
Netzgesellschaft Schwerin mbH (NGS), DE, Schwerin ⁶	40
Netzgesellschaft Stuhr/Weyhe mbH i. L., DE, Helmstedt ²	100
Netzgesellschaft Südwestfalen mbH & Co. KG, DE, Netphen ⁶	49
Netzgesellschaft Syke GmbH, DE, Syke ⁶	49
Netzgesellschaft W-1 GmbH, DE, Helmstedt ²	100
Netzinfrastrukturgesellschaft Nordwest GmbH & Co. KG, DE, Heek ²	100
Netzinfrastrukturgesellschaft Nordwest Verwaltung GmbH, DE, Heek ²	100
NetzweltFabrik GmbH, DE, Machern ²	100
Neumünster Netz Beteiligungs-GmbH, DE, Neumünster ¹	100
NEW AG, DE, Mönchengladbach ^{1, 9}	42,5
NEW b_gas Eicken GmbH, DE, Schwalmtal ²	100
New Cogen Sp. z o.o., PL, Warschau ²	66,7
NEW Netz GmbH, DE, Geilenkirchen ¹	100
NEW Niederrhein Energie und Wasser GmbH, DE, Mönchengladbach ¹	100
NEW NiederrheinWasser GmbH, DE, Viersen ¹	100
NEW Re GmbH, DE, Mönchengladbach ²	95,5
NEW Smart City GmbH, DE, Mönchengladbach ²	100
NEW Tönisvorst GmbH, DE, Tönisvorst ¹	98,7
NEW Viersen GmbH, DE, Viersen ¹	100
NEW Windenergie Verwaltung GmbH, DE, Mönchengladbach ²	100
NEW Windpark Linnich GmbH & Co. KG, DE, Mönchengladbach ²	100
NEW Windpark Viersen GmbH & Co. KG, DE, Mönchengladbach ²	100
NiersEnergieNetze GmbH & Co. KG, DE, Kevelaer ⁶	51
NiersEnergieNetze Verwaltungs-GmbH, DE, Kevelaer ⁶	51
NIS Norddeutsche Informations-Systeme Gesellschaft mbH, DE, Schwentinental ²	100
NORD-direkt GmbH, DE, Neumünster ²	100
NordNetz GmbH, DE, Quickborn ²	100
Npower Business and Social Housing Limited, GB, Swindon ²	100
Npower Commercial Gas Limited, GB, Coventry ¹	100
Npower Financial Services Limited, GB, Swindon ¹	100
Npower Gas Limited, GB, Coventry ²	100
Npower Group Business Services Limited, GB, Coventry ¹	100
Npower Group Limited, GB, Coventry ¹	100
Npower Limited, GB, Coventry ¹	100
Npower Northern Limited, GB, Coventry ²	100
Npower Northern Supply Limited, GB, Coventry ²	100
Npower Yorkshire Limited, GB, Coventry ²	100
Npower Yorkshire Supply Limited, GB, Coventry ²	100
NRF Neue Regionale Fortbildung GmbH, DE, Halle (Saale) ²	100
Oberland Stromnetz GmbH & Co. KG, DE, Murnau a. Staffelsee ⁶	33,9
ocean5 Business Software GmbH i. L., DE, Kiel ⁶	50,2
Oebisfelder Wasser und Abwasser GmbH, DE, Oebisfelde ⁶	49
Oer-Erkenschwick Netz GmbH & Co. KG, DE, Oer-Erkenschwick ⁶	49
OIE Aktiengesellschaft, DE, Idar-Oberstein ¹	100
OOO E.ON Connecting Energies, RU, Moskau ⁶	50
Orcan Energy AG, DE, München ⁶	22,3
Oschatz Netz GmbH & Co. KG, DE, Oschatz ²	74,9
Oschatz Netz Verwaltungs GmbH, DE, Oschatz ²	100
Oskarshamn Energi AB, SE, Oskarshamn ⁴	50
Ostwestfalen Netz GmbH & Co. KG, DE, Bad Driburg ⁶	25,1
PannonWatt Energetikai Megoldások Zrt., HU, Győr ⁶	49,9
PEEK GmbH, DE, Herrsching am Ammersee ²	60
PEG Infrastruktur AG, CH, Zug ¹³	100
Peißenberger Kraftwerksgesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Peißenberg ²	100
Peißenberger Wärmegesellschaft mbH, DE, Peißenberg ²	100
Peridot Beteiligungs GmbH & Co. KG, DE, Essen ⁶	99
PFALZWERKE AKTIENGESELLSCHAFT, DE, Ludwigshafen am Rhein ⁵	26,7
PG 2022 Limited, GB, Coventry ²	100
PIS Progress Sp. z o.o., PL, Piła ²	100
Placense Ltd., IL, Caesarea ⁶	20
Plin-Projekt d.o.o., HR, Nova Gradiška ²	100
Plus Shipping Services Limited, GB, Swindon ¹	100
Portfolio EDL GmbH, DE, Helmstedt ^{1, 8}	100
Powergen Holdings B.V., NL, Rotterdam ²	100
Powergen International, GB, Coventry ²	100
Powergen Limited, GB, Coventry ²	100
Powergen Luxembourg Holdings S.À R.L., LU, Luxemburg ¹	100
Powergen Power No. 1 Limited, GB, Coventry ²	100
Powergen Power No. 2 Limited, GB, Coventry ²	100
Powergen UK Investments, GB, Coventry ²	100
Powerhouse B.V., NL, Amsterdam ¹	100
prego services GmbH, DE, Saarbrücken ⁶	50
PRENU Projektgesellschaft für Rationelle Energienutzung in Neuss mit beschränkter Haftung, DE, Neuss ⁶	50
PreussenElektra GmbH, DE, Hannover ¹	100
Projecta 14 GmbH, DE, Saarbrücken ⁵	50
Propan Rheingas GmbH, DE, Brühl ⁶	27,5
Propan Rheingas GmbH & Co Kommanditgesellschaft, DE, Brühl ⁶	29,6
PS Energy UK Limited, GB, Coventry ²	100
Purena Consult GmbH, DE, Wolfenbüttel ²	100
QDTE GmbH, DE, Sarstedt ²	100
Qualitas-AMS GmbH, DE, Siegen ²	100
Rain Biomasse Wärmegesellschaft mbH, DE, Rain ⁶	51
Rauschbergbahn Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Ruhpolding ²	77,4
RDE Regionale Dienstleistungen Energie GmbH & Co. KG, DE, Veitshöchheim ²	100
RDE Verwaltungs-GmbH, DE, Veitshöchheim ²	100
Recklinghausen Netzgesellschaft mbH & Co. KG, DE, Recklinghausen ⁵	49,9
Recklinghausen Netz-Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Recklinghausen ⁶	49
Refarmed ApS, DK, Kopenhagen ⁶	20
REGAS GmbH & Co KG, DE, Regensburg ⁶	50
REGAS Verwaltungs-GmbH, DE, Regensburg ⁶	50
REGENSBURGER ENERGIE- UND WASSERVERSORGUNG AG, DE, Regensburg ⁶	35,5
Regionale Energiewende Beteiligung Freyung-GmbH, DE, Freyung ⁶	33,3
Regionetz GmbH, DE, Aachen ^{1, 9}	49,2
RegioNetzMünchen GmbH & Co. KG, DE, Garching ⁶	50
RegioNetzMünchen Verwaltungs GmbH, DE, Garching ⁶	50
Regnitzstromverwertung Aktiengesellschaft, DE, Erlangen ⁶	33,3
Renergie Stadt Wittlich GmbH, DE, Wittlich ⁶	30
Reservekraft AS, NO, Lillestrøm ²	100
rEVUlution GmbH, DE, Essen ²	100
REWAG REGENSBURGER ENERGIE- UND WASSERVERSORGUNG AG & CO KG, DE, Regensburg ⁵	35,5
Rhegio Dienstleistungen GmbH, DE, Rhede ⁶	24,9
Rhein-Ahr-Energie Netz GmbH & Co. KG, DE, Grafschaft ⁶	25,1
RheinEnergie AG, DE, Köln ⁵	20
Rheinland Westfalen Energiepartner GmbH, DE, Essen ²	100
Rhein-Main-Donau GmbH, DE, Landshut ⁵	22,5
Rhein-Sieg Netz GmbH, DE, Siegburg ¹	100
rhenag Rheinische Energie Aktiengesellschaft, DE, Köln ¹	66,7
RHENAGBAU Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Köln ²	100
RIWA GmbH, DE, Kempten (Allgäu) ⁶	20
R-KOM Regensburger Telekommunikationsgesellschaft mbH & Co. KG, DE, Regensburg ⁶	20
R-KOM Regensburger Telekommunikationsverwaltungsgesellschaft mbH, DE, Regensburg ⁶	20
RL Besitzgesellschaft mbH, DE, Essen ¹	100
RL Beteiligungsverwaltung beschr. haft. OHG, DE, Essen ^{1, 8}	100
RURENERGIE GmbH, DE, Düren ⁶	30,1
Rüthen Gasnetz GmbH & Co. KG, DE, Rüthen ⁶	25,1
RWE Windpark Garzweiler GmbH & Co. KG, DE, Essen ⁶	49
RWW Rheinisch-Westfälische Wasserwerksgesellschaft mbH, DE, Mülheim an der Ruhr ¹	79,8
S.C. Salgaz S.A., RO, Salonta ²	53,8
SafeRadon GmbH, DE, München ²	100
Safetec GmbH, DE, Heidelberg ²	100
Safetec-Swiss GmbH, CH, Würenlingen ²	100
Sandersdorf-Brehna Netz GmbH & Co. KG, DE, Sandersdorf-Brehna ⁶	49
Scharbeutzer Energie- und Netzgesellschaft mbH & Co. KG, DE, Scharbeutz ²	51
SchlauTherm GmbH, DE, Saarbrücken ²	75
Schleswig-Holstein Netz AG, DE, Quickborn ¹	69,2
Scorebreeze Limited, GB, Coventry ¹	100
SEC A Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC B Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC C Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC Chojnice Sp. z o.o, PL, Szczecin ²	100
SEC D Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC E Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC Energia Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC F Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC G Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC H Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC I Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC J Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC K Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC L Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC M Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC N Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC NewGrid Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC O Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC Obrót Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC P Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC R Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC Region Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC Serwis Sp. z o.o., PL, Szczecin ²	100
SEC Zgorzelec Sp. z o.o., PL, Zgorzelec ²	75
SEG Solarenergie Guben GmbH & Co. KG, DE, Guben ⁶	25,1
SEG Solarenergie Guben Management GmbH, DE, Lützen ²	100
Selm Netz GmbH & Co. KG, DE, Selm ⁶	25,1
SEN Solarenergie Nienburg GmbH & Co. KG, DE, Lützen ²	100
SERVICE plus GmbH, DE, Neumünster ²	100
SERVICE plus Recycling GmbH, DE, Neumünster ²	100
SEW Solarenergie Weißenfels GmbH & Co. KG, DE, Lützen ²	100
Shamrock Energie GmbH, DE, Herne ⁶	40
SHW/RWE Umwelt Aqua Vodogradnja d.o.o., HR, Zagreb ⁶	50
Siegener Versorgungsbetriebe GmbH, DE, Siegen ⁶	24,9
Skandinaviska Kraft AB, SE, Halmstad ²	100
Skive GreenLab Biogas ApS, DK, Frederiksberg ⁶	50
ŠKO-ENERGO, s.r.o., CZ, Mladá Boleslav ⁶	21
Smart Energy for Industry GmbH, DE, München ²	100
Solar Energy Group S.p.A., IT, Pordenone ¹	100
Solar Service S.r.l., IT, Pordenone ²	100
Solar Supply Sweden AB, SE, Karlshamn ²	100
Solarpark Schönteichen GmbH & Co. KG, DE, Ellzee ⁶	49
SolarProjekt Mainaschaff GmbH, DE, Mainaschaff ⁶	50
Solnet d.o.o., HR, Zagreb ¹	100
Sønderjysk Biogas Bevtoft A/S, DK, Vojens ⁶	50
Sønderjysk Biogas Løgumkloster ApS, DK, Bevtoft ⁶	50
SPG Solarpark Guben GmbH & Co. KG, DE, Lützen ²	100
SPIE Energy Solutions Harburg GmbH, DE, Hamburg ⁶	35
SPX, s.r.o., SK, Zilina ⁶	33,3
SSW - Stadtwerke St. Wendel GmbH & Co KG., DE, St. Wendel ⁵	49,5
SSW Stadtwerke St. Wendel Geschäftsführungsgesellschaft mbH, DE, St. Wendel ⁶	49,5
St. Clements Services Limited, GB, London ⁶	37,5
Stadtentfalter GmbH, DE, Mönchengladbach ²	100
Stadtentfalter Quartiere GmbH, DE, Sarstedt ²	100
Städtische Betriebswerke Luckenwalde GmbH, DE, Luckenwalde ⁶	29
Städtische Werke Borna GmbH, DE, Borna ⁶	36,8
Städtische Werke Magdeburg GmbH & Co. KG, DE, Magdeburg ⁵	26,7
Städtische Werke Magdeburg Verwaltungs-GmbH, DE, Magdeburg ⁶	26,7
Städtisches Wasserwerk Eschweiler GmbH, DE, Eschweiler ⁶	24,9
Stadtnetze Neustadt a. Rbge. GmbH & Co. KG, DE, Neustadt am Rübenberge ⁶	24,9
Stadtnetze Neustadt a. Rbge. Verwaltungs-GmbH, DE, Neustadt am Rübenberge ⁶	24,9
Stadtversorgung Pattensen GmbH & Co. KG, DE, Pattensen ⁶	49
Stadtversorgung Pattensen Verwaltung GmbH, DE, Pattensen ⁶	49
Stadtwerk Verl Netz GmbH & Co. KG, DE, Verl ⁶	25,1
Stadtwerke - Strom Plauen GmbH & Co. KG, DE, Plauen ⁶	49
Stadtwerke Ahaus GmbH, DE, Ahaus ⁶	36
Stadtwerke Aschersleben GmbH, DE, Aschersleben ⁶	35
Stadtwerke Aue - Bad Schlema GmbH, DE, Aue-Bad Schlema ⁶	24,5
Stadtwerke Bad Bramstedt GmbH, DE, Bad Bramstedt ⁶	36
Stadtwerke Barth GmbH, DE, Barth ⁶	49
Stadtwerke Bayreuth Energie und Wasser GmbH, DE, Bayreuth ⁵	24,9
Stadtwerke Bergen GmbH, DE, Bergen ⁶	49
Stadtwerke Bernburg GmbH, DE, Bernburg (Saale) ⁵	45
Stadtwerke Bitterfeld-Wolfen GmbH, DE, Bitterfeld-Wolfen ⁶	40
Stadtwerke Blankenburg GmbH, DE, Blankenburg ⁶	30
Stadtwerke Bogen GmbH, DE, Bogen ⁶	41
Stadtwerke Burgdorf GmbH, DE, Burgdorf ⁶	49
Stadtwerke Castrop-Rauxel Stromnetz GmbH & Co. KG, DE, Castrop-Rauxel ⁶	25,1
Stadtwerke Dillingen/Saar GmbH, DE, Dillingen ⁶	49
Stadtwerke Duisburg Aktiengesellschaft, DE, Duisburg ⁵	20
Stadtwerke Dülmen Dienstleistungs- und Beteiligungs-GmbH & Co. KG, DE, Dülmen ⁴	50
Stadtwerke Dülmen Verwaltungs-GmbH, DE, Dülmen ⁶	50
Stadtwerke Düren GmbH, DE, Düren ^{1, 9}	49,9
Stadtwerke Ebermannstadt Versorgungsbetriebe GmbH, DE, Ebermannstadt ⁶	25
Stadtwerke Eggenfelden GmbH, DE, Eggenfelden ⁶	49
Stadtwerke Emmerich GmbH, DE, Emmerich am Rhein ⁶	24,9
Stadtwerke Essen Aktiengesellschaft, DE, Essen ⁵	29
Stadtwerke Frankfurt (Oder) GmbH, DE, Frankfurt (Oder) ⁵	39
Stadtwerke Garbsen GmbH, DE, Garbsen ⁶	24,9
Stadtwerke Geesthacht GmbH, DE, Geesthacht ⁶	24,9
Stadtwerke Geldern GmbH, DE, Geldern ⁶	49
Stadtwerke Gescher GmbH, DE, Gescher ⁶	25,1
Stadtwerke GmbH Bad Kreuznach, DE, Bad Kreuznach ⁵	24,5
Stadtwerke Goch Netze GmbH & Co. KG, DE, Goch ⁶	25,1
Stadtwerke Goch Netze Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Goch ⁶	25,1
Stadtwerke Haan GmbH, DE, Haan ⁶	25,1
Stadtwerke Husum GmbH, DE, Husum ⁶	49,9
Stadtwerke Kamp-Lintfort GmbH, DE, Kamp-Lintfort ⁵	49
Stadtwerke Kerpen GmbH & Co. KG, DE, Kerpen ⁶	25,1
Stadtwerke Kirn GmbH, DE, Kirn/Nahe ⁶	49
Stadtwerke Langenfeld GmbH, DE, Langenfeld ⁶	21,5
Stadtwerke Lingen GmbH, DE, Lingen (Ems) ⁴	40
Stadtwerke Lübz GmbH, DE, Lübz ⁶	25
Stadtwerke Ludwigsfelde GmbH, DE, Ludwigsfelde ⁶	29
Stadtwerke Meerane GmbH, DE, Meerane ⁶	24,5
Stadtwerke Merseburg GmbH, DE, Merseburg ⁵	40
Stadtwerke Merzig Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Merzig ⁵	49,9
Stadtwerke Neunburg vorm Wald Strom GmbH, DE, Neunburg vorm Wald ⁶	24,9
Stadtwerke Neuss Energie und Wasser Beteiligungs-GmbH, DE, Neuss ^7,10	51
Stadtwerke Nordfriesland GmbH, DE, Niebüll ⁶	49,9
Stadtwerke Oberkirch GmbH, DE, Oberkirch ⁶	33,3
Stadtwerke Olching Stromnetz GmbH & Co. KG, DE, Olching ⁶	49
Stadtwerke Olching Stromnetz Verwaltungs GmbH, DE, Olching ⁶	49
Stadtwerke Parchim GmbH, DE, Parchim ⁶	25,2
Stadtwerke Premnitz GmbH, DE, Premnitz ⁶	35
Stadtwerke Pritzwalk GmbH, DE, Pritzwalk ⁶	49
Stadtwerke Ratingen GmbH, DE, Ratingen ⁵	24,8
Stadtwerke Reichenbach/Vogtland GmbH, DE, Reichenbach im Vogtland ⁶	24,5
Stadtwerke Ribnitz-Damgarten GmbH, DE, Ribnitz-Damgarten ⁶	39
Stadtwerke Roßlau Fernwärme GmbH, DE, Dessau-Roßlau ⁶	49
Stadtwerke Saarlouis GmbH, DE, Saarlouis ⁵	49
Stadtwerke Schwarzenberg GmbH, DE, Schwarzenberg/Erzgeb. ⁶	27,5
Stadtwerke Schwedt GmbH, DE, Schwedt/Oder ⁶	37,8
Stadtwerke Siegburg GmbH & Co. KG, DE, Siegburg ⁶	49
Stadtwerke Steinfurt, Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Steinfurt ⁶	33
Stadtwerke Tornesch GmbH, DE, Tornesch ⁶	49
Stadtwerke Unna GmbH, DE, Unna ⁶	24
Stadtwerke Vilshofen GmbH, DE, Vilshofen ⁶	41
Stadtwerke Vlotho GmbH, DE, Vlotho ⁶	24,9
Stadtwerke Wadern GmbH, DE, Wadern ⁶	49
Stadtwerke Waltrop Netz GmbH & Co. KG, DE, Waltrop ⁶	25,1
Stadtwerke Weilburg GmbH, DE, Weilburg ⁶	20
Stadtwerke Weißenfels GmbH, DE, Weißenfels ⁶	24,5
Stadtwerke Wesel Strom-Netzgesellschaft mbH & Co. KG, DE, Wesel ⁶	25
Stadtwerke Wismar GmbH, DE, Wismar ⁵	49
Stadtwerke Wittenberge GmbH, DE, Wittenberge ⁶	22,7
Stadtwerke Wolfenbüttel GmbH, DE, Wolfenbüttel ⁶	26
Stadtwerke Wolmirstedt GmbH, DE, Wolmirstedt ⁶	49,4
Stadtwerke Wülfrath Netz GmbH & Co. KG, DE, Wülfrath ⁶	36
Stadtwerke Zeitz GmbH, DE, Zeitz ⁶	24,8
STAWAG Abwasser GmbH, DE, Aachen ²	100
STAWAG Infrastruktur Monschau GmbH & Co. KG, DE, Monschau ²	100
STAWAG Infrastruktur Monschau Verwaltungs GmbH, DE, Monschau ²	100
STAWAG Infrastruktur Simmerath GmbH & Co. KG, DE, Simmerath ²	100
STAWAG Infrastruktur Simmerath Verwaltungs GmbH, DE, Simmerath ²	100
STEAG Windpark Ullersdorf GmbH & Co. KG, DE, Jamlitz6	20,8
Stibbe Kälte-Klima-Technik GmbH & Co. KG, DE, Garbsen ²	100
Stoen Operator Sp. z o.o., PL, Warschau ¹	100
Stollberg Netz GmbH & Co. KG, DE, Stollberg ⁶	49
Strom Germering GmbH, DE, Germering ²	90
Stromnetz Diez GmbH und Co. KG, DE, Diez ⁶	25,1
Stromnetz Diez Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Diez ⁶	25,1
Stromnetz Essen GmbH & Co. KG, DE, Essen ⁴	50
Stromnetz Euskirchen GmbH & Co. KG, DE, Euskirchen ⁶	25,1
Stromnetz Friedberg GmbH & Co. KG, DE, Friedberg ⁶	49
Stromnetz Gersthofen GmbH & Co. KG, DE, Gersthofen ⁶	49
Stromnetz Günzburg GmbH & Co. KG, DE, Günzburg ⁶	49
Stromnetz Günzburg Verwaltungs GmbH, DE, Günzburg ⁶	49
Stromnetz Hallbergmoos GmbH & Co. KG, DE, Hallbergmoos ⁶	49
Stromnetz Hallbergmoos Verwaltungs GmbH, DE, Hallbergmoos ⁶	49
Stromnetz Hofheim GmbH & Co. KG, DE, Hofheim am Taunus ⁶	49
Stromnetz Hofheim Verwaltungs GmbH, DE, Hofheim am Taunus ⁶	49
Stromnetz Kulmbach GmbH & Co. KG, DE, Kulmbach ⁶	49
Stromnetz Kulmbach Verwaltungs GmbH, DE, Kulmbach ⁶	49
Stromnetz Neckargemünd GmbH, DE, Neckargemünd ⁶	49,9
Stromnetz Pulheim GmbH & Co. KG, DE, Pulheim ⁶	25,1
Stromnetz Pullach GmbH, DE, Pullach im Isartal ⁶	49
Stromnetz Traunreut GmbH & Co. KG, DE, Traunreut ⁶	49
Stromnetz Traunreut Verwaltungs GmbH, DE, Traunreut ⁶	49
Stromnetz Verbandsgemeinde Katzenelnbogen GmbH & Co. KG, DE, Katzenelnbogen ⁶	49
Stromnetz Verbandsgemeinde Katzenelnbogen Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Katzenelnbogen ⁶	49
Stromnetz VG Diez GmbH und Co. KG, DE, Altendiez ⁶	49
STROMNETZ VG DIEZ Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Altendiez ⁶	49
Stromnetz Weiden i. d. OPf. GmbH & Co. KG, DE, Weiden i. d. OPf. ⁶	49
Stromnetz Weilheim GmbH & Co. KG, DE, Regensburg ²	100
Stromnetz Weilheim Verwaltungs GmbH, DE, Regensburg ²	100
Stromnetz Würmtal GmbH & Co. KG, DE, Planegg ²	74,5
Stromnetz Würmtal Verwaltungs GmbH, DE, Planegg ²	100
Stromnetze Peiner Land GmbH, DE, Ilsede ⁶	49
Stromnetzgesellschaft Bad Salzdetfurth - Diekholzen mbH & Co. KG, DE, Bad Salzdetfurth ⁶	49
Stromnetzgesellschaft Barsinghausen GmbH & Co. KG, DE, Barsinghausen ⁶	49
Strom-Netzgesellschaft Bedburg GmbH & Co. KG, DE, Bedburg ⁶	25,1
Stromnetzgesellschaft Bramsche mbH & Co. KG, DE, Bramsche ⁶	25,1
Stromnetzgesellschaft Datteln GmbH & Co. KG, DE, Datteln ⁶	49
Strom-Netzgesellschaft Elsdorf GmbH & Co. KG, DE, Elsdorf ⁶	25,1
Stromnetzgesellschaft Gescher GmbH & Co. KG, DE, Gescher ⁶	25,1
Strom-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, DE, Kerpen ⁶	25,1
Strom-Netzgesellschaft Kreisstadt Bergheim GmbH & Co. KG, DE, Bergheim ⁶	25,1
Stromnetzgesellschaft Langenfeld mbH & Co. KG, DE, Langenfeld ⁶	49
Stromnetzgesellschaft Mettmann mbH & Co. KG, DE, Mettmann ⁶	25,1
Stromnetzgesellschaft Neuenhaus mbH & Co. KG, DE, Neuenhaus ⁶	49
Stromnetzgesellschaft Neuenhaus Verwaltungs-GmbH, DE, Neuenhaus ⁶	49
Stromnetzgesellschaft Neunkirchen-Seelscheid mbH & Co. KG, DE, Neunkirchen-Seelscheid ⁶	49
Stromnetzgesellschaft Schwalmtal mbH & Co. KG, DE, Schwalmtal ⁶	51
Stromnetzgesellschaft Seelze GmbH & Co. KG, DE, Seelze ⁶	49
Stromnetzgesellschaft Siegen GmbH & Co.KG, DE, Siegen ⁶	25,1
Strom-Netzgesellschaft Voerde mbH & Co. KG, DE, Voerde ⁶	25,1
Stromnetzgesellschaft Windeck mbH & Co. KG, DE, Windeck ⁶	49,9
Stromnetzgesellschaft Wunstorf GmbH & Co. KG, DE, Wunstorf ⁶	49
Stromversorgung Angermünde GmbH, DE, Angermünde ⁶	49
Stromversorgung Penzberg GmbH & Co. KG, DE, Penzberg ⁶	49
Stromversorgung Pfaffenhofen a. d. Ilm GmbH & Co. KG, DE, Pfaffenhofen ⁶	49
Stromversorgung Pfaffenhofen a. d. Ilm Verwaltungs GmbH, DE, Pfaffenhofen ⁶	49
Stromversorgung Ruhpolding Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Ruhpolding ²	100
Stromversorgung Unterschleißheim GmbH & Co. KG, DE, Unterschleißheim ⁶	49
Stromversorgung Unterschleißheim Verwaltungs GmbH, DE, Unterschleißheim ⁶	49
Stromverwaltung Schwalmtal GmbH, DE, Schwalmtal ⁶	51
strotög GmbH Strom aus Töging, DE, Töging am Inn ⁶	50
StWB Stadtwerke Brandenburg an der Havel GmbH & Co. KG, DE, Brandenburg an der Havel ⁵	36,8
StWB Verwaltungs GmbH, DE, Brandenburg an der Havel ⁶	36,8
SüdWasser GmbH, DE, Erlangen ²	100
Südwestfalen Netz-Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Netphen ⁶	49
Sustainable Energy Aschaffenburg GmbH, DE, München ²	100
Süwag Energie AG, DE, Frankfurt am Main ¹	77,6
Süwag Grüne Energien und Wasser AG & Co. KG, DE, Frankfurt am Main ¹	100
Süwag Management GmbH, DE, Frankfurt am Main ²	100
Süwag Vertrieb AG & Co. KG, DE, Frankfurt am Main ¹	100
SVH Stromversorgung Haar GmbH, DE, Haar ⁶	50
SVI-Stromversorgung Ismaning GmbH, DE, Ismaning ⁶	25,1
SVO Access GmbH, DE, Celle ¹	100
SVO Fischer electric GmbH, DE, Celle ²	67
SVO Holding GmbH, DE, Celle ¹	50,1
SVO Tiemann electric GmbH, DE, Celle ²	100
SVO Vertrieb GmbH, DE, Celle ¹	100
SVS-Versorgungsbetriebe GmbH, DE, Stadtlohn ⁴	30
SWG Glasfaser Netz GmbH, DE, Geesthacht ⁶	33,4
SWN Stadtwerke Neustadt GmbH, DE, Neustadt bei Coburg ⁶	25,1
SWS Energie GmbH, DE, Stralsund ⁵	49
SWT trilan GmbH, DE, Trier ⁶	26
SWTE Netz GmbH & Co. KG, DE, Ibbenbüren ⁵	33
SWTE Netz Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Ibbenbüren ⁶	33
Syna GmbH, DE, Frankfurt am Main ¹	100
Szczecińska Energetyka Cieplna Sp. z o.o., PL, Szczecin ¹	66,5
Szombathelyi Erőmű Zrt., HU, Budapest ²	80
Szombathelyi Távhőszolgáltató Kft., HU, Szombathely ⁶	25
Täby Fjärrvärme AB, SE, Upplands Väsby ²	100
TCA Sustainable Energy Solutions GmbH, DE, Unterschleißheim ⁶	50
Technische Werke Naumburg GmbH, DE, Naumburg (Saale) ⁶	47
The Power Generation Company Limited, GB, Coventry ²	100
TNA Talsperren- und Grundwasser-Aufbereitungs- und Vertriebsgesellschaft mbH, DE, Nonnweiler ⁶	22,8
TRANSELEKTRO, s.r.o., SK, Košice ⁶	25,5
TraveNetz GmbH, DE, Lübeck ⁵	25,1
Trinkwasserverbund Niederrhein TWN GmbH, DE, Grevenbroich ⁶	33,3
Trocknungsanlage Zolling GmbH & Co. KG, DE, Zolling ⁶	33,3
Trocknungsanlage Zolling Verwaltungs GmbH, DE, Zolling ⁶	33,3
TWE Technische Werke der Gemeinde Ensdorf GmbH, DE, Ensdorf ⁶	49
TWL Technische Werke der Gemeinde Losheim GmbH, DE, Losheim am See ⁶	49,9
TWM Technische Werke der Gemeinde Merchweiler Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Merchweiler ⁶	49
TWRS Technische Werke der Gemeinde Rehlingen-Siersburg GmbH, DE, Rehlingen-Siersburg ⁶	35
TWS Technische Werke der Gemeinde Saarwellingen GmbH, DE, Saarwellingen ⁶	51
Überlandwerk Krumbach Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Krumbach ¹	74,6
Überlandwerk Leinetal GmbH, DE, Gronau ⁶	48
Überlandwerk Mittelbaden GmbH & Co. KG, DE, Lahr ⁴	37,8
Überlandwerk Mittelbaden Verwaltungs-GmbH, DE, Lahr ⁶	37,8
Ultra-Fast Charging Venture Scandinavia ApS, DK, Kopenhagen ⁶	50
Umspannwerk Miltzow-Mannhagen GbR, DE, Sundhagen ⁶	26,8
Union Grid s.r.o., CZ, Prag ⁶	34
Untere Iller GmbH, DE, Landshut ⁶	40
Untermain EnergieProjekt AG & Co. KG., DE, Kelsterbach ⁶	49
Untermain Erneuerbare Energien GmbH, DE, Raunheim ⁶	25
URANIT GmbH, DE, Jülich ⁴	50
Urban Energy Solutions GmbH, DE, Köln ⁶	50
Vandebron Energie B.V., NL, Amsterdam ¹	100
VEM Neue Energie Muldental GmbH & Co. KG, DE, Markkleeberg ⁶	50
Versorgungsbetrieb Waldbüttelbrunn GmbH, DE, Waldbüttelbrunn ⁶	49
Versorgungsbetriebe Helgoland GmbH, DE, Helgoland ⁶	49
Versorgungskasse Energie (VVaG) i. L., DE, Hannover ⁶	69,6
Versuchsatomkraftwerk Kahl GmbH, DE, Karlstein ⁶	20
Verteilnetz Plauen GmbH, DE, Plauen ¹	100
Verteilnetze Energie Weißenhorn GmbH & Co.KG, DE, Weißenhorn ⁶	35
Verwaltungsgesellschaft Dorsten Netz mbH, DE, Dorsten ⁶	49
Verwaltungsgesellschaft Energie Weißenhorn GmbH, DE, Weißenhorn ⁶	35
Verwaltungsgesellschaft Energieversorgung Timmendorfer Strand mbH, DE, Timmendorfer Strand ²	51
Verwaltungsgesellschaft GKW Dillingen mbH, DE, Dillingen ⁶	25,2
Verwaltungsgesellschaft Scharbeutzer Energie- und Netzgesellschaft mbH, DE, Scharbeutz ²	51
"Veszprém-Kogeneráció" Energiatermelő Zrt., HU, Budapest ²	100
Visualix GmbH i. L., DE, Berlin ⁶	25
VKB-GmbH, DE, Neunkirchen ¹	50
Volta Limburg B.V., NL, Schinnen ¹	100
Volta Service B.V., NL, Schinnen ¹	100
Volta Solar B.V., NL, Heerlen ¹	100
VOLTARIS GmbH, DE, Maxdorf ⁶	50
VSE - Windpark Merchingen GmbH & Co. KG, DE, Saarbrücken ²	100
VSE - Windpark Merchingen VerwaltungsGmbH, DE, Saarbrücken ²	100
VSE Agentur GmbH, DE, ^{Saarbrücken2}	100
VSE Aktiengesellschaft, DE, Saarbrücken ¹	51,4
VSE Call centrum s.r.o., SK, Košice ²	100
VSE Ekoenergia, s.r.o., SK, Košice ²	100
VSE NET GmbH, DE, Saarbrücken ¹	100
VSE Solutions s.r.o., SK, Bratislava ²	100
VSE Verteilnetz GmbH, DE, Saarbrücken ¹	100
VSE-Stiftung Gemeinnützige Gesellschaft zur Förderung von Bildung, Erziehung, Kunst und Kultur mbH, DE, Saarbrücken ²	100
Východoslovenská distribucná, a.s., SK, Košice ¹	100
Východoslovenská energetika a.s., SK, Košice ¹	100
Východoslovenská energetika Holding a.s., SK, Košice ^1,9	49
Wärmeenergie Verwaltungs GmbH, DE, Essen ²	100
Wärmeversorgung Limburg GmbH, DE, Limburg an der Lahn ⁶	50
Wärmeversorgung Mücheln GmbH, DE, Mücheln (Geiseltal) ⁶	49
Wärmeversorgung Schenefeld GmbH, DE, Schenefeld ⁶	40
Wärmeversorgung Schwaben GmbH, DE, Augsburg ²	100
Wärmeversorgung Wachau GmbH, DE, Markkleeberg ⁶	49
Wärmeversorgung Würselen GmbH, DE, Stolberg/RhId. ²	100
Wärmeversorgungsgesellschaft Königs Wusterhausen mbH, DE, Königs Wusterhausen ²	50,1
Wasser- und Abwassergesellschaft Vienenburg mbH, DE, Goslar ⁶	49
Wasserkraft Baierbrunn GmbH, DE, Unterschleißheim ⁶	50
Wasserkraft Farchet GmbH, DE, Bad Tölz ²	60
Wasserkraftnutzung im Landkreis Gifhorn GmbH, DE, Müden/Aller ⁶	50
Wassernetzgesellschaft Erft GmbH & Co. KG, DE, Bergheim ⁶	51
Wasser-Netzgesellschaft Kolpingstadt Kerpen GmbH & Co. KG, DE, Kerpen ⁶	25,1
Wasserverbund Niederrhein Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Moers ⁶	38,5
Wasserversorgung Main-Taunus GmbH, DE, Frankfurt am Main ⁶	49
Wasserversorgung Sarstedt GmbH, DE, Sarstedt ⁶	49
Wasserzweckverband der Gemeinde Nalbach, DE, Nalbach ⁶	49
WB Wärme Berlin GmbH, DE, Schönefeld ⁶	51
WEA Schönerlinde GbR mbH Kiepsch & Bosse & Beteiligungsges. e.disnatur mbH, DE, Berlin ²	70
weeenergie GmbH, DE, Dresden ⁶	40
Weissmainkraftwerk Röhrenhof Aktiengesellschaft, DE, Bad Berneck ²	93,5
WEK Windenergie Kolkwitz GmbH & Co. KG, DE, Kolkwitz ²	100
Welver Netz GmbH & Co. KG, DE, Welver ⁶	49
Wendelsteinbahn Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Brannenburg am Inn ²	100
Wendelsteinbahn Verteilnetz GmbH, DE, Brannenburg am Inn ²	100
werkkraft GmbH, DE, München ⁶	50
Werne Netz GmbH & Co. KG, DE, Werne ⁶	49
Westconnect GmbH, DE, Essen ⁴	50
Westenergie AG, DE, Essen ¹	100
Westenergie Aqua GmbH, DE, Mülheim an der Ruhr ^{1, 8}	100
Westenergie Metering GmbH, DE, Mülheim an der Ruhr ¹	100
Westenergie Netzservice GmbH, DE, Dortmund ¹	100
Westenergie Rheinhessen Beteiligungs GmbH, DE, Essen ^{1, 8}	100
Westerwald-Netz GmbH, DE, Betzdorf-Alsdorf ¹	100
Westnetz Asset Komplementär GmbH, DE, Essen ²	100
Westnetz GmbH, DE, Dortmund ¹	100
Westnetz Immobilien GmbH & Co. KG, DE, Essen ^{1, 8}	100
Westnetz Kommunikationsleitungen GmbH & Co. KG, DE, Essen ¹	100
WET Windenergie Trampe GmbH & Co. KG, DE, Lützen ²	100
WEVG Salzgitter GmbH & Co. KG, DE, Salzgitter ¹	50,2
WEVG Verwaltungs GmbH, DE, Salzgitter ²	50,2
WGK Windenergie Großkorbetha GmbH & Co. KG, DE, Lützen ²	75
WHP Tiefbaugesellschaft mbH & Co. KG, DE, Mönchengladbach ²	100
WHP Verwaltungs GmbH, DE, Mönchengladbach ²	100
Willems Koeltechniek B.V., NL, Beek ¹	100
Windeck Energie GmbH, DE, Windeck ⁶	49,9
Windenergie Briesensee GmbH, DE, Neu Zauche ⁶	31,5
Windenergie Frehne GmbH & Co. KG, DE, Lützen ⁶	41,0
Windenergie Frehne Management GmbH, DE, Lützen ²	100
Windenergie Leinetal GmbH & Co. KG, DE, Freden (Leine) ⁶	26,2
Windenergie Leinetal Verwaltungs GmbH, DE, Freden (Leine) ⁶	24,9
Windenergie Merzig GmbH, DE, Merzig ⁶	20
Windenergie Osterburg GmbH & Co. KG, DE, Osterburg (Altmark) ⁶	49
Windenergie Osterburg Verwaltungs GmbH, DE, Osterburg (Altmark) ⁶	49
Windenergie Schermbeck-Rüste GmbH & Co. KG, DE, Schermbeck ⁶	20,3
Windenergiepark Heidenrod GmbH, DE, Heidenrod ⁶	45
WINDENERGIEPARK WESTKÜSTE GmbH, DE, Kaiser-Wilhelm-Koog ²	80
Windkraft Hochheim GmbH & Co. KG, DE, Lützen ²	90
Windkraft Jerichow-Mangelsdorf I GmbH & Co. KG, DE, Burg ⁶	25,1
Windpark Anhalt-Süd (Köthen) OHG, DE, Potsdam ²	83,3
Windpark Büschdorf GmbH, DE, Perl ²	51
Windpark Eschweiler Beteiligungs GmbH, DE, Stolberg/RhId. ⁶	55,1
Windpark Hof Tatschow GmbH & Co. KG, DE, Potsdam ²	100
Windpark Jüchen & NEW GmbH & Co. KG, DE, Jüchen ²	51
Windpark Jüchen & NEW Verwaltung GmbH, DE, Jüchen ²	51
Windpark Losheim-Britten GmbH, DE, Losheim am See ⁶	50
Windpark Lützen GmbH & Co. KG, DE, Lützen ²	100
Windpark Mallnow GmbH & Co. KG, DE, Potsdam ²	100
WINDPARK Mutzschen OHG, DE, Potsdam ²	77,8
Windpark Naundorf OHG, DE, Potsdam ²	66,7
Windpark Nohfelden-Eisen GmbH, DE, Nohfelden ⁶	50
Windpark Oberthal GmbH, DE, Oberthal ⁶	35
Windpark Paffendorf GmbH & Co. KG, DE, Bergheim ⁶	49
Windpark Perl GmbH, DE, Perl ⁶	42
Windpark Verwaltungsgesellschaft mbH, DE, Lützen ²	100
Windpark Wadern-Felsenberg GmbH, DE, Wadern ²	100
WKH Windkraft Hochheim Management GmbH, DE, Lützen ²	100
WLN Wasserlabor Niederrhein GmbH, DE, Mönchengladbach ⁶	45
WPB Windpark Börnicke GmbH & Co. KG, DE, Lützen ²	100
WUN Pellets GmbH, DE, Wunsiedel ⁶	25,1
WVG - Warsteiner Verbundgesellschaft mbH, DE, Warstein ⁶	25,1
WVL Wasserversorgung Losheim GmbH, DE, Losheim am See ⁶	49,9
WVM Wärmeversorgung Maßbach GmbH, DE, Maßbach ⁶	22,2
WVW Wasser- und Energieversorgung Kreis St. Wendel Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, St. Wendel ⁶	28,1
WWS Wasserwerk Saarwellingen GmbH, DE, Saarwellingen ⁶	49
WWW Wasserwerk Wadern GmbH, DE, Wadern ⁶	49
Zagrebacke otpadne vode d.o.o., HR, Zagreb ⁴	48,5
Zagrebacke otpadne vode-upravljanje i pogon d.o.o., HR, Zagreb ⁶	29
Západoslovenská energetika a.s. (ZSE), SK, Bratislava ⁴	49
ZonnigBeheer B.V., NL, Lelystad ¹	100
Zwickauer Energieversorgung GmbH, DE, Zwickau ⁵	27

¹⁾ konsolidiertes verbundenes Unternehmen
²⁾ nicht konsolidiertes verbundenes Unternehmen aufgrund untergeordneter Bedeutung (bewertet zu Anschaffungskosten)
³⁾ gemeinsame Tätigkeiten nach IFRS 11
⁴⁾ Gemeinschaftsunternehmen nach IFRS 11
⁵⁾ assoziiertes Unternehmen (bewertet nach Equity-Methode)
⁶⁾ assoziiertes Unternehmen (nicht bewertet nach Equity-Methode aufgrund untergeordneter Bedeutung)
⁷⁾ Beteiligungen gemäß § 313 Abs. 2 Nr. 5 HGB
⁸⁾ Für die Gesellschaft wird § 264 (3) HGB bzw. § 264b HGB in Anspruch genommen.
⁹⁾ Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung
¹⁰⁾ keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
¹¹⁾ maßgeblicher Einfluss über mittelbare Vereinbarung
¹²⁾ strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12
¹³⁾ verbundenes Unternehmen, das vom E.ON Pension Trust e.V. für Rechnung der MEON Pensions GmbH & Co. KG gehalten wird
¹⁴⁾ übrige Beteiligung, die vom E.ON Pension Trust e.V. für Rechnung der MEON Pensions GmbH & Co. KG gehalten wird

Angaben zum Beteiligungsbesitz gemäß § 313 Abs. 2 HGB (Stand 31. Dez. 2022)

Gesellschaft, Sitz	Kapitalanteil %
Sondervermögen
HANSEFONDS, DE, Düsseldorf ¹	100,0
MI-FONDS 178, DE, Frankfurt am Main ¹	100,0
MI-FONDS F55, DE, Frankfurt am Main ¹	100,0
MI-FONDS G55, DE, Frankfurt am Main ¹	100,0
MI-FONDS J55, DE, Frankfurt am Main ¹	100,0
MI-FONDS K55, DE, Frankfurt am Main ¹	100,0
OB 2, DE, Düsseldorf ¹	100,0
OB 5, DE, Düsseldorf ¹	100,0

Gesellschaft, Sitz	Kapitalanteil %	Eigenkapital Mio €	Ergebnis Mio €
Beteiligungen gemäß § 313 Abs. 2 Nr. 5 HGB
BEW Bergische Energie- und Wasser-Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Wipperfürth ⁷	19,5	35,0	5,1
Energieversorgung Limburg Gesellschaft mit beschränkter Haftung, DE, Limburg an der Lahn ⁷	10,0	29,0	4,3
e-werk Sachsenwald GmbH, DE, Reinbek ⁷	16,0	32,3	4,5
Herzo Werke GmbH, DE, Herzogenaurach ⁷	19,9	20,3	-
infra fürth gmbh, DE, Fürth ⁷	19,9	79,6	-
Nord Stream AG, CH, Zug ^{7, 14}	15,5	3.360,7	467,8
PSI Software AG, DE, Berlin ⁷	17,8	98,2	12,5
Stadtwerke Bamberg Energie- und Wasserversorgungs GmbH, DE, Bamberg ⁷	10,0	30,1	-
Stadtwerke Detmold GmbH, DE, Detmold ⁷	12,5	31,5	-
Stadtwerke Hof Energie+Wasser GmbH, DE, Hof ⁷	19,9	22,1	-
Stadtwerke Neuss Energie und Wasser GmbH, DE, Neuss ⁷	17,5	88,3	-
Stadtwerke Straubing Strom und Gas GmbH, DE, Straubing ⁷	19,9	15,8	-
Stadtwerke Wertheim GmbH, DE, Wertheim ⁷	10,0	20,5	-
SWT Stadtwerke Trier Versorgungs-GmbH, DE, Trier ⁷	18,7	57,3	-

¹⁾ konsolidiertes verbundenes Unternehmen
²⁾ nicht konsolidiertes verbundenes Unternehmen aufgrund untergeordneter Bedeutung (bewertet zu Anschaffungskosten)
³⁾ gemeinsame Tätigkeiten nach IFRS 11
⁴⁾ Gemeinschaftsunternehmen nach IFRS 11
⁵⁾ assoziiertes Unternehmen (bewertet nach Equity-Methode)
⁶⁾ assoziiertes Unternehmen (nicht bewertet nach Equity-Methode aufgrund untergeordneter Bedeutung)
⁷⁾ Beteiligungen gemäß § 313 Abs. 2 Nr. 5 HGB
⁸⁾ Für die Gesellschaft wird § 264 (3) HGB bzw. § 264b HGB in Anspruch genommen.
⁹⁾ Beherrschung durch gesellschaftsvertragliche Vereinbarung
¹⁰⁾ keine Beherrschung aufgrund gesellschaftsvertraglicher Vereinbarung
¹¹⁾ maßgeblicher Einfluss über mittelbare Vereinbarung
¹²⁾ strukturierte Einheit gemäß IFRS 10 und 12
¹³⁾ verbundenes Unternehmen, das vom E.ON Pension Trust e.V. für Rechnung der MEON Pensions GmbH & Co. KG gehalten wird
¹⁴⁾ übrige Beteiligung, die vom E.ON Pension Trust e.V. für Rechnung der MEON Pensions GmbH & Co. KG gehalten wird

Weitere Informationen

Versicherung der gesetzlichen Vertreter

Wir versichern nach bestem Wissen, dass gemäß den anzuwendenden Rechnungslegungsgrundsätzen der Konzernabschluss ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt und im Konzernlagebericht, der mit dem Lagebericht der Gesellschaft zusammengefasst ist, der Geschäftsverlauf einschließlich des Geschäftsergebnisses und die Lage des Konzerns so dargestellt sind, dass ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild vermittelt wird, sowie die wesentlichen Chancen und Risiken der voraussichtlichen Entwicklung des Konzerns beschrieben sind.

Essen, den 6. März 2023

Der Vorstand

Birnbaum

König

Lammers

Ossadnik

Spieker

Bestätigungsvermerk des unabhängigen Abschlussprüfers

An die E.ON SE, Essen

Vermerk über die Prüfung des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts

Prüfungsurteile

Wir haben den Konzernabschluss der E.ON SE und ihrer Tochtergesellschaften (der Konzern) - bestehend aus der Gewinn- und Verlustrechnung, der Aufstellung der im Eigenkapital erfassten Erträge und Aufwendungen, der Bilanz, der Kapitalflussrechnung und der Entwicklung des Eigenkapitals für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 sowie dem Anhang, einschließlich einer Zusammenfassung bedeutsamer Rechnungslegungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Bericht über die Lage der Gesellschaft und des Konzerns (im Folgenden "zusammengefasster Lagebericht") der E.ON SE für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 geprüft.

Die im Abschnitt "Sonstige Informationen" unseres Bestätigungsvermerks genannten Bestandteile des zusammengefassten Lageberichts haben wir in Einklang mit den deutschen gesetzlichen Vorschriften nicht inhaltlich geprüft.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse

―

entspricht der beigefügte Konzernabschluss in allen wesentlichen Belangen den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens- und Finanzlage des Konzerns zum 31. Dezember 2022 sowie seiner Ertragslage für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 und

―

vermittelt der beigefügte zusammengefasste Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns. In allen wesentlichen Belangen steht dieser zusammengefasste Lagebericht in Einklang mit dem Konzernabschluss, entspricht den deutschen gesetzlichen Vorschriften und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar. Unser Prüfungsurteil zum zusammengefassten Lagebericht erstreckt sich nicht auf den Inhalt der im Abschnitt "Sonstige Informationen" genannten Bestandteile des zusammengefassten Lageberichts

Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts geführt hat.

Grundlage für die Prüfungsurteile

Wir haben unsere Prüfung des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-Abschlussprüferverordnung (Nr. 537/2014; im Folgenden "EU-APrVO") unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von den Konzernunternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den europarechtlichen sowie den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Darüber hinaus erklären wir gemäß Artikel 10 Abs. 2 Buchst. f) EU-APrVO, dass wir keine verbotenen Nichtprüfungsleistungen nach Artikel 5 Abs. 1 EU-APrVO erbracht haben. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum zusammengefassten Lagebericht zu dienen.

Besonders wichtige Prüfungssachverhalte in der Prüfung des Konzernabschlusses

Besonders wichtige Prüfungssachverhalte sind solche Sachverhalte, die nach unserem pflichtgemäßen Ermessen am bedeutsamsten in unserer Prüfung des Konzernabschlusses für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 waren. Diese Sachverhalte wurden im Zusammenhang mit unserer Prüfung des Konzernabschlusses als Ganzem und bei der Bildung unseres Prüfungsurteils hierzu berücksichtigt; wir geben kein gesondertes Prüfungsurteil zu diesen Sachverhalten ab.

Der Ansatz und die Bewertung der Drohverlustrückstellungen aus absatzbezogenen Gas- und Stromlieferverträgen

Zu den angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsgrundlagen verweisen wir auf den Konzernanhang Ziffer [1] sowie Ziffer [26]. Erläuterungen zur Entwicklung der Strom- und Gaspreise im Geschäftsjahr finden sich im zusammengefassten Lagebericht im Wirtschaftsbericht.

DAS RISIKO FÜR DEN ABSCHLUSS

Die E.ON SE hat zum 31. Dezember 2022 im Konzernabschluss in den übrigen Rückstellungen Drohverlustrückstellungen in Höhe von EUR 3,2 Mrd für schwebende Absatzgeschäfte ausgewiesen. Darüber hinaus hat die E.ON SE in den sonstigen betrieblichen Vermögenswerten Marktwerte in Höhe von EUR 29,2 Mrd sowie in den Betrieblichen Verbindlichkeiten Marktwerte in Höhe von EUR 26,3 Mrd für Beschaffungs- und Absatzgeschäfte erfasst, die nach den Vorschriften des IFRS 9: Finanzinstrumente zum beizulegenden Zeitwert bilanziert werden.

Voraussetzung für den Ansatz von Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften ist, dass eine gegenwärtige Außenverpflichtung besteht, die wahrscheinlich zum Abfluss von Ressourcen mit wirtschaftlichem Nutzen führt und verlässlich geschätzt werden kann. Die Höhe der Rückstellungen bestimmt sich dabei nach der bestmöglichen Schätzung des Betrags, mit dem die unvermeidbaren Kosten der Vertragserfüllung den erwarteten wirtschaftlichen Nutzen des Vertrags, also für Absatzgeschäfte in der Regel den vereinbarten Absatzpreis, übersteigen. Im E.ON Konzern bestehen für die Absatzverpflichtungen des Konzerns gegenüber seinen Strom- und Gaskunden sowohl Beschaffungsgeschäfte, die nach den sog. own-use-Regelungen des IFRS 9 nicht als Finanzinstrumente bilanziert werden, als auch die oben genannten Beschaffungsgeschäfte, die als Finanzinstrumente mit ihren gegenwärtig hohen positiven Marktwerten bilanziert werden. Eine direkte Zuordnung von Beschaffungsgeschäften zu einzelnen Absatzverpflichtungen ist bei Strom- und Gasversorgungsunternehmen in der Regel, und so auch im E.ON Konzern, nicht möglich.

Der Ansatz und die Bewertung der angesetzten Rückstellungen für drohende Verluste für schwebende Absatzgeschäfte - unter Berücksichtigung der verschiedenen Beschaffungsgeschäfte des E.ON Konzerns - beruhen folglich auf komplexen Allokationen und Berechnungen für die Absatzportfolien des E.ON Konzerns sowie ermessensabhängigen Einschätzungen der gesetzlichen Vertreter, bspw. zu zukünftig erwarteten Deckungsbeiträgen der Absatzportfolien.

Es besteht das Risiko für den Konzernabschluss, dass die Rückstellungen nicht oder nicht in ausreichendem Maße gebildet werden.

UNSERE VORGEHENSWEISE IN DER PRÜFUNG

In einem ersten Schritt haben wir uns ein Verständnis über den Prozess des E.ON Konzerns zur Erfassung der genannten Drohverlustrückstellungen verschafft.

Im Anschluss daran haben wir die Angemessenheit, Einrichtung und Wirksamkeit von Kontrollen beurteilt, die der E.ON Konzern zur Sicherstellung der vollständigen Erhebung der Daten zur Berechnung der Drohverlustrückstellungen eingerichtet hat. Soweit zur Ermittlung und Zusammenführung der relevanten Daten IT-Verarbeitungssysteme zum Einsatz kamen, haben wir unter Einbindung unserer IT-Spezialisten die Wirksamkeit der Regelungen und Verfahrensweisen, die sich auf eine Vielzahl von IT-Anwendungen beziehen und die Wirksamkeit von Anwendungskontrollen unterstützen, getestet. Zudem haben wir die Angemessenheit und Einrichtung von Kontrollen beurteilt, die der E.ON Konzern eingerichtet hat, um sicherzustellen, dass angemessene Annahmen getroffen werden.

Darüber hinaus haben wir die Angemessenheit der wesentlichen Daten und Annahmen sowie der Berechnungsmethode der Gesellschaft beurteilt. Dazu haben wir die Bilanzierung und Allokationen der Beschaffungsgeschäfte nachvollzogen sowie die erwartete Margen- und Ergebnisentwicklung in den verschiedenen Absatzportfolien des E.ON Konzerns mit den Planungsverantwortlichen erörtert. Außerdem haben wir Abstimmungen mit anderen intern verfügbaren Prognosen, z. B. dem von den gesetzlichen Vertretern erstellten und vom Aufsichtsrat genehmigten Budget bzw. der Mittelfristplanung vorgenommen. Darüber hinaus haben wir in risikoorientiert ausgewählten Absatzmärkten des E.ON Konzerns die Konsistenz der Annahmen in Bezug auf die Absatzmengen (und daraus entstehenden unvermeidbaren Kosten), z. B. hinsichtlich Vertragsanpassungsmöglichkeiten, mit den regulatorischen Rahmenbedingungen der jeweiligen Märkte beurteilt. Zur Sicherstellung der rechnerischen Richtigkeit der verwendeten Bewertungsmethode haben wir die Berechnungen der Gesellschaft auf Basis risikoorientiert ausgewählter Elemente nachvollzogen.

UNSERE SCHLUSSFOLGERUNGEN

Die Berechnungen der Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Absatzgeschäften sind sachgerecht. Die von den gesetzlichen Vertretern getroffenen Annahmen sind angemessen.

Die Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte

Zu den angewandten Bilanzierungs- und Bewertungsgrundlagen verweisen wir auf den Konzernanhang Ziffer [1]. Angaben zu den verwendeten Annahmen sowie zur Höhe der Geschäfts- oder Firmenwerte finden sich im Konzernanhang unter Ziffer [15].

DAS RISIKO FÜR DEN ABSCHLUSS

Die Geschäfts- oder Firmenwerte betragen zum 31. Dezember 2022 EUR 17,0 Mrd und haben mit 78 % des Konzerneigenkapitals eine erhebliche Bedeutung für die Vermögenslage.

Die Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte wird jährlich anlassunabhängig überprüft. Ergeben sich unterjährig Anhaltspunkte für Wertminderungen, wird zudem unterjährig ein anlassbezogener Goodwill-Impairment-Test durchgeführt. Die Geschäfts- oder Firmenwerte sind den zahlungsmittelgenerierenden Einheiten bzw. Gruppen zahlungsmittelgenerierender Einheiten zugeordnet, welche im E.ON-Konzern grundsätzlich den Geschäftssegmenten entsprechen. Für den Goodwill-Impairment-Test wird der Buchwert mit dem erzielbaren Betrag der jeweiligen zahlungsmittelgenerierenden Einheiten bzw. Gruppen zahlungsmittelgenerierender Einheiten verglichen. Liegt der Buchwert über dem erzielbaren Betrag, ergibt sich ein Abwertungsbedarf. Der erzielbare Betrag wird bei E.ON zunächst als beizulegender Zeitwert abzüglich Kosten der Veräußerung ermittelt.

Die Werthaltigkeitsprüfung der Geschäfts- oder Firmenwerte ist komplex und beruht auf einer Reihe ermessensbehafteter Annahmen. Hierzu zählen unter anderem die erwartete Geschäfts- und Ergebnisentwicklung der Geschäftssegmente für die in der Regel nächsten drei bis fünf Jahre, die unterstellten langfristigen Wachstumsraten und der verwendete Abzinsungssatz.

Als Ergebnis der durchgeführten Werthaltigkeitsprüfungen hat die Gesellschaft keinen wesentlichen Wertminderungsbedarf festgestellt.

Es besteht das Risiko für den Konzernabschluss, dass eine zum Abschlussstichtag bestehende Wertminderung nicht erkannt wurde. Außerdem besteht das Risiko, dass die damit zusammenhängenden Anhangangaben nicht vollständig sind.

UNSERE VORGEHENSWEISE IN DER PRÜFUNG

Zunächst haben wir uns durch Erläuterungen von Mitarbeitern der Finanzorganisation sowie Würdigung der Dokumentationen der Gesellschaft ein Verständnis über den Prozess zur Beurteilung der Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte verschafft. Unter Einbezug unserer Bewertungsspezialisten haben wir unter anderem die Angemessenheit der wesentlichen Annahmen sowie der Berechnungsmethode der Gesellschaft beurteilt. Dazu haben wir die erwartete Geschäfts- und Ergebnisentwicklung sowie die unterstellten langfristigen Wachstumsraten mit den Planungsverantwortlichen erörtert und validiert. Außerdem haben wir Abstimmungen mit anderen intern verfügbaren Prognosen und dem von den gesetzlichen Vertretern erstellten und vom Aufsichtsrat genehmigten Budget für das Folgejahr und der vom Aufsichtsrat zur Kenntnis genommenen Mittelfristplanung vorgenommen. Darüber hinaus haben wir die Konsistenz der Annahmen mit externen Markteinschätzungen beurteilt.

Ferner haben wir uns von der bisherigen Prognosegüte der Gesellschaft überzeugt, indem wir Planungen früherer Geschäftsjahre mit den tatsächlich realisierten Ergebnissen verglichen und Abweichungen analysiert haben. Wir haben die den Kapitalkostensätzen zugrunde liegenden Annahmen und Daten, insbesondere den risikofreien Zinssatz, die Marktrisikoprämie, die Länderrisikoprämie und den Betafaktor, mit eigenen Annahmen und öffentlich verfügbaren Daten verglichen.

Zur Beurteilung der methodisch und mathematisch sachgerechten Umsetzung der Bewertungsmethode haben wir die von der Gesellschaft vorgenommene Bewertung anhand eigener Berechnungen nachvollzogen und Abweichungen analysiert.

Um der bestehenden Prognoseunsicherheit und dem vorgezogenen Stichtag für die Werthaltigkeitsprüfung Rechnung zu tragen, haben wir die Auswirkungen möglicher Veränderungen des Abzinsungssatzes, der Ergebnisentwicklung bzw. der langfristigen Wachstumsrate auf den erzielbaren Betrag untersucht, indem wir alternative Szenarien berechnet und mit den Werten der Gesellschaft verglichen haben (Sensitivitätsanalyse).

Schließlich haben wir beurteilt, ob die Anhangangaben zur Werthaltigkeit der Geschäfts- oder Firmenwerte sachgerecht sind.

UNSERE SCHLUSSFOLGERUNGEN

Die der Werthaltigkeitsprüfung der Geschäfts- oder Firmenwerte zugrunde liegende Berechnungsmethode ist sachgerecht und steht im Einklang mit den anzuwendenden Bewertungsgrundsätzen.

Die der Bewertung zugrunde liegenden Annahmen und Daten der Gesellschaft sind angemessen.

Die damit zusammenhängenden Anhangangaben sind sachgerecht.

Sonstige Informationen

Der Vorstand bzw. der Aufsichtsrat ist für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen die folgenden nicht inhaltlich geprüften Bestandteile des zusammengefassten Lageberichts:

―	die als "nicht Bestandteil der gesetzlichen Abschlussprüfung" gekennzeichneten Abschnitte und die dort enthaltenen und somit als ungeprüft gekennzeichneten Angaben, und
―	die zusammengefasste Erklärung zur Unternehmensführung der Gesellschaft und des Konzerns, die in Abschnitt "Erklärung zur Unternehmensführung" des zusammengefassten Lageberichts enthalten ist.

Die sonstigen Informationen umfassen zudem die übrigen Teile des Geschäftsberichts. Die sonstigen Informationen umfassen nicht den Konzernabschluss, die inhaltlich geprüften Angaben im zusammengefassten Lagebericht sowie unseren dazugehörigen Bestätigungsvermerk.

Unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum zusammengefassten Lagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab.

Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die oben genannten sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen

―	wesentliche Unstimmigkeiten zum Konzernabschluss, zu den inhaltlich geprüften Angaben im zusammengefassten Lagebericht oder unseren bei der Prüfung erlangten Kenntnissen aufweisen oder
―	anderweitig wesentlich falsch dargestellt erscheinen.

Verantwortung des Vorstands und des Aufsichtsrats für den Konzernabschluss und den zusammengefassten Lagebericht

Der Vorstand ist verantwortlich für die Aufstellung des Konzernabschlusses, der den IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und den ergänzend nach § 315e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Konzernabschluss unter Beachtung dieser Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage des Konzerns vermittelt. Ferner ist der Vorstand verantwortlich für die internen Kontrollen, die er als notwendig bestimmt hat, um die Aufstellung eines Konzernabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen falschen Darstellungen aufgrund von dolosen Handlungen (d. h. Manipulationen der Rechnungslegung und Vermögensschädigungen) oder Irrtümern ist.

Bei der Aufstellung des Konzernabschlusses ist der Vorstand dafür verantwortlich, die Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren hat er die Verantwortung, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus ist er dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, es sei denn, es besteht die Absicht den Konzern zu liquidieren oder der Einstellung des Geschäftsbetriebs oder es besteht keine realistische Alternative dazu.

Außerdem ist der Vorstand verantwortlich für die Aufstellung des zusammengefassten Lageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner ist der Vorstand verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die er als notwendig erachtet hat, um die Aufstellung eines zusammengefassten Lageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen, und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im zusammengefassten Lagebericht erbringen zu können.

Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses des Konzerns zur Aufstellung des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Konzernabschluss als Ganzes frei von wesentlichen falschen Darstellungen aufgrund von dolosen Handlungen oder Irrtümern ist, und ob der zusammengefasste Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage des Konzerns vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Konzernabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum zusammengefassten Lagebericht beinhaltet.

Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB und der EU-APrVO unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus dolosen Handlungen oder Irrtümern resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Konzernabschlusses und zusammengefassten Lageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen.

Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus

―	identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher falscher Darstellungen im Konzernabschluss und im zusammengefassten Lagebericht aufgrund von dolosen Handlungen oder Irrtümern, planen und führen Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch sowie erlangen Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zu dienen. Das Risiko, dass aus dolosen Handlungen resultierende wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, ist höher als das Risiko, dass aus Irrtümern resultierende wesentliche falsche Darstellungen nicht aufgedeckt werden, da dolose Handlungen kollusives Zusammenwirken, Fälschungen, beabsichtigte Unvollständigkeiten, irreführende Darstellungen bzw. das Außerkraftsetzen interner Kontrollen beinhalten können.
―	gewinnen wir ein Verständnis von dem für die Prüfung des Konzernabschlusses relevanten internen Kontrollsystem und den für die Prüfung des zusammengefassten Lageberichts relevanten Vorkehrungen und Maßnahmen, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Systeme abzugeben.
―	beurteilen wir die Angemessenheit der vom Vorstand angewandten Rechnungslegungsmethoden sowie die Vertretbarkeit der vom Vorstand dargestellten geschätzten Werte und damit zusammenhängenden Angaben.
―	ziehen wir Schlussfolgerungen über die Angemessenheit des vom Vorstand angewandten Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit sowie, auf der Grundlage der erlangten Prüfungsnachweise, ob eine wesentliche Unsicherheit im Zusammenhang mit Ereignissen oder Gegebenheiten besteht, die bedeutsame Zweifel an der Fähigkeit des Konzerns zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit aufwerfen können. Falls wir zu dem Schluss kommen, dass eine wesentliche Unsicherheit besteht, sind wir verpflichtet, im Bestätigungsvermerk auf die dazugehörigen Angaben im Konzernabschluss und im zusammengefassten Lagebericht aufmerksam zu machen oder, falls diese Angaben unangemessen sind, unser jeweiliges Prüfungsurteil zu modifizieren. Wir ziehen unsere Schlussfolgerungen auf der Grundlage der bis zum Datum unseres Bestätigungsvermerks erlangten Prüfungsnachweise. Zukünftige Ereignisse oder Gegebenheiten können jedoch dazu führen, dass der Konzern seine Unternehmenstätigkeit nicht mehr fortführen kann.
―	beurteilen wir Darstellung, Aufbau und Inhalt des Konzernabschlusses einschließlich der Angaben sowie ob der Konzernabschluss die zugrunde liegenden Geschäftsvorfälle und Ereignisse so darstellt, dass der Konzernabschluss unter Beachtung der IFRS, wie sie in der EU anzuwenden sind, und der ergänzend nach § 315e Abs. 1 HGB anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt.
―	holen wir ausreichende geeignete Prüfungsnachweise für die Rechnungslegungsinformationen der Unternehmen oder Geschäftstätigkeiten innerhalb des Konzerns ein, um Prüfungsurteile zum Konzernabschluss und zum zusammengefassten Lagebericht abzugeben. Wir sind verantwortlich für die Anleitung, Beaufsichtigung und Durchführung der Konzernabschlussprüfung. Wir tragen die alleinige Verantwortung für unsere Prüfungsurteile.
―	beurteilen wir den Einklang des zusammengefassten Lageberichts mit dem Konzernabschluss, seine Gesetzesentsprechung und das von ihm vermittelte Bild von der Lage des Konzerns.
―	führen wir Prüfungshandlungen zu den vom Vorstand dargestellten zukunftsorientierten Angaben im zusammengefassten Lagebericht durch. Auf Basis ausreichender geeigneter Prüfungsnachweise vollziehen wir dabei insbesondere die den zukunftsorientierten Angaben vom Vorstand zugrunde gelegten bedeutsamen Annahmen nach und beurteilen die sachgerechte Ableitung der zukunftsorientierten Angaben aus diesen Annahmen. Ein eigenständiges Prüfungsurteil zu den zukunftsorientierten Angaben sowie zu den zugrunde liegenden Annahmen geben wir nicht ab. Es besteht ein erhebliches unvermeidbares Risiko, dass künftige Ereignisse wesentlich von den zukunftsorientierten Angaben abweichen.

Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger Mängel im internen Kontrollsystem, die wir während unserer Prüfung feststellen.

Wir geben gegenüber den für die Überwachung Verantwortlichen eine Erklärung ab, dass wir die relevanten Unabhängigkeitsanforderungen eingehalten haben, und erörtern mit ihnen alle Beziehungen und sonstigen Sachverhalte, von denen vernünftigerweise angenommen werden kann, dass sie sich auf unsere Unabhängigkeit auswirken, und sofern einschlägig, die zur Beseitigung von Unabhängigkeitsgefährdungen vorgenommenen Handlungen oder ergriffenen Schutzmaßnahmen.

Wir bestimmen von den Sachverhalten, die wir mit den für die Überwachung Verantwortlichen erörtert haben, diejenigen Sachverhalte, die in der Prüfung des Konzernabschlusses für den aktuellen Berichtszeitraum am bedeutsamsten waren und daher die besonders wichtigen Prüfungssachverhalte sind. Wir beschreiben diese Sachverhalte im Bestätigungsvermerk, es sei denn, Gesetze oder andere Rechtsvorschriften schließen die öffentliche Angabe des Sachverhalts aus.

Sonstige gesetzliche und andere rechtliche Anforderungen

Vermerk über die Prüfung der für Zwecke der Offenlegung erstellten elektronischen Wiedergabe des Jahresabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts nach § 317 Abs. 3a HGB

Wir haben gemäß § 317 Abs. 3a HGB eine Prüfung mit hinreichender Sicherheit durchgeführt, ob die in der bereitgestellten Datei "eonse-2022-12-31-de.zip" (SHA256-Hashwert: 626317821c79cdb4ae5d1b2de04739e9ecf7bb1c4 bbff2418b70b5d91f7fc463) enthaltenen und für Zwecke der Offenlegung erstellten Wiedergaben des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts (im Folgenden auch als "ESEF-Unterlagen" bezeichnet) den Vorgaben des § 328 Abs. 1 HGB an das elektronische Berichtsformat ("ESEF-Format") in allen wesentlichen Belangen entsprechen. In Einklang mit den deutschen gesetzlichen Vorschriften erstreckt sich diese Prüfung nur auf die Überführung der Informationen des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts in das ESEF-Format und daher weder auf die in diesen Wiedergaben enthaltenen noch auf andere in der oben genannten Datei enthaltene Informationen.

Nach unserer Beurteilung entsprechen die in der oben genannten bereitgestellten Datei enthaltenen und für Zwecke der Offenlegung erstellten Wiedergaben des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts in allen wesentlichen Belangen den Vorgaben des § 328 Abs. 1 HGB an das elektronische Berichtsformat. Über dieses Prüfungsurteil sowie unsere im voranstehenden "Vermerk über die Prüfung des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts" enthaltenen Prüfungsurteile zum beigefügten Konzernabschluss und zum beigefügten zusammengefassten Lagebericht für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 hinaus geben wir keinerlei Prüfungsurteil zu den in diesen Wiedergaben enthaltenen Informationen sowie zu den anderen in der oben genannten Datei enthaltenen Informationen ab.

Wir haben unsere Prüfung der in der oben genannten bereitgestellten Datei enthaltenen Wiedergaben des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts in Übereinstimmung mit § 317 Abs. 3a HGB unter Beachtung des IDW Prüfungsstandards: Prüfung der für Zwecke der Offenlegung erstellten elektronischen Wiedergaben von Abschlüssen und Lageberichten nach § 317 Abs. 3a HGB (IDW PS 410 (06.2022)) durchgeführt. Unsere Verantwortung danach ist nachstehend weitergehend beschrieben. Unsere Wirtschaftsprüferpraxis hat die Anforderungen an das Qualitätssicherungssystem des IDW Qualitätssicherungsstandards: Anforderungen an die Qualitätssicherung in der Wirtschaftsprüferpraxis (IDW QS 1) angewendet.

Der Vorstand der Gesellschaft ist verantwortlich für die Erstellung der ESEF-Unterlagen mit den elektronischen Wiedergaben des Konzernabschlusses und des zusammengefassten Lageberichts nach Maßgabe des § 328 Abs. 1 Satz 4 Nr. 2 HGB.

Ferner ist der Vorstand der Gesellschaft verantwortlich für die internen Kontrollen, die er als notwendig erachtet, um die Erstellung der ESEF-Unterlagen zu ermöglichen, die frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - Verstößen gegen die Vorgaben des § 328 Abs. 1 HGB an das elektronische Berichtsformat sind.

Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Prozesses der Erstellung der ESEF-Unterlagen als Teil des Rechnungslegungsprozesses.

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob die ESEF-Unterlagen frei von wesentlichen - beabsichtigten oder unbeabsichtigten - Verstößen gegen die Anforderungen des § 328 Abs. 1 HGB sind. Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus

―	identifizieren und beurteilen wir die Risiken wesentlicher - beabsichtigter oder unbeabsichtigter Verstöße gegen die Anforderungen des § 328 Abs. 1 HGB, planen und führen Prüfungshandlungen als Reaktion auf diese Risiken durch sowie erlangen Prüfungsnachweise, die ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zu dienen.
―	gewinnen wir ein Verständnis von den für die Prüfung der ESEF-Unterlagen relevanten internen Kontrollen, um Prüfungshandlungen zu planen, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind, jedoch nicht mit dem Ziel, ein Prüfungsurteil zur Wirksamkeit dieser Kontrollen abzugeben.
―	beurteilen wir die technische Gültigkeit der ESEF-Unterlagen, d. h. ob die die ESEF-Unterlagen enthaltende bereitgestellte Datei die Vorgaben der Delegierten Verordnung (EU) 2019/815 in der zum Abschlussstichtag geltenden Fassung an die technische Spezifikation für diese Datei erfüllt.
―	beurteilen wir, ob die ESEF-Unterlagen eine inhaltsgleiche XHTML-Wiedergabe des geprüften Jahresabschlusses und des geprüften zusammengefassten Lageberichts ermöglichen.
―	beurteilen wir, ob die Auszeichnung der ESEF-Unterlagen mit Inline XBRL-Technologie (iXBRL) nach Maßgabe der Artikel 4 und 6 der Delegierten Verordnung (EU) 2019/815 in der am Abschlussstichtag geltenden Fassung eine angemessene und vollständige maschinenlesbare XBRL-Kopie der XHTML-Wiedergabe ermöglicht.

Übrige Angaben gemäß Artikel 10 EU-APrVO

Wir wurden von der Hauptversammlung am 12. Mai 2022 als Konzernabschlussprüfer gewählt. Wir wurden am 6. Dezember 2022 vom Prüfungs- und Risikoausschuss des Aufsichtsrats beauftragt. Wir sind ununterbrochen seit dem Geschäftsjahr 2021 als Konzernabschlussprüfer der E.ON SE tätig.

Wir erklären, dass die in diesem Bestätigungsvermerk enthaltenen Prüfungsurteile mit dem zusätzlichen Bericht an den Prüfungsausschuss nach Artikel 11 EU-APrVO (Prüfungsbericht) in Einklang stehen.

Sonstiger Sachverhalt - Verwendung des Bestätigungsvermerks

Unser Bestätigungsvermerk ist stets im Zusammenhang mit dem geprüften Konzernabschluss und dem geprüften zusammengefassten Lagebericht sowie den geprüften ESEF-Unterlagen zu lesen. Der in das ESEF-Format überführte Konzernabschluss und zusammengefasste Lagebericht - auch die im Bundesanzeiger bekanntzumachenden Fassungen - sind lediglich elektronische Wiedergaben des geprüften Konzernabschlusses und des geprüften zusammengefassten Lageberichts und treten nicht an deren Stelle. Insbesondere ist der ESEF-Vermerk und unser darin enthaltenes Prüfungsurteil nur in Verbindung mit den in elektronischer Form bereitgestellten geprüften ESEF-Unterlagen verwendbar.

Verantwortlicher Wirtschaftsprüfer

Der für die Prüfung verantwortliche Wirtschaftsprüfer ist Gereon Lurweg.

Düsseldorf, den 7. März 2023

KPMG AG
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Kneisel, Wirtschaftsprüfer

Lurweg, Wirtschaftsprüfer

Vermerk zur Prüfung nichtfinanzieller Informationen

Prüfungsvermerk des unabhängigen Wirtschaftsprüfers

An den Aufsichtsrat der E.ON SE, Essen

Wir haben die im zusammengefassten Lagebericht integrierte zusammengefasste nichtfinanzielle Erklärung der Gesellschaft und des Konzerns (im Folgenden: "nichtfinanzielle Konzernerklärung") und weiterführende qualitative und quantitative Nachhaltigkeitsinformationen der E.ON SE, Essen (im Folgenden "Gesellschaft"), in Anlehnung an die Standards der Global Reporting Initiative (GRI), die mit ☐ sowie durch ►◄ entsprechend gekennzeichnet sind, für den Zeitraum vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 einer betriebswirtschaftlichen Prüfung zur Erlangung begrenzter Sicherheit unterzogen.

Darüber hinaus haben wir mit ☑ entsprechend gekennzeichnete ausgewählte Passagen der weiterführenden qualitativen und quantitativen Nachhaltigkeitsinformationen der Gesellschaft in Anlehnung an die Standards der Global Reporting Initiative (GRI) für den Zeitraum 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 einer Prüfung zur Erlangung hinreichender Sicherheit unterzogen.

Von der Prüfung ausgenommene Inhalte sind mit ☒sowie durch › ‹ gesondert gekennzeichnet.

Nicht Gegenstand unserer Prüfung sind die externen Dokumentationsquellen oder Expertenmeinungen, die als ungeprüft gekennzeichnet sind.

Ebenfalls nicht Gegenstand unserer Prüfung sind die von der gesetzlichen Abschlussprüfung abgedeckten qualitativen und quantitativen Angaben.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter

Die gesetzlichen Vertreter der Gesellschaft sind verantwortlich für die Aufstellung der nichtfinanziellen Konzernerklärung für den Zeitraum vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 in Übereinstimmung mit den §§ 289c bis 289e HGB und §§ 315c i. V. m. 289c bis 289e HGB und Artikel 8 der VERORDNUNG (EU) 2020/852 DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES vom 18. Juni 2020 über die Einrichtung eines Rahmens zur Erleichterung nachhaltiger Investitionen und zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/2088 (im Folgenden "EU-Taxonomieverordnung") und den hierzu erlassenen delegierten Rechtsakten sowie mit deren eigenen im Abschnitt "EU-Taxonomie" dargestellten Auslegung der in der EU-Taxonomieverordnung und den hierzu erlassenen delegierten Rechtsakten enthaltenen Formulierungen und Begriffe.

Zudem sind die gesetzlichen Vertreter der Gesellschaft verantwortlich für die Aufstellung der weiterführenden qualitativen und quantitativen Nachhaltigkeitsinformationen für den Zeitraum vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 in Übereinstimmung mit den Standards zur Nachhaltigkeitsberichterstattung der E.ON. SE (im Folgenden "Berichtskriterien"), die sich an die Standards der Global Reporting Initiative (GRI) anlehnen.

Diese Verantwortung der gesetzlichen Vertreter der Gesellschaft umfasst die Auswahl und Anwendung angemessener Methoden zur Aufstellung der nichtfinanziellen Konzernerklärung, der weiterführenden qualitativen und quantitativen Nachhaltigkeitsinformationen sowie das Treffen von Annahmen und die Vornahme von Schätzungen zu einzelnen nichtfinanziellen Angaben, die unter den gegebenen Umständen angemessen sind. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung einer nichtfinanziellen Konzernerklärung sowie der weiterführenden qualitativen und quantitativen Nachhaltigkeitsinformationen zu ermöglichen, die frei von wesentlichen falschen Darstellungen aufgrund von dolosen Handlungen (Manipulation der nichtfinanziellen Konzernerklärung sowie der weiterführenden qualitativen und quantitativen Nachhaltigkeitsinformationen) oder Irrtümern ist.

Die EU-Taxonomieverordnung und die hierzu erlassenen delegierten Rechtsakte enthalten Formulierungen und Begriffe, die noch erheblichen Auslegungsunsicherheiten unterliegen und für die noch nicht in jedem Fall Klarstellungen veröffentlicht wurden. Daher haben die gesetzlichen Vertreter ihre Auslegung der EU-Taxonomieverordnung und der hierzu erlassenen delegierten Rechtsakte im Abschnitt "EU-Taxonomie" niedergelegt. Sie sind verantwortlich für die Vertretbarkeit dieser Auslegung. Aufgrund des immanenten Risikos, dass unbestimmte Rechtsbegriffe unterschiedlich ausgelegt werden können, ist die Rechtskonformität der Auslegung mit Unsicherheiten behaftet.

Sicherung der Unabhängigkeit und Qualität des Wirtschaftsprüfers

Bei der Durchführung des Auftrags haben wir die Anforderungen an Unabhängigkeit und Qualitätssicherung aus den nationalen gesetzlichen Regelungen und berufsständischen Verlautbarungen, insbesondere der Berufssatzung für Wirtschaftsprüfer und vereidigte Buchprüfer sowie des IDW Qualitätssicherungsstandards: Anforderungen an die Qualitätssicherung in der Wirtschaftsprüferpraxis (IDW QS 1), beachtet.

Verantwortung des Wirtschaftsprüfers

Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage der von uns durchgeführten Prüfung ein Prüfungsurteil

―	mit begrenzter Sicherheit über die nichtfinanzielle Konzernerklärung für den Zeitraum vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2022 in Übereinstimmung mit den §§ 289c bis 289e HGB und §§ 315c i. V. m. 289c bis 289e HGB und der EU-Taxonomieverordnung und den hierzu erlassenen delegierten Rechtsakten sowie mit deren in Abschnitt "EU-Taxonomie" dargestellten Auslegung durch die gesetzlichen Vertreter
―	mit begrenzter Sicherheit über die mit ☐ sowie durch ►◄ entsprechend gekennzeichneten weiterführenden qualitativen und quantitativen Nachhaltigkeitsinformationen
―	mit hinreichender Sicherheit über die mit ☑ entsprechend gekennzeichneten weiterführenden qualitativen und quantitativen Nachhaltigkeitsinformationen mit Ausnahme der als ungeprüft gekennzeichneten Angaben und der dort genannten externen Dokumentationsquellen oder Expertenmeinungen abzugeben.

Prüfung zur Erlangung begrenzter Sicherheit

Für die nichtfinanzielle Konzernerklärung und für die entsprechend mit ☐ sowie durch ►◄ gekennzeichneten Passagen der weiterführenden qualitativen und quantitativen Nachhaltigkeitsinformationen haben wir unsere betriebswirtschaftliche Prüfung in Übereinstimmung mit dem International Standard on Assurance Engagements ISAE 3000 (Revised) "Assurance Engagements other than Audits or Reviews of Historical Financial Information", herausgegeben vom IAASB, als Limited Assurance Engagement durchgeführt. Danach haben wir die Prüfung so zu planen und durchzuführen, dass wir mit begrenzter Sicherheit beurteilen können, ob uns Sachverhalte bekannt geworden sind, die uns zu der Auffassung gelangen lassen, dass

―

die nichtfinanzielle Konzernerklärung der Gesellschaft, mit Ausnahme der als ungeprüft gekennzeichneten Angaben und der dort genannten externen Dokumentationsquellen oder Expertenmeinungen, in allen wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit §§ 289c bis 289e HGB und §§ 315c i. V. m. 289c bis 289e HGB und der EU-Taxonomieverordnung und den hierzu erlassenen delegierten Rechtsakten sowie der in Abschnitt "EU-Taxonomie" dargestellten Auslegung durch die gesetzlichen Vertreter, und

―

die entsprechend mit ☐sowie durch ►◄ gekennzeichneten weiterführenden qualitativen und quantitativen Nachhaltigkeitsinformationen der Gesellschaft, in allen wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den Berichtskriterien

aufgestellt worden sind.

Bei einer betriebswirtschaftlichen Prüfung zur Erlangung einer begrenzten Sicherheit sind die durchgeführten Prüfungshandlungen im Vergleich zu einer Prüfung zur Erlangung einer hinreichenden Sicherheit weniger umfangreich, sodass dementsprechend eine erheblich geringere Prüfungssicherheit erlangt wird. Die Auswahl der Prüfungshandlungen liegt im pflichtgemäßen Ermessen des Wirtschaftsprüfers.

Im Rahmen unserer Prüfung haben wir unter anderem folgende Prüfungshandlungen und sonstige Tätigkeiten durchgeführt:

―	Befragung von für die Wesentlichkeitsanalyse verantwortlichen Mitarbeiter auf Gruppenebene, um ein Verständnis über die Vorgehensweise zur Identifizierung wesentlicher Themen und entsprechender Berichtsgrenzen der E.ON SE zu erlangen
―	Eine Risikoeinschätzung, einschließlich einer Medienanalyse, zu relevanten Informationen über die Nachhaltigkeitsleistungen der E.ON SE in der Berichtsperiode
―	Einschätzung der Konzeption und der Implementierung von Systemen und Prozessen für die Ermittlung, Verarbeitung und Überwachung von Angaben zu Umwelt-, Arbeitnehmer- und Sozialbelangen, Achtung der Menschenrechte und Bekämpfung von Korruption und Bestechung, einschließlich der Konsolidierung der Daten
―	Befragungen von Mitarbeitern auf Konzernebene, die für die Ermittlung der Angaben zu Konzepten, Due Diligence Prozessen, Ereignissen und Risiken, die Durchführung von internen Kontrollhandlungen und die Konsolidierung der Angaben verantwortlich sind
―	Einsichtnahme in ausgewählte interne und externe Dokumente
―	Analytische Beurteilung der Daten und Trends der quantitativen Angaben, welche zur Konsolidierung auf Konzernebene von allen Standorten gemeldet wurden
―	Einschätzung der lokalen Datenerhebungs-, Validierungs- und Berichterstattungsprozesse sowie die Verlässlichkeit der gemeldeten Daten auf Basis einer Auswahl von Einzelfällen

Bezüglich der Prüfung der nichtfinanziellen Angaben zur EU-Taxonomie haben wir ergänzend insbesondere folgende Prüfungshandlungen durchgeführt:

―	Befragung von verantwortlichen Mitarbeitern auf Gruppenebene, um ein Verständnis über die Vorgehensweise zur Identifizierung taxonomiefähiger und -konformer Wirtschaftsaktivitäten gemäß EU-Taxonomie zu erlangen
―	Einschätzung der Konzeption und der Implementierung von Systemen, Prozessen und Maßnahmen zur Ermittlung, Verarbeitung und Überwachung von Angaben zu Umsatz, Investitionsausgaben und Betriebsaufwendungen für die taxonomiefähigen und -konformen Wirtschaftsaktivitäten sowohl auf Konzernebene als auch in Einzelfällen in wesentlichen lokalen Einheiten
―	Befragungen von Mitarbeitern auf Konzernebene und in Einzelfällen in wesentlichen lokalen Einheiten, die für die Ermittlung der Angaben zu taxonomiefähigen und -konformen Wirtschaftsaktivitäten, die Durchführung von internen Kontrollhandlungen und die Konsolidierung der Angaben verantwortlich sind
―	Einschätzung der Gesamtdarstellung der Angaben

Die gesetzlichen Vertreter haben bei der Ermittlung der Angaben gemäß Artikel 8 der EU-Taxonomieverordnung unbestimmte Rechtsbegriffe auszulegen. Aufgrund des immanenten Risikos, dass unbestimmte Rechtsbegriffe unterschiedlich ausgelegt werden können, sind die Rechtskonformität der Auslegung und dementsprechend unsere diesbezügliche Prüfung mit Unsicherheiten behaftet.

Prüfung zur Erlangung hinreichender Sicherheit

Für die mit ☑entsprechend gekennzeichneten Passagen der weiterführenden qualitativen und quantitativen Nachhaltigkeitsinformationen haben wir unsere Prüfung in Übereinstimmung mit dem International Standard on Assurance Engagements ISAE 3000 (Revised) als Reasonable Assurance Engagement durchgeführt. Danach haben wir die Berufspflichten einzuhalten und die Prüfung unter Beachtung des Grundsatzes der Wesentlichkeit so zu planen und durchzuführen, dass wir unser Prüfungsurteil mit hinreichender Sicherheit abgeben können. Die Auswahl der Prüfungshandlungen liegt im pflichtgemäßen Ermessen des Wirtschaftsprüfers.

Zusätzlich zu den oben genannten Prüfungshandlungen haben wir für die entsprechend gekennzeichneten quantitativen und qualitativen Nachhaltigkeitsinformationen im Wesentlichen folgende Prüfungshandlungen durchgeführt:

―	Einschätzung der lokalen Datenerhebungs-, Validierungs- und Berichterstattungsprozesse sowie der Verlässlichkeit der gemeldeten Daten durch eine zusätzliche Auswahl von Einzelfällen in wesentlichen lokalen Einheiten
―	Beurteilung der Konzeption und Implementierung sowie Testen der Funktionalität der Systeme und Methoden zur Erhebung der Verarbeitung der Daten, einschließlich der Aggregation dieser Daten für ausgewählte Angaben
―	Prüfung interner und externer Dokumente, um zu bestimmen, ob die ausgewählten Angaben, wie im Bericht dargestellt, den relevanten zugrundeliegenden Quellen entsprechen, und ob alle relevanten Informationen aus den zugrundeliegenden Quellen im Bericht enthalten sind.

Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise hinreichend und angemessen sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zu dienen.

Prüfungsurteile

Auf der Grundlage der durchgeführten Prüfungshandlungen und der erlangten Prüfungsnachweise sind uns keine Sachverhalte bekannt geworden, die uns zu der Auffassung gelangen lassen, dass

―

die integrierte zusammengefasste nichtfinanzielle Erklärung der Gesellschaft und des Konzerns der E.ON SE, Essen, für den Zeitraum 1. Januar bis 31. Dezember 2022 in allen wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit §§ 289c bis 289e HGB und §§ 315c i. V. m. 289c bis 289e HGB und der EU-Taxonomieverordnung und den hierzu erlassenen delegierten Rechtsakten sowie der in Abschnitt "EU-Taxonomie" dargestellten Auslegung durch die gesetzlichen Vertreter mit Ausnahme der als ungeprüft gekennzeichneten Angaben und der dort genannten externen Dokumentationsquellen oder Expertenmeinungen, und

―

die mit ☐ sowie durch ►◄ entsprechend gekennzeichneten Passagen der weiterführenden qualitativen und quantitativen Nachhaltigkeitsinformationen in allen wesentlichen Belangen nicht in Übereinstimmung mit den Berichtskriterien

aufgestellt worden sind.

Nach unserer Beurteilung sind die mit ☑ entsprechend gekennzeichneten Passagen der weiterführenden qualitativen und quantitativen Nachhaltigkeitsinformationen der E.ON SE, Essen, für den Zeitraum 1. Januar bis 31. Dezember 2022 in allen wesentlichen Belangen in Übereinstimmung mit den Berichtskriterien aufgestellt worden.

Wir geben kein Prüfungsurteil zu den mit und › ‹ gesondert gekennzeichneten Passagen ab.

Ebenso geben wir kein Prüfungsurteil zu den enthaltenen externen Dokumentationsquellen oder Expertenmeinungen ab, die als ungeprüft gekennzeichnet sind.

Ebenfalls geben wir kein Prüfungsurteil zu den von der gesetzlichen Abschlussprüfung abgedeckten qualitativen und quantitativen Angaben ab.

Verwendungsbeschränkung / AAB-Klausel

Dieser Vermerk ist an den Aufsichtsrat der E.ON SE, Essen, gerichtet und ausschließlich für ihn bestimmt. Dem Auftrag, in dessen Erfüllung wir vorstehend benannte Leistungen für den Aufsichtsrat der E.ON SE, Essen, erbracht haben, lagen die Allgemeinen Auftragsbedingungen für Wirtschaftsprüfer und Wirtschaftsprüfungsgesellschaften vom 1. Januar 2017 zugrunde (https://www.kpmg.de/bescheinigungen/lib/aab.pdf). Durch Kenntnisnahme und Nutzung der im Prüfungsvermerk enthaltenen Informationen bestätigt jeder Empfänger, die dort getroffenen Regelungen (einschließlich der Haftungsregelung unter Nr. 9 der Allgemeinen Auftragsbedingungen) zur Kenntnis genommen zu haben, und erkennt deren Geltung im Verhältnis zu uns an.

Köln, den 7. März 2023

KPMG AG
Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Krause

Herr, Wirtschaftsprüferin

Organe

Aufsichtsrat (einschließlich Angaben zu weiteren Mandaten)

Dr. Karl-Ludwig Kley

Vorsitzender des Aufsichtsrats der E.ON SE

―	Deutsche Lufthansa AG ¹ (Vorsitz)

Erich Clementi

Stellvertretender Vorsitzender des Aufsichtsrats der E.ON SE

―	Deutsche Lufthansa AG ¹

Christoph Schmitz

Stellvertretender Vorsitzender des Aufsichtsrats der E.ON SE;

Mitglied im ver.di-Bundesvorstand; Bundesfachbereichsleiter Finanzdienste, Kommunikation und Technologie, Kultur, Ver- und Entsorgung;

―	AXA Konzern AG
―	Ruhrfestspiele Recklinghausen GmbH

Katja Bauer (seit 1. April 2022)

Stellvertretende Vorsitzende des Gesamt-Betriebsrats der E.ON Energie Deutschland GmbH;

Stellvertretende Vorsitzende des Betriebsrats

Wunstorf/Osnabrück/Kassel der E.ON Energie Deutschland GmbH;

Mitglied des SE-Betriebsrats der E.ON SE;

Mitglied des Konzernbetriebsrats der E.ON SE;

―	E.ON Energie Deutschland GmbH ²

Klaus Fröhlich

Ehemaliges Vorstandsmitglied der Bayerische Motoren Werke AG

Ulrich Grillo

Vorsitzender des Vorstands der Grillo-Werke AG

―	Rheinmetall AG ¹ (Vorsitz)
―	Grillo Zinkoxid GmbH ²
―	Rheinzink GmbH & Co. KG (seit 1. Oktober 2022) ²
―	Zinacor S.A. ²

Anke Groth (seit 1. Juli 2022)

Aufsichtsrätin

―	DKV Mobility Group SE

Carolina Dybeck Happe (bis 30. Juni 2022)

Chief Financial Officer der General Electric Company (GE)

Monika Krebber (bis 31. März 2022)

Ehemalige Vorsitzende des Betriebsrats des Betriebs Dortmund der E.ON Energie Deutschland GmbH

Eugen-Gheorghe Luha

Vorsitzender des Gas-Gewerkschaftsverbands Gaz România;

Vorsitzender der Arbeitnehmervertreter Rumäniens;

Mitglied des SE-Betriebsrats der E.ON SE;

Stefan May

Stellvertretender Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der E.ON SE;

Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats der Westenergie AG/Westnetz GmbH;

Vorsitzender des Betriebsrats der Region Münster der Westnetz GmbH;

―	Westenergie AG ²
―	E.ON Pensionsfonds AG ²

Szilvia Pinczésné Márton

Vorsitzende des Betriebsrats der E.ON Dél-dunántúli Áramhálózati Zrt.;

Mitglied des SE-Betriebsrats der E.ON SE;

Miroslav Pelouch

Stellvertretender Vorsitzender des SE-Betriebsrats der E.ON SE;

Vorsitzender der Vereinigung der Basisorganisationen des Gewerkschaftsbundes ECHO Energiewirtschaft in den Gesellschaften der E.ON in der Tschechischen Republik; Mitglied des Präsidiums des Gewerkschaftsbundes ECHO;

―	E.ON Energie a.s. ²
―	EG.D a.s. ² (vormals E.ON Distribuce a.s.)

René Pöhls

Stellvertretender Vorsitzender des SE-Betriebsrats der E.ON SE; Stellvertretender Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der E.ON SE;

Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der envia Mitteldeutsche Energie AG;

Vorsitzender des gemeinsamen Gesamtbetriebsrats und des gemeinsamen Betriebsrats Halle/Kabelsketal der envia Mitteldeutsche Energie AG, MITGAS Mitteldeutsche Gasversorgung GmbH, Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH und Mitteldeutsche Netzgesellschaft Gas mbH;

―	envia Mitteldeutsche Energie AG ²

Andreas Schmitz

Rechtsanwalt

―	Scheidt & Bachmann GmbH (Vorsitz)

Dr. Rolf Martin Schmitz

Ehemaliger Vorsitzender des Vorstands der RWE AG

―	TÜV Rheinland AG
―	Encavis AG ¹
―	Jaeger Grund GmbH & Co. KG (Jaeger Gruppe, Vorsitz)
―	Kärntner Energieholding Beteiligungs GmbH
―	KELAG-Kärntner Elektrizitäts-AG

Fred Schulz

Vorsitzender des SE-Betriebsrats der E.ON SE;

Stellvertretender Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der E.ON SE;

Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats der E.DIS AG;

Vorsitzender des Betriebsrats der Region Ost der E.DIS Netz GmbH;

―	E.DIS AG ²
―	Szczecińska Energetyka Cieplna Sp. z o.o. ²

Dr. Karen de Segundo

Rechtsanwältin

Elisabeth Wallbaum

Referentin des SE-Betriebsrats der E.ON SE und des Konzernbetriebsrats der E.ON SE

Deborah Wilkens

Unternehmensberaterin

Axel Winterwerber (seit 1. Januar 2023)

Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der E.ON SE;

Vorsitzender des Gesamtbetriebsrats der Süwag AG;

Vorsitzender des Betriebsrats der Region Frankfurt;

Mitglied des SE-Betriebsrats der E.ON SE;

―	E.ON Pensionsfonds AG ² (seit 1. Januar 2023)
―	Süwag AG ²
―	Syna GmbH ²

Ewald Woste

Unternehmensberater

―	Bayernwerk AG ²
―	GASAG AG
―	GreenCom Networks AG (bis 10. Oktober 2022)
―	STEAG GmbH (seit 7. Dezember 2022)
―	Energie Steiermark AG

Albert Zettl (bis 31. Dezember 2022)

Stellvertretender Vorsitzender des SE-Betriebsrats der E.ON SE;

Vorsitzender des Konzernbetriebsrats der E.ON SE;

Vorsitzender des Spartenbetriebsrats der Bayernwerk AG;

Vorsitzender des Betriebsrats der Region Ostbayern der Bayernwerk Netz GmbH;

―	Bayernwerk AG ² (bis 31. Dezember 2022)
―	E.ON Pensionsfonds AG ² (bis 31. Dezember 2022)
―	Versorgungskasse Energie VVaG i. L.

Ausschüsse des Aufsichtsrats

Präsidialausschuss

Dr. Karl-Ludwig Kley, Vorsitzender

Christoph Schmitz, stellvertretender Vorsitzender

Erich Clementi

Ulrich Grillo

Fred Schulz

Albert Zettl (bis 31. Dezember 2022)

Prüfungs- und Risikoausschuss

Andreas Schmitz, Vorsitzender

Fred Schulz, stellvertretender Vorsitzender

Ulrich Grillo

René Pöhls

Elisabeth Wallbaum

Deborah Wilkens

Innovations- und Nachhaltigkeitsausschuss

Klaus Fröhlich, Vorsitzender (seit 11. Mai 2022)

Stefan May, stellvertretender Vorsitzender

Dr. Karen de Segundo (Vorsitzende bis 10. Mai 2022)

Monika Krebber (bis 31. März 2022)

Eugen-Gheorghe Luha

Miroslav Pelouch (seit 11. Mai 2022)

Ewald Woste

Nominierungsausschuss

Dr. Karl-Ludwig Kley, Vorsitzender

Erich Clementi, stellvertretender Vorsitzender

Dr. Karen de Segundo

Vorstand (einschließlich Angaben zu weiteren Mandaten)

Dr.-Ing. Leonhard Birnbaum

Geb. 1967 in Ludwigshafen,

Vorsitzender des Vorstands seit 2021

Mitglied des Vorstands seit 2013

Strategie, Personal, Kommunikation & Öffentlichkeitsarbeit, Recht, Compliance & Konzernsicherheit, Interne Revision, Nachhaltigkeit, Gesundheit, Arbeits- & Umweltschutz, PreussenElektra

―	Georgsmarienhütte Holding GmbH (Vorsitz)
―	Nord Stream AG

Dr. Thomas König

Geb. 1965 in Finnentrop,

Mitglied des Vorstands seit 2018

Energienetze (inklusive Türkei), Einkauf

―	Avacon AG ² (Vorsitz)
―	envia Mitteldeutsche Energie AG ²
―	Westenergie AG ²
―	Rheinenergie AG
―	Stadtwerke Essen AG
―	E.ON Česká republika s.r.o. ² (Vorsitz)
―	EG.D a.s. ² (Vorsitz, vormals E.ON Distribuce a.s.)
―	E.ON Hungária Zrt. ² (Vorsitz)
―	E.ON Sverige AB ² (bis 22. Juni 2022)
―	Essener Wirtschaftsförderungsgesellschaft mbH

Patrick Lammers

Geb. 1964 in Rotterdam,

Mitglied des Vorstands seit 2021

Vertrieb und Kundenlösungen, Commercial Programming, Energiemanagement, Marketing,

―	E.ON Energie Deutschland GmbH ² (Vorsitz)
―	E.ON Sverige AB ² (Vorsitz bis 22. Juni 2022)
―	E.ON Energie A.S. ² (Vorsitz)
―	E.ON Italia S.p.A. ²
―	Essent N.V. ² (Vorsitz)
―	E.ON Romania S.R.L. ² (Vorsitz)
―	Zuid Nederlandse Theatermaatschappij B.V. (Vorsitz)

Dr. Victoria Ossadnik

Geb. 1968 in Frankfurt am Main,

Mitglied des Vorstands seit 2021

Digital Technology, interne Beratung. Cyber Security, Innovation

―	E.ON Digital Technology GmbH ² (Vorsitz)
―	Linde plc. ¹

Dr. Marc Spieker

Geb. 1975 in Essen,

Mitglied des Vorstands seit 2017

Finanzen, Investor Relations, Mergers & Acquisitions, Rechnungswesen, Controlling, Risikomanagement, Steuern

―	Süwag Energie AG ²
―	Westenergie AG ²
―	Nord Stream AG

Alle Angaben beziehen sich - wenn nicht anders angegeben - auf den 31. Dezember 2022, bei unterjährig ausgeschiedenen Organmitgliedern auf den Tag ihres Ausscheidens.

¹ börsennotierte Gesellschaft
² Konzernmandat

Mehrjahresübersicht ¹

in Mio €	2018	2019	2020	2021	2022
Umsatz und Ergebnis
Umsatz	30.084	41.284	60.944	77.358	115.660
Bereinigtes EBITDA ²	4.840	5.564	6.905	7.889	8.059
Bereinigtes EBIT ²	2.989	3.220	3.776	4.723	5.197
Konzernüberschuss/-fehlbetrag	3.524	1.792	1.270	5.305	2.242
Konzernüberschuss/-fehlbetrag der Gesellschafter der E.ON SE	3.223	1.550	1.017	4.691	1.831
Bereinigter Konzernüberschuss ²	1.505	1.526	1.638	2.503	2.728
Wertentwicklung
ROCE (in Prozent)	10,4	8,3	6,2	7,8	8,8
Vermögens- und Kapitalstruktur
Langfristige Vermögenswerte	30.883	75.786	75.484	80.637	81.769
Kurzfristige Vermögenswerte	23.441	22.294	19.901	39.122	52.240
Gesamtvermögen	54.324	98.080	95.385	119.759	134.009
Eigenkapital	8.518	13.248	9.055	17.889	21.867
Gezeichnetes Kapital	2.201	2.641	2.641	2.641	2.641
Anteile ohne beherrschenden Einfluss	2.760	4.149	4.130	5.836	5.944
Langfristige Schulden	30.545	58.982	61.761	61.359	74.670
Rückstellungen	15.706	20.669	21.384	19.449	14.968
Finanzverbindlichkeiten	8.323	27.572	29.423	28.131	28.965
Übrige Verbindlichkeiten und Sonstiges	6.516	10.741	10.954	13.779	30.737
Kurzfristige Schulden	15.261	25.850	24.569	40.511	37.472
Rückstellungen	2.117	4.019	3.904	11.782	5.528
Finanzverbindlichkeiten	1.563	3.841	3.418	6.530	5.186
Übrige Verbindlichkeiten und Sonstiges	11.581	17.990	17.247	22.199	26.758
Gesamtkapital	54.324	98.080	95.385	119.759	134.009

¹ um nicht fortgeführte Aktivitäten angepasste Werte
² bereinigt um nicht operative Effekte

Mehrjahresübersicht ¹

in Mio €	2018	2019	2020	2021	2022
Cashflow/Investitionen und Kennziffern
Operativer Cashflow ³	2.853	2.965	5.313	4.069	10.045
Zahlungswirksame Investitionen	3.523	5.515	4.171	4.762	4.753
Eigenkapitalquote (in Prozent)	16	14	9	15	16
Wirtschaftliche Netto-Verschuldung (31. Dezember)	16.580	38.895	40.736	38.773	32.742
Operativer Cashflow in Prozent des Umsatzes	9,5	7,2	8,7	5,3	8,7
Aktie und langfristiges Rating der E.ON SE
Ergebnis je Aktie in € (Anteil der Gesellschafter der E.ON SE)	1,49	0,68	0,4	1,8	0,7
Dividende je Aktie ⁴ (in €)	0,43	0,46	0,47	0,49	0,51
Dividendensumme	932	1.199	1.225	1.278	1331
Moody's	Baa2	Baa2	Baa2	Baa2	Baa2
Standard & Poor's	BBB	BBB	BBB	BBB	BBB
Fitch					BBB+
Mitarbeiter
Mitarbeiter ⁶ (31. Dezember)	42.036	75.659	74.866	69.733	69.378

¹ Um nicht fortgeführte Aktivitäten angepasste Werte.
² Bereinigt um nicht operative Effekte.
³ Entspricht dem Cashflow aus der Geschäftstätigkeit fortgeführter Aktivitäten; ab 1. Januar 2018 bis 18. September 2019 Segment Erneuerbare Energien und ab 18. September 2019 bis 30. Oktober 2020 innogy-Geschäft in Tschechien jeweils vollständig enthalten.
⁴ Für das jeweilige Geschäftsjahr; Vorschlag für 2022
⁵ Werte für 2019 um nachträgliche Effekte aus der innogy
Kaufpreisverteilung und aus dem Ausweis für sogenannte Failed-own-use-Verträge angepasst
⁶ Auszubildende und Werkstudenten/Praktikanten sind nicht enthalten; berichtet wird in Kapazität/FTE (Full-Time Equivalent)

Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD) ☐

E.ON hat sich zum Ziel gesetzt, kontinuierlich nachhaltiger zu wirtschaften Um diese Aufgabe zu erfüllen, gilt es, im Hinblick auf die definierten Klimaziele kontinuierlich Fortschritte zu machen, Risiken effektiv zu managen, Chancen im Einklang mit der Unternehmensstrategie wahrzunehmen und transparent über all diese Vorhaben zu berichten. Um dies sicherzustellen, haben wir eine leistungsfähige Governance-Struktur errichtet.

Wichtige Leitlinien für die Berichterstattung sind die Empfehlungen der Task Force on Climate-related Financial Disclosures (TCFD). Die TCFD wurde 2015 gegründet und hat sich zum Ziel gesetzt, konsistente, vergleichbare und genaue Vorgaben für die Offenlegung klimabezogener Finanzrisiken zu entwickeln, die Unternehmen nutzen können, um Investoren, Kreditgeber, Versicherer und andere Stakeholder zu informieren. E.ON ist seit dem Jahr 2019 offizielle TCFD-Unterstützerin. 2019 bildete damit den Startpunkt für das untenstehende Reporting. Für die Zukunft beabsichtigen wir die TCFD-Berichterstattung noch weiter auszubauen. Als Konsequenz aus der TCFD-Berichterstattung haben wir unter anderem eine qualitative Analyse entwickelt, um zu bewerten, wie unsere Geschäftstätigkeit unter verschiedenen angenommenen Klimaszenarien beeinflusst werden kann.

› Die TCFD-Berichterstattung wird außerdem durch zusätzliche Informationen in der Veröffentlichung "On course for net-zero - Supporting paper for E.ON's decarbonization strategy and climate-related disclosures" ausführlich. ‹

Steuerung

Die Bedeutung des Klimawandels für E.ON spiegelt sich in unserer Unternehmensführung wider. Der Vorstand trägt die Gesamtverantwortung für die Nachhaltigkeitsstrategie, einschließlich der Klimaziele. Er wird vierteljährlich vom Chief Sustainability Officer (CSO) über wichtige Initiativen und Entwicklungen sowie KPIs informiert. Der CSO leitet und überwacht alle Nachhaltigkeitsaktivitäten des Unternehmens und führt den Vorsitz im Nachhaltigkeitsrat. Der Rat ist das wichtigste Forum für die Diskussion von Nachhaltigkeitsthemen, die Etablierung einer nachhaltigen Denkweise und deren Verankerung in den Geschäftsprozessen. Der Aufsichtsrat wird regelmäßig durch seinen Prüfungs- und Risikoausschuss, den Innovations- und Nachhaltigkeitsausschuss sowie durch den Vorstand über wesentliche Nachhaltigkeitsthemen informiert. Im Rahmen des im Jahr 2022 eingeführten Carbon-Management-Plans wurden auf Ebene der Geschäftseinheiten Emissionsreduktionspfade festgelegt, die die Klimaziele des Konzerns auf lokaler Ebene umsetzen. In jährlichen Kontrollen stellen unsere Einheiten sicher, dass wir auf dem Weg sind, unsere Ziele zu erreichen.

Strategie

Einerseits verursacht die Geschäftstätigkeit von E.ON Treibhausgasemissionen. Andererseits helfen wir mit unseren beiden Kerngeschäften Energienetze und Kundenlösungen Millionen von Kunden, diese Emissionen zu vermeiden. Sie machen das Energiesystem effizienter und erhöhen den Anteil erneuerbarer Energien im Energiemix. Die aktuelle Klimaagenda umfasst Reduktionsziele für 2030, 2040 und 2050. Im Jahr 2020 hat E.ON sich neue Klimaziele gesetzt und will bis 2040 klimaneutral sein (Scope 1 und 2).

Der Klimawandel und die Energiewende, die ihn verlangsamen soll, bergen sowohl Risiken als auch Chancen für das Geschäft von E.ON. Im Jahr 2022 haben wir erneut eine qualitative Szenarioanalyse durchgeführt. Diese modelliert, wie sich die wichtigsten Werttreiber von E.ON und fünf unserer Geschäftseinheiten unter unterschiedlichen Voraussetzungen bis zum Jahr 2050 entwickeln könnten. Untersucht wurden drei verschiedene Verläufe jeweils mit konservativer, ambitionierter und voll entschlossener Klimapolitik. Die Auswirkungen wurden mit den jeweiligen Experten analysiert und für eine Risiko- und Chancenbewertung verwendet. Diese zeigt, dass wir für jedes der Szenarios ein robustes Geschäftsmodell und große Chancen in Verbindung mit der Dekarbonisierung haben. Der hohe Anteil des regulierten Geschäfts macht E.ON einerseits robust, während die massive Elektrifizierung und Dekarbonisierung für das Geschäftsmodell des Unternehmens große Chancen bietet. Angesichts der wichtigen Ergebnisse beabsichtigen wir, einen jährlichen Review der Szenarioanalyse durchzuführen.

Risikomanagement

E.ON überwacht und bewertet ihre nichtfinanziellen, mit dem Klimawandel und anderen Nachhaltigkeitsthemen verbundenen Risiken und Chancen sowie deren mögliche kurz-, mittel- und langfristigen Auswirkungen kontinuierlich. Im Jahr 2020 haben wir klimabezogene Risiken in unser Enterprise Risk Management integriert. 2021 haben wir auch menschenrechtliche Risiken in der Lieferkette, Mitarbeiterangelegenheiten, soziale Angelegenheiten und Korruptionsbekämpfung darin eingebunden. Die Risiko- und Nachhaltigkeitsmanager der Einheiten waren aktiv in diesen Prozess eingebunden. Der Status dieses Prozesses wird dem E.ON Group Risk Committee regelmäßig vorgestellt. Unsere Analysen von Klimarisiken umfassen sowohl physische Risiken (beispielweise Wetterextreme und steigende Temperaturen) als auch Übergangsrisiken (wie Veränderungen der Verbraucherpräferenzen, des regulatorischen Umfelds und der CO ₂-Preise).

Klimakennzahlen und Ziele

E.ONs aktuelle Klimakennzahlen bestehen hauptsächlich aus den Emissionswerten ihrer CO ₂-Bilanz für die Kategorien Scope 1, 2 und 3 sowie den gemessenen Fortschritten bei der Erreichung der Klimaziele (siehe oben). Nach wie vor gültig sind die im Jahr 2020 definierten Klimaziele (siehe Kapitel Klimaschutz). Für alle relevanten Treibhausgas-Kategorien überprüfen wir jährlich den Fortschritt im Hinblick auf das Erreichen dieser Ziele. Der oben erwähnte Carbon-Management-Plan teilt unsere Emissionsreduktionsziele auf die Geschäftsbereiche auf und überlässt diesen die operative Entscheidungsbefugnis darüber, wie sie die Ziele erreichen wollen.

Darüber hinaus legt E.ON im Rahmen der Berichterstattung zu ihren Green Bonds offen, wie viel Emissionen in Tonnen CO ₂e durch die mit ihnen finanzierten Projekte jährlich vermieden werden. Bei einem Green Bond handelt es sich um ein festverzinsliches Wertpapier, dessen Emissionserlöse zur Finanzierung nachhaltiger Investitionsprojekte dienen. Im Jahr 2022 hat E.ON drei Green Bonds über 2,3 Mrd € begeben.

Nachhaltigkeitskennzahlen

Ob und wie effektiv ihre nachhaltige Geschäftsstrategie und ihre Nachhaltigkeitsinitiativen sind, bewertet E.ON durch die Überwachung von Leistungsindikatoren (KPIs). Insbesondere die Kapitalmärkte fordern standardisierte KPIs, die sich auf ökologische, soziale und Governance-Aspekte ("Environment, Social, Governance" - ESG) beziehen. Daher legen wir in diesem Bericht Kennzahlen zu unserer ESG-Leistung über drei Jahre hinweg offen.

Darüber hinaus berichtet E.ON ihre Kennzahlen seit 2010 nach den Standards der Deutschen Vereinigung für Finanzanalyse und Asset Management (DVFA) und der European Federation of Financial Analysts Societies (EFFAS). Kennzahlen, die diese beiden Standards widerspiegeln, sind durch eine DVFA/EFFAS-Kennung ausgewiesen. Die für uns besonders wichtigen KPIs sind farblich hervorgehoben.

Die KPIs, die Teil der unabhängigen Nachhaltigkeitsprüfung waren, stellen die verschiedenen Prüftiefen wie folgt dar:

☑ Nicht Bestandteil der gesetzlichen Abschlussprüfung, mit hinreichender Prüfsicherheit im Rahmen der Nachhaltigkeitsprüfung gemäß ISAE 3000 geprüft.

☐ Nicht Bestandteil der gesetzlichen Abschlussprüfung, mit begrenzter Prüfsicherheit im Rahmen der Nachhaltigkeitsprüfung gemäß ISAE 3000 geprüft.

Weitere Informationen zu diesen Zahlen (z. B. detailliertere Aufschlüsselungen) finden Sie in den entsprechenden Kapiteln dieses Berichts. Vorjahreszahlen und quantifizierte Veränderungen zum Vorjahr, die in Abschnitten, die im Rahmen der Nachhaltigkeitsprüfung als geprüft gekennzeichnet wurden, enthalten sind, sind mit begrenzter Sicherheit geprüft.

Umwelt

Klimaschutz ¹

	DVFA/EFFAS	2022	2021	2020
THG-Emissionen (Gesamt-CO₂-Äquivalente in Mio Tonnen, standortbasiert)	E03-01	86,81 ☑	107,99	116,27
THG-Emissionen (Gesamt-CO₂-Äquivalente in Mio Tonnen, marktbasiert)	E03-01	91,29 ☑	113,02 ¹²	-12
Scope 1 ^{2, 3}	E02-01	2,88 ☑	3,71	3,92 ⁴
Scope 2 (standortbasiert) ⁵	E02-01	3,38 ☑	3,90	4,49
Scope 2 (marktbasiert) ^{6, 7}	E02-01	5,83 ☑	5,73	6,09
Scope 3 (standortbasiert) ^{3, 8, 9}	E02-01	80,55 ☑	100,38	107,96 ¹⁰
Scope 3 (marktbasiert) ¹¹	E02-01	82,58 ☑	103,58	-

¹ Aus Wesentlichkeitsgründen wurden Gesellschaften mit einer Mitarbeiteranzahl von über 50 FTE berücksichtigt sowie solche, die weniger als 50 FTE beschäftigen und den festgelegte Schwellenwerte an Emissionen überschreiten.
² Als externe Quellen für das Erderwärmungspotenzial (GWP) wurden das Department for Business, Energy & Industrial Strategy (BEIS, früher DEFRA), das Naturvårdsverkets, das Greenhouse Gas Protocol, der Överenskommelse Värmemarknadskommittén 2021 und der IPCC-AR5-Bericht herangezogen.
³ Ab 2019 werden die Emissionen aus der Strom- und Wärmeerzeugung unterteilt in Emissionen aus Anlagen, die E.ON gehören und von E.ON betrieben werden (Scope 1), und Emissionen aus Anlagen, die an Kunden verpachtet sind und von ihnen betrieben werden (Scope 3). Dies verbessert E.ONs Fähigkeit, Emissionen zu steuern, und macht die Fortschritte bei der Zielerreichung transparenter.
⁴ Die Vorjahreszahlen wurden angepasst: bei der Strom- und Wärmeerzeugung vor allem aufgrund nachgereichter Daten zum Erdgasverbrauch für die Energieerzeugung von E.ON Energy Projects GmbH im letzten Jahr, bei den internen Brennstoffen vor allem aufgrund der Korrektur der doppelten Abrechnung des Erdgasverbrauchs in Gebäuden und im Betrieb durch Energy Networks Romania.
⁵ Als externe Quellen für das globale Erwärmungspotenzial (GWP) wurde die Internationale Energieagentur (IEA) herangezogen.
⁶ Als externe Quelle für das Erderwärmungspotenzial (GWP) werden die Internationale Energieagentur (IEA) und die Association of Issuing Bodies (AIB) verwendet.
⁷ Erstmalige Berichterstattung über marktbasierte Scope-2-Emissionen im Jahr 2020.
⁸ Als externe Quellen für das globale Erwärmungspotenzial (GWP) wurden die Internationale Energieagentur (IEA), der IPCC-AR5-Bericht, das Ministerium für Wirtschaft, Energie und Industriestrategie (BEIS, früher DEFRA), das Naturvårdsverkets, das Greenhouse Gas Protocol und der Överenskommelse Värmemarknadskommittén 2021 herangezogen. Außerdem wurden für die Berechnung Primärdaten von externen Reisedienstleistern verwendet.
⁹ Scope-3-Emissionen aus eingekauftem Strom und der Verbrennung von Erdgas, das an Endverbraucher verkauft wird (an unsere Privat- und B2B-Kunden verkaufte Energie), gemäß dem GHG-Scope-3-Protokoll. Die Emissionen aus den Verteilungsverlusten der an Vertriebspartner und den Großhandelsmarkt verkauften Energie werden entsprechend unter unseren Scope-1- und Scope-2-Emissionen verbucht.
¹⁰ Bei der Strom- und Wärmeerzeugung wurden die Vorjahreswerte angepasst, insbesondere aufgrund der besseren Datenqualität für das von der E.ON Energy Projects GmbH zur Energieerzeugung eingesetzte Erdgas.
¹¹ Seit 2021 berechnen wir auch den marktbasierten Wert für den extern bezogenen, an Endkunden verkauften Strom.
¹² Vorjahreswerte wurden auf Grundlage der Berücksichtigung des marktbasierten Wertes für die Scope-3-Emissionen angepasst.

Weitere Informationen finden Sie im Kapitel Klimaschutz.

Umweltmanagement

	DVFA/EFFAS	2022	2021	2020
Energieverbrauch innerhalb der Organisation (Mio GJ)	E01-01	109	254	240
Anteil der Mitarbeiter in Geschäftseinheiten mit ISO-14001-Zertifizierung (Prozent) ¹	E33-01	75	78	86
Anteil der Mitarbeiter in Geschäftseinheiten mit ISO-50001-Zertifizierung (Prozent) ²		67	86	80
Anzahl der umweltbezogenen Vorfälle			0	0
4 (kritisch)		0	0	0
3 (schwerwiegend)		0	0	2
2 (moderat)		22	21	34
1 (gering)		287	305	246
0 (marginal)		480	576	509
Vorfälle auf der internationalen Bewertungsskala für nukleare und radiologische Ereignisse (INES)		0	0	0
Rückstellungen für Umweltsanierung und ähnliche Verpflichtungen (in Millionen €) ³	E12-05	435	519	485
Kurzfristig		84	66	58
Langfristig		351	453	427
Süßwasserentnahme (Millionen Kubikmeter) ⁴	E28-01	28,9	52,5	46,4

¹ In den Vorjahren wurde der Erfassungsgrad als Anteil der Geschäftseinheiten mit ISO-14001 / EMAS-Zertifizierung in Prozent angegeben. Daher ist die Vergleichbarkeit mit den Daten für 2021 eingeschränkt.
² In den Vorjahren wurde der Erfassungsgrad als Anteil der Geschäftseinheiten mit ISO-50001-Zertifizierung in Prozent angegeben. Daher ist die Vergleichbarkeit mit den Daten für 2021 eingeschränkt.
³ Mittel, die für potenzielle Sanierungsmaßnahmen, den Gewässerschutz und die Sanierung kontaminierter Standorte bereitgestellt werden.
⁴ Aus Gründen der Wesentlichkeit wird hier nur das Segment Non-Core Business (PreussenElektra) berücksichtigt.

Weitere Informationen finden Sie im Kapitel Umweltmanagement.

E.ONs Wasserentnahmen und Wasserrisikogebiete

¹ Gebiete, die weniger als 1% der Gesamtentnahme ausmachen, werden nicht dargestellt.
² Anteil an der E.ON Wasserentnahme gesamt.
³ PreussenElektra wird das KKW Isar 2 aufgrund von im Berichtsjahr getroffenen politischen Entscheidungen bis zum 15. April 2023 weiterbetreiben und danach die Stromproduktion einstellen.
⁴ Basierend auf den aktuellen Gesamtwasserrisiken (Baseline) des Aqueduct Water Risk Atlas vom World Resource Instituts (WRI), Abfrage im Januar 2023.
⁵ Basierend auf dem pessimistischen Szenario für 2030 des Aqueduct Water Risk Atlas vom WIR.

Weitere Informationen finden Sie im Kapitel Umweltmanagement.

Abfälle

	DVFA/EFFAS	2022	2021	2020
Nicht gefährliche Abfälle (in Kilotonnen)		381,3	428,0	373,8
Rückgewonnen		364,1	410,1	345,9 ¹
Entsorgt		17,3	17,9	27,9 ¹
Gefährliche Abfälle (in Kilotonnen)	E06-01	162,2	141,3	138,2
Rückgewonnen		107,5	106,7	95,0
Entsorgt		54,7	34,5	43,2
Gesamtabfälle (in Kilotonnen) ²	E04-01	543,5	569,2	511,9
Gesamtmenge der wiederverwerteten Abfälle (Prozent) ³	E05-01	87,0	90,8	86,1
Schwach- und mittelradioaktiver Abfall (in Tonnen)	E08-01/02	1.105,7	1.420,2	684,0
Hochradioaktiver Abfall (in Tonnen)	E08-03	0,0	65,0	129,0

¹ Die Vorjahresdaten wurden angepasst
² Gefährliche und nicht gefährliche Abfälle.
³ Prozentualer Anteil der recycelten gefährlichen und nicht gefährlichen Abfälle.

Weitere Informationen finden Sie im Kapitel Umweltmanagement.

Soziales

Mitarbeiterbelange

	DVFA/EFFAS	2022	2021	2020
Beschäftigte im Konzern (FTE) ¹		69.378	69.733	74.866
Neueinstellungen ²
Vollzeitäquivalente (FTE)		8.499	7.871	6.363
Personen		9.128	8.590	6.962
Unbefristete Arbeitsverträge (Prozent)		68	63	59
Beschäftigte mit Vollzeitverträgen (Prozent) ²		89	88	88
Beschäftigte mit unbefristeten Verträgen (Prozent) ²		94	93	93
Beschäftigte unter Tarifverträgen (Prozent) ²		83	81	82
Beschäftigte mit Teilzeitverträgen ²		8.378	8.814	9.530
Durchschnittliche Betriebszugehörigkeit (Jahre) ²		13	14	14
Freiwillige Fluktuationsrate (Prozent) ²	S01-01	6,1	4,5	3,5
Auszubildende in Deutschland (Personen)		2.213	2.308	2.395
Ausbildungsrate in Deutschland (Prozent)		5,6	5,8	6,0
Weibliche Beschäftigte (Prozent) ²	S10-01	31 ☑	32	32
Weibliche Führungskräfte (Prozent) ³	S10-01	23 ☑	21	21
Schwerbehinderte Beschäftigte in Deutschland (Prozent) ²		5,0 ☐	5,3	5,4
Schwerbehinderte Beschäftigte in Deutschland (Personen) ²		1.782 ☐	1.948	2.016
Nationalitäten (Anzahl) ²		110 ☐	119	115
Durchschnittsalter (in Jahren) ²		42	42	42
Altersstruktur (Prozent) ²	S03-01
< 30 Jahre		21	20	20
31 - 50 Jahre		49	49	50
> 50 Jahre		30	31	30

¹ Stammbelegschaft einschließlich Vorstandsmitgliedern und Geschäftsführern, ohne Auszubildende, Praktikanten und Werkstudenten.
² Gesamtbelegschaft einschließlich Vorstandsmitgliedern, Geschäftsführern, Auszubildenden, Praktikanten und Werkstudenten.
³ Gegenüber der Gesamtanzahl von Führungskräften.

Weitere Informationen finden Sie im Kapitel Arbeitsbedingungen und Mitarbeiterentwicklung.

Gesundheit und Arbeitssicherheit

DVFA/EFFAS	2022	2021	2020
TRIF kombiniert ¹	2,6	2,5	2,3
TRIF Mitarbeiter	2,9	2,6	2,4
TRIF Auftragnehmer	2,3	2,3	2,3
LTIF Mitarbeiter ²	2,1 ☑	2,1	1,6
LTIF Auftragnehmer ²	2,0	2,0	1,9
Anteil der Mitarbeiter in Geschäftseinheiten mit ISO-45001-Zertifizierung (Prozent) ³	85,0	94,0	87,0
Anzahl tödlicher Unfälle unter Mitarbeitern und Beschäftigten von Auftragnehmern	3 ☑	4	5
Gesundheitsquote der Mitarbeiter (Prozent) ⁴	96,0 ☐	96,5	96,3

¹ Die über den TRIF erfassten gemeldeten Todesfälle, Arbeitsunfälle und Berufserkrankungen enthalten auch Vorfälle und Verletzungen, die sich auf arbeitsbedingten Reisen ereignet und zu Ausfallzeiten oder keinen Ausfallzeiten geführt haben und/oder eine medizinische Behandlung, eingeschränkte Arbeit oder Arbeit an einem Ersatzarbeitsplatz nach sich zogen.
² Die Häufigkeit von Unfällen mit Ausfallzeiten misst arbeitsbedingte Unfälle, die zu Ausfallzeiten pro Million Arbeitsstunden führen.
³ In den Vorjahren wurde die Kennzahl als Anteil der Geschäftseinheiten mit ISO-45001-Zertifizierung in Prozent angegeben. Daher ist die Vergleichbarkeit mit den Zahlen für 2021 eingeschränkt.
⁴ Einschließlich Vorstandsmitgliedern, Geschäftsführern und Auszubildenden.

Weitere Informationen finden Sie im Kapitel Gesundheit und Arbeitssicherheit.

Gesellschaftliches Engagement

DVFA/EFFAS	2022	2021	2020
Unternehmensspenden (in Mio €)	16,0 ☐	8,6	7,9
Strategisches gesellschaftliches Engagement (in Mio €)	2,3 ☐	3,8	3,3
Gesamtgesellschaftliches Engagement (in Mio €)	18,3 ☐	12,3	11,1
Ehrenamtliches Engagement von E.ON-Mitarbeitern (Anzahl Stunden ehrenamtlicher Arbeit)	13.340 ☐	8.506	11.405

Weitere Informationen finden Sie im Kapitel Gesellschaftliches Engagement.

Governance

Kunden

	DVFA/EFFAS	2022	2021	2020
Anzahl der Strom- und Gaskunden (in Millionen)		35,9	38,8 ¹	41,5 ²
Installierte Smart Energy Meter (in Millionen) ³	V11-02	12,2 ☐	9,7	8,5
Entwicklung der Kundenloyalität	V06-01	Siehe Kapitel "Kundenzufriedenheit".
Reduktion der CO₂e-Emissionen bei Industrie- und Geschäftskunden in Deutschland (metrische Tonnen)		242.402	284.256	585.001

¹ Die Vorjahreszahlen wurden angepasst aufgrund der Harmonisierung der npower in Großbritannien.
² Die Vorjahreszahlen wurden aufgrund von Änderungen in der Segmentberichterstattung angepasst (dies betrifft die Aktivitäten in der Slowakei (VSEH) und in Kroatien). Siehe Seiten 36 und 76 des zusammengefassten Konzernlageberichts aus 2020.
³ Einschließlich Gesellschaften der Slowakei, an denen E.ON einen Anteil von 49 Prozent hält.

Weitere Informationen finden Sie im Kapitel Kundenzufriedenheit.

Stromerzeugung

	DVFA/EFFAS	2022	2021	2020
Eigene Erzeugung nach Energieträgern (Prozent)	E26-01
Erdgas/Erdöl ¹		8,0	4,8	1,4
Kernenergie (Nicht-Kerngeschäft) ²		74,0	87,1	95,9
Kohle ³		0,0	0,1	0,0
Sonstige (einschließlich Energie aus Biomasse, Wind und Sonne)		18,0	8,0	2,7

¹ Beinhaltet gepachtete KWK-Anlagen, die von unseren Kunden betrieben werden, sowie Anlagen zur Reserve- und Notstromerzeugung.
² Unsere Stromerzeugung aus Kernenergie wird in 2023 aufgrund des Ausstiegs aus der Kernenergie in Deutschland enden.
³ Wird zur Erzeugung von Wärme für unsere Fernwärmenetze verwendet.

Energienetze

DVFA/EFFAS	2022	2021	2020
Länge des Stromnetzes (Tausend Kilometer)	1.107	1.115	1.176
Länge des Gasnetzes (Tausend Kilometer)	146 ¹	148 ¹	147
Stromverteilungsverluste (Prozent)	3,1	3,6	3,8

¹ Ohne Kroatien.

Weitere Informationen finden Sie im Kapitel Versorgungssicherheit.

Compliance

DVFA/EFFAS	2022	2021	2020
Einkaufsvolumen in Ländern mit Korruptionsrisiken (Prozent) ¹	19,11	15,98	16,2
Anzahl der Meldungen zu Compliance-Verstößen ²	137	160	135
Parteispenden (Prozent) ³	0	0	0

¹ Länder mit weniger als 60 Punkten im Korruptionswahrnehmungsindex von Transparency International.
² Fälle, die in unserer Unternehmenszentrale erfasst wurden, die zu Untersuchungen führten und sich nicht als Falschmeldungen herausstellten.
³ Der E.ON-Verhaltenskodex untersagt Spenden an politische Parteien, Kandidaten und Amtsinhaber.

Weitere Informationen finden Sie im Kapitel Compliance und Anti-Korruption.

Lieferantenmanagement

	DVFA/ EFFAS	2022	2021	2020
Lieferkette: Darstellung der wichtigsten Leistungen	V28-04	Siehe Kapitel "Menschenrechte und Lieferantenmanagement"

Weitere Informationen finden Sie im Kapitel Menschenrechte und Lieferantenmanagement.

Anlagen zum Lagebericht

EU-Taxonomie

EU-Taxonomie Investitionen

			Wesentlicher Beitrag zu den Umweltzielen
	Investitionen in Mio €	Investitionen Anteil in %	Klimaschutz in %	Anpassung an den Klimawandel in %	Nachhaltige Nutzung von Wasser- und Meeresressourcen in %	Übergang zu einer Kreislaufwirtschaft in %
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)	4.465	82
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)	4.384	80	100	0	-	-
4.1 Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie	40	1	100	0	-	-
4.3 Stromerzeugung aus Windkraft	4	0	100	0	-	-
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	5	0	100	0	-	-
4.6 Stromerzeugung aus geothermischer Energie	3	0	100	0	-	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	3.354	62	100	0	-	-
4.10 Speicherung von Strom	4	0	100	0	-	-
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	312	6	100	0	-	-
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	56	1	100	0	-	-
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	8	0	100	0	-	-
4.19 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	1	0	100	0	-	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	58	1	100	0	-	-
4.21 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Solarthermie	3	0	100	0	-	-
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	19	0	100	0	-	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	26	0	100	0	-	-
5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	69	1	100	0	-	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	25	0	100	0	-	-
6.15 Infrastruktur für einen CO ₂-armen Straßenverkehr und öffentlichen Verkehr	4	0	100	0	-	-
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden	10	0	100	0	-	-
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	87	2	100	0	-	-
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	1	0	100	0	-	-
8.2 Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen - Breitbandausbau	294	6	100	0	-	-
9.3 Freiberufliche Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	1	0	100	0	-	-
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten	81	2
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	3	0
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	12	0
4.10 Speicherung von Strom	5	0
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	30	2
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	10	0
4.22 Erzeugung von Wärme/Kälte aus geothermischer Energie	3	0
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	10	0
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen	5	0
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	1	0
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	2	0
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten	1.012	18
Summe A. + B.	5.477	100

	Wesentlicher Beitrag zu den Umweltzielen
	Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung in %	Schutz und Wiederherstellung der Biodiversität und der Ökosysteme in %
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)	-	-
4.1 Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie	-	-
4.3 Stromerzeugung aus Windkraft	-	-
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	-	-
4.6 Stromerzeugung aus geothermischer Energie	-	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	-	-
4.10 Speicherung von Strom	-	-
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	-	-
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	-	-
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	-	-
4.19 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	-	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	-	-
4.21 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Solarthermie	-	-
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	-	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	-	-
5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	-	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	-	-
6.15 Infrastruktur für einen CO ₂-armen Straßenverkehr und öffentlichen Verkehr	-	-
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden	-	-
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	-
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	-	-
8.2 Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen - Breitbandausbau	-	-
9.3 Freiberufliche Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	-
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität
4.10 Speicherung von Strom
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung
4.22 Erzeugung von Wärme/Kälte aus geothermischer Energie
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.

	Keine erhebliche Beeinträchtigung der anderen Umweltziele
	Vermeidung des Klimawandels ja/nein	Anpassung an den Klimawandel ja/nein	Nachhaltige Nutzung von Wasser- und Meeresressourcen ja/nein	Übergang zu einer Kreislaufwirtschaft ja/nein
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)
4.1 Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie	-	ja	-	ja
4.3 Stromerzeugung aus Windkraft	-	ja	ja	ja
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	-	ja	ja	-
4.6 Stromerzeugung aus geothermischer Energie	-	ja	ja	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	-	ja	-	ja
4.10 Speicherung von Strom	-	ja	ja	ja
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	-	ja	ja	-
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	-	ja	ja	-
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	-	ja	ja	ja
4.19 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	-	ja	ja	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	-	ja	ja	-
4.21 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Solarthermie	-	ja	-	ja
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	-	ja	ja	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	-	ja	ja	-
5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	-	ja	ja	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	-	ja	ja	ja
6.15 Infrastruktur für einen CO ₂-armen Straßenverkehr und öffentlichen Verkehr	-	ja	ja	ja
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden	-	ja	-	-
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	ja	-	-
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	-	ja	-	-
8.2 Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen - Breitbandausbau	-	ja	-	ja
9.3 Freiberufliche Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	ja	ja	ja
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität
4.10 Speicherung von Strom
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung
4.22 Erzeugung von Wärme/Kälte aus geothermischer Energie
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.

	Keine erhebliche Beeinträchtigung der anderen Umweltziele
	Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung ja/nein	Schutz und Wiederherstellung der Biodiversität und der Ökosysteme ja/nein	Einhaltung sozialer Mindestschutz ja/nein
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)
4.1 Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie	-	ja	ja
4.3 Stromerzeugung aus Windkraft	-	ja	ja
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	-	ja	ja
4.6 Stromerzeugung aus geothermischer Energie	ja	ja	ja
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	ja	ja	ja
4.10 Speicherung von Strom	-	ja	ja
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	ja	ja	ja
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	ja	ja	ja
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	ja	-	ja
4.19 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	ja	ja	ja
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	ja	ja	ja
4.21 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Solarthermie	-	ja	ja
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	ja	ja	ja
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	ja	ja	ja
5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	-	ja	ja
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	ja	ja	ja
6.15 Infrastruktur für einen CO ₂-armen Straßenverkehr und öffentlichen Verkehr	ja	ja	ja
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden	-	-	ja
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	-	ja
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	-	-	ja
8.2 Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen - Breitbandausbau	-	-	ja
9.3 Freiberufliche Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	ja	ja	ja
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität
4.10 Speicherung von Strom
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung
4.22 Erzeugung von Wärme/Kälte aus geothermischer Energie
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.


	Taxonomiekonformer Anteil 2022 in %	Taxonomiekonformer Anteil 2021 in %	Ermöglichende Aktivität (E) E/-
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)	80	-
4.1 Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie	1	-	-
4.3 Stromerzeugung aus Windkraft	0	-	-
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	0	-	-
4.6 Stromerzeugung aus geothermischer Energie	0	-	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	62	-	E
4.10 Speicherung von Strom	0	-	E
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	6	-	-
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	1	-	-
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	0	-	-
4.19 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	0	-	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	1	-	-
4.21 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Solarthermie	0	-	-
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	0	-	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	0	-	-
5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	1	-	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	0	-	E
6.15 Infrastruktur für einen CO ₂-armen Straßenverkehr und öffentlichen Verkehr	0	-	E
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden	0	-	E
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	2	-	E
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	0	-	E
8.2 Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen - Breitbandausbau	6	-	E
9.3 Freiberufliche Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	0	-	E
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität
4.10 Speicherung von Strom
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung
4.22 Erzeugung von Wärme/Kälte aus geothermischer Energie
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.

	Übergangsaktivität (T) T/-
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)
4.1 Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie	-
4.3 Stromerzeugung aus Windkraft	-
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	-
4.6 Stromerzeugung aus geothermischer Energie	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	-
4.10 Speicherung von Strom	-
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	-
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	-
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	-
4.19 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	-
4.21 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Solarthermie	-
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	-
5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	-
6.15 Infrastruktur für einen CO ₂-armen Straßenverkehr und öffentlichen Verkehr	-
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden	-
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	-
8.2 Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen - Breitbandausbau	-
9.3 Freiberufliche Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität
4.10 Speicherung von Strom
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung
4.22 Erzeugung von Wärme/Kälte aus geothermischer Energie
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.

EU-Taxonomie Betriebsausgaben

			Wesentlicher Beitrag zu den Umweltzielen
	Betriebsausgaben in Mio €	Betriebsausgaben Anteil in %	Klimaschutz in %	Anpassung an den Klimawandel in %
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)	938	73
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)	911	71	100	0
4.3 Stromerzeugung aus Windkraft	6	0	100	0
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	1	0	100	0
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	797	63	100	0
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	19	2	100	0
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	3	0	100	0
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	4	0	100	0
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	12	1	100	0
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	3	0	100	0
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	7	1	100	0
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	1	0	100	0
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	57	4	100	0
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten	27	2
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	1	0
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	1	0
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	1	0
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	9	1
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen	1	0
4.31 Erzeugung von Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen in einem effizienten Fernwärme- und Fernkältesystem	9	1
5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	5	0
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten	340	27
Summe A. + B.	1.278	100

	Wesentlicher Beitrag zu den Umweltzielen
	Nachhaltige Nutzung von Wasser- und Meeresressourcen in %	Übergang zu einer Kreislaufwirtschaft in %
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)	-	-
4.3 Stromerzeugung aus Windkraft	-	-
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	-	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	-	-
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	-	-
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	-	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	-	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	-	-
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	-	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	-	-
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	-
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	-	-
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
4.31 Erzeugung von Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen in einem effizienten Fernwärme- und Fernkältesystem
5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.

	Wesentlicher Beitrag zu den Umweltzielen
	Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung in %	Schutz und Wiederherstellung der Biodiversität und der Ökosysteme in %
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)	-	-
4.3 Stromerzeugung aus Windkraft	-	-
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	-	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	-	-
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	-	-
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	-	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	-	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	-	-
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	-	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	-	-
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	-
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	-	-
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
4.31 Erzeugung von Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen in einem effizienten Fernwärme- und Fernkältesystem
5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.

	Keine erhebliche Beeinträchtigung der anderen Umweltziele
	Vermeidung des Klimawandels ja/nein	Anpassung an den Klimawandel ja/nein	Nachhaltige Nutzung von Wasser- und Meeresressourcen ja/nein	Übergang zu einer Kreislaufwirtschaft ja/nein
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)
4.3 Stromerzeugung aus Windkraft	-	ja	ja	ja
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	-	ja	ja	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	-	ja	-	ja
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	-	ja	ja	-
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	-	ja	ja	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	-	ja	ja	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	-	ja	ja	-
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	-	ja	ja	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	-	ja	ja	ja
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	ja	-	-
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	-	ja	-	-
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
4.31 Erzeugung von Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen in einem effizienten Fernwärme- und Fernkältesystem
5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.

	Keine erhebliche Beeinträchtigung der anderen Umweltziele
	Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung ja/nein	Schutz und Wiederherstellung der Biodiversität und der Ökosysteme ja/nein
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)
4.3 Stromerzeugung aus Windkraft	-	ja
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	-	ja
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	ja	ja
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	ja	ja
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	ja	ja
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	ja	ja
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	ja	ja
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	-	ja
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	ja	ja
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	-
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	-	-
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
4.31 Erzeugung von Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen in einem effizienten Fernwärme- und Fernkältesystem
5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.


	Einhaltung sozialer Mindestschutz ja/nein	Taxonomiekonformer Anteil 2022 in %	Taxonomiekonformer Anteil 2021 in %	Ermöglichende Aktivität (E) E/-
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)		71	-
4.3 Stromerzeugung aus Windkraft	ja	0	-	-
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	ja	0	-	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	ja	63	-	E
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	ja	2	-	-
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	ja	0	-	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	ja	0	-	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	ja	1	-	-
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	ja	0	-	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	ja	1	-	E
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	ja	0	-	E
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	ja	4	-	E
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
4.31 Erzeugung von Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen in einem effizienten Fernwärme- und Fernkältesystem
5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.

	Übergangsaktivität (T) T/-
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)
4.3 Stromerzeugung aus Windkraft	-
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	-
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	-
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	-
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	-
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	-
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen
4.23 Erzeugung von Wärme/Kälte aus erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
4.31 Erzeugung von Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen in einem effizienten Fernwärme- und Fernkältesystem
5.1 Bau, Erweiterung und Betrieb von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.

EU-Taxonomie Umsatzerlöse

			Wesentlicher Beitrag zu den Umweltzielen
	Umsatzerlöse in Mio €	Umsatzerlöse Anteil in %	Klimaschutz in %	Anpassung an den Klimawandel in %	Nachhaltige Nutzung von Wasser- und Meeresressourcen in %	Übergang zu einer Kreislaufwirtschaft in %
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)	15.243	13
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)	14.795	13	100	0	-	-
4.1 Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie	29	0	100	0	-	-
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	1	0	100	0	-	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	13.709	13	100	0	-	-
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	46	0	100	0	-	-
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	10	0	100	0	-	-
4.19 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	29	0	100	0	-	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	31	0	100	0	-	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	87	0	100	0	-	-
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	14	0	100	0	-	-
5.3 Bau, Erweiterung und Betrieb von Abwassersammel- und -behandlungssystemen	18	0	100	0	-	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	43	0	100	0	-	-
6.15 Infrastruktur für einen CO ₂-armen Straßenverkehr und öffentlichen Verkehr	30	0	100	0	-	-
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden	13	0	100	0	-	-
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	481	0	100	0	-	-
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	242	0	100	0	-	-
8.2 Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen - Breitbandausbau	1	0	100	0	-	-
9.3 Freiberufliche Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	11	0	100	0	-	-
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten	448	0
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	13	0
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	238	0
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase	100	0
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	28	0
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen	21	0
4.31 Erzeugung von Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen in einem effizienten Fernwärme- und Fernkältesystem	47	0
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden	1	0
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten	100.417	87
Summe A. + B.	115.660	100

	Wesentlicher Beitrag zu den Umweltzielen
	Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung in %	Schutz und Wiederherstellung der Biodiversität und der Ökosysteme in %
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)	-	-
4.1 Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie	-	-
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	-	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	-	-
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	-	-
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	-	-
4.19 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	-	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	-	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	-	-
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	-	-
5.3 Bau, Erweiterung und Betrieb von Abwassersammel- und -behandlungssystemen	-	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	-	-
6.15 Infrastruktur für einen CO ₂-armen Straßenverkehr und öffentlichen Verkehr	-	-
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden	-	-
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	-
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	-	-
8.2 Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen - Breitbandausbau	-	-
9.3 Freiberufliche Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	-
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
4.31 Erzeugung von Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen in einem effizienten Fernwärme- und Fernkältesystem
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.

	Keine erhebliche Beeinträchtigung der anderen Umweltziele
	Vermeidung des Klimawandels ja/nein	Anpassung an den Klimawandel ja/nein	Nachhaltige Nutzung von Wasser- und Meeresressourcen ja/nein	Übergang zu einer Kreislaufwirtschaft ja/nein
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)
4.1 Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie	-	ja	-	ja
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	-	ja	ja	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	-	ja	-	ja
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	-	ja	ja	-
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	-	ja	ja	ja
4.19 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	-	ja	ja	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	-	ja	ja	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	-	ja	ja	-
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	-	ja	ja	-
5.3 Bau, Erweiterung und Betrieb von Abwassersammel- und -behandlungssystemen	-	ja	ja	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	-	ja	ja	ja
6.15 Infrastruktur für einen CO ₂-armen Straßenverkehr und öffentlichen Verkehr	-	ja	ja	ja
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden	-	ja	-	-
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	ja	-	-
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	-	ja	-	-
8.2 Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen - Breitbandausbau	-	ja	-	ja
9.3 Freiberufliche Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	ja	ja	ja
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
4.31 Erzeugung von Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen in einem effizienten Fernwärme- und Fernkältesystem
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.

	Keine erhebliche Beeinträchtigung der anderen Umweltziele
	Vermeidung und Verminderung der Umweltverschmutzung ja/nein	Schutz und Wiederherstellung der Biodiversität und der Ökosysteme ja/nein	Einhaltung sozialer Mindestschutz ja/nein
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)
4.1 Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie	-	ja	ja
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	-	ja	ja
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	ja	ja	ja
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	ja	ja	ja
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	ja	-	ja
4.19 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	ja	ja	ja
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	ja	ja	ja
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	ja	ja	ja
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	-	ja	ja
5.3 Bau, Erweiterung und Betrieb von Abwassersammel- und -behandlungssystemen	ja	ja	ja
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	ja	ja	ja
6.15 Infrastruktur für einen CO ₂-armen Straßenverkehr und öffentlichen Verkehr	ja	ja	ja
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden	-	-	ja
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-	-	ja
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	-	-	ja
8.2 Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen - Breitbandausbau	-	-	ja
9.3 Freiberufliche Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	ja	ja	ja
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
4.31 Erzeugung von Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen in einem effizienten Fernwärme- und Fernkältesystem
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.


	Taxonomiekonformer Anteil 2022 in %	Taxonomiekonformer Anteil 2021 in %	Ermöglichende Aktivität (E) E/-
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)	13	-
4.1 Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie	0	-	-
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	0	-	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	13	-	E
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	0	-	-
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	0	-	-
4.19 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	0	-	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	0	-	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	0	-	-
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	0	-	-
5.3 Bau, Erweiterung und Betrieb von Abwassersammel- und -behandlungssystemen	0	-	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	0	-	E
6.15 Infrastruktur für einen CO ₂-armen Straßenverkehr und öffentlichen Verkehr	0	-	E
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden	0	-	E
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	0	-	E
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	0	-	E
8.2 Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen - Breitbandausbau	0	-	E
9.3 Freiberufliche Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	0	-	E
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
4.31 Erzeugung von Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen in einem effizienten Fernwärme- und Fernkältesystem
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.

	Übergangsaktivität (T) T/-
A. Taxonomie-fähige Aktivitäten (Summe A.1 und A.2)
A.1. Ökologisch nachhaltige Aktivitäten (Taxonomie-konform)
4.1 Stromerzeugung mittels Fotovoltaik-Technologie	-
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft	-
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität	-
4.15 Fernwärme-/Fernkälteverteilung	-
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen	-
4.19 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit erneuerbaren nichtfossilen gasförmigen und flüssigen Brennstoffen	-
4.20 Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit Bioenergie	-
4.24 Erzeugung von Wärme/Kälte aus Bioenergie	-
5.2 Erneuerung von Systemen der Wassergewinnung, -behandlung und -versorgung	-
5.3 Bau, Erweiterung und Betrieb von Abwassersammel- und -behandlungssystemen	-
6.13 Infrastruktur für persönliche Mobilität, Radverkehrslogistik	-
6.15 Infrastruktur für einen CO ₂-armen Straßenverkehr und öffentlichen Verkehr	-
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden	-
7.5 Installation, Wartung und Reparatur von Geräten für die Messung, Regelung und Steuerung der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-
7.6 Installation, Wartung und Reparatur von Technologien für erneuerbare Energien	-
8.2 Datenbasierte Lösungen zur Verringerung der Treibhausgasemissionen - Breitbandausbau	-
9.3 Freiberufliche Dienstleistungen im Zusammenhang mit der Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden	-
A.2. Nicht Taxonomie-konforme Aktivitäten
4.5. Stromerzeugung aus Wasserkraft
4.9 Übertragung und Verteilung von Elektrizität
4.14 Fernleitungs- und Verteilernetze für erneuerbare und CO ₂-arme Gase
4.16 Installation und Betrieb elektrischer Wärmepumpen
4.30 Hocheffiziente Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen
4.31 Erzeugung von Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen in einem effizienten Fernwärme- und Fernkältesystem
7.4 Installation, Wartung und Reparatur von Ladestationen für Elektrofahrzeuge in Gebäuden
B. Nicht Taxonomie-fähige Aktivitäten
Summe A. + B.

Investitionsausgaben (CapEx) Meldebogen 1: Tätigkeiten in den Bereichen Kernenergie und fossiles Gas

Zeile	Tätigkeiten im Bereich Kernenergie
1	Das Unternehmen ist im Bereich Erforschung, Entwicklung, Demonstration und Einsatz innovativer Stromerzeugungsanlagen, die bei minimalem Abfall aus dem Brennstoffkreislauf Energie aus Nuklearprozessen erzeugen, tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Nein
2	Das Unternehmen ist im Bau und sicheren Betrieb neuer kerntechnischer Anlagen zur Erzeugung von Strom oder Prozesswärme - auch für die Fernwärmeversorgung oder industrielle Prozesse wie die Wasserstofferzeugung - sowie bei deren sicherheitstechnischer Verbesserung mithilfe der besten verfügbaren Technologien tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Nein
3	Das Unternehmen ist im sicheren Betrieb bestehender kerntechnischer Anlagen zur Erzeugung von Strom oder Prozesswärme - auch für die Fernwärmeversorgung oder industrielle Prozesse wie die Wasserstofferzeugung - sowie bei deren sicherheitstechnischer Verbesserung tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Ja
Zeile	Tätigkeiten im Bereich fossiles Gas
4	Das Unternehmen ist im Bau oder Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus fossilen gasförmigen Brennstoffen tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Nein
5	Das Unternehmen ist im Bau, in der Modernisierung und im Betrieb von Anlagen für die Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Ja
6	Das Unternehmen ist im Bau, in der Modernisierung und im Betrieb von Anlagen für die Wärmegewinnung, die Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen erzeugen, tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Ja

Investitionsausgaben (CapEx) Meldebogen 2: Taxonomiekonforme Wirtschaftstätigkeiten (Nenner)

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
		CCM + CCA		Klimaschutz (CCM)		Anpassung an den Klimawandel (CCA)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	in Mio €	in %	in Mio €	in %	in Mio €
1	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	4.384	81	4.384	81	-
8	Gesamt anwendbarer KPI	5.477	-	5.477	-	-

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	Anpassung an den Klimawandel (CCA) in %
1	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	-
8	Gesamt anwendbarer KPI	-

Investitionsausgaben (CapEx) Meldebogen 3: Taxonomiekonforme Wirtschaftstätigkeiten (Zähler)

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
		CCM + CCA		Klimaschutz (CCM)		Anpassung an den Klimawandel (CCA)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	in Mio €	in %	in Mio €	in %	in Mio €
1	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Zähler des anwendbaren KPI	4.384	100	4.384	100	-
8	Gesamtbetrag und -anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeiten im Zähler des anwendbaren KPI	4.384	100	4.384	100	-

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	Anpassung an den Klimawandel (CCA) in %
1	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Zähler des anwendbaren KPI	-
8	Gesamtbetrag und -anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeiten im Zähler des anwendbaren KPI	-

Investitionsausgaben (CapEx) Meldebogen 4: Taxonomiefähig, aber nicht taxonomiekonforme Wirtschaftstätigkeiten

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
		CCM + CCA		Klimaschutz (CCM)		Anpassung an den Klimawandel (CCA)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	in Mio €	in %	in Mio €	in %	in Mio €
1	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	5	6	5	6	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiefähiger, aber nicht taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	76	94	76	94	-
8	Gesamtbetrag und -anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	81	100	81	100	-

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	Anpassung an den Klimawandel (CCA) in %
1	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiefähiger, aber nicht taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	-
8	Gesamtbetrag und -anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	-

Investitionsausgaben (CapEx) Meldebogen 5: Nicht taxonomiefähige Wirtschaftstätigkeiten

Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	in Mio €	in %
1	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
2	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
3	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
4	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
5	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
6	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter nicht taxonomiefähiger Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	1.012	100
8	Gesamtbetrag und -anteil der nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	1.012	100

Operative Betriebsausgaben (OpEx) Meldebogen 1: Tätigkeiten in den Bereichen Kernenergie und fossiles Gas

Zeile	Tätigkeiten im Bereich Kernenergie
1	Das Unternehmen ist im Bereich Erforschung, Entwicklung, Demonstration und Einsatz innovativer Stromerzeugungsanlagen, die bei minimalem Abfall aus dem Brennstoffkreislauf Energie aus Nuklearprozessen erzeugen, tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Nein
2	Das Unternehmen ist im Bau und sicheren Betrieb neuer kerntechnischer Anlagen zur Erzeugung von Strom oder Prozesswärme - auch für die Fernwärmeversorgung oder industrielle Prozesse wie die Wasserstofferzeugung - sowie bei deren sicherheitstechnischer Verbesserung mithilfe der besten verfügbaren Technologien tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Nein
3	Das Unternehmen ist im sicheren Betrieb bestehender kerntechnischer Anlagen zur Erzeugung von Strom oder Prozesswärme - auch für die Fernwärmeversorgung oder industrielle Prozesse wie die Wasserstofferzeugung - sowie bei deren sicherheitstechnischer Verbesserung tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Ja
Zeile	Tätigkeiten im Bereich fossiles Gas
4	Das Unternehmen ist im Bau oder Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus fossilen gasförmigen Brennstoffen tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Nein
5	Das Unternehmen ist im Bau, in der Modernisierung und im Betrieb von Anlagen für die Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Ja
6	Das Unternehmen ist im Bau, in der Modernisierung und im Betrieb von Anlagen für die Wärmegewinnung, die Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen erzeugen, tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Ja

Operative Betriebsausgaben (OpEx) Meldebogen 2: Taxonomiekonforme Wirtschaftstätigkeiten (Nenner)

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
		CCM + CCA		Klimaschutz (CCM)		Anpassung an den Klimawandel (CCA)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	in Mio €	in %	in Mio €	in %	in Mio €
1	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	911	71	911	71	-
8	Gesamt anwendbarer KPI	1.278	-	1.278	-	-

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	Anpassung an den Klimawandel (CCA) in %
1	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	-
8	Gesamt anwendbarer KPI	-

Operative Betriebsausgaben (OpEx) Meldebogen 3: Taxonomiekonforme Wirtschaftstätigkeiten (Zähler)

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
		CCM + CCA		Klimaschutz (CCM)		Anpassung an den Klimawandel (CCA)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	in Mio €	in %	in Mio €	in %	in Mio €
1	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Zähler des anwendbaren KPI	911	100	911	100	-
8	Gesamtbetrag und -anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeiten im Zähler des anwendbaren KPI	911	100	911	100	-

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	Anpassung an den Klimawandel (CCA) in %
1	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Zähler des anwendbaren KPI	-
8	Gesamtbetrag und -anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeiten im Zähler des anwendbaren KPI	-

Operative Betriebsausgaben (OpEx) Meldebogen 4: Taxonomiefähig, aber nicht taxonomiekonforme Wirtschaftstätigkeiten

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
		CCM + CCA		Klimaschutz (CCM)		Anpassung an den Klimawandel (CCA)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	in Mio €	in %	in Mio €	in %	in Mio €
1	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	1	4	1	4	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	9	33	9	33	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiefähiger, aber nicht taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	17	63	17	63	-
8	Gesamtbetrag und -anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	27	100	27	100	-

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	Anpassung an den Klimawandel (CCA) in %
1	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiefähiger, aber nicht taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	-
8	Gesamtbetrag und -anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	-

Operative Betriebsausgaben (OpEx) Meldebogen 5: Nicht taxonomiefähige Wirtschaftstätigkeiten

Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	in Mio €	in %
1	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
2	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
3	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
4	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
5	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
6	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter nicht taxonomiefähiger Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	340	100
8	Gesamtbetrag und -anteil der nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	340	100

Umsatz Meldebogen 1: Tätigkeiten in den Bereichen Kernenergie und fossiles Gas

Zeile	Tätigkeiten im Bereich Kernenergie
1	Das Unternehmen ist im Bereich Erforschung, Entwicklung, Demonstration und Einsatz innovativer Stromerzeugungsanlagen, die bei minimalem Abfall aus dem	Nein
	Brennstoffkreislauf Energie aus Nuklearprozessen erzeugen, tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.
2	Das Unternehmen ist im Bau und sicheren Betrieb neuer kerntechnischer Anlagen zur Erzeugung von Strom oder Prozesswärme - auch für die Fernwärmeversorgung oder industrielle Prozesse wie die Wasserstofferzeugung - sowie bei deren sicherheitstechnischer Verbesserung mithilfe der besten verfügbaren Technologien tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Nein
3	Das Unternehmen ist im sicheren Betrieb bestehender kerntechnischer Anlagen zur Erzeugung von Strom oder Prozesswärme - auch für die Fernwärmeversorgung oder industrielle Prozesse wie die Wasserstofferzeugung - sowie bei deren sicherheitstechnischer Verbesserung tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Ja
Zeile	Tätigkeiten im Bereich fossiles Gas
4	Das Unternehmen ist im Bau oder Betrieb von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus fossilen gasförmigen Brennstoffen tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Nein
5	Das Unternehmen ist im Bau, in der Modernisierung und im Betrieb von Anlagen für die Kraft-Wärme/Kälte-Kopplung mit fossilen gasförmigen Brennstoffen tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Ja
6	Das Unternehmen ist im Bau, in der Modernisierung und im Betrieb von Anlagen für die Wärmegewinnung, die Wärme/Kälte aus fossilen gasförmigen Brennstoffen erzeugen, tätig, finanziert solche Tätigkeiten oder hält Risikopositionen im Zusammenhang mit diesen Tätigkeiten.	Ja

Umsatz Meldebogen 2: Taxonomiekonforme Wirtschaftstätigkeiten (Nenner)

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
		CCM + CCA		Klimaschutz (CCM)		Anpassung an den Klimawandel (CCA)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	in Mio €	in %	in Mio €	in %	in Mio €
1	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	14.795	13	14.795	13	-
8	Gesamt anwendbarer KPI	115.660	-	115.660	-	-

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	Anpassung an den Klimawandel (CCA) in %
1	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	-
8	Gesamt anwendbarer KPI	-

Umsatz Meldebogen 3: Taxonomiekonforme Wirtschaftstätigkeiten (Zähler)

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
		CCM + CCA		Klimaschutz (CCM)		Anpassung an den Klimawandel (CCA)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	in Mio €	in %	in Mio €	in %	in Mio €
1	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Zähler des anwendbaren KPI	14.795	100	14.795	100	-
8	Gesamtbetrag und -anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeiten im Zähler des anwendbaren KPI	14.795	100	14.795	100	-

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	Anpassung an den Klimawandel (CCA) in %
1	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Zähler des anwendbaren KPI	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Zähler des anwendbaren KPI	-
8	Gesamtbetrag und -anteil der taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeiten im Zähler des anwendbaren KPI	-

Umsatz Meldebogen 4: Taxonomiefähig, aber nicht taxonomiekonforme Wirtschaftstätigkeiten

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
		CCM + CCA		Klimaschutz (CCM)		Anpassung an den Klimawandel (CCA))
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	in Mio €	in %	in Mio €	in %	in Mio €
1	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-	-	-	-	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	21	5	21	5	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	47	10	47	10	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiefähiger, aber nicht taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	380	85	380	85	-
8	Gesamtbetrag und -anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	448	100	448	100	-

		Betrag und Anteil (Angaben in Geldbeträgen und in Prozent)
Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	Anpassung an den Klimawandel (CCA)) in %
1	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
2	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
3	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
4	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
5	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
6	Betrag und Anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformen Wirtschaftstätigkeit gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 im Nenner des anwendbaren KPI	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter taxonomiefähiger, aber nicht taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	-
8	Gesamtbetrag und -anteil der taxonomiefähigen, aber nicht taxonomiekonformer Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	-

Umsatz Meldebogen 5: Nicht taxonomiefähige Wirtschaftstätigkeiten

Zeile	Wirtschaftstätigkeiten	in Mio €	in %
1	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.26 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
2	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.27 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
3	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.28 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
4	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.29 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
5	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.30 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
6	Betrag und Anteil der in Zeile 1 des Meldebogens 1 genannten, gemäß Abschnitt 4.31 der Anhänge I und II der Delegierten Verordnung (EU) 2021/2139 nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeit im Nenner des anwendbaren KPI	-	-
7	Betrag und Anteil anderer, in den Zeilen 1 bis 6 nicht aufgeführter nicht taxonomiefähiger Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	100.417	100
8	Gesamtbetrag und -anteil der nicht taxonomiefähigen Wirtschaftstätigkeiten im Nenner des anwendbaren KPI	100.417	100

Global Reporting Initiative (GRI)-Index ☐

E.ONs Nachhaltigkeitsberichterstattung wird seit 2005 von den internationalen Standards der Global Reporting Intitiative (GRI) geleitet.

Die E.ON SE hat die in diesem GRI-Index genannten Informationen für den Zeitraum 01.01.2022 bis 31.12.2022 unter Bezugnahme auf die GRI-Standards berichtet. Dabei wurde der GRI 1: Grundlagen 2021 verwendet.

GRI Angabe	Referenzen und Kommentare
GRI 2: Allgemeine Angaben (2021)
Die Organisation und ihre Berichterstattungspraktiken
2-1: Organisationsprofil	→ About E.ON
	→ Über diesen Bericht
	→ Geschäftsmodell
2-2: Entitäten, die in der Nachhaltigkeitsberichterstattung der Organisation berücksichtigt werden	→ Über diesen Bericht
2-3: Berichtszeitraum, Berichtshäufigkeit und Kontaktstelle	→ Über diesen Bericht
	→ Finanzkalender und Impressum
2-4: Richtigstellung oder Neudarstellung von Informationen	→ Über diesen Bericht
2-5: Externe Prüfung	→ Über diesen Bericht
Tätigkeiten und Mitarbeiter:innen
2-6: Aktivitäten, Wertschöpfungskette und andere Geschäftsbeziehungen	→ Über diesen Bericht
	→ Geschäftsmodell
	→ Nachhaltige Produkte und Services
	→ Versorgungssicherheit
	→ Menschenrechte und Lieferantenmanagement
2-7: Angestellte	→ Arbeitsbedingungen und Mitarbeiterentwicklung
	→ Nachhaltigkeitskennzahlen
Unternehmensführung
2-9: Führungsstruktur und Zusammensetzung	→ Strategie
	→ Risiko- und Chancenbericht
	→ Erklärung zur Unternehmensführung
2-19: Vergütungspolitik	→ Vergütungsbericht
2-20: Verfahren zur Festlegung der Vergütung	→ Vergütungsbericht
Strategie, Richtlinien und Praktiken
2-22: Anwendungserklärung zur Strategie für nachhaltige Entwicklung	→ Strategie
2-23: Verpflichtungserklärung zu Grundsätzen und Handlungsweisen	→ Menschenrechte und Lieferantenmanagement
	→ Compliance and Anti-Korruption
	Der Abschnitt "E.ONs Ansatz" in jedem ESG-Kapitel dieses Berichts enthält Informationen über die Nachhaltigkeitsstrategien und -richtlinien, die für das jeweilige Thema des Kapitels relevant sind. Der Nachhaltigkeits-Channel auf unserer Unternehmenswebsite enthält eine Reihe relevanter Mitarbeiter- und Funktionsrichtlinien sowie unseren Verhaltenskodex. [> E.ONs Nachhaltigkeits-Leitlinien]
2-26: Verfahren für die Einholung von Ratschlägen und die Meldung von Anliegen	→ Menschenrechte und Lieferantenmanagement
	→ Compliance and Anti-Korruption
2-28: Mitgliedschaft in Verbänden und Interessengruppen	→ ESG-Wesentlichkeit und Stakeholder Engagement
Einbindung von Stakeholdern
2-29: Ansatz für die Einbindung von Stakeholdern	→ ESG-Wesentlichkeit und Stakeholder Engagement
2-30: Tarifverträge	→ Arbeitsbedingungen und Mitarbeiterentwicklung
	→ Nachhaltigkeitskennzahlen
GRI 3: Wesentliche Themen (2021)
Angaben zu wesentlichen Themen
3-1: Verfahren zur Bestimmung wesentlicher Themen	→ ESG-Wesentlichkeit und Stakeholder Engagement
3-2: Liste der wesentlichen Themen	→ ESG-Wesentlichkeit und Stakeholder Engagement
3-3: Management von wesentlichen Themen	→ Klimaschutz
	→ Umweltmanagement
	→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
	→ Arbeitsbedingungen und Mitarbeiterentwicklung
	→ Kundenzufriedenheit
	→ Versorgungssicherheit
	→ Nachhaltige Produkte und Services
	→ Gesellschaftliches Engagement
	→ Datenschutz, Cybersicherheit und Produktsicherheit
	→ Business Resilience Management
	→ Compliance und Anti-Korruption
	→ Bezahlbare Energie
	→ Diversity und Inklusion
	→ Menschenrechte und Lieferantenmanagement
	→ Steuern
	Neben den als wesentlich identifizierten Themen, orientiert sich auch die Berichterstattung der weiteren gelisteten Themen an den Vorgaben des GRI 3-3.
GRI 200: Ökonomie
GRI 205: Korruptionsbekämpfung (2016)
205-2: Kommunikation und Schulungen zu Richtlinien und Verfahren zur Korruptionsbekämpfung	→ Compliance und Anti-Korruption
	→ Menschenrechte und Lieferantenmanagement
GRI 300: Umwelt
GRI 302: Energie (2016)
302-1: Energieverbrauch innerhalb der Organisation	→ Umweltmanagement
	→ Nachhaltige Produkte und Services
	Unsere Angaben umfassen die folgenden Parameter:
	• Für die Energieerzeugung verbrauchte Brennstoffe (fossile, nukleare und erneuerbare Brennstoffe) für Unternehmenszwecke
	• Strom- und Fernwärmeverbrauch
	• Brennstoffverbrennung für Heizung
	• Treibstoffverbrauch für Fahrzeuge
	• Verluste bei der Energieverteilung (weiterverkaufter Strom und Gas sind ausgeschlossen)
GRI 305: Emissionen (2016)
305-1: Direkte THG-Emissionen (Scope 1)	→ Klimaschutz
	Unsere Angaben basieren auf CO₂-Äquivalenten, die die Treibhausgase in Übereinstimmung mit dem Greenhouse Gas
	Protocol Corporate Accounting and Reporting Standard (GHG Protocol). Im Einklang mit dem Kyoto-Protokoll ist das Basisjahr 1990. Das globale Erwärmungspotenzial bezieht sich auf einen Zeithorizont von 100 Jahren.
	Unsere Angaben zu den Treibhausgasemissionen umfassen alle Tochterunternehmen und Erzeugungsanlagen (einschließlich geleaster Anlagen), die im E.ON-Konzernabschluss voll konsolidiert sind oder an denen E.ON eine Mehrheitsbeteiligung hält. Tochterunternehmen und Erzeugungsanlagen mit weniger als 50 Mitarbeitern müssen nicht einbezogen werden, wenn ihre Aktivitäten in den verschiedenen Scope-1- bis Scope-3-Kategorien eine bestimmte CO ₂e-Wesentlichkeitsschwelle in Bezug auf den E.ON-Konzern nicht überschreiten.
305-2: Indirekte energiebedingte THG-Emissionen (Scope 2)	→ Klimaschutz
	Unsere Angaben basieren auf CO₂-Äquivalenten, die CH4-, N₂O- und CO₂-Emissionen umfassen.
	Für das Basisjahr und den Konsolidierungsansatz, siehe 305-1.
305-3: Sonstige indirekte THG-Emissionen (Scope 3)	→ Klimaschutz
	Wir erfassen keine Emissionen aus der Verbrennung oder dem biologischen Abbau von Biomasse, die in unserer vorgelagerten Wertschöpfungskette entstehen. Unsere Angaben basieren auf CO₂-Äquivalenten, die CH4-, N₂O- und CO₂-Emissionen umfassen.
	Für das Basisjahr und den Konsolidierungsansatz, siehe 305-1.
GRI 400: Soziales
GRI 401: Beschäftigung (2016)
401-1: Neu eingestellte Angestellte und Angestelltenfluktuation	→ Arbeitsbedingungen und Mitarbeiterentwicklung
	→ Nachhaltigkeitskennzahlen
	Unsere Angaben zu Neueinstellungen und Fluktuation umfassen Zahlen für den gesamten Konzern. Detailliertere Angaben sind nicht relevant.
GRI 403: Arbeitnehmer und Gesundheitsschutz (2018)
403-1: Managementsystem für Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz	→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
	Unser Managementsystem für Gesundheit und Arbeitssicherheit wurde nicht aufgrund gesetzlicher Vorschriften eingeführt. Es ist Teil unserer Verpflichtung als verantwortungsbewusstes Unternehmen und basiert vollständig auf ISO-Normen.
403-2: Gefahrenidentifizierung, Risikobewertung und Untersuchung von Vorfällen	→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
403-3: Arbeitsmedizinische Dienste	→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
403-4: Beteiligung der Mitarbeitenden, Konsultation und Kommunikation zu Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz	→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
403-5: Schulungen der Mitarbeitenden zu Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz	→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
403-6: Förderung der Gesundheit der Mitarbeitenden	→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
403-7: Vermeidung und Minimierung von direkt mit Geschäftsbeziehungen verbundenen Auswirkungen auf die Arbeitssicherheit und den Gesundheitsschutz	→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
403-8: Mitarbeitende, die von einem Managementsystem für Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz abgedeckt sind	→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
403-9: Arbeitsbedingte Verletzungen	→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
	E.ON verwendet die folgenden Kennzahlen zur Überwachung und Meldung von Vorfällen:
	• "Serious Incident and Fatality Frequency Rate" (SIF) - Häufigkeitsrate schwerer Unfälle und Todesfälle
	• "Total Recordable Injury Frequency" (TRIF) - Häufigkeitsrate Arbeitsbedingter Unfälle und Berufserkrankungen
	• "Lost Time Injury Frequency" (LTIF) - Häufigkeitsrate von Unfällen mit Ausfallzeiten
	• "Near Miss Frequency Rate" (NMFR) -Häufigkeitsrate von Beinaheunfällen
	Alle Indikatoren werden sowohl für E.ON-Mitarbeiter als auch für die Mitarbeiter von Auftragnehmern berichtet. Eine Aufschlüsselung nach Geschlecht ist nicht erfolgt, da wir glauben, dass dies keine aussagekräftigen Informationen liefern würde. Der TRIF ist anstatt nach Ländern, nach Segmenten aufgeschlüsselt.
403-10: Arbeitsbedingte Erkrankungen	→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
GRI 404: Aus- und Weiterbildung (2016)
404-2: Programme zur Verbesserung der Kompetenzen der Angestellten und zur Übergangshilfe	→ Arbeitsbedigungen und Mitarbeiterentwicklung
GRI 405: Diversität und Chancengleichheit (2016)
405-1: Diversität in Kontrollorganen und unter Angestellten	→ Arbeitsbedingungen und Mitarbeiterentwicklung
	→ Diversity und Inklusion
	→ Nachhaltigkeitskennzahlen
GRI 412: Prüfung auf Einhaltung der Menschenrechte (2016)
412-2: Schulungen für Angestellte zu Menschenrechtspolitik und -verfahren	→ Menschenrechte und Lieferantenmanagement
	Unsere Angaben umfassen die Gesamtzahl der Beschaffungsmitarbeiter, die an Live-Online-Schulungen teilgenommen haben, sowie den Prozentsatz der Mitarbeiter, die unser konzernweites eLearning-Modul zum Selbststudium zu den Themen Menschenrechte sowie Daten- und Cybersicherheit genutzt haben.
GRI 418: Schutz der Kundendaten (2016)
418-1: Begründete Beschwerden in Bezug auf die Verletzung des Schutzes und den Verlust von Kundendaten	→ Datenschutz, Cybersicherheit und Produktsicherheit
	Aus Gründen der Vertraulichkeit und der Sensibilität solcher Daten können wir keine Angaben zu begründeten Beschwerden über Datenschutzverletzungen machen.
GRI G4 Sektor Angaben Stromversorger: Zugang (2013)
G4-EU28: Durchschnittliche Anzahl der Versorgungsunterbrechungen pro Kunde und Jahr (SAIFI)	→ Versorgungssicherheit
G4-EU29: Durchschnittliche Versorgungsunterbrechungsdauer pro Kunde und Jahr (SAIDI)	→ Versorgungssicherheit

Index zur Nichtfinanziellen Erklärung (NFE) ☐

Der NFE-Index stellt dar, an welcher Stelle im integrierten Geschäftsbericht 2022 die nach dem CSR-Richtlinie-Umsetzungsgesetz (§§ 315b, 315c Verbindung mit §§ 289b bis 289e HGB) geforderten Inhalte abgebildet werden.

E.ON berichtet außerdem entsprechend der Offenlegungspflichten der Verordnung 2020/852 des Europäischen Parlaments und des Rates im Kapitel EU-Taxonomie sowie im Abschnitt EU-Taxonomie im Kapitel Weitere Informationen.

Berichtspflichtige Aspekte	Integrierter Geschäftsbericht 2022
Geschäftsmodell	→ Geschäftsmodell
Risiken	→ Risiko- und Chancenbericht
Umweltbelange	→ Klimaschutz
	→ Nachhaltige Produkte und Services ^*
Arbeitnehmerbelange	→ Gesundheit und Arbeitssicherheit ^*
	→ Arbeitsbedingungen und Mitarbeiterentwicklung ^*
	→ Diversity und Inklusion ^*
Sozialbelange	→ Versorgungssicherheit
	→ Bezahlbare Energie
	→ Kundenzufriedenheit ^*
	→ Datenschutz, Cybersicherheit und Produktsicherheit ^*
	→ Business Resilience Management ^*
Menschenrechte	→ Menschenrechte und Lieferantenmanagement ^*
Bekämpfung von Korruption und Bestechung	→ Compliance und Anti-Korruption ^*

^* Thema, das entsprechend der Wesentlichkeitsanalyse 2022 als nicht wesentlich identifiziert wurde, aber aufgrund seiner Relevanz für verschiedene Stakeholder und für ESG- (Umwelt-, Sozial- und Governance-) Rankings und -Ratings berichtet wird.

Sustainable Development Goals (SDG) Index ☒

Der folgende Index stellt die berichteten Nachhaltigkeitsaktivitäten von E.ON im Kontext der Sustainable Development Goals (SDGs) der Vereinten Nationen dar.

Beitrag zu UN-Zielen für nachhaltige Entwicklung	Verweis
SDG 3: Gesundheit und Wohlergehen	→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
	→ Menschenrechte und Lieferantenmanagement
SDG 4: Hochwertige Bildung	→ Arbeitsbedingungen und Mitarbeiterentwicklung
	→ Diversity und Inklusion
SDG 5: Geschlechtergleichheit	→ Arbeitsbedingungen und Mitarbeiterentwicklung
	→ Diversity und Inklusion
SDG 7: Bezahlbare und saubere Energie	→ Klimaschutz
	→ Bezahlbare Energie
	→ Versorgungssicherheit
	→ Nachhaltige Produkte und Services
SDG 8: Menschenwürdige Arbeit und Wirtschaftswachstum	→ Arbeitsbedingungen und Mitarbeiterentwicklung
	→ Compliance und Anti-Korruption
	→ Menschenrechte und Lieferantenmanagement
SDG 9: Industrie, Innovation und Infrastruktur	→ Versorgungssicherheit
	→ Nachhaltige Produkte und Services
SDG 11: Nachhaltige Städte und Gemeinden	→ Versorgungssicherheit
	→ Nachhaltige Produkte und Services
SDG 12: Nachhaltiger Konsum und Produktion	→ Klimaschutz
	→ Umweltmanagement
	→ Menschenrechte und Lieferantenmanagement
	→ Nachhaltige Produkte und Services
	→ EU-Taxonomie
SDG 13: Maßnahmen zum Klimaschutz	→ Klimaschutz
	→ Nachhaltige Produkte und Services
	→ EU-Taxonomie
SDG 17: Partnerschaften zur Erreichung der Ziele	→ ESG-Wesentlichkeit und Stakeholder Engagement
	→ Gesellschaftliches Engagement
	→ Nachhaltige Produkte und Services

Sustainability Accounting Standards Board (SASB)-Index ☒

Kennzahl	Kategorie	Code	Antwort
Treibhausgasemissionen und Planung von Energieressourcen
(1) Weltweite Brutto-Scope-1-Emissionen, Anteil der in (2) Emissionsbegrenzungsvorschriften und (3) Emissionsmeldevorschriften abgedeckten Emissionen	Quantitativ	IF-EU-110a.1	Scope 1: 2,88 Millionen metrische Tonnen CO₂e
			E.ON legt ihre THG-Emissionen nach Scope 1, 2 und 3 offen.
			Unsere Angaben basieren auf CO₂-Äquivalenten, die die THG-Emissionen gemäß dem GHG-Protokoll beinhalten.
			Im Einklang mit dem Kyoto-Protokoll ist das Basisjahr 1990. Das globale Erwärmungspotenzial bezieht sich auf einen Zeithorizont von 100 Jahren.
			Unsere Angaben zu den Treibhausgasemissionen umfassen alle Tochterunternehmen und Erzeugungsanlagen (einschließlich geleaster Anlagen), die im E.ON-Konzernabschluss voll konsolidiert sind oder an denen E.ON eine Mehrheitsbeteiligung hält. Tochterunternehmen und Erzeugungsanlagen mit weniger als 50 Mitarbeitern müssen nicht einbezogen werden, wenn ihre Aktivitäten in den verschiedenen Scope-1- bis Scope-3-Kategorien eine bestimmte CO ₂e-Wesentlichkeitsschwelle in Bezug auf den E.ON-Konzern nicht überschreiten.
			Der Prozentsatz der Scope 1 THG-Emissionen, die unter emissionsbegrenzende Vorschriften oder auf Emissionsberichterstattung basierende Vorschriften (EU-ETS-Zertifikate und die schwedische Kohlenstoffsteuer) fallen, beträgt etwa 11 Prozent.
			→ Klimaschutz
Treibhausgasemissionen im Zusammenhang mit Stromlieferungen	Quantitativ	IF-EU-110a.2	Extern bezogener, an Endkunden verkaufter Strom (standortbasiert) ¹: 40,48 Millionen metrische Tonnen CO₂e2,3 Extern bezogener, an Endkunden verkaufter Strom (marktbasiert) ¹: 42,51 Millionen metrische Tonnen CO₂e2,3 Verluste bei der Übertragung und Verteilung von Strom (standortbasiert) ⁴: 3,14 Millionen metrische Tonnen CO₂e ² Verluste bei der Übertragung und Verteilung von Strom (marktbasiert) ⁵: 5,52 Millionen metrische Tonnen CO₂e2,6
			→ Klimaschutz
Erörterung der kurz- und langfristigen Strategie oder Planung zur Senkung von Scope-1-Emissionen, Ziele für Emissionssenkungen und einer Leistungsanalyse anhand dieser Ziele	Diskussion und Analyse	IF-EU-110a.3	Eine Diskussion und/oder Analyse der folgenden Themen finden Sie in den verlinkten Quellen unten:
			• unsere kurz- und langfristige Strategie zur Steuerung unserer Emissionen
			• unsere Emissionsreduktionsziele
			• unsere Leistung in Bezug auf unsere Reduktionsziele
			• unsere Strategie zum Management von Risiken und Chancen im Zusammenhang mit Treibhausgasemissionen
			• unsere Aktivitäten und Investitionen, die zur Erreichung der Ziele erforderlich sind, sowie die damit verbundenen Risiken
			• den Umfang unserer Strategien, Pläne und Ziele
			• unsere Reduktionsstrategien, die nicht mit einem Programm zur Emissionsbegrenzung und/oder Emissionsberichterstattung verbunden sind
			→ Klimaschutz
			→Nachhaltige Produkte und Services
			→Nachhaltigkeitskennzahlen
			Supporting paper for E.ON's decarbonization strategy and climate related aspects - Climate change action
(1) Anzahl der versorgten Kunden in Märkten, die Standards zu erneuerbaren Portfolios unterliegen und (2) Anteil der erreichten Ziele gemäß den Standards zu erneuerbaren Portfolios nach Markt	Quantitativ	IF-EU-110a.4	Daten sind nicht verfügbar.
			RPS-Mechanismen sind in den Vereinigten Staaten weit verbreitet. Da E.ON in europäischen Ländern tätig ist, in denen die Standards nicht weit verbreitet sind, sind sie für E.ON nicht relevant.
Luftqualität
Luftemissionen der folgenden Schadstoffe:	Quantitativ	IF-EU-110a.2	NOx Emissionen: 2.690 Tonnen ⁷
(1) NOx (außer N2O), (2) SOx,			SO2 Emissionen: 652 Tonnen ⁷
(3) Feinstaub (PM10), (4) Blei (Pb) und			Staubemissionen: 51 Tonnen ⁷
(5) Quecksilber (Hg); Anteil jedes Schadstoffs in oder nahe dicht bevölkerten Gebieten			Fossil befeuerte Kraftwerke stoßen Stickoxide (NOx), Schwefeldioxid (SO2) und Staub aus. Diese Art der Stromerzeugung gehört nicht mehr zum Kerngeschäft von E.ON. Die entsprechenden Kennzahlen werden daher nicht mehr als wesentliche Schlüsselindikatoren (Core KPI) betrachtet. E.ON konzentriert sich bei der Erzeugung mittlerweile auf kleine, eingebettete Anlagen. Die NOx-, SO2- und Staubemissionen sind hauptsächlich auf kleine gasbefeuerte KWK-Anlagen und größere Anlagen für Fernwärmenetze zurückzuführen.
			Daten über den prozentualen Anteil von Blei (Pb) und Quecksilber (Hg), in oder nahe dicht bevölkerten Gebieten, sind nicht verfügbar, da sie für E.ON nicht relevant sind.
			→ Umweltmanagement
Wassermanagement
(1) Gesamte Wasserentnahme, (2) gesamter Wasserverbrauch, jeweils Anteil in Regionen mit hoher oder extrem hoher	Quantitativ	IF-EU-140a.1	E.ON's Wasserbilanz aus der dezentralen Energieerzeugung (Kerngeschäft): <1 Millionen Kubikmeter
Wasserknappheit			Süßwasserentnahme (PreussenElektra): 245,3 Millionen Kubikmeter
			Süßwasser Verbrauch (PreussenElektra): 28,9 Millionen Kubikmeter
			Sowohl E.ONs Kerngeschäft als auch Nicht-Kerngeschäft, sind in europäischen Ländern tätig, in denen das Wasserrisiko insgesamt niedrig bis mittelhoch ist, was derzeit einen Anteil von 0 Prozent für Regionen mit hoher oder extrem hoher Wasserknappheit bedeutet.
			→ Umweltmanagement
			→ Nachhaltigkeitskennzahlen
Anzahl der Verstöße gegen Wassermengen- und/ oder -qualitätsgenehmigungen, -standards und -vorschriften	Quantitativ	IF-EU-140a.2	Anzahl der Umweltverstöße im Zusammenhang mit Wasser: Zwei
			Ein Vorfall ereignete sich in Schweden, einer in Deutschland. Der Schweregrad beider Vorfälle war gering.
Beschreibung der	Quantitativ	IF-EU-140a.3	Die wasserbezogenen Aktivitäten von E.ON betreffen folgende Bereiche: die Entnahme von Kühlwasser für das von PreussenElektra betriebene KKW und die Entnahme von Süßwasser durch die E.ON-Wasserversorgungstöchter wie RWW und Avacon Wasser sowie kleinere Mengen im Zusammenhang mit unserem dezentralen Energiegeschäft. Außerdem betreibt LEW in Deutschland eine Reihe kleiner und mittlerer Laufwasserkraftwerke mit einer installierten Leistung von 0,5 bis 12 MW pro Anlage. Diese Anlagen trugen im Jahr 2022 etwa 0,02 Prozent zu E.ONs gesamter Stromerzeugung bei.
Wassermanagementrisiken			Auf Basis der verfügbaren Daten schätzt E.ON die aktuelle und die Möglichkeit einer zukünftigen Wasserknappheit in den relevanten Regionen, in denen E.ON Süßwasser für ihre Aktivitäten nutzt, insgesamt als gering ein.
und Erörterung von Strategien und Aktionen zur Minimierung dieser Risiken			Erörterung von Strategien und Aktionen zur Minimierung von verbleibenden Risiken befinden sich unter den folgenden Kapiteln:
			→ Umweltmanagement
			→ Nachhaltigkeitskennzahlen
Kohleascheverarbeitung
Menge der erzeugten Rückstände aus der Kohleverbrennung (Coal Combustion Residuals, CCR), Anteil der wiederverwerteten	Quantitativ	IF-EU-150a.1	Nicht relevant
Gesamtanzahl der CCR-Becken, aufgeschlüsselt nach Klassifizierung des Gefahrenpotentials und Bewertung der strukturellen Integrität	Quantitativ	IF-EU-150a.2	Nicht relevant
Günstige Energie
Durchschnittlicher Strompreis für (1) private, (2) gewerbliche und (3) industrielle Endkunden	Quantitativ	IF-EU-240a.1	Die Daten sind nicht verfügbar und würden sich ohnehin je nach Region und Kundengruppe unterscheiden.
Typische monatliche Stromrechnung für Privatkunden für (1) 500 kWh und (2) 1.000 kWh monatlich gelieferten Strom	Quantitativ	IF-EU-240a.2	Daten sind nicht verfügbar.
Anzahl der	Quantitativ	IF-EU-240a.3	In 2022 wurden 15.400 Strom- und Gaskunden abgeschaltet, 90 Prozent davon waren Stromkunden. Diese Zahl bezieht sich lediglich auf die Kunden der E.ON Energie Deutschland GmbH. Daten von anderen Einheiten sind zum Zeitpunkt der Veröffentlichung nicht verfügbar.
Stromversorgungsunterbrechungen bei Privatkunden infolge Zahlungsausfall, Anteil der innerhalb von 30 Tagen wiederhergestellten Versorgungen			Die Daten zum Anteil der innerhalb von 30 Tagen wiederhergestellten Versorgungen sind nicht verfügbar.
			→ Bezahlbare Energie
Erörterung der Auswirkungen von externen Faktoren darauf, ob Kunden sich Strom leisten können, einschließlich der wirtschaftlichen Bedingungen des Dienstleistungsgebiets	Diskussion und	IF-EU-240a.4	Informationen sind nicht verfügbar.
	Analyse
Gesundheit und Sicherheit der Belegschaft
(1) Gesamtrate der erfassungspflichtigen Vorfälle, (2) Sterblichkeitsrate und (3) Häufigkeitsrate von Beinaheunfällen (Near miss frequency rate, NMFR)	Quantitativ	IF-EU-320a.1	E.ON verwendet die folgenden Kennzahlen zur Überwachung und Meldung von Vorfällen:
			Häufigkeitsrate Arbeitsbedingter Unfälle und Berufserkrankungen ("Total recordable injury frequency" - TRIF Mitarbeiter): 2,9 pro Mio Arbeitsstunden ⁸
			Häufigkeitsrate schwerer Unfälle und Todesfälle ("Serious incident and fatality rate" - SIF Mitarbeiter): 0,04 pro Mio
			Arbeitsstunden ⁹
			Häufigkeitsrate von Unfällen mit Ausfallzeiten ("Lost Time Injury Frequency" - LTIF Mitarbeiter): 2,1 pro Mio Arbeitsstunden ¹⁰
			Häufigkeitsrate von Beinaheunfällen ("Near miss frequency rate" - NMFR): 36 pro Mio Arbeitsstunden ¹¹
			Tödliche Unfälle: 3
			TRIF, SIF, LTIF und tödliche Unfälle werden sowohl für E.ON-Mitarbeiter als auch für Mitarbeiter von Kontraktoren gemeldet, diese werden im Kapitel ausgewiesen.
			NMFR wird nur für E.ON-Mitarbeiter gemeldet.
			Daten über die Gesamtrate der erfassungspflichtigen Vorfälle ("Total recordable incident rate" - TRIR) sind nicht verfügbar.
			→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
			→ Nachhaltigkeitskennzahlen
Endverbrauchereffizienz und -nachfrage
Anteil der Stromumsätze aus Preisstrukturen,	Quantitativ	IF-EU-420a.1	Daten sind nicht verfügbar.
die (1) entkoppelt sind und (2) einen Absatzvolumenverlust
Anpassungsmechanismus enthalten
Anteil der Nutzlast, der durch intelligente Netztechnologien gedeckt wird	Quantitativ	IF-EU-420a.2	Daten sind nicht verfügbar, da E.ONs Kontrollsystem nicht zwischen konventionellen und intelligenten Netztechnologien unterscheidet.
			Unsere Verteilnetze werden immer intelligenter, so dass sie mehr erneuerbare Energien integrieren und immer kompliziertere Energieflüsse in Echtzeit verwalten und dabei zuverlässig zu bleiben.
			Verkaufter grüner Strom: 68.740.886 mWh
Kundenseitige Stromeinsparungen durch	Quantitativ	IF-EU-420a.3	Daten über Kundenseitige Stromeinsparungen durch Effizienzmaßnahmen sind nicht verfügbar.
Effizienzmaßnahmen, nach Markt
Nukleare Sicherheit und Notfallmanagement
Gesamtanzahl der Kernkraftwerke, aufgeschlüsselt nach Action Matrix Column (Spalte der Aktionenmatrix) der U.S. Nuclear Regulatory Commission (US-Ausschuss für die Regulierung von Kernkraft, NRC)	Quantitativ	IF-EU-540a.1	Die Einheit PreussenElektra (Nicht-Kerngeschäft) ist für acht Kernkraftwerke (KKW) in Deutschland verantwortlich. Sieben davon sind stillgelegt und befinden sich in verschiedenen Stadien des Rückbaus. Aufgrund politischer Entscheidungen im Berichtsjahr wird das KKW Isar 2 bis zum 15. April 2023 weiterbetrieben, danach wird die Stromproduktion eingestellt.
			Eine Aufschlüsselung unserer Kernkraftwerke nach der Aktionenmatrix der U.S. Nuclear Regulatory Commission ist nicht verfügbar.
Beschreibung der Aktionen zur	Diskussion und	IF-EU-540a.2	PreussenElektra ist vollständig in E.ONs Sicherheitsorganisation integriert und hält sich an deren hohen Standards. Ihre umfangreiche Erfahrung im Anlagenbetrieb und in der Stilllegung hilft PreussenElektra, ihre Prozesse und Verfahren im Bereich Gesundheit und Arbeitssicherheit weiter zu optimieren.
Gewährleistung sicherer Kernkraft und zur	Analyse		→ Gesundheit und Arbeitssicherheit
Vorbereitung auf Notfälle			→ Business Resilience Management

Kennzahl	Kategorie	Code	Antwort
Netzrobustheit
Anzahl der Verstöße gegen physikalische und/oder Cybersicherheitsstandards oder -vorschriften	Quantitativ	IF-EU-550a.1	Daten sind nicht verfügbar.
(1) System Average Interruption Duration Index (Index für die durchschnittliche Dauer von Systemausfällen, SAIDI),	Quantitativ	IF-EU-550a.2	SAIDI Strom 2022 ¹²

(2) System Average Interruption Frequency Index (Index für die durchschnittliche Häufigkeit von Systemausfällen, SAIFI) und (3) Customer Average Interruption Duration Index (Index für die durchschnittliche Unterbrechungsdauer der Stromversorgung, CAIDI), inklusive Tage mit besonderen Ereignissen

Minuten pro Kunde	Geplant	Ungeplant	Gesamt
Deutschland ¹³	7	16	24
Schweden	30	91	121
Ungarn ¹⁴	87	54	141
Tschechien ¹⁵	144	308	451
Rumänien	293	89	382
Slowakei ¹⁵	80	66	146
Polen ¹⁴	11	39	50
SAIFI Strom 2022 ¹²
Unterbrechungen pro Kunde	Geplant	Ungeplant	Gesamt
Deutschland ¹³	0,3	0,6	0,9
Schweden	0,4	1,3	1,7
Ungarn ¹⁴	0,3	0,8	1,1
Tschechien ¹⁶	0,6	0,5	1,1
Rumänien	0,8	0,9	1,7
Slowakei16,17	0,4	0,9	1,3
Polen ¹⁴	0.1	0,9	1,0
CAIDI Strom 2022 ¹²
Unterbrechungen in Minuten	Geplant	Ungeplant	Gesamt
Deutschland ¹³	83	53	59
Schweden	136	89	87
Ungarn ¹⁴	286	72	132
Tschechien ¹⁶	267	74	160
Rumänien	313	102	159
Slowakei ¹⁶	224	66	110
Polen ¹⁴	59	55	56
→ Versorgungssicherheit
→ Nachhaltigkeitskennzahlen

¹ Scope-3-Emissionen aus eingekauftem Strom und der Verbrennung von Erdgas, das an Endverbraucher verkauft wird (an unsere Privat- und B2B-Kunden verkaufte Energie), gemäß dem GHG Scope-3-Protokoll. Die Emissionen aus den Verteilungsverlusten der an Vertriebspartner und den Großhandelsmarkt verkauften Energie werden entsprechend unter unseren Scope 1- und Scope 2-Emissionen verbucht.
² Einschließlich Gesellschaften der Slowakei, an denen wir einen Anteil von 49 Prozent halten.
³ Beinhaltet den Bezug von Strom an E.ON-eigenen und öffentlich zugänglichen Ladestationen.
⁴ Auf Basis der Emissionsfaktoren von nationalen Strommixen für bestimmte geografische Regionen (Quelle: IEA).
⁵ Auf Basis der Emissionsfaktoren von nationalen Residualmixen für bestimmte geografische Regionen. Der Residualmix-Emissionsfaktor eines Landes bildet die Emissionen und die Erzeugung ab, die verbleiben, nachdem Zertifikate, Verträge und lieferantenspezifische Faktoren in Anspruch genommen und aus der Berechnung entfernt wurden (Quelle: EPA).
⁶ Die Stromverteilungsverluste in Schweden wurden fast vollständig durch den Bezug von Ökostrom ausgeglichen.
⁷ Für Erzeugungsanlagen über 20 MW.
⁸ Die über den TRIF erfassten gemeldeten Todesfälle, Arbeitsunfälle und Berufserkrankungen enthalten auch Vorfälle und Verletzungen, die sich auf arbeitsbedingten Reisen ereignet und zu Ausfallzeiten oder keinen Ausfallzeiten geführt haben und/oder eine medizinische Behandlung, eingeschränkte Arbeit oder Arbeit an einem Ersatzarbeitsplatz nach sich zogen.
⁹ Unfälle und Zwischenfälle pro eine Millionen Arbeitsstunden, die zu schweren oder tödlichen Verletzungen geführt haben und einen definierten Schweregrad überschreiten.
¹⁰ Die Häufigkeit von Unfällen mit Ausfallzeiten misst arbeitsbedingte Unfälle, die zu Ausfallzeiten pro Million Arbeitsstunden führen.
¹¹ Die Häufigkeit von Beinaheunfällen misst ungeplante Vorfälle, die zu einem Unfall hätten führen können (aber nicht dazu führten), pro eine Million Arbeitsstunden.
¹² Die Angaben beziehen sich auf das jeweilige Vorjahr: 2022 auf 2021, 2021 auf 2020 und so weiter. Mögliche Abweichungen in der Summenbildung können durch Rundung der Zahlen auftreten.
¹³ Die Zahlen der ungeplanten Ausfallzeiten enthalten keine Ereignisse höherer Gewalt; daher hatte das Hochwasserereignis im Ahrtal keinen Einfluss auf die Kennzahl.
¹⁴ Die Zahlen der ungeplanten Ausfallzeiten enthalten keine Ereignisse höherer Gewalt.
¹⁵ Aufgrund einer Definitionsanpassung enthalten die ungeplanten Ausfallzeiten im Berichtsjahr 2022 (im Gegensatz zu den Vorjahren) Ereignisse höherer Gewalt und Vandalismus.
¹⁶ Die Zahlen der ungeplanten Ausfallzeiten enthalten weder Ereignisse höherer Gewalt noch Vandalismus.

Aktivitätskennzahl	Kategorie	Code
Insgesamt gelieferter Strom an: (1) Privatkunden, (2) Gewerbekunden, (3) Industriekunden, (4) alle anderen Endkunden und (5) Großmarktkunden	Quantitativ	IF-EU-000.B
Länge der Übertragungs- und Verteilungsleitungen	Quantitativ	IF-EU-000.C
Gesamter erzeugter Strom, Anteil nach wichtiger Energiequelle, Anteil in regulierten Märkten	Quantitativ	IF-EU-000.D
Gesamter vom Großhandel bezogener Strom	Quantitativ	IF-EU-000.E

Antwort

Anzahl der versorgten Strom- und Gaskunden in Europe: 35,9

Millionen

Eine genauere Aufschlüsselung unserer Kundengruppen kann nicht angegeben werden.

→ Nachhaltigkeitskennzahlen
Stromabsatz
	Deutschland	Großbritannien	Niederlande	Sonstige	Summe
in Mrd kWh	2022
Privat- und kleinere Geschäftskunden	33,2	19,9	5,3	23,6	82
Industrie- und Geschäftskunden	27,6	26,1	2,6	16,2	72,6
Vertriebspartner	18,8	2,4	-	5,5	26,7
Kundengruppen	79,6	48,4	7,9	45,3	181,3
Großhandel	53,5	6,0	11,2	9,8	80,4
Summe	133,1	54,4	19,1	55,1	261,7

→ Nachhaltige Produkte und Services

Gesamtlänge der Stromnetze: 1.107 Tausend Kilometer

Gesamtlänge der Gasnetze: 146 Tausend Kilometer ²

→ Nachhaltigkeitskennzahlen

Eigene Erzeugung nach Energieträgern in Prozent

Erdgas/Öl: 8,0

Kernenergie (Nicht-Kerngeschäft) ¹: 74,0

Steinkohle: 0,0

Sonstige (einschließlich Biomasse, Wind und Sonne): 18,0

→ Nachhaltigkeitskennzahlen

Daten sind nicht verfügbar.

¹ E.ONs nukleare Stromerzeugung endet am 15. April 2023, mit der Abschaltung von Isar 2, aufgrund von Deutschlands Ausstieg aus der Kernenergie.
² Ohne Kroatien.

Finanzkalender

10. Mai 2023	Quartalsmitteilung Januar - März 2023
17. Mai 2023	Hauptversammlung 2023
9. August 2023	Halbjahresfinanzbericht Januar - Juni 2023
8. November 2023	Quartalsmitteilung Januar - September 2023
13. März 2024	Veröffentlichung des integrierten Geschäftsberichts 2023
15. Mai 2024	Quartalsmitteilung Januar - März 2024
16. Mai 2024	Hauptversammlung 2024
14. August 2024	Halbjahresfinanzbericht Januar - Juni 2024
14. November 2024	Quartalsmitteilung Januar - September 2024

Der vorliegende integrierte Geschäftsbericht wurde am 15. März 2023 veröffentlicht.

Dieser integrierte Geschäftsbericht enthält möglicherweise bestimmte in die Zukunft gerichtete Aussagen, die auf den gegenwärtigen Annahmen und Prognosen der Unternehmensleitung des E.ON Konzerns und anderen derzeit verfügbaren Informationen beruhen. Verschiedene bekannte wie auch unbekannte Risiken und Ungewissheiten sowie sonstige Faktoren können dazu führen, dass die tatsächlichen Ergebnisse, die Finanzlage, die Entwicklung oder die Leistung der Gesellschaft wesentlich von den hier abgegebenen Einschätzungen abweichen. Die E.ON SE beabsichtigt nicht und übernimmt keinerlei Verpflichtung, derartige zukunftsgerichtete Aussagen zu aktualisieren und an zukünftige Ereignisse oder Entwicklungen anzupassen.

Impressum

Kontakt

E.ON SE

Brüsseler Platz 1

45131 Essen

Deutschland

T 02 01-1 84-00

info@eon.com

www.eon.com

Für Journalisten

T 02 01-1 84-42 36

eon.com/de/ueberuns/presse.html

Für Analysten, Aktionäre und Anleiheinvestoren

T 02 01-1 84-28 06

investorrelations@eon.com

Westenergie Rheinhessen Beteiligungs GmbH