ERG S.p.A. Presentazione del Piano 2013-2015

Conference Call 19 Dicembre 2012

MODERATORI: ALESSANDRO GARRONE, VICE PRESIDENTE ESECUTIVO LUCA BETTONTE, AMMINISTRATORE DELEGATO DEL GRUPPO

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Alessandro Garrone: Buongiorno a tutti. Grazie di essere qua numerosi, fa piacere. Questo incontro è per raccontarvi del nostro piano 2013-2015. Lo farà nel dettaglio Luca Bettonte, Amministratore Delegato; io introduco la giornata. L’agenda infatti prevede una mia introduzione, che si focalizzerà su quello che abbiamo fatto e ottenuto negli ultimi 4 anni, e poi Luca Bettonte parlerà del piano. Questa divisione non significa che io ho fatto le cose fino ad oggi e Luca farà quelle nel futuro: è semplicemente per farvi capire il nostro percorso, ma confermo che quello che abbiamo fatto negli ultimi anni e quello che faremo nel futuro continueremo a farlo tutti insieme, con una squadra di management a mio avviso molto valida, che sicuramente eseguirà molto bene il piano. Tra l’altro mi scuso per chi è di madrelingua inglese, sia in sala che in collegamento: abbiamo deciso di fare questo incontro in italiano - ovviamente con l’aiuto dei traduttori - perché credo sia più efficace per un madrelingua italiano parlare in italiano, e sono sicuro che i traduttori faranno meglio di quello che avremmo potuto fare noi direttamente in inglese. Il ns. ultimo evento di presentazione del piano risale 2008, quindi abbiamo avuto 4 anni apparentemente di silenzio e di questo mi scuso nei confronti del mercato, però ci sono state delle ragioni. In questi 4 anni, nonostante il silenzio, ERG è cambiata in modo importantissimo: cambiata sia in termini business, sia in termini di organizzazione e di struttura societaria. Diventava difficile in questi 4 anni - di un contesto non normale, di una crisi europea e mondiale soprattutto sui nostri settori - continuare la nostra attività di normale comunicazione dei ns. piani alla comunità finanziaria: abbiamo ritenuto poco serio per 4 anni fare dei piani triennali e quadriennali, su cui ben poche persone potevano avere una certezza e una visibilità. Però nel frattempo abbiamo operato, e ci fa anche piacere oggi dirvi quello che abbiamo fatto negli ultimi anni. Avevamo di fronte decisioni difficilissime sul nostro posizionamento nella raffinazione: in questi 4 anni ad esempio siamo passati in ISAB dal 100% al 20%, e insieme a Total abbiamo chiuso la raffineria di Roma. Dovevamo decidere come posizionarci nel downstream, abbiamo fatto la joint venture con Total, dovevamo far ripartire le nostre centrali elettriche (una che aveva avuto un incidente, l’altra che era in fase di costruzione), dovevamo prendere delle decisioni importanti sulle Rinnovabili e sul CIP6, business incentivati in cui le regole non erano ancora chiare. L’incertezza e i cambiamenti di regole erano all’ordine del giorno, quindi potete immaginare come nei 4 anni passati non fosse per niente facile comunicare in modo serio con i nostri azionisti, con i nostri investitori. Quindi abbiamo deciso di fare, in linea con quello che avevamo detto nel 2008; oggi credo che abbiamo ottenuto degli ottimi risultati, e speriamo di continuare su questa strada nel futuro. Vediamo un attimo un po’ più in dettaglio come eravamo nel 2008 e come siamo oggi (siamo a slide n. 5). Come vi dicevo, nel 2008 avevamo la raffineria ISAB al 100%, avevamo il 7% di quota sul mercato retail attraverso ERG Petroli. Nel 2008 avevamo detto che dovevamo ridurre la nostra esposizione nella raffinazione e dovevamo aumentare la nostra massa critica sulla distribuzione. Bene, mi pare che questo per ora l’abbiamo fatto, o almeno abbiamo fatto un passo importante. Della raffineria ISAB ci rimane il 20%, quota su cui abbiamo ancora una PUT che possiamo esercitare verso la

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fine dell’anno prossimo. Abbiamo chiuso la raffineria di Roma e attraverso TotalErg siamo passati dal 7% al 12% di quota di mercato in Italia, quindi un passaggio decisamente importante. Nelle Rinnovabili nel 2008 eravamo dei bambini: avevamo 200MW installati, un EBITDA di 20 milioni e un contesto decisamente difficile, in cui l’incertezza e gli attori che dominavano a quel tempo non erano attori industriali. Credo abbiamo avuto coraggio, abbiamo fatto importanti operazioni, abbiamo delistato ERG Renew per poter crescere ancora più velocemente, siamo intervenuti sulla parte finanziaria, siamo andati all’estero. Escludendo l’ultima operazione di acquisizione di Maestrale da Gaz de France, oggi abbiamo triplicato la nostra capacità installata (600MW): siamo terzi in Italia, abbiamo un EBITDA che è 6 volte quello del 2008, e con la chiusura dell’operazione Maestrale - ve lo ridirà meglio Luca - questi numeri aumentano ancora di più. Quindi un posizionamento tra le Rinnovabili importanti in Italia, con la presenza in paesi all’estero e con un ruolo di operatore industriale serio, che è quello che ha sempre caratterizzato il modo di muoversi di ERG. Nella parte Power nel 2008 avevamo mezza centrale CIP6 (perché in seguito ad un incidente mezza centrale era fuori uso) e dovevamo partire con il ciclo combinato a gas; in più eravamo presenti in un progetto di rigassificazione (Ionio Gas) e in uno di stoccaggio del gas a Rivara. Bene: anche qua abbiamo rivoluzionato la cosa. Abbiamo fatto ripartire ISAB Energy in 20 mesi, contro i previsti 24. Abbiamo avviato la centrale a ciclo combinato con ottimi risultati, siamo usciti da un mercato retail dell’energia elettrica che non era un mercato per noi (non avevamo le dimensioni per poterlo fare), siamo usciti da Ionio Gas e da Rivara. Quindi oggi abbiamo 1GW installato, impianti efficienti, ma soprattutto siamo degli operatori industriali e abbiamo ridotto al massimo il rischio di essere esposti al mercato dell’energia elettrica, attraverso contratti di sito, attraverso contratti con Iren. Credo che questo sia stato un altro passaggio importantissimo in questi anni. Bene, da questo percorso si possono vedere anche i risultati, descritti nella slide n. 6. Eravamo partiti nel 2008 (il famoso anno della Golden Age del Refining) con risultati di EBITDA sopra i 500 milioni, e la parte del leone la faceva proprio la raffinazione. A fine 2008 abbiamo deciso di vendere una parte della raffineria a Lukoil, e poi da lì fino ad oggi abbiamo ridotto la nostra partecipazione. Come vedete, il 2009 è stato l’anno orribile: neanche 100 milioni di EBITDA, una raffinazione in perdita, ISAB Energy ancora ferma, e quindi pochissimo contributo da parte dell’energia elettrica e un inizio di contributo da parte delle rinnovabili. Bene, la previsione a fine 2012 - tra l’altro migliorativa rispetto a quello che avevamo comunicato qualche mese fa - è di arrivare ad un EBITDA superiore ai 420 milioni, con una posizione finanziaria netta intorno ai 900 milioni. Credo quindi che anche in questo caso abbiamo rispettato - anzi direi abbiamo migliorato - quello che avevamo detto che avremmo fatto, e questa è un’altra indicazione di capacità nell’execution. In termini di capitale investito - parte destra della slide n. 6 - come vedete passiamo da un 50% circa di capitale investito nell’Oil ad un contributo dell’Oil di circa un quarto (il 28%), mentre il capitale investito nelle Rinnovabili a questo punto costituisce la parte maggiore. Vediamo quindi dopo queste indicazioni cosa succede (v. slide n. 7). Alcune cose le ho già dette precedentemente, ma è proprio per sintetizzare un po’ il percorso degli ultimi 4

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anni. Avevamo detto forte crescita nelle Rinnovabili: +32% di CAGR. in 4 anni, quindi da 200 a 600MW installati. Avevamo detto, espansione, ma più che altro ripartenza della produzione termoelettrica da 500MW a 1GW, quindi una crescita del 18% media all’anno. TotalErg: quando abbiamo fatto l’operazione avevamo annunciato importanti sinergie, perché questa era una delle ragioni per fare la joint venture con Total. Ebbene, abbiamo raggiunto circa 40 milioni di euro di sinergie nel periodo, quindi assolutamente in linea con quanto detto quando avevamo fatto quest’operazione. Oltre a tutto ciò dobbiamo considerare anche cosa la società ha fatto e ha dato ai suoi azionisti, e come è strutturata finanziariamente. Bene, nonostante la crisi, nonostante i periodi difficili, ERG ha distribuito nel periodo 2008-2012 375 milioni di dividendi, è stata stabile in tutti gli anni (come del resto era la politica di ERG) tranne il 2009, in cui con la chiusura della cessione del 49% a Lukoil è stato distribuito un dividendo straordinario. La costanza nei dividendi credo che sia un’altra ragione di tranquillità per tutti gli azionisti di ERG. Costanza nei dividendi, ma dall’altra parte - perché la nostra politica dei dividendi guarda a questo - una situazione finanziaria decisamente solida. Nel 2008 avevamo incassato da Lukoil, e quindi la leva finanziaria era molto bassa: nel 2009 abbiamo avuto un momento in cui la leva è peggiorata, in quanto il 2009 è stato un anno difficile, quindi la generazione di cassa è stata scarsa, anzi addirittura negativa. Beh, noi chiudiamo il 2012 con una leva (rapporto tra posizione finanziaria e net EBITDA) di 2,3, quindi una situazione di tutto rispetto, dopo aver investito circa 2,8 miliardi, di cui 2 miliardi nelle Rinnovabili. Credo che questo sia un ulteriore segnale di forza della società e di possibilità future di cogliere ulteriori opportunità. L’ultimo ma non meno importante intervento vorrei farlo anche sulla governance della società, perché credo veramente che questi risultati si possano ottenere solo se anche l’organizzazione, la governance, il contributo di tutti i soggetti che ruotano intorno alla società è al massimo livello e non è solo forma. La ERG è una società quotata che ovviamente rispetta quello che la legge e la CONSOB prescrivono, ma credo anche che – e tutte le persone che ruotano intorno a ERG, che danno il loro contributo possono confermarlo - non guardiamo alla forma, ma alla sostanza del contributo che tutti possono darci. Come dettagliato nella slide n. 8, abbiamo 4 consiglieri indipendenti in un board fatto di 12 persone; abbiamo dei comitati che supportano tutte le decisioni del management e, in ultima battuta, del Consiglio di Amministrazione. C’è un Comitato Strategico presieduto da me, in cui sono presenti dei consiglieri di ERG, oltre ai manager. C’è un Comitato Investimenti presieduto dall’Amministratore Delegato: è un comitato di manager che valuta veramente a fondo le decisioni di investimento prima di portarle in Comitato Strategico. C’è un Comitato Controllo e Rischi composto da 3 membri indipendenti del Consiglio, che lavora veramente tanto, non è forma ma sostanza: credo che le riunioni di questo comitato siano almeno una al mese, se non di più. E questa è la parte di governance ad alto livello. Come si lavora sul management (perché, ripeto, quello che abbiamo fatto dipende dalla qualità delle persone che formano il management)? Bene, c’è un Comitato Nomine e Compensi, che è un comitato anche questo di board, diciamo obbligatorio, ma che lavora in modo veramente serio, valutando anche le politiche di compensation del management. Negli anni abbiamo evoluto il nostro sistema di remunerazione variabile

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del management: oggi il management è remunerato al 50% su obiettivi variabili di breve e di lungo periodo, e credo che questa sia un’impostazione molto moderna di incentivazione del management. Infine abbiamo veramente un management team forte, che ha dimostrato di sapere eseguire, saper fare le cose, non solo di dirle, anzi prima di farle e poi di dirle. Chiudo perché uno dei temi importantissimi di questi ultimi 5-6 anni era proprio il cambio generazionale del management. Se noi guardiamo l’attuale management di ERG rispetto a quello in carica 5 anni fa, sono pochissime - forse neanche una - le posizioni in cui ci sono gli stessi manager di 5 anni fa. In parte perché alcuni sono usciti, in parte perché da sotto - e soprattutto perché da sotto - la gente è cresciuta, è andata a coprire certe posizioni; altri sono passati da una posizione all’altra. Credo che oggi abbiamo veramente una squadra che potrà sostenere, portare avanti ciò che adesso Luca vi dirà su quello che ci aspettiamo e sulle promesse che facciamo ai nostri investitori, e sono certo che le manterremo, da qua al 2015. Grazie. Luca Bettonte: Buon pomeriggio anche da parte mia. Mi fa piacere sottolineare come personalmente sono stato parte del percorso che Alessandro ha richiamato: è per me senz’altro fonte di orgoglio, e sapere di potere poter lavorare ancora assieme ad Alessandro nei prossimi 4 anni è senz’altro una cosa molto importante, che mi fa molto piacere. Circa i numeri o comunque il contenuto del piano, prima di addentrarci nelle slides, una semplice precisazione: i numeri che vedrete includono una serie di eventi che potrebbero - anche per scaramanzia - maturare nel prossimo anno. Prima di tutto senz’altro il closing dell’operazione Maestrale. È giusto richiamare il fatto che oggi ci sono ancora 2 OK dalle banche e dell’antitrust: riteniamo che non debbano essere preoccupanti, ma è giusto richiamare il fatto. Noi ipotizziamo di andare al closing entro il primo trimestre del prossimo anno, quindi i numeri che vedrete includono il consolidamento dei risultati prospettici di Maestrale per tutto l’esercizio 2013. Lo stesso dicasi per l’esercizio della PUT, di cui parleremo ad ottobre: una volta eravamo sempre impegnati a definire il tutto con Lukoil durante le vacanze di Natale, quest’anno ci riposiamo, e ne parliamo nel prossimo anno. E poi il piano di TotalErg: la governance che abbiamo con i nostri soci francesi, ci ha portato nel tempo ad avere una tradizione che prevede l’approvazione del piano nel primo trimestre di ogni anno. Conseguentemente i numeri che vedete sono i best estimates (come direbbe uno bravo a parlare in inglese) ma sicuramente comunque numeri molto solidi ed affidabili. Bene, dove ci ha lasciati Alessandro? Alessandro ci ha lasciati a una descrizione del nostro portfolio, della nostra asset base. Lo conoscete già bene - ed è rappresentato nella slide n. 10 - ma credo che sia importante sottolinearla molto velocemente. Nelle Rinnovabili abbiamo 1,2GW installati (operati attraverso ERG Renew), e la nostra joint venture sempre con Lukoil: è stato molto importante il rapporto con Lukoil, non solo per la cessione della raffineria, ma anche perché abbiamo sviluppato con questi signori delle relazioni di lungo termine e oggi la crescita che stiamo facendo nell’Est Europa è molto legata agli ottimi rapporti che abbiamo con loro. Nel Power abbiamo 480MW di un CCGT entrato in funzione nell’aprile 2010, e l’impianto CIP6 che conoscete tutti da molto tempo. Il 49% di questo impianto è di proprietà di Gaz de France adesso, dopo l’acquisizione di IPM. E ancora nel Refining & Marketing l’80% della raffineria è di Lukoil; il 20% - anche della capacità di raffinazione - è ancora nostro, e senz’altro lo sarà nel 2013 (visti gli accordi che abbiamo preso), il 51% di Total Erg e il 100% delle marketing

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operations in Sicilia. Credo di potere affermare con serenità che si tratta di asset di ottima qualità, sia dal punto di vista delle loro performance sia dal punto di vista della loro ubicazione geografica, sia dal punto di vista - e lo vedremo dopo - delle potenzialità di crescita. Nella slide n. 10 però ci sono anche altri due asset, che vorrei sottolineare: innanzitutto i nostri partner internazionali (ho citato nomi di imprese, di aziende, di gruppi di standing mondiale: Lukoil, Total, Gaz de France). Avere relazioni col top management di queste società è anche una cosa che fa crescere il nostro management, ma allo stesso tempo mi dice che è doveroso sottolineare come riuscire ad avere rapporti di lungo termine, di partnership e di business con queste società che primeggiano nel mondo, vuol dire anche avere un management adeguato e all’altezza. E quindi c’è un asset molto importante su cui noi contiamo molto, che sono le nostre persone e credo che - come piace dire a me - questa chart lo dica chiaramente. Cosa ci hanno permesso di fare, o cosa ci permettono di essere questi asset? Ci permettono di avere delle posizioni di tutto rispetto, nell’industry in cui operiamo. Un duro lavoro svolto sotto la guida di Alessandro in questi anni ci ha portato ad avere una posizione industriale direi di primo piano in tutti i nostri business (v. slide n. 11). Nelle Rinnovabili siamo la nona società europea: se guardate quel grafico, direi che Iberdrola gioca un campionato a sé stante; vi è poi un cluster che finisce all’altezza di Gaz de France Suez, e poi un terzo cluster in cui noi ci siamo appena affacciati. Ecco, noi siamo convinti che all’interno di quel cluster potremmo dire sicuramente bene la nostra in futuro. In Italia siamo by far il primo operatore. Nel Power direi che abbiamo una posizione unica in Italia: abbiamo cercato di provare a rappresentarla in modo univoco e ci è venuto in mente questo grafico, che rapporta l’EBITDA ai MW installati. I dati si riferiscono al 2011 e ai nostri peers, sono dati pubblici, ufficiali che abbiamo raggruppato. Come vedete, la redditività per MW installato dei nostri assets stacca assolutamente rispetto agli altri. E questo ci dà una posizione molto importante, molto solida, figlia non solo di rapporti, di ambiente regolatorio, ma anche di contratti molto importanti che abbiamo concluso in questi anni. Poi ve ne parlerò. Nel Refining & Marketing l’operazione fatta con Total ci porta ad avere la terza posizione in Italia. Anche questo è un punto importante: quando abbiamo fatto quest’operazione, l’abbiamo fatta mettendo insieme due reti per fare efficienza, e il management ha raggiunto delle ottime sinergie. Ma questa è una base ancora adesso importantissima, non pensavamo neanche che lo potesse diventare così per il futuro, visto come sta evolvendo il mercato nel nostro paese. E abbiamo cominciato ad affacciarci all’estero. Una delle cose su cui ci siamo interrogati era l’ubicazione geografica del nostro capitale investito, ad oggi molto italiano: noi siamo contenti di questo, crediamo in questo paese, e credo che l’abbiamo dimostrato con 2 miliardi e mezzo di investimenti in 5 anni, e andandoci a prendere gli asset francesi di Gaz de France. Ma chiaramente è anche giusto, in una sana politica di diversificazione del rischio e di crescita, guardare all’estero. Con le rinnovabili lo abbiamo fatto, e oggi abbiamo già una situazione che vede i nostri asset per oltre il 15% ubicati in paesi fuori dall’Italia. Direi quindi senz’altro delle posizioni industriali di primo piano e un’ottima base per continuare a crescere. Mi soffermerei, visto che non ho avuto ancora modo di parlarvene direttamente, sull’operazione Maestrale, argomento della slide n. 12. Vado veloce perché la

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conoscete bene. Abbiamo acquisito l’80% di IP Maestrale: sono i primi parchi o fra i primi parchi che sono stati costruiti in Italia e finanziati in Italia. Cosa vuole dire questo? Vuol dire sicuramente fra i migliori in termini di ventosità. Essendo i primi, chi ha costruito tali parchi poteva scegliere dove farli, sono senz’altro di ottima qualità, la ventosità è infatti molto, molto elevata. Abbiamo pagato 1 milione e 350 mila euro al MW, come avete sottolineato anche nelle vostre ricerche; 550MW sono in Italia, e 86MW sono in Germania, quindi abbiamo messo anche un piede in un altro paese straniero. Il load factor è circa 2.000 ore e c’è una vita residua degli incentivi di 9-10 anni in media, completamente finanziati. Questo credo che sia molto importante, specialmente in questo contesto con un project financing di lunga durata, molto solido. Perché lo abbiamo fatto (v. slide n. 13)? Per rinforzare la nostra posizione competitiva: abbiamo il 14% direi di quota di mercato - se la vogliamo così definire - dell’installato in Italia, siamo diventati noni in Europa e abbiamo messo un piede in Germania, eravamo già in Francia, in Bulgaria e - come avete visto questa settimana - abbiamo cominciato a diventare qualcosa anche in Romania. Perché questi impianti hanno una tecnologia che va benissimo, che si adatta benissimo alla nostra: stiamo parlando principalmente di impianti Vestas. Vestas è il nostro partner strategico nella crescita, e questo è stato un altro motivo; poi c’è senz’altro anche una presenza geografica complementare con quella di Erg Renew. E naturalmente la massa critica: come abbiamo sempre detto, siamo convinti che il business delle Rinnovabili stia entrando in una fase di maturità, la grande corsa pionieristica - se mi passate l’aggettivo - iniziale è finita anche per scelta del Regolatore. Di conseguenza ora bisogna approcciare questo business con una maturità industriale diversa. Noi crediamo che la massa critica, questa complementarietà geografica, questa complementarietà tecnologica ci permettano chiaramente di poter gestire questo business nella sua fase matura nel miglior modo possibile. Naturalmente mettere insieme queste due società comporterà del lavoro ma - come abbiamo analizzato in profondità - ci dovrebbe portare anche a delle sinergie importanti, che giustificano ampiamente il valore pagato. In questo senso è chiaro che poi l’approccio che si deve avere nella gestione di questo business deve evolvere sempre verso nuove modalità: molti vedono gli oneri di sbilanciamento come un rischio, gli oneri di sbilanciamento possono anche essere un’opportunità se si sa gestire bene la produzione, una massa critica più significativa ce lo potrebbe consentire. Non scordiamoci che abbiamo una grande esperienza nel Gruppo avendo una business unit che sa produrre e vendere energia elettrica molto bene, una vendita di energia elettrica che forse nel futuro potrebbe non semplicemente essere attraverso il GSE, ma anche più libera verso il mercato. Tutti filoni che stiamo esplorando, che stiamo analizzando e dai quali ci possiamo aspettare anche qualche soddisfazione. In Europa quindi e anche in Italia il nostro posizionamento è ben rappresentato dalla slide n. 14: come vedete, geograficamente siamo presenti in quattro paesi, oltre all’Italia, dove siamo assolutamente i primi, direi che con questa operazione abbiamo creato il campione italiano nel Wind; in Europa siamo noni e considerate semplicemente che - oggi è il 2012 - nel 2009 avevamo 200MW, oggi ne abbiamo 1.200, quindi la crescita è per sei in quattro anni, e qui c’è non solamente M&A, ma anche costruzione, Fossa del Lupo, che molti di voi hanno visitato, Ginestra, Plogastel e altri nomi. La

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nostra posizione all'estero come vedete è già importante, perché è un 15% dei nostri assets e, se guardiamo le proiezioni che vi abbiamo raccontato nel comunicato stampa, quelle di Maestrale e li aggiungiamo a quelle medie di ERG Renew, il nostro EBITDA è praticamente decuplicato in 4 anni. Torniamo ora al piano, che cosa abbiamo intenzione di fare? Quali sono le linee strategiche che abbiamo condiviso in Consiglio di Amministrazione? Le ho sintetizzate in questi tre box nella slide n. 15. Senz’altro le Rinnovabili: dobbiamo completare l’acquisizione di Maestrale e integrare la società con le nostre operations. Viste le dimensioni e la complessità per certi versi relativa, comunque Maestrale comporta un’organizzazione molto simile a quella di Erg Renew, in termini anche di rapporto fra persone, e di MW; comunque un lavoro importante, perché implica una razionalizzazione dell’O&M, una visualizzazione dei contratti, un nuovo ruolo ancora più ravvicinato da parte di Vestas. Credo che un anno di lavoro e qualcosina di più ci voglia tutto; Massimo, che è l’Amministratore Delegato, sorride. E naturalmente questo deve portarci ad un'integrazione attraverso cui vogliamo anche recuperare ulteriore efficienza, e poi la crescita - come abbiamo già detto - verso l'Est Europa, poi la vedremo meglio. Nel Power abbiamo un ottimo posizionamento geografico: abbiamo degli impianti che vogliamo cercare di sfruttare al meglio, perché sono nella loro piena maturità. Non scordiamoci che questi impianti sono relativamente nuovi: il CCGT è entrato in funzione il 1° aprile 2010, e l’impianto CIP6 ISAB Energy, è stato ricostruito nel 2009. Li abbiamo costruiti, ricostruiti e messi in funzione nel modo più efficiente possibile. Per cui oggi sono nella loro piena maturità: vuol dire che da questi impianti ci aspettiamo principalmente efficienza e generazione di liquidità. Ci sono anche delle opzioni: come sapete, l’Autorità ha riaperto la possibilità di aderire ad un’anticipata estinzione del CIP6. È un’opportunità e, come tutte le opportunità, la analizziamo, e vedremo se può avere senso oppure no. Fatemi andare alle parole di Alessandro: “noi le cose prima le facciamo e poi le raccontiamo”. Diciamo che ora le stiamo guardando. Per il Refining and Marketing semplicemente ricordiamo che abbiamo questa opzione ad ottobre, mentre nel retail dobbiamo mettere molto impegno, perché dobbiamo dare un’ulteriore risposta alle sollecitazioni che il mercato ci sta proponendo. Quindi senz'altro un lavoro importante di adattamento della rete, cercando possibilmente di anticipare i trend di mercato. Senz’altro uno degli elementi su cui dovremo lavorare è la gestione del capitale investito, e in particolare del capitale circolante. La rete ha bisogno naturalmente di essere ulteriormente upgradata, di essere potenziata, di essere resa più coerente con le nuove esigenze che vengono dal mercato, che ci sta dicendo che il consumatore ha cambiato in modo importante il suo approccio all'acquisto del prodotto. Una cosa credo che non sarà mai vista in Italia, ma forse neanche negli altri paesi. Ed infine dobbiamo chiudere il processo di conversione della raffineria di Roma in un hub d’importazione: questo è un vantaggio molto importante che ha TotalErg. Oggi siamo impegnati principalmente nell'attività di chiusura della raffineria: la raffineria è stata - se mi passate il termine - spenta a settembre, quindi abbiamo appena cominciato. Tutto sta andando molto bene: siamo molto contenti in particolare della gestione delle persone e del loro futuro, e anche perché siamo convinti che avere un hub d’importazione - per come sta evolvendo il mercato dei flussi di prodotti petroliferi - sia molto importante non solo per TotalErg in quanto tale, ma anche perché permetterà a TotalErg di fare anche altre cose.

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Guardando la parte sinistra della slide n. 16, qui - non me ne vogliano gli esperti di matematica - abbiamo provato qualitativamente a sintetizzare il significato di questo piano. Nelle barre abbiamo rappresentato la capacità di processing di crude, quindi la nostra esposizione, se volete, alla raffinazione, che negli anni si va sempre progressivamente riducendo, rimanendo semplicemente - in questo momento nell'ipotesi sottostante a questi numeri - la capacità di Trecate, la raffineria che è all'interno di TotalErg. D'altra parte vedete invece la grande crescita nelle Rinnovabili, quindi di conseguenza con anche un ulteriore cambiamento importante nella composizione del nostro capitale investito: da 2 miliardi e 8 nel 2012 passa a 3 miliardi e 3 nel 2015. Quest’anno il nostro capitale investito è per il 72% nel Power Green, includendo le Rinnovabili e la parte Power: ricordiamoci che il CIP6 è quasi green, e il CCGT è cogenerativo, e quindi beneficia di certificati bianchi in quanto produce vapore, quindi è molto più vicino all’energia pulita che non ad un’energia tradizionale. In questi 4 anni il nostro capitale investito cresce di 500 milioni di euro. Mi piace anche però sottolineare come dal 2008 al 2012 abbiamo fatto anche molte operazioni in ambito M&A. Ho provato a fare la somma a matita fra l’operazione con Lukoil, la creazione di TotalErg, l’acquisto degli impianti di IVPC e l’acquisto di Maestrale. È risultato un numero che non pensavo: siamo oltre i 5 miliardi e mezzo di operazioni M&A in termini di enterprise value. Anche questo è un asset non da poco, in soli 4 anni. Quindi il titolo della slide 16 comunque sintetizza un messaggio importante: una crescita significativa e una volatilità nei nostri risultati economici molto più contenuta rispetto al passato. E vediamo ora la slide n. 17. Le Rinnovabili: cosa vogliamo fare nelle Rinnovabili? Vogliamo chiaramente diversificare. Erg Renew con Maestrale ha assunto una dimensione industriale ormai di assoluta rilevanza. Ora è necessario evolversi ulteriormente e quindi ci vogliamo muovere all’estero in modo ancora più deciso. Nel nostro piano abbiamo ipotizzato - solo quota nostra, quindi in termini assoluti dovete moltiplicare per due - 100MW di sviluppo in Romania e in Bulgaria attraverso LUKERG Renew. ERG Renew deve però portare avanti in modo importante anche una diversificazione tecnologica per essere naturalmente competitiva in modo migliore, e anche stabilizzare ulteriormente i flussi di redditività e di cassa: anche qui abbiamo cominciato a studiare e a guardarci intorno. Naturalmente stiamo cominciando a guardare anche l’Italia - abbiamo cominciato sempre dall’Italia - e ci siamo accorti, in una fase sicuramente iniziale, che magari nel waste-to-energy ci potrebbe essere qualcosa di interessante da fare. È sempre un mercato che cresce, è un mercato anche di esigenza da parte del sistema, e credo che noi abbiamo tutto il tempo e anche il know-how per poterlo affrontare, quindi lo studieremo senz’altro in quest’arco di piano. Non sono previsti investimenti per questo settore, ma senz’altro ci prendiamo l’impegno per studiarlo e capirlo bene. E naturalmente vogliamo mantenere nel tempo la nostra disciplina finanziaria: vorremmo investire sempre portando a casa un Equity IRR non inferiore al 13%, on average. In Italia vogliamo chiaramente consolidare ulteriormente la nostra posizione. Abbiamo senz’altro una grande esposizione al mercato italiano, però fatemi fare due considerazioni: prima di tutto siamo convinti e crediamo che questo paese possa assolutamente uscire dalla crisi, è una delle più importanti economie del mondo, è

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all'interno della Comunità Europea. Io personalmente non ho grandi dubbi sulla capacità dell’Italia di proseguire il suo percorso. Essere esposti in un singolo paese - il proprio paese - dà anche una forza relazionale diversa ed importante, quindi ci sono anche valori che vanno al di là dei numeri nell’essere un operatore industriale, il primo operatore industriale in questa industry molto parcellizzata, con molti interlocutori nei confronti delle istituzioni. Oggi noi possiamo presentarci con un biglietto da visita leggermente diverso rispetto agli altri. Ci sono chiaramente ancora opportunità di consolidamento? Credo di sì: se andate a vedere il breakdown di coloro che oggi operano nel settore, molti sono com'era ERG Renew un po' di tempo fa. E quindi delle possibilità ci potrebbero essere; noi però guarderemo queste cose solo ed esclusivamente se saranno coerenti con la qualità degli asset che già abbiamo oggi. La parola qualità per noi è cruciale, per ERG è fondamentale: la nostra dimensione ci impone una grandissima attenzione alla qualità delle cose che facciamo, e delle cose in cui investiamo, e comunque ci viene richiesta da parte di quegli organi di controllo e di governance che Alessandro ha richiamato prima, e che sono una garanzia per chi investe, per noi e per i nostri investitori. Circa la diversificazione geografica: l'Est Europa è il nostro naturale punto di riferimento, senz'altro guarderemo anche oltre l'Est Europa, oggi ne abbiamo le capacità. Senz'altro nel 2013 abbiamo un grande lavoro da fare nell'integrazione di Maestrale, e nel 2013 saremo principalmente concentrati nell’Est Europa, ma vogliamo anche porre le basi per andare più lontano. Infine naturalmente l’efficienza operativa, che fa parte di una sana gestione industriale e sarà sempre al centro dei nostri pensieri e della nostra attenzione. Anche perché credo che sia importante sottolineare come oggi consideriamo l’industry delle Rinnovabili come un industry in cui si investe e poi per un certo periodo di tempo si ha un beneficio che deriva dagli incentivi, e poi qualcosa succederà. Noi vogliamo già pensare anche al "poi qualcosa succederà". Senz'altro l'introduzione delle aste per l'acquisizione della possibilità di implementare nuovi MW non facilita - o non faciliterà, a nostro avviso - la crescita in Italia dell'industry nei prossimi anni; lo vedremo comunque con le prime aste. Noi parteciperemo, abbiamo dei MW di ottima qualità che proveremo a sviluppare, ma devono essere MW veramente di ottima qualità, considerando il contingentamento dei 500MW annuali, e considerando il prezzo di vendita di energia unitaria da 127€/MWh in giù. Ovviamente ci potrebbe anche essere un’altra frontiera di sviluppo, che è quella del repowering: senz’altro non è immaginabile pensare che dopo 10 o 15 anni di utilizzo di una turbina si smonti tutto, la si spenga, la si lasci lì. Intanto la tecnologia procede e quindi quelle turbine potrebbero essere sostituite con altre, che abbiano un costo più basso e una produzione più alta, senza impatto ambientale. Questo credo sia un tema molto importante su cui riflettere, sia noi sia naturalmente anche le Autorità che governano quest’industry. In termini numerici, molto sinteticamente, nella slide n. 18 trovate la rappresentazione della nostra crescita all’interno del piano: una capacità installata che da 0,6GW passa a 1,4, incluso lo sviluppo estero, con una crescita del 34% nell’arco di piano ed una presenza all’estero di circa il 20% - il boxino tratteggiato rappresenta Maestrale: abbiamo voluto ancora, forse per l’ultima volta, tenerlo separato da noi - e l’EBITDA che da 130 milioni di euro dovrebbe crescere a circa 300 milioni di euro a fine piano, con Capex di circa 300 milioni di euro nel periodo di riferimento.

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All’estero abbiamo scelto i due paesi indicati nella slide 19: in parte li abbiamo scelti, in parte li abbiamo anche trovati attraverso la relazione con Lukoil, attraverso LUKERG. Si tratta di paesi assolutamente interessanti, sia per la stabilità del regime regolatorio, sia per gli incentivi che garantiscono, sia per i load factors assolutamente interessanti. Sono paesi ben popolati anche dai nostri competitors, quindi c’è anche una ragionevole tranquillità nell’essere presenti in quei paesi sia con LUKERG, ma forse anche senza LUKERG. Comunque con LUKERG noi oggi ci troviamo bene, e vogliamo continuare in quella direzione. I nostri target sono di crescere di 70MW ancora in Romania, di cui 42 - se mi consentite - sono under construction dopo l’annuncio che abbiamo fatto 2-3 giorni fa, arrivando a circa un 5% di quota di mercato. Vogliamo crescere poi in Bulgaria: 30MW - 20 li abbiamo già - con una quota di mercato riferita a LUKERG del 6%. Come vedete nella parte sinistra della slide n. 19, sono paesi che crescono in modo importante come capacità installata, hanno delle indicazioni chiare di percorso di crescita, degli assetti produttivi dell’energia elettrica che consentono questa crescita, e un regime regolatorio che per gli investimenti che si faranno nei prossimi 2-3 anni è sicuramente stabile. Poi è chiaro che - senz’altro già in questi paesi lo stanno discutendo - chi investirà successivamente potrà trovare un ambiente leggermente diverso, è un po’ quello che è successo in Italia in questi anni con l’ultimo decreto, e credo faccia parte della normale evoluzione di questo business. Quindi ci sono delle finestre importanti: noi ci siamo, siamo convinti di poterle cogliere. E magari quando in questi paesi ci sarà la successiva fase regolatoria, noi potremmo essere per quegli anni pronti con un assetto industriale, un know-how industriale, dei costi competitivi anche per un’ulteriore crescita. Questo è quello che abbiamo messo nel piano. Abbiamo già cominciato uno scouting molto importante di altri paesi: sicuramente la Polonia ha caratteristiche molto simili a queste, e quindi senz’altro in Polonia vogliamo andare. La Polonia è al di fuori degli accordi con Lukoil: vedremo come andarci, ma sicuramente noi come ERG ci vogliamo andare. Ci vogliamo andare perché è ventosa, perché il regime regolatorio è stabile, perché è una nazione che forse prima di tante altre nell’Est Europa si è avvicinata all’Europa - io vado ai miei ricordi di quando lavoravo in Indesit, che quasi 7-8 anni fa era già in Polonia - quindi ci interessa molto. Certo questi paesi - un po’ anche come l’Italia - hanno dei temi legati alle connessioni, ma questi paesi si stanno sviluppando e hanno necessità di potenziare i loro sistemi di connessione e di distribuzione dell’energia elettrica; quindi crediamo di essere all’interno di un percorso industriale serio e affrontabile. Ma anche qui la parola d’ordine per noi è “asset di qualità”. Noi abbiamo fatto una grande corsa in questi anni e abbiamo per certi versi recuperato il tempo perso, fatemi fare una battuta. Oggi ci dobbiamo proporre in modo più importante, perché entriamo in un’arena competitiva importante ed europea, e crediamo che questa dimensione industriale e quello che abbiamo imparato questi anni ci consentano di poterlo fare. Nel Power (v. slide n. 20), come ho detto all’inizio, parliamo di impianti nella loro maturità, parliamo di un impianto ERG Power, un turbogas, che produce e vende 2TWh, ad IREN, attraverso un contratto che ne garantisce la redditività - e i risultati che noi abbiamo ottenuto già quest’anno, se li confrontate anche con quelli dei nostri peers, lo dimostrano chiaramente - così come, essendo quell’impianto ubicato in un sito industriale importante, 0,7TWh sono venduti direttamente ai clienti di sito. Quindi circa il 95% della produzione di quell’impianto - che sarebbe un impianto merchant totalmente

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in balia del mercato - sono securizzati nel tempo, con dei contratti che durano 4-5 anni da oggi. Beneficia ancora di un premium price legato all’ubicazione in Sicilia: sappiamo tutti bene che Terna nel 2015 metterà in funzione il collegamento. Vedremo poi l’impatto vero che avrà, nei nostri numeri: lo abbiamo fattorizzato per certi versi, poi vedremo effettivamente quanto sarà questo impatto, ma senz’altro ci sarà. Naturalmente l’efficienza operativa è importante in un impianto che vive la sua fase di maturità. MSD Mercato di Servizi di Dispacciamento, quindi modulazione, disponibilità della macchina, e controllo dei costi. Per quanto riguarda ISAB Energy, sono 4,2TWh venduti direttamente al GSE. La convenzione dura fino al 2020, quindi ci dà una ragionevole tranquillità su un impianto, una società che fra l’altro ha praticamente finito di rimborsare il debito contratto per la sua costituzione, quindi molto libera di poter soddisfare le esigenze finanziarie dei propri azionisti. Ci potrebbe essere un tema legato al costo della CO2, perché naturalmente dal 2013 le regole dovrebbero cambiare. Oggi studiando il mercato della CO2 ci accorgiamo che c’è un lungo enorme, impressionante di diritti di emissione in Europa, dovuto principalmente alla crisi e al calo dei consumi. Oggi la CO2 costa 5-7 euro a tonnellata: noi abbiamo 900 mila tonnellate, quindi stiamo parlando di un rischio al massimo, con i prezzi di oggi, di 5 o 6 milioni di euro, non è una cosa che ci preoccupa particolarmente. E comunque con i nostri sistemi di controllo abbiamo già ben identificato questo elemento, che - se vogliamo - sembra essere l’elemento più critico in quest’ambito, essendo intervenuto da poco il Consiglio di Stato, che ha dato delle indicazioni chiare e di stabilità anche da parte di GSE, sia sui metodi di calcolo del CEC sia sull’efficienza di riferimento e quant’altro. Quindi guardiamo i prossimi anni con una ragionevole serenità e stabilità per quanto riguarda questo impianto. Vi ho accennato il fatto che c’è la possibilità di una early termination entro marzo: la stiamo valutando, ma con la serenità di chi direi non ha fretta, se posso. Quindi direi che su 8 TWh producibili da questi impianti, sicuramente 7 sono venduti a prezzi praticamente garantiti per tutti gli anni a cui si riferisce il piano, e questo è quanto noi vogliamo fare in questo business. Non è un business in cui riteniamo di dover crescere, o di dover investire. Abbiamo questo tempo per gestirlo al meglio e per trovare anche altre soluzioni industriali, o non solamente industriali, per questi impianti. I numeri che arrivano da questa business unit sono presto fatti: a sinistra della slide n. 21 vi ho riportato l’andamento dell’EBITDA. È un’EBITDA che da 300 milioni di euro di quest’anno scende a 200 milioni, però bisogna leggerlo con attenzione: l’abbiamo separato in due colori e, se voi ricordate bene, quest’impianto ha ottenuto degli incentivi one-off all’inizio della sua attività, che da un punto di vista contabile vengono spalmati nel tempo. Valgono circa 70 milioni di euro mediamente all’anno, e la spalmatura contabile finisce chiaramente nel 2015, da cui questo calo formale, contabile dell’EBITDA. Quello che conta è l’EBITDA cash - quello blu - che come vedete rimane sostanzialmente stabile nel tempo: c’è un piccolo calo nel 2014, perché c’è la fermata di ISAB Energy, e naturalmente il calo sconta anche l’entrata in funzione nel 2015 del cavo da parte di Terna che collegherà la Sicilia. Nelle nostre ipotesi di piano abbiamo ipotizzato che il prezzo della Sicilia sia uguale al PUN verso il 2015: molto ragionevole, secondo me anche molto prudente, ma noi siamo prudenti. E a destra di slide n. 21 la generazione di liquidità. Il nostro FFO (Funds from operation): quel piccolo salto nel 2013 è figlio del fatto che nel 2012 c’è stato un piccolo ritardo da parte dell’Autorità nel rimborso di alcuni incentivi, ma niente di particolare, potete leggerlo flat nell’arco di

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piano. Prevediamo Capex per circa 60 milioni di euro, di cui 35 di manutenzione. Ci sono ancora 25 milioni di euro di investimenti da fare per finalizzare alcuni impianti ancillari, acqua demineralizzata e quant’altro, ma per il resto poi andremo in situazione di stabilità di investimento. Nell’R&M, per la rete o comunque TotalErg, vi diamo (v. slide n. 22) delle indicazioni di trend, poiché il piano è in via di finalizzazione (verrà approvato ripeto nel primo trimestre del prossimo anno); ma credo che quello che vi racconterò dovrebbe essere sufficiente per darvi una chiara visione di quale sarà il nostro percorso. La prima cosa su cui vorrei attirare la vostra attenzione è quel grafico centrale: ci dice che l’Italia ha un assetto, o ricorda solo - perché magari lo sapevamo già - che un mercato con volumi così drammaticamente in calo sottolinea in modo ancora più forte che l’Italia ha un assetto distributivo assolutamente diverso da quello degli altri paesi europei, in termini di numero di stazioni di servizio, in termini di erogato medio annuo, milioni di litri medi per anno, e in termini di penetrazione del self-service. Stiamo parlando probabilmente di industry drammaticamente diverse. Sappiamo il perché, sappiamo il come: non guardiamo al passato, dobbiamo guardare al futuro. Noi crediamo che questo - se il trend dei consumi è quello che abbiamo visto: in calo, ed è stato in calo anche nel periodo estivo, malgrado il cosiddetto scontone ENI, che poi è stato amplificato dallo scontone che hanno fatto tutti gli altri - senz’altro è un momento molto difficile per questa industry. E quindi questi consumi in calo potrebbero ulteriormente rafforzare la convinzione in tutti noi che questa industry ha bisogno di un salto di qualità importante. Noi come lo stiamo affrontando? Sicuramente dobbiamo passare attraverso una razionalizzazione della rete: razionalizzare la rete e avere il coraggio di fare una proposta diversa di vendita al consumatore, in termine di mix di formati. Quindi: automazione, maggiore controllo diretto della rete, riduzione dei costi centrali, o comunque di costi fissi e grande attenzione al circolante e al controllo del credito. Sono tutti elementi molto importanti, attraverso i quali bisogna andare con forza e decisione, e che possono portare alla fine ad avere una rete distributiva molto diversa, che dovrà essere probabilmente molto più simile a quelli di altri paesi europei. TotalErg ha però anche un grande vantaggio rispetto al passato: TotalErg sta trasformando la raffineria di Roma, TotalErg non avrà più bisogno di utilizzare o di garantire uno sbocco di prodotti dalla raffineria di Roma, che diventerà un hub d’importazione importante. Quindi TotalErg a mio avviso potrà avere un’ulteriore flessibilità, legata al fatto che è in possesso di - direbbero gli esperti - un corto di prodotto sul territorio, e lo andrà a rifornire attraverso l’importazione, una volta che questo hub sarà finito. TotalErg diventa il più grande importatore di prodotti petroliferi nel Mediterraneo, con credo con 14-15% di quota, e questo le darà a nostro avviso un grande vantaggio (in questo momento in cui ci sono molti lunghi di prodotto, specialmente dall’Asia) che le permetterà di migliorare sicuramente la propria performance in termini genericamente di supply o procurement. E poi magari questo terminale potrà anche essere usato per altri scopi; per il momento comunque noi siamo concentrati - anche per questioni d’impegno di tempo e di risorse - nel portare a termine questo risultato. Tornando alla rete (v. slide n. 23), giusto per darvi un’idea più precisa, oggi noi abbiamo circa 3.200 punti vendita, divisi fra Coco, Codo e Dodo. Dove c’è scritto “co” vuol dire che sono punti vendita della società, “Company owned”; dove c’è scritto “do” vuol dire che sono “deal operated”. Quindi CoDo - quelli azzurrini – sono “Company owned deal operated”, c’è un gestore. Quelli in blu sono del gestore e gestiti

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dal gestore, quelli in grigio sono della società e gestiti dalla società. Bene, questo piano dice innanzitutto - ma credo che questo calcolo possa emergere semplicemente guardando la marginalità di un punto vendita - che probabilmente la nostra rete dovrà essere efficientata anche attraverso una riduzione delle service station, di un 10-15%. Ci dice che dobbiamo rispondere attraverso l’incremento della parte di rete direttamente controllata da noi: oggi per riuscire a rispondere in modo adeguato al mercato, è necessario avere la capacità di controllare direttamente i punti vendita, sia come proposta di marketing, sia come definizione del prezzo di vendita, e quindi l’automazione diventa un elemento fondamentale per fare questo. Quindi rete di proprietà gestita direttamente da noi, e molto più automatizzata del passato. Questo ad oggi ci porta a dire che vogliamo darci come obiettivo di aumentare del 40% il throughput da 1 milione di litri in media all’anno nei nostri punti vendita, almeno questo è quello che vorremo fare, su cui ci stiamo impegnando e per cui abbiamo stanziato nel piano circa 200 (100% TotalERG) milioni di euro di Capex. Tutto ciò dovrebbe portare ad una crescita dell’Ebitda dai circa 90 milioni di euro che è il forecast di quest’anno al doppio? Lascio a voi fare il calcolo: con il CAGR del 23% sui 5 anni, credo che venga il doppio. Principalmente la crescita è sulla rete. Non mi addentro sugli altri settori (lubrificanti, GPL, bitumi) che sono gestiti con efficienza, ma sono molto associati alla ripresa economica. La grande perdita che noi abbiamo avuto quest’anno è stata nella rete: negli altri business abbiamo perso in misura normale, mentre nella rete abbiamo drammaticamente perso, come quasi tutti i nostri competitors, e quindi è lì che vogliamo lavorare di più, ed è da lì che ci aspettiamo una crescita più importante. Infine provando a consolidare il tutto - per fare una sintesi molto rapida di quanto ci siamo detti – vediamo il forecast, descritto nella slide n. 24. Alessandro l’ha anticipato: per quest’anno all’inizio avevamo detto 400 milioni, ma contiamo di fare più di 420, e a fine piano puntiamo a 600 milioni di euro - questo è quanto ci sentiamo di sottolineare - con un investimento nell’arco di piano in termini di Capex di circa 500 milioni di euro, che come vedete saranno assorbiti per il 60% dalle Rinnovabili, per il 12% dal Power e per il 28% dal Refining & Marketing, principalmente per il lavoro che deve fare TotalErg. Per il prossimo anno il nostro breakdown è più o meno simile, e l’indicazione che vi possiamo dare è che abbiamo messo a piano e a budget circa 190 milioni di Capex, di investimenti. Quindi direi che è una crescita forte, basata su un modello stabile, molto meno volatile, e questo ci porta a parlare naturalmente in conclusione della nostra generazione di liquidità. A sinistra della slide n. 25 vi abbiamo rappresentato le nostre fonti e uso della liquidità: abbiamo indicato per completezza l’eventuale opzione sull’ultimo 20% della raffineria. Nell’arco di piano dovremo generare comunque, fra questa opzione e l’operating cash flow, dopo aver dedotto gli interessi e le tasse - quindi un cash flow operativo al netto degli interessi e delle tasse - una somma di denaro che dovrebbe essere all’incirca di 1 miliardo e mezzo di euro. Dove l’andiamo a utilizzare? Il 36% sono le Capex che avete visto prima, il 12% i dividendi, il 9% sono le minorities, i dividendi che dobbiamo riconoscere ai nostri partner - di cui siamo molto fieri di essere soci - e il resto è un deleverage implicito naturalmente. Come vedete la barra blu è ampiamente in grado di far fronte a tutte le esigenze del piano - tasse, interessi, dividendi e sviluppo - e quindi c’è un deleverage concreto, non solo implicito. Nella parte destra della slide n. 25

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vedete in estrema sintesi quello che avverrà. Partiamo dai 900 milioni di euro di debito, che includono circa 100 milioni di euro di derivati, che sono legati agli IRS sui project financing, quindi un debito - se mi consentite a bassa voce visto che, se fossi ancora un docente in università non lo potrei dire - più contabile che finanziario. La crescita del nostro debito è anche per l’arrivo di Maestrale, che porta con sé 130 milioni di euro di derivati; il deleverage implicito che è figlio della parte sinistra di questa chart, perché è implicito? Perché, come vedete dopo, il nostro debito è tutto project financing con scadenze molto lunghe: si paga da solo e ci dovrebbe far atterrare a fine piano ad 1 miliardo e 100 milioni euro di indebitamento. Lì dentro abbiamo mantenuto per convenzione 200 milioni di euro di derivati circa, che sono quelli di Renew più quelli di Maestrale. Direi una posizione decisamente solida, un piano che si autofinanzia anzi già nella liquidità e riduce il debito, con una buona visibilità sulla possibilità di arrivare lì. Naturalmente la nostra politica di dividendi non cambia: abbiamo ipotizzato di avere sempre lo stesso livello di dividendi che prima Alessandro ha fatto vedere, assolutamente sostenibile. Circa la nostra posizione finanziaria netta (v. slide n. 26): nella parte bassa in azzurro chiaro la liquidità che abbiamo a disposizione, il grigio rappresenta il 51% di TotalErg, il blu il project financing e il verde i corporate loans. Come vedete, li andiamo a rimborsare nei prossimi due anni, fra quest’anno e il prossimo anno andremo a rimborsare praticamente tutti i debiti a livello corporate e non ne avremo più; sono debiti contratti all’inizio di questo percorso di diversificazione, che hanno degli spread molto interessanti che però non ci fanno rinnovare e quindi li andiamo a rimborsare. Questo cosa significa? Che il gruppo alla fine del 2015 avrà un indebitamento netto di 1 miliardo e 100 milioni di euro, totalmente non recourse, e una buona liquidità. Lascio a voi calcolare la proporzione ancora disponibile per poter crescere, con un rapporto debito/Ebitda di 2: decisamente molto basso, se considerate che quel debito è principalmente un debito project financing, quindi su business infrastrutturali che possono ottenere tranquillamente una leva. Qui vado ai miei ricordi in Autostrade, dove il rapporto era ben superiore a 4, se non 5. Conseguentemente, la cosa bella e importante da dire è non abbiamo nessun refinancing risk: il piano si autofinanzia e abbiamo senz’altro liquidità per accelerare la nostra crescita, attraverso il mantenimento di una disciplina finanziaria che ci ha caratterizzato in questi anni e che vogliamo assolutamente continuare ad avere. Questa ci impone grande rigidità, grande attenzione, ma ci consente anche di ottenere buoni risultati, questo lo lascio naturalmente valutare a voi. Le nostre Capex (v. slide n. 27), le investiremo e vogliamo investire solo con un equity IRR superiore al 13% on average. La nostra politica dei dividendi è sicuramente stabile nel tempo, e la nostra disciplina finanziaria credo ci possa permettere di dire quanto meno che potremmo permetterci un rapporto debito/Ebitda di almeno 3 volte: questo significa, vuoto per pieno aggiungendo un po’ di Ebitda da qualche acquisizione, che potremo permetterci di raddoppiare il nostro indebitamento, arrivare a quasi 2 miliardi di euro, è ancora in una situazione di grande stabilità. Quindi questo gruppo credo stia presentando un piano molto solido, che si autofinanzia, ma che dà anche la possibilità di fare anche altre cose, che oggi non abbiamo incluso direttamente in questo piano, e che vi verremo a raccontare nel momento in cui saremo stati capaci di farle, com’è successo negli ultimi mesi.

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In conclusione quindi (v. slide n. 28) un Ebitda con una volatilità molto, molto più ridotta rispetto al passato, e un piano che si sostiene finanziariamente da solo, senza aver bisogno di aiuti esterni. Nelle Rinnovabili abbiamo un asset base più ampia e di alta qualità, e questa è la base per continuare a crescere. Nel Power puntiamo ancora sull’ottimizzazione operativa, sull’efficienza, per impianti nella fase matura del loro ciclo di vita, e che ci consentono una forte generazione di liquidità. Nel Refining & Marketing vogliamo essere proattivi: abbiamo identificato un piano di miglioramento, di upgrading, di revamping della rete, chiamatelo come volete, che ha una certa velocità. La velocità può accelerare, noi siamo in grado di cogliere queste accelerazioni, però oggi è difficile identificarle per due ordini di motivi: bisogna capire fino in fondo quanto è cambiato l’atteggiamento del consumatore che - stando ai risultati anche di questi ultimi mesi - è ancora molto penalizzante in termini di consumi, e bisogna anche capire la reazione del sistema inteso come organizzazione di riferimento, gli operatori. Come sapete ci sono tavoli aperti per discutere di questa rete che non è più efficiente, ed è giusto che sia così, quindi noi abbiamo identificato un percorso che vogliamo portare avanti, ma potrebbe essere accelerato o ulteriormente rafforzato. Bisogna avere flessibilità e anche sangue freddo, per non fare passi in avanti troppo azzardati; senz’altro abbiamo un balance sheet molto forte, con generazione di liquidità che ci consente di crescere. I più appassionati di finanza - avendo fatto il CFO per 10 anni non posso certo esimermi dal dirlo - forse arricceranno un po’ il naso nel vedere quella liquidità: ricordo a tutti voi che stiamo all’interno di un percorso estremamente critico per le istituzioni finanziarie, in cui avere la liquidità in casa per poter crescere diventerà sempre più importante. L’accesso al credito è sempre più difficile ed è cruciale avere quanto meno una base di liquidità per iniziare gli investimenti, specialmente gli investimenti infrastrutturali, quali possono essere quelle delle Rinnovabili. Quindi c’è un valore ad avere quella liquidità, che comunque non è neanche remunerata tanto male, laddove l’abbiamo depositata. Quindi ci aspettiamo di crescere ulteriormente nelle Rinnovabili, attraverso una diversificazione geografica e anche tecnologica, mentre nell’Oil - in particolare nel Marketing - vogliamo migliorare la nostra posizione, migliorare la nostra qualità. La situazione che si sta creando in Italia potrebbe anche aprire qualche opzione di consolidamento, però credo che in questo momento sia leggermente prematuro parlarne. Sicuramente noi ci siamo. Grazie per la vostra attenzione, siamo ora a disposizione per qualche domanda, grazie.

Questions & Answers Evgenii Utkin: Mi sembra che anche il mercato ha preso molto bene il vostro piano, quindi il titolo è salito, per cui volevo chiedere una cosa: non lo avete detto esplicitamente, però ci sembra si capisca dal piano che comunque volete fare quella PUT da Lukoil cedendo loro l’ultimo 20% di Priolo. C’è la possibilità che loro non vorranno comprare, o voi non vorrete vendere? Poi, avete detto che avete sinergie con Lukoil per i due paesi che avete nominato: avete piani di Rinnovabili anche in Russia, sfruttando ancora di più lì il vantaggio della partnership con Lukoil? E infine: proprio sulle stazioni di servizio, volete

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ridurre quel 10% di stazione di servizio, praticamente cercando di vendere da proprietari a voi, o chiudere quelle che non danno tanto profitto? Anche in questo caso, volete venderne alcune a Lukoil, perché anche loro stanno almeno guardando sul mercato se prendere qualche stazione. Basta, anche se ne avrei altre dieci. L. Bettonte: Per quanto riguarda l’opzione, come sapete l’anno scorso abbiamo ridisegnato il contratto e oggi è previsto che non parliamo di opzione con Lukoil: è tutto molto ben chiaro, e fino ad ottobre del prossimo anno noi abbiamo la nostra quota del 20%, i rapporti con loro sono ottimi, non vedo problemi particolari. Se ci fossero stati dei problemi, a mio avviso li avremmo avuti ben prima, anche grazie ai rapporti che abbiamo sviluppato con loro nell’Est Europa. Circa l’Est Europa, vogliamo crescere con loro: andare in Russia credo sia prematuro. Ne abbiamo anche parlato con Lukoil: loro stanno facendo le loro considerazioni, però a mio avviso è un paese non ancora pronto per uno sviluppo importante di questa tecnologia. Sono ancora molto orientati sulle fonti tradizionali, hanno tantissimo gas, e per questo credo che sia prematuro. Senz’altro è un vantaggio essere con Lukoil e poterne parlare con loro. Circa invece i punti vendita, no, non abbiamo ipotizzato cessioni particolari o un grande blocco: lì è un percorso di efficientamento nell’arco di piano. Ci sono punti vendita che non saranno sostenibili, a prescindere da quello che noi possiamo fare: ormai è l’algebra che ci dice che i gestori chiaramente sono in difficoltà, lo stanno dimostrando, e ci auguriamo che si possa trovare una soluzione a livello di sistema, che sarebbe la più indolore e la più rispettosa nei confronti di tutto. Quindi non abbiamo intenzione di fare cessioni importanti e non stiamo parlando con Lukoil di questo. E. Utkin: Infatti anche analisti hanno detto che comunque in Italia le stazioni di servizio sono troppe e producono margini troppi bassi, e quindi in realtà non fate peggio di altri. Matteo Bonizzoni (Cheuvreux): Avrei alcune domande, una sulla politica di dividendo: facendo i conti sui vostri target di piano, dovreste generare - al di là dell’esercizio della put sulla raffinazione - circa 130-140 milioni di free cash flow prima dei dividendi, e distribuire circa 60 milioni di dividendi all’anno, se manterrete 0,40 euro per azione per tutti i tre anni. Mi domando se, soprattutto verso il termine del piano visto la struttura finanziaria piuttosto solida, non ci sia spazio per incrementare eventualmente questi 0,4 euro per azione. La seconda domanda è sul target di Ebitda, che avete al 2013 sopra i 500 milioni. Partendo dai 420 del 2012 avremo 120 milioni dal consolidamento di Maestrale, assumendo tutto l’anno ovviamente: volevo capire se potevate qualificare meglio questa guidance di sopra 500 milioni? Terza domanda, volevo capire che cosa implica in termini di sinergie il piano, sia sulle Rinnovabili post-Maestrale sia di sinergie addizionali su TotalErg. E poi se potevate darci un aggiornamento sull’entrata in funzione del cavo in Sicilia: voi avete già dato un target di Ebitda di 600 milioni, che include l’azzeramento del premio zonale al 2015. È possibile che il cavo possa entrare in funzione dopo? Si è letto infatti sulla stampa che potrebbero esserci dei ritardi su questa cosa. E ultima domanda, sul CIP6: quanto potrebbe essere l’incasso post-tasse?

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L. Bettonte: Allora sul dividendo credo che non ci sia migliore occasione per passare il microfono anche ad un’azionista. A. Garrone: Beh sul dividendo, i Suoi calcoli sono giusti: in effetti se poi a fine piano il debito si riduce vuol dire che generiamo più cassa di quella che utilizziamo, come diceva proprio Luca, per pagare interessi, tasse, investimenti e dividendi. Però credo che già il poter affermare che manteniamo una politica costante dei dividendi sia per l’azionista una cosa di estrema soddisfazione. La nostra missione non è distribuire i dividendi straordinari: credo che un 6% di rendimento come dividendi sia già più che soddisfacente. La nostra missione è quella di investire la cassa disponibile: questo sarà il primo obiettivo da qua al 2015. Già abbiamo detto che investiamo 500 milioni, ma abbiamo anche detto che nei nostri settori di crescita cerchiamo ulteriori opportunità, quindi la prima missione è quella. Non parlo come azionista, ma come parte del team management: se arriveremo a distribuire dividendi straordinari a fine piano, vuol dire che abbiamo mancato un pezzo della nostra missione. L. Bettonte: In termini di Ebitda comunque la nostra indicazione è come sempre prudente: il breakdown sul 2013 lo vedete. Ci aspettiamo una crescita delle Rinnovabili, principalmente da Maestrale. Per le rinnovabili il 2012 è stato un anno molto positivo, molto ventoso: diciamo che nei nostri numeri ci siamo presi qualche piccola prudenza. Vi è poi anche una crescita contenuta nel Power, questo perché gli scenari dello spark spread che noi vediamo davanti a noi sono sicuramente non particolarmente positivi. E poi vi è il percorso di TotalErg, sul quale stiamo ancora riflettendo ma che senz’altro rifletterà una crescita rispetto a quello che abbiamo visto quest’anno. D’altra parte può essere anche banale sottolineare come il 2012 probabilmente sia stato l’anno orribile per quanto concerne la performance di TotalErg sulla rete. Circa le sinergie su TotalErg, abbiamo identificato e abbiamo già raggiunto quei 40 milioni dalla fusione fra le due società che l’hanno costituita. Guardare al futuro oggi, anche in pending dell’approvazione del piano, posso dire che senz’altro questa rimodulazione della rete implicherà qualche costo in più (dal momento in cui porteremo a casa una gestione più diretta della rete) ma anche qualche costo in meno, perché ad esempio sulla logistica secondaria sicuramente questo ci darà dei vantaggi. Senz’altro dovremo anche fare efficienza operativa in termini generali, fluidificando i nostri flussi e i nostri processi. Direi che, come vi ho anticipato, il trend che vi abbiamo comunicato circa una crescita importante della redditività di TotalErg nell’arco di piano sia stata ragionevolmente e sufficientemente descritta. Per quanto riguarda il CIP6, ci sono delle formule specifiche che sono da ritrovare nei decreti iniziali che hanno dato la possibilità di andare ad estinguere anticipatamente la convenzione. In questo senso direi che la cifra grosso modo dovrebbe essere fra i 500 e i 550 milioni di euro. Circa il cavo della Sicilia, se posso fare una battuta – e prendetela come tale - più tardi è meglio è, per noi sicuramente. Non ho una risposta diversa da quella che ho detto inizialmente: sarebbe irriverente, la domanda dovrebbe essere fatta a Terna. Io credo che Terna sia una società seria, capace e oggi noi non ci sentiamo di modificare le nostre previsioni al 2015.

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Domenico Ghilotti (Equita): Prima si parlava di sinergie anche sulla parte rinnovabile: possiamo tornare su quel tema? Poi volevo capire all’interno del piano quanto dei target di Ebitda e Capex in particolare sul rinnovabile è legato a progetti non ancora individuati, quindi di fatto a opzioni di M&A o di progetti Green Field, che però non sono ancora stati identificati. Volevo capire poi sul Marketing su che scenario avete lavorato in termini di volumi: capisco che sul 2013 di fatto siete prudenti, e volevo capire se sull’arco di piano avete ipotizzato un recupero di volumi, per il mercato non tanto vostri. L. Bettonte: Le rispondo sinteticamente sulle sinergie di Maestrale: direi che, una volta effettuata l’integrazione, possiamo parlare di circa 10 milioni di euro di sinergie in termini di Ebitda. Circa invece le Capex a piano, le Capex per le Rinnovabili sono direi al 90% associate a progetti già identificati: dobbiamo ancora identificare bene circa una quarantina di MW grosso modo verso la fine di piano, verso quindi il 2014-2015, in particolare chiaramente in Italia. Consentitecelo, considerando che dobbiamo fare anche noi esperienza, con riferimento all’applicazione delle aste; però direi che è quasi tutto ben identificato, e comunque una quarantina di MW su 4 anni - visto quello che siamo riusciti a fare - credo che sia un rischio assolutamente ragionevole. Infine, con riferimento agli scenari del consumo di prodotti petroliferi in Italia, noi li consideriamo sostanzialmente flat: possiamo ipotizzare forse un piccolo recupero nel 2015, ma direi che stiamo ipotizzando un mercato assolutamente flat con riferimento ai consumi di quest’anno. D. Ghilotti (Equita): Un chiarimento sul potenziale indennizzo sul CIP6: 500-550 milioni è già il cash-in post-tasse? L. Bettonte: No, direi che è pre-tax. Roberto Ranieri (Banca IMI): Tre domande per favore. La prima: tornando sul debito, che va da 900 mn a 1,1 miliardi di euro con forte generazione di cassa, mi chiedo se c’è un trend del capitale circolante che penalizza l’andamento del debito. La seconda: sulla Wind Power avete citato i vostri rapporti con Vestas. Come state gestendo la supply chain per gli investimenti forti di sviluppo della capacità Wind Power? Questi rapporti con Vestas vi portano ad efficientamento di costo di sviluppo quindi di Capex, e quindi qual è il capex per MW per la crescita organica? La terza domanda riguarda la parte ISAB Energy, sempre Power quindi: ci potete dare qualche chiarimento su questo, se - con la vostra uscita completa da refining - ci sono dei contratti di acquisto della materia prima per ISAB Energy (stiamo parlando di asfalto) che possono cambiare, o se comunque rimangono quelli fino al 2020, che è la scadenza del contratto CIP6 con il GSE? Grazie mille. L. Bettonte: Allora sul capitale circolante direi che non abbiamo particolari criticità, nel senso che il capitale circolante crescerà con la crescita della produzione di energia elettrica e delle Rinnovabili. Senz’altro il capitale circolante più importante l’abbiamo investito, tra virgolette, nella rete; lì senz’altro dobbiamo lavorare per migliorarlo, ma da questo punto

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di vista non ci sono cose particolari che penalizzino chiaramente il debito. Circa invece il rapporto con Vestas, senz’altro ci attendiamo - e già ci stiamo lavorando, ma non vorrei che questo fosse un messaggio per Vestas - dicevo senz’altro ci attendiamo da Vestas un ulteriore sviluppo della nostra collaborazione, e quindi degli ottimi contratti che oggi noi abbiamo in Italia con loro, sia in termini di O&M sia in termini di fornitura, per poter estendere questo modello anche ad altri paesi dove - se presi su una stand alone basis - a volte può essere un po’ più difficile. Mentre con riferimento ad ISAB Energy, bisogna andare alla storia della società per rispondere alla Sua domanda. La società è nata più di 20 anni fa, e quando è stata costruita c’era un project financing decisamente importante e poi rifinanziato; quel project financing chiaramente è stato erogato sulla base di contratti estremamente solidi fra la raffineria ISAB e ISAB Energy. Quindi esiste un contratto per cui ISAB Energy si rifornisce dalla raffineria; ci sono degli obblighi reciproci da parte delle due società che - mi conceda l’affermazione forte - difficilmente possono essere modificati, se non per mutua volontà delle parti. Quindi non mi attendo modifiche contrattuali da questo punto di vista. Certo è banale dirlo, nel momento in cui noi dovessimo uscire completamente da ISAB e avere solamente ISAB Energy, il rapporto è un rapporto di fornitura fra due soggetti terzi, e fra due soggetti terzi si discute sempre tranquillamente per migliorare la situazione. Ma di fatto la base è molto solida, sia dal nostro punto di vista ma anche - e se posso soprattutto – dal punto di vista della raffineria, perché la raffineria ha sicuramente grande interesse industriale a poter fornire il proprio feedstock ad ISAB Energy. R. Ranieri (Banca IMI): Grazie mille, posso fare una domanda di follow up sul capex medio di sviluppo della crescita organica, se si può avere un numeroW L. Bettonte: Per quanto riguarda il capex medio, capisco le Sue esigenze: è difficile dare un’indicazione precisa, perché dipende dai mercati, dai prodotti, dalla ventosità, dagli accordi. Direi che la cosa più importante è sottolineare che noi vogliamo investire con IRR superiore al 13%. Se andiamo a vedere poi le acquisizioni che abbiamo fatto, allora abbiamo pagato un capex medio un po’ più alto per gli impianti di IVPC, ma con una ventosità elevatissima che oggi sta dando redditività. Ma credo le leggete nei numeri ogni 3 mesi: abbiamo pagato 1.350 ad esempio per l’acquisizione di Maestrale, anche se non è solo capex: anche qui alta ventosità, e durata degli incentivi ancora molto lunga. Abbiamo pagato 1,6 in Romania, parliamo di 2.400 ore di ventosità, quindi è un po’ figlio degli accordi e quant’altro. Dare un dato medio è abbastanza difficile; sicuramente ci stiamo molto attenti, ecco. R. Ranieri (Banca IMI): Grazie mille. Vittorio Olivati (Staffetta Quotidiana): In questi 4 anni si sono succeduti tre governi con 3 indirizzi politici ed economici diversi: è possibile sapere il vostro punto di vista su cosa hanno fatto di buono questi governi, cosa hanno fatto di male. E supponiamo che ci sia qualcuno che con molta umiltà vuole scrivere un programma politico nuovo, e vi chiede dei consigli: che cosa gli consigliereste?

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L. Bettonte: Ma guardi dobbiamo prendere un aereo fra un’oretta, credo che sarà difficile poter rispondere. Se me lo consente, io non mi avventurerei in questo campo: dico solo che oggi noi siamo un operatore industriale. ERG è da 70 anni un operatore industriale primario in questo paese: lo è stato in una certa industry, oggi lo è in un’altra. Noi siamo senz’altro a disposizione di chiunque voglia parlar con noi, per dare dei consigli e mettere a disposizione del paese il nostro know-how, la nostra capacità e la nostra serietà. Siamo assolutamente fiduciosi che l’Italia sia un paese che uscirà dalla crisi, e uscirà bene; e credo che gli investimenti che stiamo facendo lo dimostrino, e guardiamo con serenità al futuro, questo è quanto mi sento di dire. A. Garrone: Sì, aggiungo che avete visto nei nostri quattro anni quello che abbiamo fatto noi, indipendentemente dai governi: è stato ricercare e ottenere stabilità e chiarezza nei nostri business, credo che quello che ci aspettiamo dai governi è stabilità e chiarezza. Roberto Letizia (Equita SIM): La prima domanda riguarda il debito. È stato citato da voi: le difficoltà nell’ottenere i project finance sono ormai risapute anche a livello internazionale, e l’accesso al debito è sempre più complesso. Mi chiedevo invece se potreste avventurarvi nelle emissioni di corporate bond, che abbiamo visto avere ultimamente un mercato abbastanza liquido, e alcune utilities - anche con difficoltà di debito molto grosse - sono riuscite a piazzare corporate bond a ritorni non particolarmente elevati. Quindi mi chiedo se è un canale che verificherete nei prossimi anni. Poi so che avete appena acquisito gli impianti in Germania, però non mi è chiaro se gli asset acquisiti facevano parte di un pacchetto complessivo o se i MW acquisiti in Germania sono effettivamente “core”, perché è un mercato maturo, e quindi non mi spiego l’entrata in un paese maturo se poi non c’è una strategia vera e propria associata. Mi chiedevo quindi se invece, solo ed esclusivamente per gli asset tedeschi, non fosse ipotizzabile una cessione: c’è molta domanda che possiamo riportare anche personalmente, di clienti che sono interessati ad asset tedeschi, quindi c’è un mercato per questi asset. Mi chiedo se può essere possibile un efficientamento della gestione degli asset stessi. E poi un’ultima battuta sul dividendo: io faccio parte di quei, diciamo tra virgolette, esperti di finanza che storcono il naso a vedere la liquidità, quindi mi chiedo se ci sono dei constraint sui project finance in termini di richiesta di liquidità che dovete mantenere nella società - più che volete mantenere nella società - e quindi se la decisione di non pagare un payout (e, mi scusi, ma dovrebbe essere la politica corretta, non quella del dividend yield, quindi fissare un payout che cresce anche con l’utile), quindi ecco, se c’è un constraint sulla cassa dei project finance oppure no, grazie. L. Bettonte: Allora, con riferimento alla struttura finanziaria non stiamo ipotizzando di effettuare emissione di corporate bond, quanto meno in questo momento non è allo studio. Circa gli asset tedeschi, sono un po’ come gli asset francesi: dipende dal paese in cui ci si trova. Senz’altro la crescita per noi è nell’Est Europa, sicuramente sono asset buoni, sia quelli francesi che quelli tedeschi. Sappiamo che c’è domanda, da questo punto di vista c’è anche molta domanda in Francia, quindi senz’altro noi con grande laicità

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analizziamo tutte le opzioni; oggi siamo più orientati a mantenere il nostro portafoglio e a crescere nei vari paesi, in particolare appunto nei Balcani. Crescere in Germania o vendere in Germania, crescere in Francia o vendere in Francia è un tema particolare in questo momento, perché a mio avviso in quei paesi l’industry è andata già oltre a dove è in Italia, per cui stiamo parlando di asset infrastrutturali, che vengono acquistati probabilmente da investitori con dei ritorni anche più bassi rispetto a quelli che un investitore industriale potrebbe avere. Quindi direi che per il momento rimangono dove sono; questo non preclude il fatto che possiamo ottimizzare la generazione di valore anche considerando opzioni diverse. R. Letizia (Equita SIM): Mi scusi, solo un follow up su questo, anche perché, considerando i rendimenti decrescenti dai cambi nelle politiche degli incentivi, se non c’è una strategia di espansione che di fatto crea degli efficientamenti e matcha la possibile riduzione dei rendimenti dagli incentivi è inefficiente rimanere in quel paese, se c’è un mercato pronto all’acquisto a questi rendimenti. L. Bettonte: È un’osservazione corretta, è quello che ad esempio i grandi operatori industriali che stanno nella parte alta della classifica europea hanno già fatto; noi ci siamo appena affacciati, ma senz’altro affronteremo questi temi anche attraverso queste considerazioni. Circa la distribuzione del dividendo, in termini di financing non abbiamo nessun tipo di constraint nella gestione della liquidità; i nostri project financing sono associati chiaramente agli asset che li supportano, relativamente alle società che hanno gli asset, ad essi fanno riferimento i project financing quindi tutto nasce e viene gestito all’interno di quelle società. Per il resto noi abbiamo chiaramente la liquidità disponibile, sicuramente ci potrebbe essere spazio per un dividendo più alto; dal mio punto di vista direi che ci auguriamo di poterlo distribuire, ma non attraverso l’uso diretto della liquidità, bensì attraverso una generazione ulteriore di liquidità. Questa è un po’ anche per certi versi la sfida che sta nel nostro piano: come ha detto prima Alessandro, a noi le cose piace prima farle e poi raccontarle. Bene a questo punto mi sembra che non ci siano domande ulteriori. Da parte mia grazie davvero di essere venuti anche a ridosso delle festività, e auguro a tutti un Buon Natale e un buon 2013.