MATRICOLE IN BORSA. Caratteristiche dell Offerta Istituzionale. L utilizzo delle risorse

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1 MATRICOLE IN BORSA MTA e mercati regolamentati spagnoli (Madrid, Barcellona, Bilbao, Valencia) Management Presidente Luigi Ferraris Amm. Delegato e Direttore Generale Francesco Starace Responsabile Amm. Finanza e Controllo Alberto De Paoli Investor Relator Donatella Izzo I principali azionisti dopo l Ipo (inclusa Greenshoe) Enel Spa 67,5% Scadenza lock-up: 180 giorni dalla data di avvvio delle negoziazioni Caratteristiche dell Offerta Istituzionale Azioni offerte: del valore nominale di 0,2 euro cadauna, god. 1/1/2010, tutte poste in vendita dall unico azionista ENEL SpA. di cui Offerta Pubblica in Italia: minime n azioni (pari al 12,5% dell Offerta Globale). In tale ambito agli azionisti ENEL sarà riservato fino al 50% dell Offerta Pubblica e, delle azioni effettivamente assegnate a tali azionisti, una quota non superiore al 20% sarà destinata al soddisfacimento delle adesioni pervenute per quantitativi pari al Lotto Minimo Maggiorato o suoi multipli; inoltre ai Dipendenti ENEL residenti in Italia saranno riservati massimi n Lotti Minimi. di cui Offerta Pubblica in Spagna: minime n azioni (pari al 2,5% dell Offerta Globale). Greenshoe: azioni sempre poste in vendita da ENEL SpA Quantitativo minimo sottoscrivibile e lotto minimo: azioni, con la possibilità di prenotare un lotto maggiorato pari a 10 Lotti Minimi ( azioni). Bonus Share: Agli assegnatari di azioni EGP che le manterranno in proprietà senza soluzione di continuità per 12 mesi dalla data di pagamento (2/11/2010), sarà attribuita 1 azione EGP gratis ogni 20 possedute, per un massimo di 3 Lotti Minimi oppure per un massimo di 2 Lotti Minimi Maggiorati. Prezzi di offerta indicativi (euro): 1,80 2,10. Il valore massimo di 2,10 euro è vincolante mentre sarà eventualmente possibile fissare un prezzo anche al di sotto di 1,80 euro. Capitalizzazione min - max post offerta (mln. Euro): Entità dell offerta compresa la greenshoe min - max (mln. Euro): ,5 Periodo di offerta pubblica: 18 ottobre 29 ottobre 2010 Data di inizio delle negoziazioni: 4 novembre 2010 Flottante post-offerta (% sul capitale, compresa greenshoe): 32,5% Responsabile del Collocamento e Sponsor: Mediobanca Coordinatori dell Offerta Globale di Vendita: Mediobanca, Banca IMI, Crédit Suisse, Goldman Sachs Joint Bookrunners: Banco Bilbao Vizcaya Argentaria, Barclays Capital, JPMorgan, BofA Merrill Lynch, Morgan Stanley, UniCredit Corporate & Investment Banking L utilizzo delle risorse Il ricavato stimato derivante dall'offerta Globale di Vendita, al netto delle commissioni riconosciute al Consorzio per l'offerta Pubblica e al Consorzio per l'offerta Istituzionale, è compreso fra e milioni; di questa somma però nulla spetterà a EGP in quanto tutte le azioni vengono poste in vendita dalla controllante ENEL. Ricordiamo che le commissioni di collocamento (già escluse dal ricavato indicato per ENEL) non potranno superare l'1,85% del controvalore delle azioni collocate nell'ambito dell'offerta Globale di Vendita e, tenendo conto del controvalore medio dell'offerta, ammonteranno a circa 50 milioni. Anche le spese relative al processo di quotazione e all'offerta Globale di Vendita (comprese le spese di pubblicità), stimate in circa 50 milioni, saranno sostenute dall'azionista venditore ENEL. analisi.finanziaria@ilsole24ore.com da terzi e ritenuti affidabili, ma dei quali non è possibile garantire l'esattezza e la completezza. L'unico scopo di questo lavoro è fornire analisi aggiornate e il più possibile accurate e in nessun caso rappresenta un'offerta o un invito ad acquistare o vendere titoli.

2 Punti di forza I punti di forza di EGP possono essere così individuati: - Significativa leadership nel settore di riferimento con presenza diversificata a livello geografico; - Presenza in 4 tecnologie di grande scala (idroelettrico, eolico, solare, geotermico) con un mix esclusivo di fonti energetiche; - Elevata e sostenibile generazione di cassa con investimenti sostanzialmente autofinanziati; - Livello di debito relativamente contenuto e in gran parte contratto con la capogruppo ENEL a condizioni favorevoli. Punti di debolezza I principali punti di debolezza di EGP a nostro parere sono i seguenti: - Il Piano Industriale , ambizioso nelle dimensioni (5,2 miliardi di investimenti complessivi), richiede per il suo perfezionamento la realizzazione di eventi in buona parte indipendenti da EGP quali la tempistica dell'ottenimento delle autorizzazioni e della costruzione degli impianti; implica inoltre un quadro regolatorio e tariffario non sfavorevole. - Oltre il 67% dei 5,2 miliardi di investimenti previsti nel Piano sarà destinato allo sviluppo della generazione di energia da fonte eolica. Questa fonte, con riferimento al primo semestre 2010 di EGP, presenta un "load factor" (indice di produttività, dato dal rapporto tra la produzione annua netta e la produzione teorica ottenibile in un anno, calcolata su ore annue ai MW nominali) piuttosto contenuto e pari al 26%. Anche per tale ragione il Piano Industriale prevede una contrazione del "load factor" dal 46,8% del 2009 al 37,6% di fine Piano (2014). Si ricorda che per EGP il "load factor" delle fonti idroelettriche è attualmente pari al 53% e quello delle fonti geotermiche dell'82%; più contenuto quello delle fonti fotovoltaiche (21%). Il "load factor" dipende da vari fattori ed è tanto minore quanto maggiore è l'aleatorietà della fonte energetica impiegata e, nel caso dell'energia eolica, è molto elevata in quanto legata all'intensità dei venti e dipendente quindi dalle condizioni meteo. Il modello di business Sebbene Enel Green Power (EGP) sia stata costituita solo l'1/12/2008 per effetto della scissione parziale da Enel Produzione del ramo d'azienda "impianti di produzione di energia elettrica con utilizzo di fonti rinnovabili", in realtà l'attività del gruppo Enel nel settore delle fonti rinnovabili risale alla sua costituzione avvenuta nel Nel 1999 è stata costituita ERGA (Energie Rinnovabili Geotermiche Alternative), che a sua volta ha mutato la denominazione sociale in EGP nel 2002 ed è stata incorporata nel 2005 in Enel Produzione, da cui è stata successivamente "riscorporata" la nuova EGP. A quest'ultima sono state trasferite nel 2009 anche le partecipazioni in Enel.si, nella sub-holding internazionale Enel Green Power International BV ed Enel Erelis Sas; nel marzo del 2010 EGP ha acquisito da Endesa Generaciçn SA (indirettamente controllata da ENEL) il 30% di Ecyr (ora EGP Espana) ed ha sottoscritto un aumento di capitale riservato, in base al quale ora EGP detiene il 60% di EGP Espana tramite la controllata EGP International BV. Attualmente EGP è uno dei principali operatori a livello mondiale nel settore della generazione di energia da fonti rinnovabili (idroelettrica, eolica, geotermica, solare e da altre fonti), e alla data del 30/6/2010 operava in 16 Paesi con 618 impianti operativi per una capacità installata netta complessiva di MW. Nel primo semestre 2010 la produzione netta di energia è stata pari a complessivi 10,8 TWh (20,9 TWh nell'esercizio dato pro-forma che include Ecyr). Tramite la controllata al 100% Enel.si, EGP è inoltre attiva nell'offerta di prodotti, servizi pre e postvendita e soluzioni integrate per la realizzazione di impianti di generazione distribuita di energia (fotovoltaico, mini-eolico, solare termico, pompe geotermiche e altro) e per il risparmio e l'efficienza energetica, attraverso una rete di negozi in franchising. La strategia La strategia di EGP persegue l'obiettivo di massimizzare il valore creato attraverso lo sviluppo, la realizzazione e la gestione di impianti di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili e le attività collegate lungo la catena del valore. A tale scopo EGP ha predisposto un piano industriale quinquennale ( ) che dovrebbe portare la capacità installata dagli attuali 5,7 GW a 9,2 GW, con un portafoglio di progetti di sviluppo per complessivi MW a fine In particolare EGP intende concentrarsi sui Paesi che offrono la migliore combinazione di regime regolatorio, disponibilità della risorsa rinnovabile e presenza del gruppo (Italia, Spagna e Stati Uniti) e soprattutto sulle tecnologie highgrowth (eolico on-shore e solare) caratterizzate da un interessante profilo rischio - rendimento e da una tempistica di sviluppo e messa in esercizio degli impianti più breve rispetto alle tecnologie più "mature". Va sottolineato che per quanto riguarda la tecnologia solare EGP intende operare lungo l'intera catena del valore: attività di produzione di pannelli (tramite la joint-venture con Sharp e ST Microelectronics), produzione di energia elettrica mediante impianti di larga scala (sia direttamente che tramite la joint-venture con Sharp focalizzata sui mercati di Europa, Medio Oriente e Africa) e vendita ed installazione di sistemi fotovoltaici presso il consumatore finale, attraverso la rete in franchising di Enel.si. Per quanto riguarda l'innovazione tecnologica, EGP punta sulla tecnologia solare termodinamica con accumulo (Progetto Archimede), sulla tecnologia solare fotovoltaica a concentrazione e sui sistemi ibridi di generazione da fonte rinnovabile (es. fonte geotermica e solare termodinamica).

3 Il mercato di riferimento Il settore della produzione di energie rinnovabili è suddiviso, a livello globale, in numerose aziende di medio/piccole dimensioni ed alcune di grandi dimensioni ed operanti in più Paesi, con le quali EGP può essere confrontata. I principali concorrenti di EGP a livello mondiale sono attualmente la spagnola Iberdrola Renovables, la francese EDF Energies Nouvelles, la portoghese EDP Renovaveis e la tedesca RWE Innogy, oltre ad alcuni dei più grandi operatori focalizzati su alcuni mercati locali come Florida Power Light negli USA e Acciona in Spagna. Sulla base di analisi di dati di mercato e di studi di istituti di ricerca indipendenti, EGP ritiene che il tasso di crescita (CAGR) della capacità da fonti rinnovabili nei Paesi in cui il gruppo è presente sarà il seguente: - In Italia 4% all'anno dal 2009 al 2020 (da 29 a 46 GW); - In Francia 7% all'anno dal 2009 al 2019 ((da 31 a 60 GW); - In Grecia 14% all'anno dal 2009 al 2019 (da 4 a 16,5 GW); - In Romania 5% all'anno dal 2009 al 2019 (da 6,2 a 11,2 GW); - Negli USA 6% all'anno dal 2009 al 2019 (da 124 a 227 GW); - In Spagna 5% all'anno dal 2009 al 2019 (da 48 a 75 GW); - A Panama 6% all'anno dal 2009 al 2019 (da 0,8 a 1,5 GW); - In Cile 8% all'anno dal 2009 al 2019 (da 5,3 a 10,9 GW); - In Brasile 5% all'anno dal 2009 al 2019 (da 79 a 135 GW); - In Messico 8% all'anno dal 2009 al 2019 (da 12 a 26,4 GW). I risultati economici L'esercizio 2009 Nel 2009 il gruppo EGP ha conseguito ricavi per milioni, in leggera diminuzione (- 1,7%) rispetto ai milioni dell'esercizio precedente, di cui relativi a ricavi "core". Questi ultimi si riferiscono per milioni alla vendita di energia (-4,8% rispetto al 2008) ed in particolare per milioni (-6,4%) alla vendita di energia vera e propria e per 176 milioni (+8,6%) alla vendita di "certificati verdi", mentre 225 milioni derivano da altre vendite e prestazioni soprattutto relative alla controllata Enel.si che opera nell'impiantistica solare di piccole dimensioni. La discesa dei ricavi da vendita di energia è dovuta alla flessione dei prezzi medi di vendita dell'energia elettrica pur in presenza di un incremento della produzione di energia pari al 9,7% per l'incremento della capacità installata e delle favorevoli condizioni climatiche. Il gruppo ha effettuato inoltre come di consueto politiche di copertura sul rischio dei prezzi di vendita nel mercato italiano, da cui ha ricavato un introito di 118 milioni (nel 2008 era stata registrata una perdita di 31 milioni). Proprio grazie agli introiti da copertura l'ebitda 2009 è salito del 5,8% da a milioni, con un ebitda margin passato dal 63,1% al 67,9%. I costi operativi nel periodo sono invece aumentati in misura superiore al giro d'affari (+8,3% da 635 a 688 milioni), soprattutto per la forte crescita (+15,7% a 206 milioni) dei costi per materie prime necessarie a realizzare gli impianti fotovoltaici di Enel.si. Anche il costo del personale è aumentato del 15,4% a 172 milioni per il completamento delle strutture organizzative che ha portato i dipendenti da a unità. Il livello degli ammortamenti e svalutazioni è rimasto pressoché stabile a 416 milioni e l'ebit è salito del 9,4% a 791 milioni, generando un ebit margin in aumento dal 40% al 44,5% dei ricavi. Notevolmente migliorato il saldo della gestione finanziaria con un ammontare che si è ridotto da negativo per 228 milioni a negativo per 133 milioni, grazie alla diminuzione degli oneri finanziari da 275 a 161 milioni per effetto della discesa del tasso di interesse medio sul conto corrente intersocietario (stipulato con la casa madre ENEL), passato dal 4,395% nel 2008 all'1,629% nel L'indebitamento finanziario netto si è invece mantenuto quasi stabile a milioni a fine 2009 (5.326 milioni a fine 2008). Complessivamente ENEL ha messo a disposizione di EGP 5,7 miliardi di linee di credito di cui 2 di durata annuale e con possibilità di rinnovo a scadenza e, degli altri 3,7, altri 1,2 sempre annuali con possibilità di rinnovo a scadenza e 2,5 con scadenza marzo Sul conto corrente intersocietario è attualmente applicato un tasso pari all'euribor a 1 mese aumentato dello 0,75% mentre sul fido di 2 miliardi è applicata una commissione dello 0,0625% sulla quota giornalmente non utilizzata. Al momento il costo medio del debito di EGP è di circa il 2,6%. A livello di utile ante imposte il balzo del risultato è stato del 32,9% a 658 milioni, grazie anche al favorevole andamento della gestione finanziaria, mentre l'utile netto 2009, in assenza dell' effetto fiscale positivo della Finanziaria 2008, è sceso del 47,4% da 834 a 439 milioni, in presenza di un tax rate del 33,3% (effetto fiscale positivo per 339 milioni nel 2008). Dopo la quota dei terzi l'utile di pertinenza del gruppo si è attestato a 418 milioni (-48,4%). In entrambi gli esercizi non sono stati distribuiti dividendi. Per l'esercizio 2009 EGP ha inoltre predisposto un conto economico "pro-forma" nel quale viene assunto il consolidamento di Ecyr (ora EGP Espana) dall'1/1/2009. Quest'ultima società è stata acquisita il 22/3/2010, per il 30% con un corrispettivo di 326 milioni, e per un secondo 30% per complessivi 814 milioni di cui 534 in contanti e 280 tramite conferimento del 50% del capitale di EUFER per un valore di 280 milioni. Attualmente EGP detiene quindi il 60% di Ecyr mentre il rimanente 40% è tuttora in capo al precedente azionista Endesa Generaciòn SA. In base ai dati pro-forma EGP nel 2009 ha conseguito ricavi per milioni e proventi netti della gestione del rischio "commodity" per 118 milioni. Quanto ai costi per materie prime e materiali di consumo, nel 2009 pro-forma si sono attestati a 244 milioni, i costi per servizi, sono pari a 317 milioni e il costo del personale ammonta a 182 milioni in ragione di un numero di dipendenti salito a unità, inclusa Ecyr. Ne è derivato un ebitda pari a milioni che esprime una marginalità pari al 66,9% dei ricavi. Gli ammortamenti hanno raggiunto 509 milioni, e l'ebit si è attestato 822 milioni. Il saldo della gestione finanziaria è stato negativo per 96 milioni configurando l'utile ante imposte a 726 milioni, mentre l'utile netto di pertinenza del gruppo è stato di 453 milioni. Primo semestre 2010 La dinamica dei risultati riflette lo scenario operativo sfavorevole per la riduzione dei prezzi medi di vendita nei principali mercati di riferimento del gruppo e in particolare in Italia (-7%) e in Spagna (-24%), in parte contrastato dalla favorevole evoluzione della produzione di energia elettrica, aumentata del 9,3% a GWh, anche per effetto del consolidamento di Ecyr con un apporto di 547 GWh. Nel primo semestre 2010 il gruppo ha evidenziato un incremento dei ricavi del 9,3% a 976 milioni, derivanti per il 77% delle vendite di energia, in crescita del 3,3% da 727 a 751 milioni, grazie ai 51 milioni apportati dal consolidamento di Ecyr. Sono risultati in forte crescita gli altri ricavi per vendite e prestazioni (+69,5% a 100 milioni) derivanti principalmente dalla vendita di materiale fotovoltaico e di impianti fotovoltaici e dalle attività di franchising svolte da Enel.si. Aumentano anche i ricavi della vendita di certificati verdi (+28% a 82 milioni). Le coperture poste in essere per ridurre il rischio della variazione dei prezzi di vendita dell'energia elettrica hanno a poi generato proventi netti per 63 milioni (+34%). La forte dinamica dei costi operativi, balzati del 34% a 388 milioni risente dell'incremento dei costi per acquisti (+114% a 112 milioni) e in particolare di materiale fotovoltaico, in

4 relazione alla crescita degli impianti venduti, e dell'acquisto di energia elettrica per compensare la minor produzione idroelettrica a Panama a causa dell'effetto climatico detto El Nino e rispettare gli impegni di vendita. Il costo del personale è salito del 15,6% a 89 milioni a seguito soprattutto del completamento delle strutture organizzative del gruppo e del consolidamento di Ecyr (70 dipendenti medi per un costo di 3 milioni). L'Ebitda è rimasto stabile a 651 milioni, con un ebitda margin in discesa dal 72,9% al 66,7%. L'Ebit è sceso del 7,8% a 415 milioni a seguito della crescita degli ammortamenti riconducibile principalmente al consolidamento di Ecyr, e l'ebit margin è quindi in flessione dal 50,4% al 42,5%. La riduzione degli oneri finanziari netti da 78 a 48 milioni, specie dopo la ricapitalizzazione di marzo 2010, ha contenuto la flessione dell'utile ante imposte a 367 milioni (-1,3%). Infine la riduzione del tax rate dal 35,7% al 28,3% grazie ai benefici fiscali della Tremonti Ter pari a 25 milioni, ha portato all'incremento dell'utile netto a 253 milioni (+13,5%). Al 30/6/2010 l'indebitamento finanziario netto è sceso a milioni rispetto ai milioni di fine 2009, per effetto della conversione in patrimonio di 3,7 miliardi del conto corrente intersocietario detenuto con la controllante ENEL, parzialmente compensata dall'esborso per l'acquisizione di Ecyr avvenuto nel primo semestre per 860 milioni. Inoltre il consolidamento di Ecyr ha contribuito all'indebitamento finanziario netto del gruppo EGP per 346 milioni. Le previsioni Per le stime sull'andamento futuro di EGP si è tenuto conto del Piano Industriale predisposto dalla società, che ogni anno aggiorna il piano quinquennale delle attività. Il Piano attuale, approvato l'11/6/2010, tiene conto ovviamente sia degli effetti della ripatrimonializzazione di EGP avvenuta il 17/3/2010, sia dell'acquisizione di Ecyr, sia infine della ripartizione, prevista per il 2013, tra i partecipanti del consorzio ENEOP 2 degli impianti eolici che esso intende realizzare a seguito dell'aggiudicazione della gara per la realizzazione di circa MW di parchi eolici in Portogallo. Il verificarsi delle ipotesi del Piano dipende in maniera significativa anche da fattori non controllabili dal management, quali ad esempio il regime degli incentivi e, più in generale, il contesto regolamentare del settore delle energie rinnovabili, l'andamento dei mercati dell'energia e del prezzo medio di vendita dell'energia elettrica nei molteplici Paesi in cui il gruppo opera, nonché dall'andamento meteorologico a cui è anche legato l'evoluzione del "load factor". In base al Piano gli investimenti, al netto dei contributi governativi in conto capitale destinati alle energie rinnovabili, sono stati stimati in complessivi 5,5 miliardi, di cui 5,2 relativi a investimenti operativi per lo sviluppo di nuova capacità di generazione (4,7 miliardi) ed il mantenimento degli impianti in essere (0,5 miliardi) e 0,3 miliardi a investimenti finanziari in partecipazioni di minoranza nei settori eolico e solare. In particolare dei 5,2 miliardi di investimenti operativi 2,6 saranno destinati all'italia ed Europa, 1,6 a Iberia e America Latina e 1 al Nord America; con riferimento al mix tecnologico 3,5 miliardi saranno destinati all'eolico, 0,5 all'idroelettrico, 0,7 al geotermico, 0,4 al solare e 0,1 ad altre tecnologie. Quanto agli 0,3 miliardi di investimenti finanziari, 0,2 saranno destinati ad Italia e Europa e 0,1 a Iberia e America Latina; 0,1 miliardi all'eolico e 0,2 al solare e saranno investimenti in acquisizioni di partecipazioni. Il costo unitario di investimento è stato stimato per tecnologia e per Paese assumendo un trend discendente nei settori eolico e solare. Tale stima, rapportata agli investimenti programmati nel Piano, genera un incremento della capacità installata netta di 3,5 GW, dai 5,7 GW di fine 2009 a 9,2 GW a fine Per dare esecuzione a tali incrementi EGP sta considerando un ampia "pipeline" di progetti. Al 30/6/2010 la pipeline lorda relativa a progetti realizzabili entro il 2014 e con capacità "in execution" ammontava complessivamente a 14,7 GW (equivalenti a 6,4 GW netti). Il "load factor" (che, ricordiamo, dipende dalla disponibilità della singola risorsa naturale ed è pertanto al di fuori del controllo del management) è stato calcolato per la capacità idroelettrica sulla base dell'idraulicità media degli ultimi 35 anni, per quella geotermica sulla base dei dati degli ultimi 40 anni e per quelle eolica e solare sui dati storici degli impianti esistenti e di quelli in corso di sviluppo (la durata tipica dei progetti è di mesi). Pertanto EGP stima che il "load factor" del portafoglio di impianti a disposizione, con l'aumento della capacità solare e soprattutto eolica, i cui "load factor" sono inferiori a quelli della capacità geotermica e idroelettrica, scenderà dal 46,8% del 2009 al 37,6% nel Il ricavo medio unitario del gruppo dovrebbe passare da 88 euro/mwh del 2009 a 93 euro/mwh nel 2014, con un tasso di crescita medio annuo dell'1% in conseguenza del previsto aumento della capacità installata in Paesi con un quadro regolamentare che si ritiene favorirà le energie rinnovabili. Il prezzo medio del Brent (da cui dipende indirettamente quello dell'energia elettrica) è stato stimato pari a 82 $ al barile nel 2011 e 86 $ al barile nel 2014 con un tasso di cambio $/euro di 1,4 nel 2011 e 1,36 nel I costi di Operation & Maintenance sono stati stimati per Paese e tecnologia e, in considerazione degli investimenti programmati, dei programmi di efficientamento e dell'andamento del costo del lavoro, dovrebbero passare da 10 euro/mwh a 14 euro/mwh. I tempi di realizzazione degli impianti dipendono da un insieme di fattori (rilascio di permessi e autorizzazioni, tempi di costruzione, allacciamento alla rete e messa in esercizio), solo in parte sotto il controllo del management di EGP. In base a tutto quanto indicato, il gruppo ritiene di poter raggiungere un ebitda di 1,4 miliardi nel 2011 e di 2,1 miliardi nel Si ricorda che tali stime sono altamente sensibili alle variazioni dei prezzi dell'energia nei mercati di riferimento in cui il gruppo non opera mediante piani di vendita di energia ai clienti a lungo termine (es. Spagna e Italia). Recependo le indicazioni fornite dal Piano EGP , abbiamo calcolato che, in base all'incremento di capacità produttiva indicato (da a GW), la produzione stimata per anno crescerà progressivamente e partendo dai GWh del 2009, nelle nostre ipotesi si giunge a fine piano a GWh. E' stato inoltre ipotizzato un lieve incremento annuo dei ricavi medi unitari per GWh per tener conto del fatto che il 2009, anno di crisi economica generalizzata, ha probabilmente rappresentato il livello di flesso minimo dei prezzi energetici. Si è inoltre tenuto conto di un "load factor" decrescente dal 46,8% del 2009 al 37,6% del Ai ricavi così ottenuti si è aggiunta una quota (anch'essa crescente nel tempo) di ricavi derivanti dall'attività di mini-impianti di energie rinnovabili (svolta dalla controllata Enel.si). Naturalmente non è stato possibile stimare l'eventuale contributo dei proventi/oneri netti derivanti da gestione rischio commodity. Assumendo i valori di ebitda indicati dal Piano (1,4 miliardi per il 2011 e 2,1 miliardi per il 2014) abbiamo effettuato un'interpolazione in base ai livelli da noi stimati di produzione elettrica per calcolare l'ebitda per gli anni intermedi del Piano (2012 e 2013). Da queste elaborazioni deriva un ebitda margin comunque elevato (come effetto della forte presenza di EGP nelle fonti a più elevato "load factor" come l'idroelettrico e il geotermico) e che dovrebbe beneficiare dell'atteso progressivo incremento dei prezzi di vendita dell'energia elettrica e dei volumi disponibili, nonchè dello sviluppo del business di Enel.Si. Nell'ambito dei costi operativi si è tenuto conto di un peso stimato del costo del lavoro sul totale ricavi pari al 9,2% nel 2010 e progressivamente lievemente decrescente (dato che si tratta di un settore a elevata intensità di capitale). Gli ammortamenti (non si è tenuto conto di eventuali e non prevedibili svalutazioni) sono stati calcolati in funzione dell'intensità degli investimenti. Ne deriva comunque un ebit in progressiva crescita durante l'arco temporale del piano. L'incidenza degli oneri finanziari netti rimane relativamente contenuta in considerazione dell'elevata capacità di autofinanziamento del business delle fonti rinnovabili e del basso costo del debito di EGP, che non riteniamo sia destinato ad aumentare significativamente grazie ai contratti di finanziamento in essere con la casa madre e che possono essere "modulati" a seconda delle necessità di valuta e tasso (fisso o variabile). Il tax rate a partire dal 2011 è stato stimato pari al 35%, livello in linea con il dato del primo semestre 2010 non tenendo conto dei benefici fiscali da "Tremonti Ter". Come da indicazioni del management, si è ipotizzato un pay-out del 30% a partire dall'esercizio 2010.

5 Sulla base di queste ipotesi i principali risultati previsti per EGP sono i seguenti: Proforma ('000 euro) (e) 2011 (e) 2012 (e) 2013 (e) 2014 (e) Ricavi incremento Ricavi - - 4,5% 7,4% 11,0% 12,0% 14,6% Totale Ricavi e gestione rischio commodity Costi operativi Costo del lavoro Ebitda Ebitda/Ricavi 67,9% 66,9% 62,5% 62,7% 63,2% 64,3% 66,0% incremento Ebitda ,3% 7,7% 12,0% 14,0% 17,5% Ammortamenti e perdite di valore Utile operativo Saldo proventi/oneri finanziari Quota collegate Utile ante imposte tax rate 33,3% 32,4% 32,0% 35,0% 35,0% 35,0% 35,0% Imposte to tali Reddito netto (Utile)/Perdita di terzi Utile netto gruppo incremento Utile ,5% 3,4% 14,4% 18,5% 24,7% Cash flow =Reddito netto+ammortamenti Indebitamento Finanziario Netto (e): previsioni Analisi Mercati Finanziari

6 La valutazione Per la valutazione di Enel Green Power, è stato utilizzato il metodo del Discounted Cash Flow che incorpora già i flussi di reddito previsti in un arco temporale di lungo periodo ed è a nostro avviso il più adeguato per la valutazione della società che, sia attualmente che prospetticamente, presenta margini reddituali positivi. Dall'applicazione di tale metodo si perviene, utilizzando il numero di azioni in essere alla data del Prospetto informativo (5 miliardi), ad un valore dell'azione inferiore anche al livello minimo dell'intervallo di prezzo indicativo previsto per l'offerta di 1,80-2,10 euro. La valorizzazione complessiva è pari a 7,25 miliardi corrispondente ad un fair value per azione pari a 1,45 euro. Per il calcolo di tale valore sono stati impiegati i seguenti parametri: tasso free risk 4,5%, risk premium 6%, beta 0,857 (il valore utilizzato è quello medio dei comparable quotati) giungendo ad un Wacc pari al 7,33% e un tasso di "perpetuity" pari all'1%. Si è inoltre considerato un indebitamento finanziario netto di milioni, in linea con l'ultimo dato disponibile (30/6/2010). Quanto ha reso dalla prima IPO la casa madre Enel? Il calcolo è effettuato considerando il TSR del titolo ovvero il rendimento complessivo del titolo che considera l'andamento dei prezzi di mercato e i dividendi distribuiti. La politica di dividendi di Enel nel passato è stata molto generosa in seguito anche alle plusvalenze da cessione e per il futuro il gruppo elettrico ha indicato un pay out ordinario del 60% (per EGP le indicazioni sono di un pay out del 30% in linea con i principali competitor). Dal 2 novembre 1999 (data di quotazione) al 25 ottobre 2010 il titolo Enel presenta un TSR dell'11,43% interamente attribuibile ai dividendi in quanto la performance di borsa è stata complessivamente negativa per il 40,9%. Multipli dei comparable e di EGP Competitor Ev/Ebitda P/E Iberdrola Renovables 9,9 9,2 23,9 20,2 EDP Renovaveis 10,6 9,3 33,0 25,8 EDF Energies Nouvelles 13,7 12,1 20,7 17,5 Media Competitor 11,4 10,2 25,9 21,2 Fonte: stime consensus FactSet EGP Ev/Ebitda P/E Prezzo minimo 1,8 euro 9,0 8,6 20,6 19,9 Prezzo massimo 2,1 euro 10,2 9,7 24,0 23,2 Fair value di Amf 1,45 euro 7,9 7,3 16,6 16,0 Nel Prospetto Informativo di EGP si afferma che, per l'individuazione dell'intervallo di prezzo indicativo, si è fatto ricorso sia al metodo dei multipli di mercato che al metodo finanziario di valutazione dei flussi di cassa. Nel medesimo Prospetto sono indicate alcune società europee quotate operanti principalmente nell'ambito del settore della generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Non riteniamo tuttavia che nessuna di queste aziende sia comparabile a EGP in misura tale da consentire per la valutazione l'impiego dei multipli di mercato. I multipli di queste società sono stati quindi riportati puramente a scopo informativo. Si tratta in particolare: della spagnola Iberdrola Renovables, operante principalmente nella generazione di energia elettrica da fonte eolica e presente soprattutto in Spagna e negli Stati Uniti. La società disponeva al 31/12/2009 di una capacità installata di 10,8 GW ed ha generato 21,5 TWh di energia elettrica nel corso del 2009, con un load factor pari al 26%. Quindi vi è la portoghese EDP Renovaveis anch'essa operante prevalentemente nella generazione di energia elettrica da fonte eolica, presente soprattutto in Spagna, Portogallo e Stati Uniti. La società disponeva al 31/12/2009 di una capacità installata di 5,5 GW ed ha generato 10,9 TWh di energia elettrica nel corso del 2009, con un load factor pari al 29%. Infine la francese EDF Energies Nouvelles, operante nella generazione di energia elettrica soprattutto da fonte eolica e solare, nonché nello sviluppo di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili per conto terzi e nella generazione distribuita; è presente in Europa e Nord America. La società disponeva al 31/12/2009 di una capacità installata di 2,3 GW ed ha generato 4,9 TWh di energia elettrica nel corso del 2009, con un load factor pari al 28%. Rispetto a queste società EGP detiene attualmente, e probabilmente anche in prospettiva, una presenza molto più significativa nella generazione di energia elettrica proveniente da fonti rinnovabili più "tradizionali" (idroelettrico e geotermico) che hanno complessivamente generato nel 2009 (su dati pro-forma che includono anche Ecyr) circa il 78,5% della produzione netta annua e presentavano un "load factor" (rapporto fra la produzione annua netta e la produzione teorica ottenibile in un anno, calcolata su ore annue, ai MW nominali) pari al 49% per l'idroelettrico e all'82% per il geotermico. Queste fonti presentano quindi un'efficienza energetica molto più elevata rispetto all'eolico (per EGP load factor del 24% nel 2009) e al solare (per EGP load factor del 19% nel 2009). Va comunque ricordato che Iberdrola Renovables e EDP Renovaveis non hanno finora raggiunto i target dei piani di sviluppo originari. In particolare a fronte di un target elaborato nel 2008 di MW di capacità installata a fine 2010, Iberdrola Renovables ha ora annunciato che a fine 2010 la capacità installata a fine 2010 raggiungerà MW. EDP Renovaveis si prefiggeva (nel 2007) a fine 2012 una capacità installata di MW, attualmente (30/6/2010) i MW installati sono e ve ne sono in costruzione che però non saranno tutti completati entro il Per contro ha raggiunto i target di capacità installata EDF Energies Nouvelles, che però è partita prima degli altri (nel 2006, quindi con condizioni di mercato diverse) e da un livello dimensionale inferiore (da 770 MW del 2006 si giungerà a Mw nel 2010; l'obiettivo originario era di MW entro il 2011 ed il prossimo obiettivo è di MW a fine 2012). Ricordiamo inoltre che mentre Iberdrola Renovables e EDP Renovaveis puntano quasi interamente sull'eolico, parte della capacità installata di EDF Energies Nouvelles è relativa a impianti solari e dei MW previsti per fine 2012, 500 dovrebbero derivare da energia solare.