Edison Rsp

Investor Presentation • Mar 7, 2016

RISULTATI ANNO 2015

Milano – Febbraio 2016

AGENDA

• Mercato energetico
• Risultati anno 2015:
• Fonti e impieghi energia elettrica e idrocarburi
• Principali dati finanziari consolidati e investimenti
• Performance operativa
• Indebitamento finanziario netto e flussi di cassa

	9M2015	9M2014	D	4T2015	4T2014	D	Anno 2015	Anno 2014	D
ICE Brent swap (\$/bbl)	56,7	107,0	(47%)	44,7	77,0	(42%)	53,7	99,5	(46%)
Exchange rate (€/\$)	1,11	1,36	(18%)	1,09	1,25	(12%)	1,11	1,33	(16%)
ICE Brent swap (€/bbl)	50,9	78,9	(36%)	40,8	61,6	(34%)	48,4	74,9	(35%)
Gas Release 2 (€/000 smc) a)	340,5	398,0	(14%)	264,8	414,6	(36%)	321,6	402,2	(20%)
PSV (€/000 smc)	242,0	235,8	3%	205,6	271,8	(24%)	232,9	244,8	(5%)
TTF (€/000 smc)	219,3	216,6	1%	179,9	233,3	(23%)	209,5	220,8	(5%)
PUN TWA (€/MWh)	52,1	49,8	5%	52,8	58,8	(10%)	52,3	52,1	0%
PUN Peak (€/MWh)	57,1	55,3	3%	63,5	69,7	(9%)	58,7	58,9	(0%)
PUN Off Peak (€/MWh)	49,3	46,8	6%	46,9	52,8	(11%)	48,7	48,3	1%
Spark Spread TWA (€/MWh)	2,5	1,8	41%	8,2	3,6	n.a.	3,9	2,2	78%
Spark Spread Peak (€/MWh)	7,5	7,2	3%	18,9	14,5	31%	10,3	9,0	14%
Spark Spread Off Peak (€/MWh)	-0,3	-1,3	77%	2,3	-2,5	n.a.	0,4	-1,6	n.a.
CO2 (€/ton)	7,4	5,7	29%	8,4	6,6	27%	7,7	6,0	29%

a) Al PSV di Snam Rete Gas Fonte: Edison

BILANCIO DI ENERGIA ELETTRICA E GAS IN ITALIA

(TWh)	9M15	9M14	D	4T15	4T14	D	Anno 2015	Anno 2014	D
Produzione termoelettrica	133,2	122,7	8,5%	47,7	44,4	7,5%	180,9	167,1	8,3%
Produzione idroelettrica	36,0	47,1	(23,6%)	8,8	12,4	(29,7%)	44,7	59,6	(24,9%)
Produzione altre rinnovabili	37,0	34,2	8,2%	8,0	8,3	(3,6%)	45,1	42,4	6,4%
Produzione netta	206,2	204,0	1,1%	64,5	65,1	(1,0%)	270,7	269,1	0,6%
Saldo netto import/ export	32,9	30,8	6,8%	13,4	12,9	4,3%	46,4	43,7	6,1%
Consumo pompaggi	(1,3)	(1,8)	(27,4%)	(0,5)	(0,5)	2,8%	(1,9)	(2,3)	(20,6%)
Totale domanda	237,8	233,0	2,1%	77,4	77,5	(0,1%)	315,2	310,5	1,5%

Energia elettricaa)

a) Al lordo delle perdite di rete Fonte: dati Terna and stime Edison

(miliardi di metri cubi)	9M15	9M14	D	4T15	4T14	D	Anno 2015	Anno 2014	D
Servizi e usi civili	18,9	17,1	10,1%	9,6	8,3	14,7%	28,4	25,5	11,6%
Usi industriali	12,0	12,3	(2,8%)	4,0	4,2	(3,4%)	16,0	16,5	(3,0%)
Usi termoelettrici	15,2	12,9	17,4%	5,6	4,9	14,5%	20,7	17,8	16,6%
Autoconsumi e perdite	1,2	1,2	7,6%	0,5	0,5	10,0%	1,8	1,6	8,3%
Totale domanda	47,3	43,5	8,5%	19,7	17,9	10,3%	66,9	61,4	9,1%

Gas

Fonte: Ministero Sviluppo Economico, SRG e stime Edison

• Mercato energetico
• Risultati anno 2015:
• Fonti e impieghi energia elettrica e idrocarburi
• Principali dati finanziari consolidati e investimenti
• Performance operativa
• Indebitamento finanziario netto e flussi di cassa

FONTI	Anno 2015	Anno 2014	D%
Produzione Edison:	18,5	17,6	4,9%
- termoelettrica	14,1	11,8	20,1%
- idroelettrica	3,4	4,9	(31,8%)
- eolica e altre rinnovabili	1,0	0,9	9,1%
Altri acquisti (a)(grossisti, IPEX, ecc.)	70,9	77,9	(8,9%)
Totale fonti	89,4	95,5	(6,4%)

IMPIEGHI	Anno 2015	Anno 2014	D%
Clienti finali (b)	17,1	20,4	(16,2%)
Altre vendite (c) (grossisti, IPEX, ecc.)	72,3	75,1	(3,7%)
Totale impieghi	89,4	95,5	(6,4%)

a) Al lordo delle perdite ed escluso portafoglio di trading.

b) Al lordo delle perdite.

c) Escluso portafoglio di trading.

EDISON - VOLUMI IDROCARBURI

Portafoglio gas in Italia (miliardi di metri cubi)

FONTI	Anno 2015	Anno 2014	D%	IMPIEGHI	Anno 2015	Anno 2014	D%
Produzioni (a)	0,5	0,4	16,3%	Usi civili	2,6	2,3	14,4%
Import (pipe + GNL)	12,7	9,9	28,3%	Usi industriali	3,4	3,4	(0,8%)
Altri acquisti	4,2	2,7	52,3%	Usi termoelettrici	5,7	4,4	28,7%
Variazione stoccaggi	0,2	0,2	14,5%	Altre vendite	5,9	3,1	88,9%
Totale fonti	17,6	13,2	32,7%	Totale impieghi	17,6	13,2	32,7%

Attività di Esplorazione & Produzione

PRODUZIONE GAS (mmc)	Anno 2015	Anno 2014	D%
Produzione domestica (a)	485	417	16,3%
Produzione estero (b)	1.508	1.734	(13,0%)
Totale produzione gas	1.993	2.151	(7,3%)

PRODUZIONE OLIO ('000/ bbl)	Anno 2015	Anno 2014	D%
Produzione domestica	2.546	2.620	(2,8%)
Produzione estero (b)	1.808	1.541	17,3%
Totale produzione olio	4.354	4.161	4,6%

a) Include le produzioni della concessione Izabela in Croazia importate in Italia

b) Al lordo delle quantità trattenute come imposta sulle produzioni

GRUPPO EDISON– PRINCIPALI DATI CONSOLIDATI

(€ mln)

	Anno 2015	Anno 2014	D
Ricavi di vendita	11.313	12.325	(8,2%)	INVESTIMENTI ED ESPLORAZIONE
Margine operativo lordo	1.261	814	54,9%	541
Risultato operativo	(795)	292	ns
Risultato prima delle imposte	(862)	214	ns	139	387
Risultato netto di competenza del Gruppo	(980)	40	ns	346	67
Investimenti lordi	541	387 (*)			270
	31/12/2015	31/12/2014		50 6 FY2015	46 FY2014
Capitale investito netto	7.023	8.903		Corporate e altro	Energia elettrica
Indebitamento finanziario netto	1.147	1.766		Idrocarburi	Esplorazione
Patrimonio netto totale	5.876	7.137
di cui: attribuibile ai soci della controllante	5.439	6.627
Debt/Equity ratio

(*) Il dato esclude tutti gli impatti relativi all'operazione tra Edison , EDF e F2i per la creazione del nuovo polo delle energie rinnovabili (E2i).

Dipendenti (nr.) 3.066 3.101

PERFORMANCE OPERATIVA PER SEGMENTO

	Energia elettrica		Idrocarburi				Corporate, altri settori ed elisioni		Totale Gruppo Edison
(€ mln)	2015	2014	∆	2015	2014	∆	2015	2014	∆	2015	2014	∆
Ricavi di vendita	6.529	7.859	(16,9%)	5.512	5.168	6,7%	(728)	(702)	(3,7%)	11.313	12.325	(8,2%)
Margine operativo lordo adjusted (*)	276	690	(60,0%)	1.079	255	n s	(94)	(131)	28,2%	1.261	814	54,9%

MARGINE OPERATIVO LORDO ADJUSTED (*) PER SEGMENTO (€ mln)

(*) Il Margine Operativo Lordo Adjusted è effetto della riclassificazione dei risultati delle coperture su commodity e cambi associate ai contratti per l'importazione di gas naturale della Filiera Idrocarburi alla Filiera Elettrica, per la parte di risultato riferibile a quest'ultimo settore. Tale riclassificazione viene effettuata al fine di consentire una lettura gestionale coerente dei risultati industriali. Il Margine Operativo Lordo Adjusted è al lordo dei servizi centrali di staff e tecnici.

GRUPPO EDISON – DAL MOL AL RISULTATO NETTO

(€ mln)	Anno 2015	Anno 2014	D
Margine operativo lordo	1.261	814	447
Ammortamenti e svalutazioni	(2.194)	(761)	(1.433) a )
Variazione netta di fair value su derivati (commodity e cambi)	161	250	(89)
Altri proventi (oneri) netti	(23)	(11)	(12)
Risultato operativo	(795)	292	(1.087)
Proventi (oneri) finanziari netti	(29)	(91)	62
Proventi (oneri) da partecipazioni	(38)	13	(51)
Risultato prima delle imposte	(862)	214	(1.076)
Imposte sul reddito	(97)	(159) b )	62
Risultato netto da continuing operations	(959)	55	(1.014)
Risultato netto da discontinued operations	0	0	0
Risultato netto	(959)	55	(1.014)
di cui:
Risultato netto di competenza di terzi	21	15	6
Risultato netto di competenza di Gruppo	(980)	40	(1.020)

a) Maggiori Ammortamenti e svalutazioni a causa delle svalutazioni derivanti dal processo di impairment (1.534 mln€ nel 2015, di cui 1.069 mln€ relativi alle attività elettriche e 465 mln€ alle concessioni idrocarburi , vs 240 mln€ nel 2014) e dei maggiori costi di esplorazione (139 mln€ nel 2015 vs 67 mln€ nel 2014).

b) Include l'impatto negativo non ricorrente di 85 mln€ per il rilascio di imposte differite a seguito della dichiarazione di incostituzionalità della Robin Hood tax e della riduzione dal 2017 dell'IRES, parzialmente mitigato dall'eliminazione della Robin Hood Tax dal 2015.

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO E FLUSSI DI CASSA

INDEBITAMENTO FINANZIARIO NETTO (€ mln)

ATTESTAZIONE:

Ai sensi dell'Articolo 154-bis, comma 2, del Testo Unico della Finanza (decreto legislativo 58/1998), Didier Calvez e Roberto Buccelli, in qualità di "Dirigenti preposti alla redazione dei documenti contabili societari" di Edison S.p.A., attestano che l'informativa contabile contenuta in questa presentazione corrisponde alle risultanze documentali, ai libri e alle scritture contabili.

Milan – February 2016

AGENDA

• Business Environment
• Full year 2015 results:
• Electric power and hydrocarbons sources and uses
• Consolidated financial highlights and capital expenditures
• Operating performance
• Net financial position and cash flow

	9M2015	9M2014	D	4Q2015		4Q2014	D	FY2015	FY2014	D
ICE Brent swap (\$/bbl)	56,7	107,0	(47%)	44,7		77,0	(42%)	53,7	99,5	(46%)
Exchange rate (€/\$)	1,11	1,36	(18%)	1,09		1,25	(12%)	1,11	1,33	(16%)
ICE Brent swap (€/bbl)	50,9	78,9	(36%)	40,8		61,6	(34%)	48,4	74,9	(35%)
Gas Release 2 (€/000 scm) a)	340,5	398,0	(14%)	264,8		414,6	(36%)	321,6	402,2	(20%)
PSV (€/000 scm)	242,0	235,8	3%	205,6		271,8	(24%)	232,9	244,8	(5%)
TTF (€/000 scm)	219,3	216,6	1%	179,9		233,3	(23%)	209,5	220,8	(5%)
PUN TWA (€/MWh)	52,1	49,8	5%	52,8		58,8	(10%)	52,3	52,1	0%
PUN Peak (€/MWh)	57,1	55,3	3%	63,5		69,7	(9%)	58,7	58,9	(0%)
PUN Off Peak (€/MWh)	49,3	46,8	6%	46,9		52,8	(11%)	48,7	48,3	1%
Spark Spread TWA (€/MWh)	2,5	1,8	41%		8,2	3,6	n.a.	3,9	2,2	78%
Spark Spread Peak (€/MWh)	7,5	7,2	3%	18,9		14,5	31%	10,3	9,0	14%
Spark Spread Off Peak (€/MWh)	-0,3	-1,3	77%		2,3	-2,5	n.a.	0,4	-1,6	n.a.
CO2 (€/ton)	7,4	5,7	29%		8,4	6,6	27%	7,7	6,0	29%

a) At PSV of Snam Rete Gas Source: Edison

ELECTRIC POWER AVAILABILITY MIX AND GAS DEMAND IN ITALY

Electricity supply mixa) (TWh)

(TWh)	9M15	9M14	D	4Q15	4Q14	D	FY15	FY14	D
Thermoelectric production	133,2	122,7	8,5%	47,7	44,4	7,5%	180,9	167,1	8,3%
Hydroelectric production	36,0	47,1	(23,6%)	8,8	12,4	(29,7%)	44,7	59,6	(24,9%)
Other renewable production	37,0	34,2	8,2%	8,0	8,3	(3,6%)	45,1	42,4	6,4%
Net production	206,2	204,0	1,1%	64,5	65,1	(1,0%)	270,7	269,1	0,6%
Net import	32,9	30,8	6,8%	13,4	12,9	4,3%	46,4	43,7	6,1%
Pumping	(1,3)	(1,8)	(27,4%)	(0,5)	(0,5)	2,8%	(1,9)	(2,3)	(20,6%)
Total sources	237,8	233,0	2,1%	77,4	77,5	(0,1%)	315,2	310,5	1,5%

a) Gross of losses Source: Terna data and Edison estimates

Gas demand (bcm)

(bcm)	9M15	9M14	D	4Q15	4Q14	D	FY15	FY14	D
Services & residential uses	18,9	17,1	10,1%	9,6	8,3	14,7%	28,4	25,5	11,6%
Industrial uses	12,0	12,3	(2,8%)	4,0	4,2	(3,4%)	16,0	16,5	(3,0%)
Thermoelectric uses	15,2	12,9	17,4%	5,6	4,9	14,5%	20,7	17,8	16,6%
Auto consumption and losses	1,2	1,2	7,6%	0,5	0,5	10,0%	1,8	1,6	8,3%
Total demand	47,3	43,5	8,5%	19,7	17,9	10,3%	66,9	61,4	9,1%

Source: Ministry of Economic Development, SRG and Edison estimates

• Business Environment
• Full year 2015 results:
• Electric power and hydrocarbons sources and uses
• Consolidated financial highlights and capital expenditures
• Operating performance
• Net financial position and cash flow

SOURCES	FY2015	FY2014	D%
Edison production:	18,5	17,6	4,9%
- thermoelectric	14,1	11,8	20,1%
- hydroelectric	3,4	4,9	(31,8%)
- wind and other renewables	1,0	0,9	9,1%
Other purchases (a)(wholesalers, IPEX, etc.)	70,9	77,9	(8,9%)
Total sources	89,4	95,5	(6,4%)

USES	FY2015	FY2014	D%
End customers (b)	17,1	20,4	(16,2%)
Other sales (c) (wholesalers, IPEX, etc.)	72,3	75,1	(3,7%)
Total uses	89,4	95,5	(6,4%)

a) Gross of losses , excluding trading portfolio.

b) Gross of losses.

c) Excluding trading portfolio

EDISON - HYDROCARBONS VOLUMES

Gas portfolio in Italy (bcm)

SOURCES	FY2015	FY2014	D%	USES	FY2015	FY2014	D%
Productions (a)	0,5	0,4	16,3%	Residential uses	2,6	2,3	14,4%
Imports (pipeline + LNG)	12,7	9,9	28,3%	Industrial uses	3,4	3,4	(0,8%)
Other purchases	4,2	2,7	52,3%	Thermoelectric fuel uses	5,7	4,4	28,7%
Change in stored gas inventory	0,2	0,2	14,5%	Other sales	5,9	3,1	88,9%
Total sources in Italy	17,6	13,2	32,7%	Total uses in Italy	17,6	13,2	32,7%

E&P operations

Total gas production	1.993	2.151	(7,3%)
International production (b)	1.508	1.734	(13,0%)
Domestic production (a)	485	417	16,3%
GAS PRODUCTION (mcm)	FY2015	FY2014	D%

OIL PRODUCTION (Kbbl)	FY2015	FY2014	D%
Domestic production	2.546	2.620	(2,8%)
International production (b)	1.808	1.541	17,3%
Total oil production	4.354	4.161	4,6%

a) Including production from Izabela concession in Croatia imported in Italy

b) International production includes volumes withheld as production tax

EDISON GROUP – CONSOLIDATED HIGHLIGHTS

(€ mln)

	FY2015	FY2014	D
Sales revenues	11.313	12.325	(8,2%)		CAPEX AND EXPLORATION
EBITDA	1.261	814	54,9%	541
EBIT	(795)	292	nm	139
Profit (loss) before taxes	(862)	214	nm		387 67
Group net income (loss)	(980)	40	nm
Total gross capex	541	387 (*)		346	270
	Dec 31, 2015	Dec 31, 2014		50 6	46 4
Net invested capital	7.023	8.903		FY2015	FY2014
Net financial debt	1.147	1.766		Corporate and other	Electric power
Total shareholders' equity	5.876	7.137		Hydrocarbons	Exploration
of which Group's net interest	5.439	6.627
Debt/Equity ratio	0,20	0,25
Employees (nr.)	3.066	3.101

(*) Excluding all the impacts related to the transaction between Edison, EDF and F2i for the establishment of the new renewable energy hub (E2i).

OPERATING PERFORMANCE BREAKDOWN

	Electric Power		Hydrocarbons		Corporate, adj. and other			Total Edison Group
(€ mln)	FY2015	FY2014	∆	FY2015	FY2014	∆	FY2015	FY2014	∆	FY2015	FY2014	∆
Sales revenues	6.529	7.859	(16,9%)	5.512	5.168	6,7%	(728)	(702)	(3,7%)	11.313	12.325	(8,2%)
EBITDA adjusted (*)	276	690	(60,0%)	1.079	255	n m	(94)	(131)	28,2%	1.261	814	54,9%

EBITDA ADJUSTED (*) BREAKDOWN (€ mln)

(*) Adjusted EBITDA reflect the effect of the reclassification from the Hydrocarbons Operations to the Electric Power Operations of the portion of the results of commodity and foreign exchange hedges executed in connection with contracts to import natural gas attributable to the Electric Power Operations. This reclassification is being made to provide a consistent operational presentation of industrial results. Adjusted EBITDA include central staff and technical services.

EDISON GROUP – FROM EBITDA TO NET RESULT

(€ mln)	FY2015	FY2014	D
EBITDA	1.261	814	447
Depreciation, amortization and writedowns	(2.194)	(761)	(1.433) a )
Net change in fair value of commodity derivatives	161	250	(89)
Other income (expense), net	(23)	(11)	(12)
EBIT	(795)	292	(1.087)
Net financial income (expense)	(29)	(91)	62
Income from (Expense on) equity investments	(38)	13	(51)
Profit (loss) before taxes	(862)	214	(1.076)
Income taxes	(97)	(159) b )	62
Profit (loss) from continuing operations	(959)	55	(1.014)
Profit (loss) from discontinued operations	0	0	0
Profit (loss)	(959)	55	(1.014)
of which:
Minority interest in profit (loss)	21	15	6
Group interest in profit (loss)	(980)	40	(1.020)

a) Higher D&A due to impairment writedown (1.534 mln€ in 2015, o/w 1.069 mln€ attributable to the electric power operations and 465 mln€ for the hydrocarbons concessions , vs 240 mln€ in 2014) and higher exploration costs (139 mln€ in 2015 vs 67 mln€ in 2014).

b) Including the negative non recurring impact of 85 mln€ related to the reversal of deferred taxes due to both the effect of unconstitutionality of the Robin Hood tax and the reduction from 2017 of the corporate income tax (IRES), partially mitigated by the elimination of Robin tax from 2015.

NET FINANCIAL POSITION AND CASH FLOW

NET FINANCIAL POSITION (€ mln)

STATEMENT:

As required by Article 154-bis, Section 2, of the Uniform Finance Law (Legislative Decree No 58/1998), Didier Calvez and Roberto Buccelli, in their capacity as "Dirigenti preposti alla redazione dei documenti contabili societari" of Edison S.p.A., attest that the accounting information contained in this presentation is consistent with the data in the Company's documents, books of accounts and other accounting records.