Enel 2015 - Capital Markets Day

Enel Oggi

Azienda globale diversificata

1. Dati al 30 Giugno 2016

Europa dell'Est

Capacità: 14,0 GW

Reti: 0,09 mn km
Clienti finali: 2,7 mln
Clienti al mercato libero: 0,1 mln

Italia

Capacità: 27,8 GW

Reti: 1,14 mln km
Clienti finali: 31,6 mln
Clienti al mercato libero: 10,5 mln

Nord America

Capacità: 2,5 GW

Messico e
America Centrale

Capacità: 1,0 GW

America Latina

Capacity: 18,6 GW

Reti: 0,32 mln km
Clienti finali: 15,3 mln

Africa

Capacità: 0,2 GW

India

Capacità: 0,2 GW

Iberia

Capacità: 22,8 GW

Rete: 0,32 mln km
Clienti finali: 11,9 mln
Clienti al mercato libero: 12,5 mln

Enel Group

Capacità: 87,1 GW

Rete: 1.87 mln km
Clienti finali: 61,5 mln
Clienti al mercato libero: 23,1 mln

Nella posizione migliore per cogliere le opportunità¹

Operatore Leader
nelle Reti

Operatore
Leader
nel Retail

Operatore
Leader
nelle Rinnovabili

Portafoglio Bilanciato Attività Generazione Convenzionale

~44% dell'EBITDA di Gruppo

61,5 mln di clienti finali

39,7 mln di contatori digitali

~40 €mld RAB²

1. Al 30 Giugno 2016

2. A Dicembre 2015

~18% dell'EBITDA di Gruppo

56 mln clienti dell'elettricità

5,4 mln clienti del gas

1. Al 30 Giugno 2016

~12% dell'EBITDA di Gruppo

~26% dell'EBITDA di Gruppo

11,2 GW installati

75,8 GW installati

1. Al 30 Giugno 2016

Trend macroeconomici
e dei mercati energetici

Evoluzione dello scenario globale

Cosa è cambiato

Domanda

OCSE: decoupling tra PIL e domanda elettrica
Non-OCSE: aumento del consumo pro-capite come fattore principale

Riduzione della crescita globale della domanda

Commodities

Eccesso di capacità nell’offerta di petrolio e carbone
In Europa riduzione della correlazione tra prezzo del gas e prezzo del petrolio

Prezzi delle commodities in linea con il consensus
Riduzione dei prezzi dell’elettricità in Italia e Spagna

Aumento della pressione sui tassi di cambio nei mercati emergenti

Tassi di cambio più deboli in Cile, Colombia e Brasile

Principi fondamentali

Efficienza operativa (€ mld)

Capex¹

800 € mln risparmiati nel 2019 vs. 2014

Opex²

~1 € mld risparmiati nel 2019 vs. 2014

Cash costs

1. Al netto dell'effetto perimetro

2. Totale costi fissi in termini nominali (al netto delle capitalizzazioni). Riclassificato secondo i nuovi criteri del piano strategico

3. Piano Marzo 2015

Evoluzione dell'Opex¹

1. I costi totali fissi in termini nominali (al netto delle capitalizzazioni). Rettificato saldo fra accantonamenti. L'impatto da acquisizioni non è incluso.

2. Di cui CPI +0,6% € mld e FX -0,4 € mld

3. Piano Marzo 2015

Reti

Rinnovabili

Generazione
Convenzionale²

Personale

3. Piano Marzo 2015

2. Il dato del 2014 è stato ricostruito per delta perimetro

3. Piano Marzo 2015

Crescita industriale

Key drivers

EBITDA di sviluppo

Crescita cumulata EBITDA²

1. Crescita di 1.3 € mld di investimenti opzionali

2. Cumulato 2015-19

3. Piano Marzo 2015

Capex
Totale

Capex di sviluppo
per business

Capex di sviluppo
per area geografica

1. Include gli 1,3 € mld di capex di sviluppo nelle rinnovabili

2. Principalmente Nord America e nuovi paesi (Asia e Africa)

Semplificazione della struttura del Gruppo

Integrazione
EGP

Un’accelerazione nella crescita delle rinnovabili;
Una più rapida introduzione in tutte le unità del Gruppo Enel di best practice definite e testate da EGP, generando così maggiori efficienze di costo;
Ottimizzazione degli asset e minore volatilità nella generazione di energia, migliorando così la competitività dei prezzi;
Maggiore integrazione fra reti e produzione da fonti rinnovabili, aprendo nuove opportunità di business man mano che la generazione distribuita si afferma, richiedendo sistemi di gestione dell’energia più sofisticati;
Potenziata offerta retail per lo sviluppo di soluzioni intelligenti, integrate e verdi per i clienti che vogliano ottimizzare i loro consumi energetici.

Riorganizzazione
America Latina

Una governance semplificata, che agevolerà i processi decisionali ed operativi;
Un approccio confacente alle caratteristiche del mercato cileno e del resto dell’America Latina;
Risparmi annuali da efficienze tra circa 360 e 380 milioni di euro entro il 2019;
La riduzione delle partecipazioni incrociate di Enersis, Endesa Chile e Chilectra nelle società da esse partecipate.

Accelerazione della crescita nel medio lungo termine

Piena valorizzazione delle opportunità di crescita: +9.2 GW in 2015-19
>50% del totale degli investimenti e dell’EBITDA di sviluppo del Gruppo
85% del totale degli investimenti di sviluppo impiegati nella generazione

Sinergie

Mitigare il rischio merchant all’interno del Gruppo
Miglioramento delle potenzialità di energy management
Integrazione verticale con le reti: reti intelligenti e micro grids
Potenziamento offerta retail

Ulteriore flessibilità

Aumento della flessibilità nell’asset rotation all’interno del Gruppo
Maggiore opzionalità con una buona qualità della pipeline di progetti di media/piccola taglia
Riduzione del time to EBITDA a < 2 anni

Investimenti di sviluppo 2016-19

Investimenti di sviluppo
nella generazione 2016-19

Gruppo focalizzato
sul Cile

Veicolo d’investimento
in Latam

Obiettivi

1. Dati 2014 pro-forma

Gestione attiva del portafoglio

Accelerazione per sostenere riposizionamento strategico

Strategic
fit

Riduzione del profilo di rischio delle attività di business
Reinvestimento del capitale per creare maggiori ritorni
Ottimizzazione dell’interesse economico nel portafoglio di asset di Gruppo

Flessibilità

Creazione di valore attraverso le dismissioni
Recupero di risorse addizionali per finanziare la crescita

Remunerazione degli azionisti

Politica dei dividendi

Accelerare i rendimenti

Il dividendo del 2015 sarà pari all’importo più elevato tra 0,16 euro per azione e il 50% del risultato netto ordinario realizzato per l’intero esercizio 2015. Per il 2016 il dividendo sarà pari all’importo più elevato tra 0,18 euro per azione (anche tenuto conto delle azioni che saranno emesse a servizio dell’integrazione di Enel con EGP) e il 55% del risultato netto ordinario realizzato per l’intero esercizio 2016.

Fase di transizione

Certezza a breve termine

In base a questa politica, il payout ratio aumenterà di 5 punti percentuali ogni anno fino a raggiungere il 65% nel 2018.

1. Incluso l'impatto dell'integrazione di EGP

Principali dati finanziari

EBITDA e evoluzione del reddito netto

Evoluzione
EBITDA
(€mld)

Riduzione del
profilo di rischio del business

Evoluzione
utile netto
(€mld)

1. Di cui -0,4 dalle cessioni e 0,2 da acquisizioni

2. Di cui +0,2 da acquisizioni

EBITDA per area geografica¹

2015

2019

EBITDA per business¹

2015

2019

regolato e quasi-regolato

1. Include Holding e Servizi

2. Include il retail in Iberia

Piano finanziario e strategia

Debito lordo e netto (€ mld)

Oneri finanziari netti sul debito (€ mld)

Generazione di cassa: cumulativo 2016-19 (€ mld)

Gestione attiva del portafoglio e crescita addizionale finanziata da flusso di cassa

1. Accantonamenti, rilasci, utilizzo dei fondi sull’EBITDA (ad es. relativi al personale e rischi ed oneri). Include accantonamenti per svalutazione crediti per un importo pari a 2,3 miliardi di €

2. Include il capex da acquisizioni

3. Al netto dei fondi della gestione attiva del portafoglio del valore di ~2.5 € mld

Obiettivi finanziari

Obiettivi finanziari del Gruppo

	2015	Vecchio 2016	Nuovo 2016	2017	CAGR (%) 2015-19
EBITDA ricorrente (€ mld)	15,0	~14,7	~15,0	~15,5	~+4%
Utile netto ordinario (€ mld)	2,9	~3,1	~3,2	~3,4	~+11%
Dividendo minimo	0,16¹ €/azione	0,18 €/azione	0,18 €/azione	-	~+17%
Pay-out	50%²	55%	55%²	60%	+15 p.p.
FFO/Debito Netto	25%	23%	25%	26%	~+4 p.p.

1. Pagato il 22 Giugno 2016

2. Payout implicito del 55% nel 2015 e del 60% nel 2016, come conseguenza dell'emissione di nuove azioni dopo l'integrazione EGP

Contatti

INVESTOR RELATIONS

Tel: + 39 0683051 // Fax: +39 0683057940

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