EARNINGS PRESENTATION

F i r s t Q u a r t e r 2023

Legal disclaimer

This presentation contains forward-looking statements within the meaning of the U.S. Private Securities Litigation Reform Act of 1995. We intend such forward-looking statements to be covered by the safe harbor provisions for forward-looking statements as contained in Section 27A of the Securities Act of 1933, as amended, and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934, as amended (the "Exchange Act"). All statements contained in this presentation other than statements of historical fact, including, without limitation, statements regarding the Company's business strategy and plans, capabilities of the Company's project portfolio and achievement of operational objectives, market opportunity and potential growth, discussions with commercial counterparties and financing sources, progress of Company projects, including anticipated timing of related approvals, the Company's future financial results, expected impact from various regulatory developments, including the IRA, and Revenue, EBITDA, Adjusted EBITDA and proceeds from sale of electricity guidance, the expected timing of completion of our ongoing projects, and the Company's anticipated cash requirements and financing plans, are forward-looking statements. The words "may," "might," "will," "could," "would," "should," "expect," "plan," "anticipate," "intend," "target," "seek," "believe," "estimate," "predict," "potential," "continue," "contemplate," "possible," "forecasts," "aims" or the negative of these terms and similar expressions are intended to identify forward-looking statements, though not all forward-looking statements use these words or expressions.

These statements are neither promises nor guarantees, but involve known and unknown risks, uncertainties and other important factors that may cause our actual results, performance or achievements to be materially different from any future results, performance or achievements expressed or implied by the forward-looking statements, including, but not limited to, the following: our ability to site suitable land for, and otherwise source, renewable energy projects and to successfully develop and convert them into Operational Projects; availability of, and access to, interconnection facilities and transmission systems; our ability to obtain and maintain governmental and other regulatory approvals and permits, including environmental approvals and permits; construction delays, operational delays and supply chain disruptions leading to increased cost of materials required for the construction of our projects, as well as cost overruns and delays related to disputes with contractors; our suppliers' ability and willingness to perform both existing and future obligations; competition from traditional and renewable energy companies in developing renewable energy projects; potential slowed demand for renewable energy projects and our ability to enter into new offtake contracts on acceptable terms and prices as current offtake contracts expire; offtakers' ability to terminate contracts or seek other remedies resulting from failure of our projects to meet development, operational or performance benchmarks; various technical and operational challenges leading to unplanned outages, reduced output, interconnection or termination issues; the dependence of our production and revenue on suitable meteorological and environmental conditions, and our ability to accurately predict such conditions; our ability to enforce warranties provided by our counterparties in the event that our projects do not perform as expected; government curtailment, energy price caps and other government actions that restrict or reduce the profitability of renewable energy production; electricity price volatility, unusual weather conditions (including the effects of climate change, could adversely affect wind and solar conditions), catastrophic weather-related or other damage to facilities, unscheduled generation outages, maintenance or repairs, unanticipated changes to availability due to higher demand, shortages, transportation problems or other developments, environmental incidents, or electric transmission system constraints and the possibility that we may not have adequate insurance to cover losses as a result of such hazards; our dependence on certain operational projects for a substantial portion of our cash flows; our ability to continue to grow our portfolio of projects through successful acquisitions; changes and advances in technology that impair or eliminate the competitive advantage of our projects or upsets the expectations underlying investments in our technologies; our ability to effectively anticipate and manage cost inflation, interest rate risk, currency exchange fluctuations and other macroeconomic conditions that impact our business; our ability to retain and attract key personnel; our ability to manage legal and regulatory compliance and litigation risk across our global corporate structure; our ability to protect our business from, and manage the impact of, cyber-attacks, disruptions and security incidents, as well as acts of terrorism or war; changes to existing renewable energy industry policies and regulations that present technical, regulatory and economic barriers to renewable energy projects; the reduction, elimination or expiration of government incentives for, or regulations mandating the use of, renewable energy; our ability to effectively manage our supply chain and comply with applicable regulations with respect to international trade relations, tariffs, sanctions, export controls and anti-bribery and anticorruption laws; our ability to effectively comply with Environmental Health and Safety and other laws and regulations and receive and maintain all necessary licenses, permits and authorizations; our performance of various obligations under the terms of our indebtedness (and the indebtedness of our subsidiaries that we guarantee) and our ability to continue to secure project financing on attractive terms for our projects; limitations on our management rights and operational flexibility due to our use of tax equity arrangements; potential claims

and disagreements with partners, investors and other counterparties that could reduce our right to cash flows generated by our projects; our ability to comply with tax laws of various jurisdictions in which we currently operate as well as the tax laws in jurisdictions in which we intend to operate in the future; the unknown effect of the dual listing of our ordinary shares on the price of our ordinary shares; various risks related to our incorporation and location in Israel; the costs and requirements of being a public company, including the diversion of management's attention with respect to such requirements; certain provisions in our Articles of Association and certain applicable regulations that may delay or prevent a change of control; and; and the other risk factors set forth in the section titled "Risk factors" in our Annual Report on Form 20-F for the fiscal year ended December 31, 2022 filed with the Securities and Exchange Commission (the "SEC") and our other documents filed with or furnished to the SEC.

These statements reflect management's current expectations regarding future events and operating performance and speak only as of the date of this presentation. You should not put undue reliance on any forward-looking statements. Although we believe that the expectations reflected in the forward-looking statements are reasonable, we cannot guarantee that future results, levels of activity, performance and events and circumstances reflected in the forward-looking statements will be achieved or will occur. Except as required by applicable law, we undertake no obligation to update or revise publicly any forward-looking statements, whether as a result of new information, future events or otherwise, after the date on which the statements are made or to reflect the occurrence of unanticipated events.

Non-IFRS Financial Metrics

This presentation presents Adjusted EBITDA, a non-IFRS financial metric, which is provided as a complement to the results provided in accordance with the International Financial Reporting Standards as issued by the International Accounting Standards Board ("IFRS"). A reconciliation between Adjusted EBITDA and Net Income, its most directly comparable IFRS financial measure, is contained in the tables below. The Company is unable to provide a reconciliation of Adjusted EBITDA to Net Income on a forward-looking basis without unreasonable effort because items that impact this IFRS financial measure are not within the Company's control and/or cannot be reasonably predicted. These items may include, but are not limited to, forward-looking depreciation and amortization, share based compensation, U.S. acquisition expense, other income, finance income, finance expenses, share of losses of equity accounted investees and taxes on income. Such information may have a significant, and potentially unpredictable, impact on the Company's future financial results.

Unless otherwise indicated, information contained in this presentation concerning the industry, competitive position and the markets in which the Company operates is based on information from independent industry and research organizations, other third- party sources and management estimates. Management estimates are derived from publicly available information released by independent industry analysts and other third-party sources, as well as data from the Company's internal research, and are based on assumptions made by the Company upon reviewing such data, and the Company's experience in, and knowledge of, such industry and markets, which the Company believes to be reasonable. In addition, projections, assumptions and estimates of the future performance of the industry in which the Company operates and the Company's future performance are necessarily subject to uncertainty and risk due to a variety of factors, including those described above. These and other factors could cause results to differ materially from those expressed in the estimates made by independent parties and by the Company. Industry publications, research, surveys and studies generally state that the information they contain has been obtained from sources believed to be reliable, but that the accuracy and completeness of such information is not guaranteed. Forecasts and other forward-looking information obtained from these sources are subject to the same qualifications and uncertainties as the other forward-looking statements in this presentation.

The trademarks included herein are the property of the owners thereof and are used for reference purposes only. Such use should not be construed as an endorsement of the products or services of the Company or the proposed offering.

The Company is an "emerging growth company" within the meaning of the Jumpstart Our Business Startups Act.

Enlight at a glance

Next generation global renewable energy platform

¹2017-2022; ²Mature projects include projects that are operational, under construction, in pre-construction (meaning, that they are expected to commence construction within 12 months of May 11, 2023 (the "Approval Date")) or have a signed PPA.

Strong quarter with focus on execution and returns

Record Q1 Results

\$71m

Revenues 103% YoY growth

\$54m

Adjusted EBITDA¹ 118% YoY growth

\$33m Net Income 275% YoY growth

Delivering on execution

Growth in Mature Projects by 800 MWh, comprised of two stand-alone storage projects
2023 projects: 427 MW / 155 MWh expected to COD; Solar & Storage 1 brought forward to 2023
2024 projects: significant progress on Atrisco and Gecama Solar. Advanced negotiations with leading financial institutions for \$800m construction facility, \$380m of back leverage and \$450m of tax equity for Project Atrisco. Financial close on pace for the end of Q2 2023
2025 projects: Additional 475 MW contracted for Co Bar complex. 1 GW in total now contracted

Focusing on project returns

Amendment of 480 MW of signed PPAs at an average price increase of 30%
At least 25% of U.S. portfolio (3.7 GW) estimated to benefit from energy zone adder under the IRA

Enhanced financing capabilities expected post IPO: creating the autonomous machine

Sufficient equity capital to complete Mature Projects utilizing existing resources
Ability to finance 1.5 GW of growth per year 2026+ without requiring equity

Record quarterly results and rapid growth

Growth driven by new operational projects

Expected growth to continue apace in the coming years

Operational capacity on track to triple to 4.5 GW and 3.5 GWh by the end of 2025

Atrisco – continuing to focus on execution and returns

Significant progress on financing; additional upside potential

Location	New Mexico, USA
Technology	Solar
Generation capacity	360 MW
Storage capacity	1,200 MWh
Expected COD	H1 2024
PPA counterparty	PNM Resources
PPA term	20 years; solar & storage

Development complete
Advanced negotiations with leading financial institutions to provide a \$800m construction facility
Financial close on pace for the end of the second quarter
Project brings development potential for an additional 1 GW
Potential to benefit from IRA: PTC and possibly domestic content

¹Construction costs assume Atrisco's receipt of certain ITC and PTC credits under the IRA and are net of the estimated value of these credits. For solar, PTC is assumed, based on the project's expected production and a yearly CPI indexation of 2%, discounted by 7% to COD. For storage, ITC is assumed at 40% due to the anticipated domestic content adder. The net cost does not reflect the full tax equity investment, only the estimated value of the tax credits ²EBITDA is a non-IFRS financial measure. The Company is unable to provide a reconciliation of EBITDA to Net Income on a forward-looking basis without unreasonable effort because items that impact this IFRS financial measure are not within the Company's control and/or cannot be reasonably predicted

Co Bar Cluster – continuing to focus on execution and returns

Incremental 475 MW contracted in the quarter; 1 GW of cluster now with signed PPAs

Arizona, USA
Solar
1.2 GW
824 MWh; additional potential for 3.2 GWh
2025
Various Arizona utilities
20 years; solar & storage

New PPA signed of 475 MW with local utility
1 GW contracted; remaining 200 MW in negotiations, in addition to 824 MWh of storage
Primary land control and permitting in place
Advanced interconnection on schedule
Potential for additional 3.2 GWh of storage in future

¹Construction costs assume Co Bar's receipt of certain ITC and PTC credits under the IRA and are net of the estimated value of these credits. For solar, PTC is assumed, based on the project's expected production and a yearly CPI indexation of 2%, discounted by 7% to COD. For storage, ITC is assumed at 30%. The net cost does not reflect the full tax equity investment, only the estimated value of the tax credits ²EBITDA is a non-IFRS financial measure. The Company is unable to provide a reconciliation of EBITDA to Net Income on a forward-looking basis without unreasonable effort because items that impact this IFRS financial measure are not within the Company's control and/or cannot be reasonably predicted

U.S portfolio expected to benefit from energy community adders

Energy communities to benefit from 10% tax credit adder on PTC and ITC

Project Classification (MW)	Potential Qualification Under Closed Coal Mine	Potential Qualification Under Both Fossil Fuel & Current Unemployment Figures	Total Potential Qualification
Mature Projects	256	-	256
Advanced Development	1,320	375	1,695
Development	1,058	670	1,728
Total	2,634	1,045	3,679
% of Total Portfolio	17%	7%	25%

25% of U.S. Portfolio Expected to Qualify as Energy Community

Western U.S. filled with energy zones¹ given reliance on fossil fuels and coal – unique advantage of our portfolio
Expected to include Rustic Hills in Mature Portfolio and several major projects in Advanced Development across the West, which have been identified as energy communities
Currently analyzing sites that could qualify as energy communities under the Brownfield Category
Brownfield sites not included in the 25% estimate

Portfolio snapshot: continued growth in the portfolio in the first quarter

Note: Portfolio information as of the Approval Date; Projects that are not consolidated in our financial statements are reflected at their proportional share ¹Change is relative to Q4/2022

Existing resources sufficient to complete Mature Project portfolio⁴

Earn out payments consist of amounts expected to be paid to the sellers of Clenera from March 31, 2023 until the end of 2025. TopCo interest expenses includes expected interest expense expected to be paid until the end of 2025 for the Company's unsecured corporate bonds and corporate debt facilities. Corporate overheads reflects cash overheads expected to be paid until the end of 2025, based on the current cash overheads growing at 5% a year Projected project distributions at Enlight's share assuming Mature Projects reach COD at dates provided under the current operating plan Assumes 4.5 GW and 3.5 GWh are fully operational by the end of 2025, at current assumptions underlying our operational plan. Distributions reflect annual distributions starting from 2026 at our share

⁴Forward looking information included in this slide should not be viewed as guidance. This is provided for illustrative purposes only. Such information relates to potential estimated results based on specific assumptions and not to the Company's actual expected results.

For more information on forward looking statements see Slide 1 of this presentation

Illustrative financing strategy for autonomous funding of 1.5 GW a year from 2026 onward³

¹Blended capex cost reflecting the capex across different geographies which comprise the 1.5 GW. ²Reflects midpoint of development premium expected upon closing of recent sale of Project Faraday ³Forward looking information included in this slide should not be viewed as guidance. This is provided for illustrative purposes only. Such information relates to potential estimated results based on specific assumptions and not to the Company's actual expected results. For more information on forward looking statements see Slide 1 of this presentation

Reaffirming guidance for 2023

Bjorn Full COD by end of H1
Genesis Wind COD H2
Apex Solar COD by end of H1
FX assumptions: EUR to USD of 1.04, USD to NIS of 3.65

¹Additional proceeds from the sale of electricity which were not recognized as revenue or Adjusted EBITDA, for projects treated as Financial Assets ²Adjusted EBITDA is a non-IFRS measure. Please see the appendix of this presentation for a reconciliation to Net Income

Thank you

Gecama Solar – 250 MW + 200 MWh to COD by the end of 2024

Our flagship project in Europe secured via land and expand to commence construction in H2 2023

		Gecama Wind is the largest operational wind farm in Spain, 329 MW
Location	Spain	Gecama Solar would add solar and storage to existing site on the same interconnection
Technology	Wind + Solar + Storage	Lower construction costs expected by utilizing Gecama Wind's existing substations and infrastructure
Operational	329 MW wind	Project Map
Pre-construction	250 MW solar + 200MWh storage	Additional turbines in north-west
Expected COD	H2 2024	Gecama Wind
Est. construction costs	\$239-251m	Gecama Solar
Est. first full year EBITDA1,2,3	\$31-32m	Gecama Storage
		Additional turbines in south-east

¹Est. EBITDA is based on an average merchant price of Euro 70/MWh, Actual merchant price can differ significantly due to volatile merchant prices; ²FX: 1.07, as of 31st March 2023 ³EBITDA is a non-IFRS financial measure. The Company is unable to provide a reconciliation of EBITDA to Net Income on a forward-looking basis without unreasonable effort because items that impact this IFRS financial measure are not within the Company's control and/or cannot be reasonably predicted

2.1 GW and 1.8 GWh of pre-construction projects largely de-risked

Project	Total MW / MWh	Offtake	Commentary
Co Bar Cluster	1,200 / 824		Advanced interconnection; Final 200 MW and storage under negotiation
Gecama Solar	250 / 200	n/a (Merchant)	Negotiating environmental permits Equipment procurement to begin thereafter
Rustic Hills 1& 2	256 / -		Waiting for interconnection studies
Gemstone	178 / -		Waiting for final interconnection studies
Coggon	128 / -		Project ready to build once litigation process with neighboring landowner is complete
Israel Storage	- / 406		Waiting for IEC interconnection approval; negotiations over corporate PPA's
Nardo Storage 1	- / 400	n/a (Merchant)	Interconnection expected to be granted by year end; new regulation expected to accelerate permit procedure

Our portfolio possesses large portfolio of advanced interconnection positions

Q1 2023 EBITDA bridge: new projects drove most of the growth

¹Starting from the second quarter, Project Halutziot was no longer treated as Financial Asset. As such all the proceeds from the sale of electricity for the project from Q2-Q4 were recognized as revenues and included in Adjusted EBITDA; ²Adjusted EBITDA is a non-IFRS measure. Please see the appendix of this presentation for a reconciliation to Net Income

Appendix 1- Reconciliations between Net Income to Adjusted EBITDA

(\$ thousands)	For the three months period ended
	03/31/23	03/31/22
Net Income	33,276	8,871
Depreciation and amortization	13,140	7,015
Share based compensation	1,389	2,481
U.S. acquisition expense	-	-
Other income	-	-
Finance income	(20,377)	(8,241)
Finance expenses	16,363	12,089
Share of losses of equity accounted investees	205	59
Taxes on income	9,581	2,308
Adjusted EBITDA	53,577	24,582

מצגת דו"חות כספיים

ר ב ע ו ן ר א ש ו ן 2023

הנוסח המחייב הוא נוסח הדיווח באנגלית *תרגום נוחות

הבהרה משפטית

מצגת זו כוללת הצהרות צופות פני עתיד כמשמעותן בחוק האמריקאי Act Reform Litigation Securities Private משנת .1995 הצהרות צופות פני עתיד אלה נועדו להיכלל תחת הכיסוי של הוראות harbor safe בקשר להצהרות צופות פני עתיד, כפי שנקבע בסעיף 27A של החוק Act Securities משנת ,1933 כפי שתוקן, ובסעיף 21E של החוק Act Exchange Securities משנת ,1934 כפי שתוקן )"חוק הבורסה"(. כל ההצהרות הכלולות במצגת זו שאינן עובדות היסטוריות, לרבות, ללא הגבלה, הצהרות בנוגע לאסטרטגיה העסקית והתוכניות של החברה, היכולות של פורטפוליו הפרויקטים של החברה והשגת היעדים תפעוליים, הזדמנויות השוק והפוטנציאל לצמיחה, וכן התוצאות הכספיות, ההכנסות, ה-EBITDA המתואם והתמורות ממכירת חשמל שתשיג החברה בעתיד, הן הצהרות צופות פני עתיד. המילים "עשוי", "יתכן", "יכול", "יהיה", "צריך להיות", "צפוי", "מתכונן", "לצפות", "מתוכנן", "לשאוף", "לחפש", "להאמין", "להעריך", "לחזות", "פוטנציאל", "להמשיך", "לשקול", "אפשרי", "תחזיות", "מטרה" או הטיותיהן, או ביטויים אלה על דרך השלילה או ביטויים דומים, נועדו לזהות הצהרות צופות פני עתיד, אך לא כל ההצהרות צופות פני עתיד משתמשות במילים או בביטויים אלו.

הצהרות אלו אינן מהוות הבטחה או ערבות, והן כרוכות בסיכונים, אי ודאויות וגורמים חשובים אחרים, בין אם ידועים או שאינם ידועים, שעשויים לגרום לכך שהתוצאות, הביצועים או ההישגים בפועל יהיו שונים מהותית מכל התוצאות, הביצועים או ההישגים העתידיים האמורים בהצהרות צופות פני עתיד או המשתמעים מהן, לרבות, ללא הגבלה, הנושאים הבאים: האטה בביקוש לפרויקטים של אנרגיה מתחדשת; שינויים במדיניות וברגולציות הקיימות של ענף האנרגיה המתחדשת, המציגים חסמים טכניים, רגולטוריים וכלכליים לפרויקטים של אנרגיה מתחדשת; תנודתיות במחירי החשמל, תנאי מזג אוויר חריגים )כולל תנאי רוח ושמש(, נזקים קטסטרופליים הקשורים במזג האוויר או נזקים אחרים למתקנים, הפסקות ייצור, תחזוקה או תיקונים שלא תוכננו, שינויים בלתי צפויים בזמינות עקב עלייה בביקוש, מחסור, בעיות תחבורה או התפתחויות אחרות, תקריות סביבתיות, או מגבלות במערכת הולכת החשמל, והאפשרות שלא יהיה לנו ביטוח הולם לכיסוי ההפסדים כתוצאה מסיכונים אלה; יכולתנו להתקשר בחוזים חדשים עם צרכני אנרגיה )contracts offtake )בתנאים ובמחירים מקובלים לאחר פקיעת החוזים הנוכחיים; איום או התרחשות בפועל של מגיפות בריאותיות, כגון מגיפת הקורונה, והתפרצויות אחרות של מחלות; עיכובים תפעוליים ושיבושים בשרשרת האספקה או גידול בעלויות של חומרים הנדרשים לבניית הפרויקטים שלנו, וכן חריגת עלויות ועיכובים הקשורים למחלוקות עם קבלני ההקמה; הפחתה, ביטול או פקיעה של תמריצים ממשלתיים לאנרגיה מתחדשת או של תקנות המחייבות שימוש באנרגיה מתחדשת; היכולת שלנו לציית באופן אפקטיבי לחוקים ולתקנות בנושאי בריאות ובטיחות סביבתיות ולחוקים ותקנות אחרים, ולקבל ולשמור על כל הרישיונות, ההיתרים וההרשאות הדרושים; ירידה במחיר החשמל המתקבל מרשת החשמל או ממקורות אנרגיה חלופיים; קבלת ההיתרים הנחוצים לנו בתחומי שימוש בקרקע, סביבה, רגולציה, בנייה ותוכניות מתאר, בתנאים נוחים; התקדמויות בטכנולוגיה הפוגעות ביתרון התחרותי של הפרויקטים שלנו או מבטלות את היתרון התחרותי הזה; השפעה של דפוסי מזג אוויר שליליים ושינויי אקלים; הסטת תשומת הלב של ההנהלה בשל הדרישות הנובעות מהיותה של החברה ציבורית; הוראות מסוימות בתקנון שלנו ותקנות חלות מסוימות שעלולות לעכב או למנוע שינוי שליטה; וכן גורמי הסיכון האחרים המפורטים בסעיף שכותרתו "factors Risk" בתשקיף החברה מיום 13 בפברואר 2023 שהוגש לרשות ניירות ערך )ה"SEC )"בהתאם ל- Rule424(b), והמסמכים האחרים שלנו שהוגשו או נמסרו ל-SEC, כולל הדוח השנתי שלנו בטופס -20F לשנת הכספים שהסתיימה ב31- בדצמבר ,2022 שיוגש ל-SEC.

הצהרות אלו משקפות את הציפיות הנוכחיות של ההנהלה לגבי אירועים עתידיים וביצועים תפעוליים, והן אמורות נכון לתאריך מצגת זו בלבד. אין להסתמך על הצהרות צופות פני עתיד בצורה מופרזת. למרות שאנו מאמינים כי הציפיות המשתקפות בהצהרות צופות פני עתיד הן סבירות, איננו יכולים להבטיח שתוצאות עתידיות, רמות פעילות, ביצועים ואירועים ונסיבות המשתקפים בהצהרות צופות פני עתיד יושגו או יתרחשו. למעט כנדרש על פי החוק החל, לאחר התאריך שבו ההצהרות נאמרו איננו מתחייבים לעדכן או לשנות בפומבי הצהרות צופות פני עתיד כלשהן, בין אם כתוצאה ממידע חדש, אירועים עתידיים או כל דבר אחר, או לשקף את ההתרחשות של אירועים בלתי צפויים.

מדדים פיננסיים שאינם על פי תקני IFRS

מצגת זו מציגה EBITDA מותאם, מדד פיננסי שאינו על פי תקני IFRS, ומסופק כהשלמה לתוצאות המוצגות בהתאם לתקני הדיווח הכספי הבינלאומיים, כפי שפורסמו על ידי המוסד הבין-לאומי לתקינה בחשבונאות )"תקני IFRS)". התאמה בין ה-EBITDA המתואם לרווח הנקי, שהוא המדד הפיננסי התואם באופן הישיר ביותר לתקני IFRS, כלולה בטבלאות להלן. החברה אינה יכולה לספק התאמה בין ה-EBITDA המתואם לרווח הנקי על בסיס צופה פני עתיד ללא מאמץ בלתי סביר, מכיוון שהפריטים המשפיעים על המדד הפיננסי הזה של תקני IFRS אינם בשליטתה של החברה ו/או לא ניתן לחזות אותם בצורה סבירה. פריטים אלו עשויים לכלול, בין היתר, פחת והפחתות צופים פני עתיד, תגמול מבוסס מניות, הוצאות רכישה בארה"ב, הכנסות אחרות, הכנסות מימון, הוצאות מימון, חלק בהפסדי ישויות מוחזקות המטופלות לפי שיטת השווי המאזני, ומיסים על הכנסה. למידע כזה עשויה להיות השפעה משמעותית, שעשויה להיות בלתי צפויה, על התוצאות הכספיות העתידיות של החברה.

אלא אם צוין אחרת, המידע הכלול במצגת זו הנוגע לענף, למצב התחרותי ולשווקים בהם פועלת החברה מבוסס על מידע מארגונים בענף ומארגוני מחקר בלתי תלויים, ממקורות צד שלישי אחרים ומאומדני ההנהלה. אומדני ההנהלה נובעים ממידע הזמין לציבור שפורסם על ידי אנליסטים בלתי תלויים העוסקים בענף וממקורות אחרים של צד שלישי, וכן מנתונים ממחקר פנימי של החברה. אומדנים אלה מבוססים על הנחות שהחברה הניחה בעת סקירת נתונים אלה, ועל ניסיונה של החברה והידע שלה בנוגע לענף ולשווקים האמורים, ולדעת החברה הם סבירים. כמו כן, תחזיות, הנחות והערכות לגבי הביצועים העתידיים של הענף בו פועלת החברה ולגבי ביצועיה העתידיים של החברה כפופים בהכרח לאי ודאות ולסיכונים הנובעים ממגוון גורמים, לרבות אלו שתוארו לעיל. גורמים אלו ואחרים עשויים לגרום לכך שהתוצאות יהיו שונות באופן מהותי מאלו המוצגות באומדנים שנעשו על ידי גורמים בלתי תלויים ועל ידי החברה. פרסומים של הענף, מחקרים, סקרים ומחקרים מציינים בדרך כלל כי המידע הכלול בהם הושג ממקורות הנחשבים מהימנים, אך הדיוק והשלמות של מידע זה אינם מובטחים. תחזיות ומידע צופה פני עתיד אחר שהתקבלו ממקורות אלו כפופים לאותן הסמכות ואי ודאויות בדומה להצהרות הצופות פני עתיד האחרות במצגת זו.

הסימנים המסחריים הכלולים במסמך זה הם רכושם של בעליהם ומשמשים למטרות התייחסות בלבד. אין לראות בשימוש זה תמיכה במוצרים או בשירותים של החברה או ההצעה.

החברה הינה "company growth emerging( "חברת צמיחה מתפתחת( במשמעות מונח זה בחוק Our Jumpstart .Business Startups Act

אנלייט בתמצית

פלטפורמת אנרגיה מתחדשת גלובלית

רבעון חזק בדגש על Execution ותשואות הפרויקטים

תוצאות שיא רבעון 1

\$71m

הכנסות 103% צמיחה YoY

\$54m Adjusted EBITDA¹

118% צמיחה YoY

\$33m רווח נקי 275% צמיחה YoY

Delivering on execution 1

גידול בפרויקטים הבשלים ב- MWh ,800 המורכבים משני פרויקטי אגירה alone-Stand
פרויקטי :2023 MWh 155 /MW 427 צפויים להתחיל הפעלה מסחרית; סולארי + אגירה 1 הוקדם ל2023-
פרויקטי :2024 התקדמות משמעותית ב-Atrisco & Solar Gecama. מו"מ מתקדם עם מוסדות פיננסיים עבור מסגרות חוב בתקופת ההקמה בהיקף של 800 מיליון דולר, מסגרות חוב זמן ארוך בהיקף של 380 מיליון דולר והסכם שותף מס בהיקף של 450 מיליון דולר לפרויקט Atrisco. סגירה פיננסית צופיה בהתאם ללו"ז לסוף רבעון 2 2023
פרויקטי :2025 חתימת PPA עבור MW 475 נוספים בפרויקט Bar CO. כעת סך ההספק תחת חוזה PPA עומד על GW 1

התמקדות בתשואות הפרויקטים 2

תיקון חוזה ה-PPA עבור MW 480 בהעלאת מחיר ממוצעת של 30%
לפחות 25% מהפורטפוליו בארה"ב )GW 3.7 )צפוי להנות מתוסף zones Energy תחת חקיקת הIRA

יכולות מימון גבוהות לאחר ההנפקה בארה"ב: יצירת מנגנון אוטונומי למימון פרויקטים

הון מספק להשלמת כל הפרויקטים הבשלים תוך שימוש במשאבים קיימים
- יכולת לממן צמיחה שנתית של GW 1.5 החל מ2026- ללא צורך בהון נוסף

תוצאות שיא לרבעון וצמיחה מהירה

הצמיחה מונעת מפרויקטים מניבים חדשים

הצמיחה המואצת צפויה להמשיך כמתוכנן בשנים הבאות

ההספק המניב צפוי לצמוח פי שלוש ל-GW 4.5 ו- GWh 3.5 עד סוף 2025

Atrisco: מיקוד ב-Execution ובתשואות הפרויקט

התקדמות משמעותית במימון הפרויקט; פוטנציאל Upside נוסף

New Mexico, USA	ם מיקו
רי סולא	ה לוגי טכנו
360 MW	ור ק ייצ הספ
1,200 MWh	ירה ק אג הספ
1H 2024	צפוי רית מסח עלה ך הפ תארי
PNM Resources	PPA - כם ה ם הס נחת מולה Utility
רי והן סולא כיב ה המר הן על שנה 20 רה האגי רכיב על מ	PPA תנאי

השלמת הליך הפיתוח
נחתם הסכם הבנות עם מוסדות פיננסיים מובילים לספק מסגרות חוב בתקופת ההקמה בהיקף של 800 מיליון דולר
- סגירה פיננסית מתוכננת בהתאם ללו"ז בסיום ברבעון השני
  - לפרויקט פוטנציאל פיתוח של GW 1 נוספים
- הפרויקט נהנה מהטבות ה-IRA: PTC וייתכן שגם content Domestic

¹עלויות בניה מניחות שAtrisco זכאי לקבלה של זיכוי ITC ו-PTC מסוימים תחת הIRA והם נטו מהשווי המוערך של זיכויים אלו. בעבור רוב הפרויקטים הסולאריים, מניחים PTC בהתבסס על התפוקה הצפויה של הפרויקט ומדד מחירים לצרכן שנתי של 2% מהוון ב7% עד להפעלה מסחרית. 2 לאגירה מניחים ITC של .40% העלות נטו לא משקפת את מלוא השקעת ההון ממס, רק את הערך המשוער של הטבות המס. EBITDA אינו מדד IFRS. אין באפשרות החברה לספק התאמה של EBITDA לרווח נקי על בסיס תחזית ללא מאמץ בלתי סביר כיוון שסעיפים המשפיעים על מדד IFRS זה אינו בשליטת החברה ו/או ניתן לחזות באופן סביר

פרויקט Bar CO- מיקוד ב-Execution ובתשואות הפרויקט

חתימה על PPA ל-MW 475 נוספים; כעת GW 1 מהפרויקט עם הסכם PPA חתום

עלויות בניה מניחות קבלה של זיכוי ITC ו-PTC מסוימים תחת הIRA והם נטו מהשווי המוערך של זיכויים אלו. בעבור רוב הפרויקטים הסולאריים, מניחים PTC בהתבסס על התפוקה הצפויה של הפרויקט ומדד מחירים לצרכן שנתי של 2% מהוון ב7% עד להפעלה מסחרית. לאגירה מניחים 2 ITC של .30% העלות נטו לא משקפת את מלוא השקעת ההון ממס, רק את הערך המשוער של הטבות המס. EBITDA אינו מדד IFRS. אין באפשרות החברה לספק התאמה של EBITDA לרווח נקי על בסיס תחזית ללא מאמץ בלתי סביר כיוון שסעיפים המשפיעים על מדד IFRS זה אינו בשליטת החברה ו/או ניתן לחזות באופן סביר

8.0-8.5%

יחס לא ממונף

הפורטפוליו בארה"ב צפוי להנות מהטבת מס מוגדלת תחת חקיקת Community Energy

פרויקטים הממוקמים ב-Communities Energy צפויים ליהנות מתוספת של 10% בזיכוי המס על PTC ו- ITC

ל נציא פוט סה"כ	תחת שרי אפ סיווג Fossil Fuel & Current Unemployment Figures	תחת שרי אפ סיווג Closed Coal Mine	ם קטי פרוי סיווג )MW(
256	-	256	ם שלי ם ב קטי פרוי
1,695	375	1,320	קדם ח מת פיתו
1,728	670	1,058	ח פיתו
3,679	1,045	2,634	סה"כ
25%	7%	17%	לל % מכ יו טפול הפור

25% מהפורטפוליו בארה"ב צפוי לעמוד בדרישות ל Energy Community

מערב ארה"ב כוללת zones Energy רבים לאור התלות בדלקים ¹ פוסיליים ופחם- יתרון ייחודי עבור הפורטפוליו שלנו
צפוי לכלול את Hills Rustic מהפורטפוליו הבשל ומספר פרויקטים גדולים בפיתוח מתקדם על פני מערב ארה"ב, אשר זוהו כ energy Communities
אנו מנתחים כיום אתרים נוספים שיכולים להיחשב כ- Energy Communities תחת קטגוריית Brownfield
- אתרי Brownfield אינם נכללים ב25%- המוערכים

תמונת מצב פורטפוליו: המשך צמיחת הפורטפוליו במהלך הרבעון הראשון

הערה: מידע על הפורטפוליו נכון לתאריך האישור; פרויקטים שאינם מוזכרים בדו"חות הפיננסיים שלנו משוקפים בחלקם היחסי השינוי הוא ביחס לרבעון 4 2022 ¹

המקורות הקיימים מספיקים להשלמת הפורטפוליו הבשל⁴

1 תשלומי Earnout מורכבים מהכמות הצפויה לתשלום למוכרי Clenera מ13.3.23 עד סוף .2025 הוצאות ריבית Topco כוללות הוצאות ריבית צפויות המתועדות להיות משולמות עד סוף 2025 עבור האג"ח התאגידי ומסגרות החוב של החברה. תקורות התאגיד משקפות תקורות מזומן הצפויות להיות משולמות עד סוף ,2025 בהתבסס על תקורות המזומן הנוכחיות בצמיחה שנתית של 5% 2

חלוקות הפרויקט הצפויות בחלקה של אנלייט בהינתן פרויקטים בשלים המגיעים להפעלה מסחרית בתאריכים שצוינו במסגרת תוכנית הפעולה הנוכחית.

Earnout ¹ תזרים מזומנים חופשי מהפרויקטים עד סוף 2025 ³ כולל מזומן בחברות: Ltd Energy Renewable Enlight ² כולל תשלומים למוכרים של Clenera, הוצאות ריבית Topco עבור האג"ח ומכשירי החוב התאגידיים 3 בהינתן GW 4.5 ו GWh3.5 פעולים באופן מלא בסוף ,2025 תחת ההנחות נוכחליות דבבסיס תוכנית הפעולה שלנו. נחלוקות משקפות חלוקות שנתיות המתחילות מ2026 לפי חלקנו.

11 LLC Renewable Enlight ,Kft Energies EU Enlight, הפקדות טווח קצר ונכסים פיננסים בשווי הוגן דרך רווח או הפסד 11 . מידע זה מובא למטרות אילוסטרציה בלבד. מידע שכזה המתקשר לתוצאות פוטנציאליות בהתבסס על הנחות ספציפיות ולא על בסיס התוצאות הצפיות בפועל של החברה⁴ מידע הצופה פני עתיד הנכלל בשקף זה אין להחשיבו כתחזית

למידע נוסף על תחזיות ראו שקף 1 במצגת זו

הדגמת אסטרטגיה פיננסית עבור מנגנון מימון אוטונומי ל-GW 1.5 לשנה מ2026 והלאה³

3 מידע הצופה פני עתיד הנכלל בשקף זה אין להחשיבו כתחזית ' אמצע עבור מכירת Faraday ² משקף נק עלות Capex מעורב עבור כל הסקטורים הגיאוג' בהתחשב בחלק היחסי של כל סקטור בGW 1.5¹ . מידע זה מובא למטרות אילוסטרציה בלבד. מידע שכזה המתקשר לתוצאות פוטנציאליות בהתבסס על הנחות ספציפיות ולא על בסיס התוצאות הצפיות בפועל של החברה למידע נוסף על תחזיות ראו שקף 1 במצגת זו

אשרור התחזית עבור 2023

הנחות בבסיס התחזית

Bjorn- הפעלה מסחרית מלאה בסוף 1H
- רוח בראשית: הפעלה מסחרית ב 2H
Solar Apex: הפעלה מסחרית בסוף 1H
USD ,1.04 של USDל EUR :FX הנחות לשקל של 3.65

2 הכנסות נוספות ממכירת חשמל אשר לא היו מוכרות כהכנסות או EBITDA Adjusted עבור פרויקטים המוגדרים תחת נכסים פיננסיים EBITDA Adjusted ¹ אינו מדד IFRS. אנו ראו בנספחים למצגת זו את

תודה רבה

Solar Gecama: MW 250 + MWh 200 הצפויים להתחבר לרשת עד סוף 2024

פרויקט הדגל שלנו באירופה שפותח באמצעות אסטרטגית Expand & Land צפוי להתחיל הקמה בחצי השני של 2023

wind Gecama היא חוות הרוח המניבה הגדולה ביותר בספרד, MW 329
Solar Gecama תוסיף סולרי ואגירה לאתר הקיים על אותו חיבור לרשת
עלויות בניה נמוכות מהצפוי ע"י שימוש באותה תחנת משנה ואותן תשתית של Gecama wind

2 הערכת EBITDA מבוססת על ממוצע מחיר Merchant של 70 אירו/MWh, מחירי merchant בפועל יכולים להשתנות משמעותית עקב התזזיתיות של המחירים FX: 1.07 נכון ל31.3.23 ³ EBITDA אינו מדד IFRS. אין באפשרות החברה לספק התאמה של EBITDA לרווח נקי על בסיס תחזית ללא מאמץ בלתי סביר כיוון שסעיפים המשפיעים על מדד IFRS זה אינו בשליטת החברה ו/או ניתן לחזות באופן סביר

GW 2.1 ו- GWh 1.8 של פרויקטים לקראת הקמה ללא חשיפה משמעותית לסיכוני פיתוח

ת הערו	Offtake	/MW MWh סה"כ	ט פרויק
ולכה; ת הה לרש חיבור ליך ה ל תה ום ש בי סי בשל PPA ם הסכ ו"מ ל ה במ אגיר נים ו אחרו 200 MW		1,200 / 824	CO Bar קט פרוי
תי; סביב ישור על א מו"מ כן חר מ ל לא ד תח ת ציו רכיש	n/a (Merchant)	250 / 200	Gecama Solar
Interconnection studies - נים ל ממתי		256 / -	Rustic Hills 1& 2
Interconnection studies ל ה- רון ש האח שלב נים ל ממתי		178 - /	Gemstone
עלי עם ב פטי המש הליך שהת רגע מה ב להק מוכן יקט הפרו ם יושל וכים ע סמ קרק		127 / -	Coggon
ל מה ע לחתי מו"מ שמל; רת ח מחב שת ור לר החיב ישור ם לא מחכי Corporate PPA		- / 406	ראל ה יש אגיר
נה; ף הש ד סו בל ע התק פוי ל כה צ ההול שת ור לר ר חיב אישו ה הבני תרי ת הי קבל ץ את להאי פויה שה צ יה חד רגולצ	n/a (Merchant)	- / 400	Nardo Storage 1

חלק משמעותי מהפורטפוליו בארה"ב עם סטטוס מתקדם בהליך החיבור לרשת

bridge EBITDA לרבעון ראשון :2023 פרויקטים חדשים אחראיים למרבית הצמיחה

נספח -1 התאמות בין רווח נקי ל EBITDA Adjusted

( דולר )אלפי	ב: תיימו שהס דשים ה חו שלוש עבור
	03/31/23	03/31/22
נקי רווח	33,276	8,871
תות והפח פחת	13,140	7,015
מניות וסס ם מב תשלו	1,389	2,481
ב ארה" שה ב ת רכי הוצאו	-	-
פת ה נוס הכנס	-	-
מון ת מי הכנסו	) 20,377 (	) 8,241 (
מון ת מי הוצאו	16,363	12,089
קות מוחז ברות של ח סדים בהפ חלק	205	59
ה הכנס ם על מיסי	9,581	2,308
Adjusted EBITDA	53,577	24,582