En 2022, les différences de conversion s’expliquent essentiellement par l’évolution favorable du taux de change du dollar américain vis-à-vis de l’euro à hauteur de 28,9 millions d’euros, compensée par l’évolution défavorable du dollar australien vis-à-vis de l’euro à hauteur de (17,2) millions d’euros. En 2021, les différences de conversion s’expliquaient essentiellement par l’évolution favorable du taux de change du dollar américain et du dollar australien vis-à-vis de l’euro, à hauteur respectivement de 27,7 millions d’euros et de 8,8 millions d’euros. Les autres passifs non courants correspondent principalement à des paiements différés, à plus d’un an, liés à l’acquisition d’actifs en développement en Europe.Les autres passifs non courants correspondent principalement à des paiements différés, à plus d’un an, liés à l’acquisition d’actifs en développement en Europe.Se référer à la note 18.Au cours de l’exercice 2022, les transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle concernent des acquisitions complémentaires de titres de participation dans des entités déjà contrôlées par le Groupe.Au cours de l’exercice 2022, les variations de périmètre et autres variations correspondent à l’émission des OCEANEs vertes 2022 dont 35,6 millions d’euros nets d’impôts différés ont été reconnus en composante capitaux propres conformément à IFRS 9 – instruments financiers, partiellement compensée par l’extinction de la composante capitaux propres des OCEANEs 2019 lors de leur conversion, pour (6,5) millions d’euros nets d’impôts différés (se référer à la note 1.3).Se référer à la note 18.Se référer à la note 18.Au cours de l’exercice 2022, les transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle concernent des acquisitions complémentaires de titres de participation dans des entités déjà contrôlées par le Groupe.Au cours de l’exercice 2022, Neoen S.A. a acheté 51 000 de ses propres actions en vue de leur attribution dans le cadre de plans de stock-options ou d’actions gratuites, et augmenté son nombre de titres auto détenus (+ 20 561) dans le cadre d’un contrat de liquidité (confié à Kepler Chevreux et conformément à la charte de déontologie reconnue par l’Autorité des marchés financiers (AMF)), pour un montant total de 2,1 millions d’euros.Au cours de l’exercice 2022, les variations de périmètre et autres variations correspondent à l’émission des OCEANEs vertes 2022 dont 35,6 millions d’euros nets d’impôts différés ont été reconnus en composante capitaux propres conformément à IFRS 9 – instruments financiers, partiellement compensée par l’extinction de la composante capitaux propres des OCEANEs 2019 lors de leur conversion, pour (6,5) millions d’euros nets d’impôts différés (se référer à la note 1.3).Au cours de l’exercice 2022, Neoen S.A. a acheté 51 000 de ses propres actions en vue de leur attribution dans le cadre de plans de stock-options ou d’actions gratuites, et augmenté son nombre de titres auto détenus (+ 20 561) dans le cadre d’un contrat de liquidité (confié à Kepler Chevreux et conformément à la charte de déontologie reconnue par l’Autorité des marchés financiers (AMF)), pour un montant total de 2,1 millions d’euros.Se référer à la note 18.Au cours de l’exercice 2022, les transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle concernent des acquisitions complémentaires de titres de participation dans des entités déjà contrôlées par le Groupe.Au cours de l’exercice 2022, Neoen S.A. a acheté 51 000 de ses propres actions en vue de leur attribution dans le cadre de plans de stock-options ou d’actions gratuites, et augmenté son nombre de titres auto détenus (+ 20 561) dans le cadre d’un contrat de liquidité (confié à Kepler Chevreux et conformément à la charte de déontologie reconnue par l’Autorité des marchés financiers (AMF)), pour un montant total de 2,1 millions d’euros.Au cours de l’exercice 2022, les variations de périmètre et autres variations correspondent à l’émission des OCEANEs vertes 2022 dont 35,6 millions d’euros nets d’impôts différés ont été reconnus en composante capitaux propres conformément à IFRS 9 – instruments financiers, partiellement compensée par l’extinction de la composante capitaux propres des OCEANEs 2019 lors de leur conversion, pour (6,5) millions d’euros nets d’impôts différés (se référer à la note 1.3).Se référer à la note 18.Au cours de l’exercice 2022, les transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle concernent des acquisitions complémentaires de titres de participation dans des entités déjà contrôlées par le Groupe.Au cours de l’exercice 2022, les variations de périmètre et autres variations correspondent à l’émission des OCEANEs vertes 2022 dont 35,6 millions d’euros nets d’impôts différés ont été reconnus en composante capitaux propres conformément à IFRS 9 – instruments financiers, partiellement compensée par l’extinction de la composante capitaux propres des OCEANEs 2019 lors de leur conversion, pour (6,5) millions d’euros nets d’impôts différés (se référer à la note 1.3).En 2022, les plus ou moins-values de cessions correspondent principalement aux produits nets issus des opérations de farm-down pour 16,4 millions d’euros et aux mises au rebut des coûts de développement immobilisés pour (4,0) millions d’euros. En 2021, les plus ou moins-values de cession correspondaient principalement aux produits nets issus des opérations de farm-down pour 50,0 millions d’euros et aux mises au rebut des coûts de développement immobilisés pour (8,1) millions d’euros. En 2022, les autres produits et charges sans incidence de trésorerie comprennent essentiellement des charges financières liées au refinancement de la dette mezzanine portée par Neoen Production 2.En 2022, l’incidence de la variation du besoin en fonds de roulement comprend essentiellement : (37,2) millions d'euros de hausse des créances clients (correspondant principalement aux mises en services de l'exercice) ; + 8,8 millions d'euros de hausse des dettes fournisseurs ; + 90,3 millions d’euros correspondant à la différence, sur certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé et le tarif du contrat d’achat, montant que le Groupe considère qu’il sera à terme amené à reverser à EDF OA conformément aux dispositions réglementaires applicables (se référer à la note 21.2) ; et + 16,3 millions d’euros de variation des indemnités contractuelles reconnues en cas de retard dans la construction des centrales, ou constatées dans le cadre du non-respect d’obligations relatives aux contrats d'achats En 2021, l’incidence de la variation du besoin en fonds de roulement résultait des encaissements constatés au titre d’indemnités contractuelles compensant des pertes de chiffre d’affaires liées à des retards dans la mise en service de certaines centrales, et de l’encaissement de créances de TVA historiques sur des centrales en construction.En 2022, les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise concernent principalement des projets en développement au Canada, en Equateur et en Finlande. En 2021, les acquisitions concernaient des projets en développement en Irlande, en Finlande, en Suède et en France. En 2022, les cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée correspondent à l’opération de farm-down de la centrale éolienne de Saint-Sauvant et à l’encaissement d’une composante du prix de cession d’une opération de farm-down conclue en 2021. En 2021, les cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée correspondaient principalement aux opérations de farm-down des centrales solaires de Grabels (Hérault) et Lagarde (Vaucluse), des centrales solaires de Lugos (Gironde) et Miremont (Haute-Garonne), et des projets éoliens Le Berger (Meuse) et Les Beaux Monts (Yonne).Les acquisitions de l’exercice portent sur des investissements en immobilisations incorporelles pour (44,5) millions d’euros (se référer à la note 12.2) et corporelles pour (964,2) millions d’euros (se référer à la note 12.3) et intègrent la variation des dettes sur fournisseurs d’immobilisations pour (102,5) millions d’euros. En 2022, l’augmentation de capital correspond principalement à la composante capitaux propres des OCEANEs vertes émises en septembre 2022 pour 47,4 millions d’euros (se référer à la note 1.3). En 2021, ce montant correspondait principalement à l’augmentation de capital réalisée le 9 avril 2021 pour 591,2 millions d’euros après prise en compte des frais d’émission.En 2022, Neoen S.A. a procédé au premier versement de dividende de son histoire, dont (2,1) millions d’euros en numéraire (se référer à la note 1.3).

Sommaire Le sommaire détaillé des chapitres figure au début de chaque chapitre. * Ces informations font partie intégrante du Rapport Financier Annuel, tel que prévu par l’article L. 451-1-2 du Code Monétaire et Financier. INTRODUCTION 3 Producteur français d’énergies renouvelables 4 Le mot du président 5 Nos métiers 6 Nos ressources 8 Notre modèle en quelques chiffres 13 Les faits marquants 2022 14 Notre ambition pour 2025 16 Gouvernance 19 1 PRÉSENTATION 20 1.1 Présentation générale* 22 1.2 Description du marché des énergies renouvelables 25 1.3 Description des activités du Groupe* 32 1.4 Propriété intellectuelle* 58 2 COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE* 60 2.1 Indicateurs alternatifs de performance 62 2.2 Informations sur les principales données opérationnelles 65 2.3 Perspectives et tendances 66 2.4 Analyse de l’activité et du résultat 70 2.5 Financements et investissements 87 2.6 Procédures judiciaires et d’arbitrage 98 2.7 Changement significatif de la situation financière ou commerciale 99 2.8 Autres informations 101 3 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES* 108 3.1 Principaux risques auxquels le Groupe est exposé 110 3.2 Assurances et gestion des risques 135 4 ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES* 142 4.1 Comptes consolidés du groupe au 31 décembre 2022 144 4.2 Rapport de certification des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés du Groupe au 31 décembre 2022 202 4.3 Comptes annuels de Neoen S.A. Au 31 décembre 2022 206 4.4 Rapport de certification des commissaires aux comptes sur les comptes annuels de Neoen S.A. au 31 decembre 2022 227 5 DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE* 230 5.1 La RSE, au coeur de notre organisation 232 5.2 Présentation des principaux risques extra‐financiers 235 5.3 Nos équipes 237 5.4 Nos projets 246 5.5 Nos communautés 251 5.6 Autres informations 255 5.7 Note méthodologique 259 5.8 Rapport de l’organisme tiers independant 261 5.9 Plan de vigilance 264 5.10 Table de concordance de la déclaration de performance extra‐financiere 264 6 RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE* 266 6.1 Etat de la gouvernance 268 6.2 Organisation du gouvernement d’entreprise 278 6.3 Rémunérations de l’ensemble des mandataires sociaux 294 6.4 Autres informations 322 7 CAPITAL ET ACTIONNARIAT 328 7.1 Renseignements concernant la Société* 330 7.2 Capital* 331 7.3 Actionnariat* 339 7.4 Marché du titre et relations avec les actionnaires 344 8 ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 348 8.1 Projet de résolutions 350 8.2 Rapport du Conseil d’administration sur les projets de résolutions 360 8.3 Rapport des commissaires aux comptes sur les opérations sur valeurs mobilières 368 8.4 Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions réglementées 371 9 INFORMATIONS COMPLÉMENTAIRES 372 9.1 Personnes responsables 374 9.2 Responsables du contrôle des comptes 374 9.3 Informations financières historiques incluses par référence 375 9.4 Documents accessibles au public 375 9.5 Tables de concordance 376 9.6 Glossaire 381

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 4 éolien L’éolien terrestre est également une énergie renouvelable mature, à la compétitivité avérée. Nous concentrons aujourd’hui nos installations éoliennes et nos projets de développement en Australie, en Finlande, en France, en Irlande, au Portugal, au Savaldor et en Suède. solaire Le solaire est l’énergie renouvelable la plus abondante sur Terre, et la plus rapide à déployer. Intrinsèquement compétitive dans un grand nombre de pays, l’énergie solaire est la première technologie que nous ayons historiquement développée et reste aujourd’hui la première activité de Neoen. stockage Le stockage est la meilleure réponse à l’intermittence des énergies renouvelables. Notre unité de stockage par lithium‐ ion, Victorian Big Battery, située en Australie, d’une capacité de 300 MW / 450 MWh, est l’une des plus puissantes au monde. Nous disposons désormais de centrales de stockage en Australie, en France, en Finlande, au Salvador et en Suède. Créé en 2008, Neoen s’est imposé comme un acteur indépendant et incontournable des énergies renouvelables dans le monde, avec une présence dans 16 pays à la fin de l’année 2022. Notre croissance rapide et rentable est fondée sur une stratégie de diversification géographique et technologique de nos actifs et de notre portefeuille de projets, rendant notre dynamique de développement et notre performance plus robustes. Premier producteur indépendant français d’électricité exclusivement renouvelable, nous développons nos propres projets, en assurons le financement et la maîtrise d’ouvrage, et les opérons dans la durée. Notre modèle est de garder le contrôle de nos actifs, avec un taux supérieur à 92 % en 2022. Cette stratégie nous permet d’être garants de la qualité et de la performance de nos actifs à long terme. Audace, engagement, intégrité et esprit de corps, nos valeurs guident nos relations avec l’ensemble de nos interlocuteurs, partenaires, clients et populations locales. Partagées par nos plus de 360 collaborateurs de 42 nationalités différentes, elles sont le socle de notre identité et les repères intangibles de notre comportement au quotidien. PRODUCTEUR D’ÉNERGIE EXCLUSIVEMENT RENOUVELABLE notre mission Penser et mettre en œuvre les moyens de produire durablement et à grande échelle, l’électricité renouvelable la plus compétitive

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 5 Depuis sa création, Neoen a fait le choix d’adopter une perspective de long terme dans le développement de ses projets, ce qui lui a permis de connaitre une croissance à la fois créatrice de valeur et de plus en plus forte. Pour sa cinquième année de cotation sur Euronext Paris, Neoen a continué à développer avec dynamisme son portefeuille d’ac‐ tifs pour atteindre plus de 6,6 GW de capacité en opération ou en construction à la fin de l’année 2022, multipliant ainsi cette capacité par plus de six au cours des six dernières années. Nous sommes donc plus que jamais confiants dans notre capacité à atteindre 10 GW en opération et en construction en 2025. En tant que pure‐player, notre stratégie s’articule autour d’un mix technologique complet : solaire, éolien et stockage. L’expertise de Neoen lui a permis de remporter en 2022 plus de 1 300 MW de nouveaux projets dans l’ensemble de ses régions ‐ Australie, Europe et Amériques ‐ et de ses technologies. Au plus près des attentes de ses clients soucieux de leur empreinte carbone et de leur compétitivité, Neoen a ainsi signé de nombreux Corporate PPA cette année : 1 er PPA en France, 10 ème PPA dans les pays nordiques, PPA « baseload » en Australie, ce qui démontre la capacité de Neoen à intégrer ses différents actifs de production. Neoen conforte par ailleurs son leadership dans le stockage : Western Downs Battery dans le Queensland et Blyth Battery, en Australie‐Méridionale, figureront notamment parmi les plus grandes batteries au monde. Dans ce domaine, grâce à sa capacité d’innovation, Neoen a également élargi son offre de services : batterie « virtuelle » et services d’inertie à grande échelle (une première mondiale !) en Australie ou encore accompagnement du démarrage d’un réacteur nucléaire en Finlande. Neoen continue ainsi, au‐delà du rôle essentiel de ses grandes batteries dans l’accélération de la transition énergétique, à créer de nouvelles sources de valeur pour son parc d’actifs. En 2022, Neoen a renforcé sa présence dans chacune de ses régions, avec plus de 360 collaborateurs, pour être au plus près de ses projets. Cette présence locale est le pilier de sa croissance et chacune et chacun des représentants de Neoen portent au quotidien nos valeurs Xavier Barbaro Président‐directeur général Nous sommes plus que jamais un accélérateur de la transition énergétique LE MOT DU PRÉSIDENT d’audace, d’intégrité, d’engagement et d’esprit de corps. Enfin, Neoen s’est également illustré sur le plan financier, en affichant un résultat net positif pour la douzième année consécutive. En 2022, Neoen a renforcé ses capacités financières, en réalisant une émission d’obligations vertes réussie en septembre et une opération de farm-down, destinée à accroître sa capacité d’investissement. Par ailleurs, comme annoncé lors de son introduction en Bourse, Neoen a versé en 2022 son premier dividende au titre de l’exercice 2021. Les énergies renouvelables constituent la meilleure réponse à la situation actuelle, car elles répondent à une triple urgence : écologique, économique et stratégique. Face à la nécessité de lutter contre le changement climatique, les énergies renouvelables ont démontré leur capacité à produire de l’électricité verte massivement et rapidement. Elles sont aussi, depuis de nombreuses années déjà, la source d’énergie la moins chère, loin devant le nouveau nucléaire ou le thermique. Enfin, elles sont le levier le plus efficace pour augmenter la production domestique d’électricité, permettant de retrouver une indépendance énergétique. Neoen, par la qualité de ses équipes et de ses projets, son agilité et sa résilience, est plus que jamais déterminé à jouer un rôle essentiel pour le mix électrique du 21 ème siècle.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 6 NOS MÉTIERS DÉVELOPPEMENT La phase de développement permet de valider la faisabilité technique, économique, sociétale et environnementale de chaque projet (études de potentiel, études de sol, études d’impact sur l’environnement et la biodiversité). La phase de conception permet de configurer le projet en fonction des caractéristiques du site et de la ressource disponible. C’est durant cette phase qu’a lieu la concertation avec les parties prenantes concernées, riverains et communautés, élus et administrations. FINANCEMENT Nous finançons nos projets, par une combinaison de capital et de dette à long terme. Nous fonctionnons très majoritairement sur un principe de financement sans recours, avec constitution d’une société distincte pour chaque projet développé. Nos fonds propres augmentent régulièrement, nous donnant une assise financière solide et pérenne et de ce fait une capacité d’investissement croissante. MAÎTRISE D’OUVRAGE Nous nous impliquons directement, en tant que maître d’ouvrage, dans le suivi des travaux de construction de nos centrales. Nous validons ainsi que les conditions sont réunies pour faire de chacune de nos centrales un actif fiable, durable et compétitif. Nous collaborons avec des constructeurs et fournisseurs de premier rang, et faisons largement appel à des industriels locaux pour la construction. OPÉRATIONS Producteurs d’énergie, nous faisons fonctionner nos centrales de façon responsable et durablement profitable aux populations des pays où elles sont implantées. La supervision de nos centrales est assurée, en temps réel, par notre équipe de spécialistes, et la maintenance est assurée par nos sous‐traitants dans le cadre de contrats O&M. Grâce à notre expertise d’Energy Management, nous fournissons des solutions intégrées et sur mesure en matière d’énergie renouvelable, en nous appuyant sur notre portefeuille d’actifs et notre expertise du marché.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 10 NOS RESSOURCES 44,59 % 1 Impala, groupe détenu et dirigé par Jacques Veyrat et sa famille, investit dans des projets à fort potentiel de développement, dans différents secteurs d’activité et avec des niveaux de participation variables: l’Energie (détention de participations dans Neoen, Tag Energy et Castleton Commodities International), les Technologies (détention de participations dans Technoplus Industries, Edgyn, Inexto), les Cosmétiques (détention de participations dans Laboratoire Native propriétaire des marques Roger Gallet, Liérac et Phyto, dans Pharma and Beauty Group et dans Augustinus Bader), la Culture, divertissement, mode (détention de participations dans Pullin, l’Exception, Rosa Bonheur et la Caserne), la Finance (détention de participation dans Eiffel Investment Group et dans des projets de très forte croissance en Chine), l’Immobilier et les hôtels (des projets immobiliers résidentiels en région parisienne, au Luxembourg et en Espagne et un groupe hôtelier au Portugal et en France). Impala est un investisseur durable. 6,08 % 1 Le Fonds Stratégique de Participations (FSP) est une société d’investissement à capital variable enregistrée auprès de l’Autorité des Marchés Financiers, destinée à favoriser l’investissement de long terme en actions. L’objet du FSP est de prendre des participations qualifiées de « stratégiques » dans le capital de sociétés françaises et de participer à leur gouvernance en siégeant à leur Conseil d’administration ou de gouvernance. Le fonds est financé par sept grandes compagnies d’assurance désireuses d’investir à long terme dans les entreprises françaises et de les accompagner dans leurs phases de développement et de transition. Les actionnaires du FSP sont BNP Paribas Cardif, CNP Assurances, Crédit Agricole Assurances, Société Générale Assurances, Groupama, BPCE Assurances et Suravenir. Au 31 décembre 2022, le FSP détenait neuf participations dans le capital des sociétés Arkema, Seb, Eutelsat Communications, Tikehau Capital, Elior Group, Neoen, Valeo, Believe et Soitec. Le FSP continue l’étude d’opportunités d’investissement dans le capital de sociétés françaises. La gestion du FSP est déléguée à ISALT, société de gestion indépendante qui est en charge du suivi des sociétés dans lesquelles le FSP détient une participation et qui coordonne les relations avec les représentants permanents du FSP dans les conseils d’administration ou de surveillance des entreprises. Le FSP a désigné Monsieur Christophe Gégout en qualité de représentant permanent au Conseil d’administration de la Société. 4,39 % 1 Bpifrance finance les entreprises – à chaque étape de leur développement – en crédit, en garantie et en fonds propres. Bpifrance les accompagne notamment dans leurs projets d’innovation et à l’international via une large gamme de produits et services. Bpifrance est très impliqué dans le secteur des énergies renouvelables et voit dans les entreprises de ce secteur de véritables catalyseurs de compétitivité pour l’économie française qu’elle entend soutenir dans les prochaines années au travers de son plan climat (13,6 milliards d’euros dédiés aux ENR sur 2020‐2024). * Impala et Cartusia agissent de concert. Cartusia est un véhicule d’investissement long terme contrôlé par M. Xavier Barbaro et sa famille. NOS ACTIONNAIRES AU 31 DÉCEMBRE 2022 1 Nombre d’actions 114 669 498 44,59 % Impala * 1,49 % Cartusia / Mr.Xavier Barbaro * 6,08 % FSP 43,45 % Flottant 4,39 % Bpifrance 1 A la suite de la réalisation de l’augmentation de capital constatée le 29 mars 2023, ces informations ont fait l’objet d’une mise à jour détaillée dans la section 2.7 du présent document.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 14 Des financements de projets et une obligation convertible au service de notre croissance Neoen a levé plus de 350 M€ en nouveaux financements de projets en 2022, en Australie et en France, en vue d’assurer la réalisation de son ambitieux plan d’investissement. Ces financements ont finalement été apportés par les partenaires historiques de Neoen, mais aussi par de nouveaux prêteurs, Neoen oeuvrant régulièrement à l’élargissement de son pool bancaire. Par ailleurs, Neoen a réalisé une troisième émission d’obligation convertible, la deuxième dans un format d’émission verte, pour un montant de 300 M€, lui permettant de renforcer sa capacité d’investissement dans ses projets. La très large sursouscription de cette émission a souligné le vif intérêt des investisseurs convertibles pour le profil d’émetteur du Groupe. 6,6 GW en opération ou en construction dont près de 3 GW en Australie et de 1,5 GW en France À fin 2022, Neoen possède près de 6,6 GW de centrales en opération ou en construction, progressant ainsi vers son objectif de porter cette capacité à 10 GW de capacité à fin 2025. L’Australie, avec près de 3 GW en opération et en construction et la France avec près de 1,5 GW sont les deux plus grands pays de Neoen, suivis de la Finlande, du Mexique et du Portugal. Une forte croissance en 2022 : 1 340 MW de nouveaux projets sécurisés dans l’ensemble de nos régions et technologies En 2022, la croissance de Neoen s’accélère. Neoen remporte de nouveaux projets non seulement dans ses pays « historiques », en Australie, en France, au Portugal, mais aussi en Finlande, en Suède ou au Canada, où sa présence locale et la compétence de ses équipes permet à Neoen de se développer rapidement dans l’éolien, le solaire ou le stockage. Nous diversifions également notre base de clients, en signant de plus en plus de PPA avec des entreprises privées, tout en continuant de gagner de nombreux appels d’offres gouvernementaux, comme en France, où Neoen a terminé l’année 2022 principal lauréat du dernier appel d’offre gouvernemental. LES FAITS MARQUANTS 2022

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 15 L’un des plus grands opérateurs de batteries au monde avec plus de 1 GW de stockage Avec le démarrage des constructions de Western Downs Battery au Queensland (200 MW / 400 MWh), Blyth Battery en Australie‐Méridionale (200 MW / 400 MWh) et Storen Power Reserve en Suède (40 MW / 40 MWh), la puissance totale des batteries de Neoen en opération ou en construction dépasse désormais les 1 000 MW. Neoen a également élargi la palette de ses offres en concevant des solutions ultra‐flexibles de batterie virtuelle pour ses clients ou en fournissant au réseau des services d’inertie à grande échelle, une première mondiale. Nous sommes fiers d’être un accélérateur de la transition énergétique. Premier contrat de fourniture d’électricité verte en continu Pour la première fois en 2022, Neoen a signé un contrat de fourniture d’électricité en continu (baseload PPA) : en compensant l’intermittence de son énergie renouvelable grâce à ses capacités de stockage et à son expertise en matière d’energy management, Neoen peut désormais fournir une électricité verte non intermittente. À travers ce premier contrat, Neoen démontre sa capacité à innover et à intégrer ses actifs de production et de stockage pour toujours mieux s’adapter à la demande de ses clients. Neoen concrétise sa présence en Suède et au Canada Avec le démarrage de la construction du parc solaire de Fox Coulée (93 MWc) en Alberta au Canada, Neoen matérialise sa présence au Canada, et opère désormais du nord au sud du continent américain. 2022 est aussi une année faste pour la Suède : ont démarré les constructions d’un parc éolien (Storbränkullen, 57,4 MW) et d’une batterie (Storen Power Reserve, 40 MW / 40 MWh). Neoen y a également sécurisé un PPA pour un parc solaire (Hultsfred, 90 MWc), dont la construction est prévue pour 2023. LES FAITS MARQUANTS 2022

CAPACITÉ CIBLE À FIN 2025* CALENDRIER FINANCIER 2023 PERSPECTIVES 1 ET TENDANCES NOTRE AMBITION POUR 2025 16 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 ≥ 2008 Janv. 2017 Sept. 2018 Déc. 2019 Déc. 2022 2 GW 3 GW 6,6 GW 1 GW 2025 10 GW *capacité en opération ou en construction. Neoen prévoit pour l’année 2023 un EBITDA ajusté 2 compris entre 460 et 490 millions d’euros ainsi qu’une marge d’EBITDA ajusté proche de 80 %. Le Groupe a également pour objectif de générer une croissance annuelle à deux chiffres de son EBITDA ajusté sur la période 2023‐2025. Neoen ambitionne ainsi que son EBITDA ajusté dépasse 600 millions d’euros en 2025. Neoen réitère son ambition d’atteindre au moins 10 GW en opération ou en construction 3 d’ici fin 2025. L’ensemble de ces objectifs tiennent compte de la meilleure estimation à date du calendrier d’exécution de ses projets. Enfin, l’objectif du Groupe est toujours d’avoir un ratio de dette nette sur EBITDA ajusté compris entre 8,0x et 10x fin 2025. Résultats annuels 2022 Chiffre d’affaires du 1 er trimestre 2023 et données opérationnelles Assemblée générale annuelle Résultats du premier semestre 2023 Chiffre d’affaires des 9 premiers mois 2023 et données opérationnelles 1 er mars 2023 2 mai 2023 10 mai 2023 27 juillet 2023 2 novembre 2023 1 Ces prévisions 2023 ont été établies conformément aux méthodes comptables appliquées dans les états financiers consolidés du Groupe pour l’exercice clos le 31 décembre 2022, sur la base des périmètres de consolidation et d’activité existants à la date d’arrêté des comptes du Groupe 2022 (28 février 2023) et sur l’hypothèse d’une relative stabilité de l’environnement dans lequel opère le Groupe. Elles reposent également sur l’absence de retard dans la mise en service des projets appelés à entrer en opération au cours de l’année 2023. 2 La définition de l’EBITDA ajusté est identique à celle qui a été retenue à fin décembre 2022. 3 Capacité consolidée post farm-down.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 23 Australie Hornsdale Power Reserve, 100 MW / 129 MWh, la plus grande centrale de stockage avec batteries au monde Développement en Argentine Développement en Zambie 2017 France Azur Stockage, 6 MW / 6 MWh, la plus grande batterie directement raccordée au réseau (en métropole) Irlande Acquisition de 8 fermes éoliennes Australie Extension de Hornsdale Power Reserve Capacité totale de 150 MW/193,5 MWh 2019 Mise en service de la Victorian Big Battery (300 MW / 450 MWh) en Australie Mise en service du Bulgana Power Green Hub, constitué d’un parc éolien de 204 MW et d’une batterie de 20 MW / 34 MWh en Australie France Neoen remporte 204 MWc de projets solaires Argentine Mise en service de la centrale solaire Altiplano 200 (208 MWc) Neoen réalise avec succès son augmentation de capital d’un montant de 600 Millions d’euros 2021 Développement en Finlande et signature d’un PPA avec Google Neoen franchit le seuil de 1 GW en Australie Avec près de 2 GW de capacité en opération ou en construction à fin juin, Neoen a doublé de taille en 18 mois Neoen réalise la plus grande introduction en Bourse de l’année 2018 (700 Millions d’euros) 2018 Finlande Yllikkälä Power Reserve One, 30 MW / 30 MWh, la plus grande batterie des pays nordiques Neoen rejoint les indices SBF 120, MSCI France Small Cap Index et le S&P Global Clean Energy Index Australie Début de la construction de Western Downs Green Power Hub (460 MWc), le plus grand parc solaire Mexique Centrale solaire El Llano, 375 MWc Salvador Centrale solaire Capella, 140 MWc 2020 Australie Signature du premier contrat PPA baseload avec BHP Neoen franchit le seuil de 1 GW en stockage et propose de nouveaux services: inertie, batteries virtuelles... Développement au Canada Signature de nouveaux PPA : en Finlande avec Equinix (102 MW), en Suède avec H&M (90 MWc) et Coveris, en France avec TDF (34 MW), en Australie avec Flow Power (40 MW), AGL (70 MW) et Stanwell (215 MW) Avec le démarrage de la construction de Western Downs Battery (200 MW / 400 MWh), Blyth Battery (200 MW /400 MWh) en Australie et Storen Power Reserve (40 MW / 40 MWh) en Suède, Neoen atteint 1 GW de stockage en opération ou en construction France Premier PPA corporate signé avec TDF (62 MW) Plus de 300 MW de projets solaires et éoliens remportés 2022

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 24 1.1.2 STRATÉGIE Notre vision Le déploiement des énergies renouvelables est une évidence, car elles répondent à une triple urgence : écologique, économique et stratégique. Seuls les énergéticiens spécialisés, indépendants, implantés localement et financièrement solides, apporteront les solutions les plus durables et les plus performantes pour accélérer cette révolution. Notre mission Partout où nous sommes présents, penser et mettre en œuvre localement les moyens de produire durablement et à grande échelle, l’électricité renouvelable la plus compétitive. Notre stratégie Consolider nos positions géographiques existantes Neoen est un acteur diversifié géographiquement, présent dans 16 pays et 3 zones géographiques (Amériques, Europe‐Afrique, Australie) à travers ses équipes locales. Le Groupe prévoit à l’avenir de croître très majoritairement dans les pays dans lesquels il est déjà implanté, où il a pour ambition de développer un portefeuille équilibré entre solaire, éolien et stockage. En se renforçant dans ses géographies existantes, Neoen pourra bénéficier des ressources déjà présentes et de sa courbe d’expérience pour augmenter le nombre de ses projets, leur taille moyenne et leur compétitivité. Neoen souhaite par ailleurs se développer de manière sélective dans des nouveaux pays, principalement dans la zone OCDE, qui continuera de représenter au moins 80 % de sa capacité en opération. Cette expansion géographique sera réalisée dans des pays où le solaire et l’éolien sont des énergies intrinsèquement compétitives ou dans ceux qui ont des besoins en matière de stockage d’énergie. Ces pays devront également offrir un potentiel de développement significatif, permettant au Groupe de construire une position de leader. Neoen recherchera des contrats libellés en devises fortes et privilégiera des financements sans recours auprès de prêteurs locaux et internationaux. A horizon 2030, Neoen ambitionne d’être un leader local dans 12 à 14 pays au sein de ses 3 zones géographiques. Se positionner comme un acteur intégré solaire, éolien et stockage Neoen est un acteur intégré, avec un mix technologique complet (solaire, éolien, stockage). Cette présence sur les trois segments, qui va de pair avec la diversification géographique, permet de diminuer l’exposition du Groupe aux aléas climatiques et de stabiliser sa production. Sa stratégie en matière de stockage s’inscrit dans une démarche plus large : les batteries de grande taille permettent de fournir de nombreux services aux réseaux et ainsi d’intégrer de plus en plus d’actifs renouvelables dans la matrice énergétique d’un pays. Par ailleurs, en intégrant dès la conception et la structuration des projets, la possibilité de rajouter des batteries, Neoen améliore l’attractivité globale des 1 Ce seuil exclut les actifs vendant leur production sur les marchés spots préalablement à l’entrée en vigueur de leur PPA (phase dite d’early generation). projets. Enfin, grâce à son expertise en energy management, Neoen intègre et optimise ses différents actifs, pour répondre toujours mieux aux attentes de ses clients (PPA baseload...). A horizon 2030, Neoen ambitionne de s’appuyer sur son expertise en matière de stockage et d’energy management comme élément clef de différentiation vis‐à‐vis de ses concurrents. Vendre notre énergie via différents canaux Au‐delà des contrats de vente d’électricité auprès des contreparties publiques, notamment gouvernementales, et des distributeurs d’électricité, qui continuent d’offrir des perspectives de revenus solides pour Neoen, le Groupe prévoit de poursuivre la diversification de sa base de clients auprès d’acheteurs privés sous la forme de contrats de ventes d’électricité (PPA) de préférence de moyen et long terme. Il existe en effet une très forte demande de la part de ces contreparties privées, pour laquelle le Groupe est idéalement positionné grâce à son portefeuille de projets dédiés, son équipe dédiée d’Energy Management et ses offres de contrats de ventes d’électricité sophistiqués qui peuvent s’appuyer sur son activité de stockage. De plus, tout en continuant à se concentrer sur la sécurisation de revenus stables et à long terme par le biais de contrats de vente d’électricité, Neoen cible de manière stratégique des revenus de marché additionnels en tirant parti des prix favorables du marché, dans les pays où les marchés spot sont développés, et ce dans la limite de 20 % 1 de sa capacité installée hors stockage. Croître principalement de façon organique La croissance du Groupe est très majoritairement organique, lui permettant de créer de la valeur tout au long du développement des projets, de leurs structurations industrielle et financière jusqu’à leur mise en opération et au‐delà. Le Groupe pourrait toutefois, comme par le passé, réaliser de manière opportuniste des opérations de croissance externe ciblées et créatrices de valeur, notamment des actifs dévalorisés ou offrant un potentiel de repowering. Être l’actionnaire de long terme des actifs que nous avons développés Le modèle de Neoen est avant tout de garder le contrôle des actifs qu’elle a développés et d’en être l’actionnaire majoritaire, et souvent unique. Cette stratégie develop-to-own permet au Groupe d’être garant de la qualité et de la performance de ses actifs et lui offre ainsi un avantage compétitif important lors des appels d’offres privés ou publics. Elle lui permet également de capter la valeur à long terme des centrales tout au long de leur durée de vie et de bénéficier de leur potentiel de repowering. Mettre en œuvre une activité complémentaire de farm‐down Depuis 2021, Neoen procède de manière régulière mais sélective à la cession totale ou majoritaire de projets de son portefeuille sécurisé (farm-down). Cette activité a vocation à être mise en œuvre dans la limite de 20 % du volume des projets remportés chaque année. Ces opérations de farm-down permettent de renforcer la capacité financière du Groupe et donc de contribuer

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 25 au financement de la construction de nouveaux actifs. Neoen prévoit, dans la mesure du possible, de maintenir une détention minoritaire au sein des projets concernés, d’en assurer la gestion administrative et opérationnelle, et de conserver des droits fonciers afférents, de manière à pouvoir prendre part à la phase de repowering ultérieure de ces projets. Construire une stratégie de procurement de long terme Neoen veille à ne pas dépendre d’un unique fournisseur ou sous‐traitant pour ses panneaux solaires, turbines éoliennes et autres composants du système. Le Groupe travaille avec des fournisseurs qui sont tous de premier plan (« Tier one ») et respectent les normes les plus exigeantes de santé, sécurité, environnement et qualité. Quel que soit le pays dans lequel le projet se situe, Neoen travaille uniquement avec des contractants EPC de premier rang qui ne pourront être choisis qu’après un processus rigoureux de pré‐sélection. Se financer principalement au niveau des actifs Neoen se finance principalement par endettement au niveau des actifs et souscrit majoritairement une dette sans recours, à long terme, à taux fixe autant que possible, et dans les mêmes devises fiables que les revenus des projets, afin de préserver la stabilité de la structure du capital et, à l’avenir, de minimiser les risques connexes. Le Groupe considère que la mise en œuvre de cette stratégie devrait lui permettre d’envisager, à l’horizon 2030, d’atteindre une capacité totale en exploitation ou en construction d’au moins 20 GW. 1.2 DESCRIPTION DU MARCHÉ DES ÉNERGIES RENOUVELABLES 1.2.1 UN MARCHÉ MONDIAL DES ÉNERGIES RENOUVELABLES EN FORTE CROISSANCE La croissance des énergies renouvelables est tirée par une augmentation sous‐jacente des besoins en énergie toutes sources confondues, couplée à une volonté de plus en plus marquée d’alimenter l’outil de production, et les populations, en énergie verte et à des prix compétitifs. Dans son dernier World Energy Outlook (2022), l’Agence international de l’énergie (IEA) estime que les capacités de production d’énergie, toutes sources confondues, devraient passer de 8,2 TW en 2021 à 19,8 TW en 2050, soit plus du double. Parmi ces sources d’énergie, le solaire devrait connaître la plus forte progression, avec un taux de croissance annuel moyen proche de 8 % sur la période, suivi de l’éolien à plus de 5 %. Au sein de ces capacités de production, la part du solaire et de l’éolien devrait passer de 21 % environ en 2021 à 56 % en 2050. Prévision de la capacité de production d’électricité installée (en GW) 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 2010 2020 2021 2030 2040 2050 Solaire Eolien Gaz Hydro Charbon Autre Source : International Energy Agency (2022), World Energy Outlook 2022, IEA, Paris

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 26 Prévisions de l’évolution de la production d’énergie renouvelable par zone géographique 12 198 32 28 553 189 91 764 568 28 503 108 102 1 196 219 245 2 081 457 2021 TCAM 2021-2050E : + 7,2 % TCAM 2021-2050E : + 4,8 % TCAM 2021-2050E : + 10,4 % TCAM 2021-2050E : + 7,8 % TCAM 2021-2050E : + 5,0 % TCAM 2021-2050E : + 5,1 % 2021 2021 2030 2030 2030 n Solaire n Eolien n Solaire n Eolien n Solaire n Eolien 2050 2050 2050 Australie (en TWh) Europe (en TWh) Amérique centrale et du Sud (en TWh) TCAM : Taux de Croissance Annuel Moyen Source : World Energy Outlook 2022, IEA & étude Baringa Australia NEM Reference Case projections. Le « World Energy Outlook 2022 » de l’IEA et l’étude « Baringa Australia NEM Reference Case projections » estiment par ailleurs que l’Australie, l’Europe et l’Amérique Centrale et du Sud devraient observer une croissance significative de la production d’énergie éolienne et solaire d’ici 2050. Concernant l’éolien, l’Australie devrait bénéficier de la plus forte croissance, à un taux moyen annualisé de + 7,8 %, suivi par l’Amérique Centrale et du Sud avec une croissance estimée de + 5,1 % par an et par l’Europe avec une croissance annuelle moyenne de + 5 %. Concernant le solaire, la production d’énergie en Amérique Centrale et du Sud devrait connaître une augmentation de + 10,4 % par an. L’Australie et l’Europe devraient quant à elles observer une croissance de leur production d’énergie solaire de + 7,2 % et + 4,8 % par an respectivement jusqu’en 2050. L’augmentation attendue de la part du solaire et de l’éolien dans le mix énergétique résulte de plusieurs dynamiques positives, et notamment : • l’engagement des Etats contre le réchauffement climatique, comme affiché dans le cadre des accords internationaux tels que l’accord de Paris. Or, l’énergie est un des domaines où la réduction des émissions de CO2 est la plus actionnable aujourd’hui, car les solutions décarbonées comme les énergies renouvelables existent et sont efficaces ; • la compétitivité du solaire et de l’éolien, qui sont aujourd’hui les solutions de production d’énergie les moins chères dans de nombreuses parties du monde. Au‐delà de la volonté politique, le remplacement des moyens de production thermiques vieillissant par des énergies renouvelables est souvent une évidence économique. Cette compétitivité grandissante des énergies renouvelables est matérialisée par une baisse importante de leurs coûts du fait de facteurs technologiques et opérationnels. Baisse des coûts moyens d’installation depuis 2010 (en USD/kW) 0 500 1 000 1 500 2 000 2 500 3 000 3 500 4 000 4 500 5 000 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2021 2020 Solaire photovoltaïque : -82 % Eolien terrestre : -33 % n Solaire photovoltaïque n Eolien terrestre Source : IRENA (2022), Renewable Power Generation Costs in 2021, International Renewable Energy Agency.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 27 • le soutien des gouvernements dépasse aujourd’hui le cadre des subventions à la production d’électricité et s’inscrit dans la démarche long terme d’une transition énergétique. Certains pays y voient l’opportunité de dynamiser leur économie, d’assurer une production d’électricité pérenne, souveraine et bon marché, et de créer des emplois pour compenser la perte de ceux historiquement présents dans les industries carbonées et déclinantes. Les « plans Hydrogènes » ou le soutien à la voiture électrique en Europe en sont une des matérialisations les plus récentes. Ces nouveaux champs d’utilisation de l’électricité devraient par ailleurs renforcer la demande à moyen terme et favoriser les énergies renouvelables grâce à leur compétitivité ; • la volonté de verdir le mix énergétique est aussi reprise par le secteur privé, pour des raisons citoyennes, économique ou marketing. On assiste en effet à la multiplication des contrats d’achats auprès des entreprises. Ces dernières se distinguent par des démarches comme le « RE100 » 2 et mettent en avant leur stratégie d’acquisition d’énergie renouvelable qui leur permet d’être reconnues comme des entreprises « vertes » engagées dans des politiques d’énergie propre. Le recours aux énergies renouvelables leur permet également de réduire leurs coûts et le risque lié à la volatilité des prix concernant leurs besoins en électricité. Neoen s’attend à ce qu’un marché important des contrats de vente d’électricité privés portant sur les énergies renouvelables se développe dans les années à venir, à mesure que la parité réseau s’étend et que ces acheteurs deviennent de plus en plus sophistiqués. De fait, en 2022, le marché des contrats de vente d’électricité avec des acheteurs privés (corporate PPAs) a représenté un volume de 36,7 GW, avec plus de 167 entreprises. Cela représente une augmentation de 18 % par rapport à 2021, et de 45 % par rapport à 2020 (Source : BNEF’s 1H 2023 Corporate Energy Market Outlook). 1.2.2 L’IMPACT GRANDISSANT DES SOLUTIONS DE STOCKAGE Traditionnellement, l’inconvénient majeur associé au solaire et à l’éolien était leur intermittence. Ainsi, un réseau comprenant une part importante de renouvelable se voyait exposé à de potentiels problèmes de stabilité et de maintien de l’équilibre entre offre et demande. Pour faire face aux aléas, imparfaitement prévisibles, de la production d’énergies renouvelables, les gestionnaires de réseaux préféraient limiter la quantité de centrales intermittentes connectées. Les technologies de stockage permettent désormais une pénétration plus importante des énergies renouvelables. Elles présentent le double avantage de pouvoir répondre aux déséquilibres entre l’offre et la demande avec plus de réactivité qu’une centrale thermique, et d’utiliser, après l’avoir stockée, l’énergie produite par les installations solaires et éoliennes quand cette production excède la demande sur le réseau et aurait normalement été « effacée » (curtailement). Les capacités de stockage représentent donc un facteur facilitateur important pour le développement des énergies renouvelables, qui, à leur tour, contribueront à la très forte progression des capacités de stockage dans les années à venir. 2 RE100 est une initiative internationale portée par deux ONG, The Climate Group et le CDP. Lancée en 2014 lors de la “Climate Week” à New York, elle vise à réunir des entreprises internationales qui s’engagent à s’approvisionner en électricité 100 % renouvelable. Prévisions d’évolution mondiale des capacités de stockage En 2021, 27 GW / 56 GWh de batteries étaient connectés aux réseaux électriques. La capacité mondiale de stockage des batteries devrait être multipliée par 15 entre 2021 et 2030, avec 411 GW / 1 194 GWh de batteries installées dans le monde d’ici 2030 selon le dernier rapport de recherche BloombergNEF (BNEF, 2022). Les Etats‐Unis et la Chine devraient représenter plus de la moitié des nouvelles installations de stockage mondiale d’ici 2030. Cependant, l’Europe est en train de rattraper son retard dans ce contexte de crise énergétique. Selon l’étude BNEF, 61 % du stockage d’énergie construit d’ici 2030 sera destiné au transfert d’énergie, par exemple stocker l’énergie solaire ou éolienne pour l’utiliser ultérieurement. Les politiques de soutien en faveur des énergies renouvelables, les engagements climatiques de la part des gouvernements et le besoin croissant pour des ressources flexibles sont les moteurs communs de cette croissance. Dans ce contexte, le secteur rencontre toutefois quelques difficultés qui pourraient ralentir la tendance à court terme. Les problèmes d’approvisionnement liés à la pandémie, l’inflation, la hausse des coûts de transport et des prix des matières premières ont impacté les coûts d’installation des solutions de stockage au cours de l’année 2022. Cependant, la pénétration croissante des énergies renouvelables fait du stockage d’énergie une ressource flexible et incontournable de nombreux systèmes électriques. Selon qu’elles soient directement raccordées au réseau ou liées à un projet d’énergies renouvelables, les solutions de stockage seront configurées selon différents business models et généreront différents types de revenus. Pour plus de détails, se reporter au paragraphe 1.3.2.3 « stockage d’énergie ». 1.2.3 STRUCTURE DES MARCHÉS 1.2.3.1 MODALITÉS DE VENTE DE L’ÉLECTRICITÉ Les producteurs d’énergies renouvelables peuvent vendre l’électricité produite par leurs installations selon différents types de contrats long terme avec un ou plusieurs acheteurs qui peuvent être des entreprises de distribution d’électricité (utilities), publiques ou privées, des administrations publiques ou des acheteurs privés. Ces contrats sont décrits plus en détail aux paragraphes 1.3.4.1 « clients du Groupe » et 1.3.4.2 « contrats de vente de l’électricité » du présent document. Cette typologie peut être résumée comme suit : • des contrats de vente d’électricité remportés dans le cadre d’appels d’offres, conclus pour une durée de 10, 15, 20 ou 25 ans et portant généralement sur une capacité déterminée d’électricité à un prix donné ;

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 28 • des contrats de gré à gré avec des acheteurs sophistiqués, tels que des entreprises énergétiques ou des entreprises privées ayant des besoins énergétiques spécifiques. Ces contrats portent généralement sur une puissance déterminée, à des prix contractuellement définis, livrée directement ou indirectement, à la contrepartie. Ils ont une durée plus courte que les contrats avec des acheteurs publics ou parapublics ou entreprises privées de distribution d’électricité, en général de 10 à 15 ans pour l’éolien et le solaire, et de 7 à 15 ans pour les batteries. Dans certains cas, en nombre limité, ces contrats peuvent être plus courts, sans être inférieurs à une durée de 5 ans. Dans leur très large majorité, les contrats sont de type take-or- pay et ne présentent pas de risque volume puisque l’engagement porte sur un prix au MWh, quel que soit le volume injecté dans le réseau. Dans certains cas, en nombre limité, des contrats peuvent prévoir des engagements de volumes minimum qui doivent être délivrés sur une période donnée. En outre, certains clients sollicitent désormais des contrats de vente d’électricité en continu (baseload contracts), dans le cadre desquels sont pris des engagements de fourniture 24h/24 et 7j/7. Les contrats de vente ne sont, en règle générale, pas indexés sur les prix de l’électricité, du pétrole ou du gaz, mais peuvent être indexés totalement ou partiellement sur l’inflation. Ils peuvent également contenir une protection contre les variations des taux de change dans les pays émergents : par exemple sous forme de paiement direct en devise forte, ou bien sous forme de paiement en devise locale mais avec clause d’ajustement en fonction de l’évolution du taux de change avec une devise forte de référence. Les producteurs peuvent compléter les revenus qu’ils tirent des contrats ci‐dessus par des ventes d’électricité sur les marchés spot (paragraphe 1.3.4.1 (iv) « vente sur le marché de l’électricité (marché spot) » du présent document). Ces ventes peuvent aussi être réalisées au moyen de contrats ou de couvertures physiques, ou financières, à court terme et peuvent être utilisées stratégiquement pour exploiter la capacité des installations qui n’est pas destinée à être vendue via des contrats long terme de type contrats de vente d’électricité. Ces ventes peuvent intervenir : • entre la mise en service de la centrale et l’entrée en vigueur du contrat de vente d’électricité ; • à l’issue des contrats de vente d’électricité réglementaires ou privés pour tout ou partie des volumes de production ; • pour l’excédent des volumes de production qui dépasse le montant maximum contractualisé ou remporté à l’issue d’un appel d’offres. Ces situations sont de plus en plus fréquentes. Elles sont facilitées par l’arrivée d’acteurs de type agrégateurs ou route-to-market off-takers, simplifiant pour les producteurs renouvelables indépendants l’accès et les ventes sur le marché libre. Par ailleurs, la possibilité de pouvoir réaliser ces ventes est de plus en plus prise en compte par les prêteurs dans l’analyse du profil financier d’un projet. En sus des revenus générés par les ventes d’électricité, les exploitants de centrales de production d’électricité solaire ou éolienne et d’installations de stockage peuvent percevoir des revenus complémentaires au titre de : • primes de capacité, en présence de marchés de capacité, (en général proportionnelles à la capacité disponible) ; • la vente de certificats verts proportionnels à la production, selon la réglementation applicable, par exemple les Large-scale Generation Certificate en Australie ou les Garanties d’origines (GO) en Europe ; • une rémunération sous forme de contrat d’engagement de service ou de disponibilité pour certaines centrales de stockage : il s’agit en général d’une rémunération contractualisée pour permettre à un gestionnaire de réseau ou un État de bénéficier des services que fournit la batterie ; • une rémunération de régulation de fréquence : il s’agit de rémunérer des services de stabilisation vendus aux gestionnaires de réseaux ; • un revenu lié au report de production : l’électricité produite est stockée pendant les heures creuses puis revendue en période de pointe pendant les périodes de prix élevés. À noter que les 3 dernières catégories de rémunérations précitées peuvent également être réalisées par des installations de stockage indépendantes (directement connectées au réseau). 1.2.3.2 TENDANCES AFFECTANT LA STRUCTURE DES MARCHÉS Évolution vers une combinaison de plusieurs business models pour un même actif. Les actifs intègrent des modes de rémunération de plus en plus complexes. Il peut y avoir plusieurs contrats de vente d’électricité, avec des acheteurs différents, conclus à des conditions et pour des durées différentes. Une partie de l’électricité peut ainsi être vendue à des acteurs privés. Par ailleurs, les ventes sur les marchés spot, ou les couvertures court terme, même si elles restent opportunistes, peuvent permettre de bénéficier d’un gain additionnel par rapport aux tarifs de rachat contractualisés à l’issue de l’appel d’offres. C’est particulièrement le cas dans les géographies clés du Groupe que sont l’Australie, la France ou la Finlande, car les énergies renouvelables sont à parité réseau et donc les tarifs des contrats d’achat long terme sont généralement moins élevés que le marché spot. Elles peuvent aussi améliorer le profil financier du projet en intervenant entre la mise en service de la centrale et l’entrée en vigueur du contrat de vente d’électricité. En outre, l’intégration avec des installations de stockage permet de percevoir des rémunérations au titre des réserves de capacité et de la régulation de fréquence, et renforce les opportunités d’effectuer des ventes sur les marchés spot via le report de production.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 29 Développement de l’activité de stockage. Les progrès technologiques et la baisse des coûts de production des équipements de stockage d’électricité permettent le développement des installations de stockage, pour répondre aux déséquilibres liés à l’intermittence des énergies renouvelables. Par ailleurs, les gestionnaires de réseaux devraient de plus en plus faire appel aux batteries pour fournir des services d’équilibrage et de lissage de la production. Développement de projets multi‐technologies. En plus des batteries installées indépendamment de tout autre actif, de plus en plus de projets éoliens ou solaires sont couplés à une solution de stockage, permettant de contrer les impacts négatifs liés à l’intermittence des énergies renouvelables. Dans ce contexte, un acteur comme Neoen, qui maîtrise plusieurs technologies, est naturellement avantagé par rapport à un producteur spécialisé sur une seule de ces sources d’énergie. Amélioration de la compétitivité des projets. Les énergies renouvelables sont de plus en plus compétitives, avec un nombre de pays à parité réseau qui ne cesse d’augmenter. Cette compétitivité découle de la baisse à long terme des coûts de capex , alliée à deux autres dynamiques positives pour la compétitivité des projets : d’une part une tendance à aller vers des projets de plus grande ampleur, générant des effets d’échelle, et d’autre part la pénétration du solaire résidentiel dans de nombreux pays, avec une consommation au plus près de la production. Les évènements de l’année 2022 (augmentation des coûts post covid et des prix de l’électricité dans un contexte de crise énergétique en Europe) n’ont pas fondamentalement modifié ce mouvement de fond même si le prix unitaire de l’électricité renouvelable a pu augmenter. 1.2.4 ENVIRONNEMENT CONCURRENTIEL Le marché des énergies renouvelables reste encore très ouvert et très fragmenté, composé dans de nombreux pays d’acteurs de toutes tailles. Des barrières à l’entrée grandissantes et le souhait des acteurs historiques de l’électricité, mais aussi plus largement du secteur de l’énergie, de faire évoluer rapidement leur mix énergétique, devraient contribuer à une dynamique de concentration. À cela vient s’ajouter l’intérêt croissant des investisseurs pour la détention de portefeuilles d’actifs renouvelables. Ainsi, des distributeurs et fournisseurs d’électricité (utilities) historiques nationaux, déjà leaders régionaux ou mondiaux de l’électricité et sortis depuis longtemps de leur marché domestique, ont développé un savoir‐faire dans les énergies renouvelables et disposent de filiales dédiées avec des implantations internationales (EDP Renováveis, EDF Renouvelables, Enel). À ceux‐ci s’ajoutent des acteurs internationaux spécialisés dans le domaine des renouvelables, comme Neoen ou encore Scatec, Voltalia ou OX2 et des acteurs de petite taille opérant localement, dont la proportion tend à se réduire. Par ailleurs, une nouvelle catégorie de pure player solaires prend de l’essor comme Solaria. Enfin, des entreprises énergétiques de premier plan, telles que Engie ou Total energies, ont renforcé leurs positions sur le marché des énergies renouvelables par des acquisitions récentes de développeurs et producteurs indépendants d’électricité solaire ou éolienne. D’autres concurrents ont aussi cherché à augmenter leurs parts de marché à travers des opérations de fusions et rapprochements d’entreprises qui ont donné naissance à des acteurs plus importants, possédant des ressources financières significatives comme Squadron Energy en Australie. Neoen est un des principaux producteurs indépendants d’énergie exclusivement renouvelable dans les pays dans lesquels le Groupe est implanté ou à l’intention de le devenir dans les prochaines années. Neoen est ainsi le premier producteur indépendant français d’énergies exclusivement renouvelables. Il est également le premier producteur indépendant d’énergies exclusivement renouvelables en Australie. La concurrence pour l’octroi des projets reste forte. Mais si les autorités en charge des appels d’offres poussent les acteurs à faire porter la concurrence sur le tarif, elles tiennent également de plus en plus compte de l’expérience et de l’historique de l’opérateur, notamment en matière de capacité à avoir déjà su mener à bien dans les délais et dans les coûts prévus, des projets importants. La capacité à préqualifier les projets (obtention des terrains, études environnementales, études techniques, obtention des permis de construire), c’est‐à‐dire à soumettre une réponse à un appel d’offres avec le moins d’incertitudes possibles quant à sa réalisation technique et juridique, est aussi clé, ce qui est bénéfique à Neoen. Enfin, l’accès au financement à des conditions acceptables et la solidité financière témoignent de la capacité à faire face aux aléas de la construction et de l’opération, et constituent, avec les éléments ci‐dessus des barrières à l’entrée grandissantes.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 32 1.3 DESCRIPTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE 1.3.1 ACTIVITÉS ET CHIFFRES CLÉS AMÉRIQUE Mexique Jamaïque Argentine Canada Salvador Équateur Le Groupe développe et opère des installations photovoltaïques dans de nombreux pays, dont la centrale de Cestas, qui est la plus puissante installation photovoltaïque de France. Au 31 décembre 2022, le Groupe disposait de 89 installations solaires en opération ou en construction d’une capacité cumulée de 3 284 MWc. Ce secteur d’activité tel que reporté dans nos chiffres financiers comprend uniquement les centrales de stockage indépendantes qui sont directement raccordées au réseau (par opposition aux solutions de stockage behind the meter dont l’action est couplée, en amont du réseau, à l’activité de production d’énergie de centrales solaires ou éoliennes). Au 31 décembre 2022, le Groupe disposait de 16 installations de stockage en opération ou en construction, d’une capacité cumulée de 1 082 MW pour 1 781 MWh de capacité de stockage, dont 11 directement raccordées au réseau. Chiffre d’affaires En millions d’euros EBITDA ajusté (1) En millions d’euros 194,1 181,6 2021 2022 2021 2022 162,3 137,3 Chiffre d’affaires En millions d’euros EBITDA ajusté (1) En millions d’euros 91,6 68,1 2021 2022 2021 2022 34,4 30,2 L’activité du Groupe se concentre sur la production d’énergie solaire et éolienne, ainsi que sur le développement de solution de stockage d’énergie. Depuis 2021, Neoen procède de manière régulière mais sélective à la cession totale ou majoritaire de projets de son portefeuille sécurisé (farm-down). Cette activité a vocation à être mise en œuvre dans la limite de 20 % du volume des projets remportés chaque année. Au 31 décembre 2022, le Groupe comptait 361 collaborateurs. L’activité se déploie dans 16 pays et sur 4 continents. (1) La notion d’EBITDA ajusté est définie au paragraphe 2.1.1 du présent document. Pays avec des actifs en opération ou en construction Autres pays avec des projets “Awarded” Autres pays avec des projets en “Advanced development”

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 34 1.3.2 SECTEURS OPÉRATIONNELS 1.3.2.1 INFORMATIONS FINANCIÈRES ET OPÉRATIONNELLES CLÉS Le tableau ci‐dessous présente les informations financières et opérationnelles clés pour les segments solaire, éolien et stockage du Groupe par zone géographique au 31 décembre 2022 : Activité Zone géographique Nombre d’installations en opération au 31.12.2022 Capacité des installations en opération (en MW) Disponibilité moyenne des installations en opération en 2022 Production des installations en opération en 2022 (en GWh) Nombre d’installations en construction au 31.12.2022 Capacité des installations en construction (en MW) Solaire Europe‐Afrique 47 706 99,3% 618 27 691 Australie 6 458 97,1% 817 1 460 Amériques 7 875 78,0% 1 560 1 93 Eolien Europe‐Afrique 41 957 97,8% 1 458 6 162 Australie 4 521 96,8% 1 504 4 569 Amériques ‐ ‐ N/A N/A ‐ ‐ Stockage Europe‐Afrique 3 44 N/A N/A 2 48 Australie 4 476 N/A N/A 4 500 Amériques 3 14 N/A N/A ‐ ‐ TOTAL 115 4 051 91,5 % 5 957 45 2 523 1.3.2.2 PLANIFICATION ET DÉVELOPPEMENT DES PROJETS SOLAIRES ET ÉOLIENS (i) Identification des opportunités Dès le début du processus de développement d’un projet, une équipe de prospection est constituée sur le marché cible et prend en charge la recherche de sites, via des collaborateurs ou des partenaires. Lorsqu’un site à fort potentiel est identifié, l’équipe de prospection mandate des experts reconnus qui réalisent les études préliminaires, par exemple d’interconnexion, et effectuent les démarches préparatoires en vue de l’obtention des permis et autorisations. Au fur et à mesure qu’elle progresse et obtient les résultats des études et des enquêtes préliminaires, l’équipe en informe la direction. Ainsi, dès les premières phases de développement, la direction est en mesure d’apprécier si le profil risque‐rendement du projet justifie des investissements supplémentaires. La possibilité d’obtenir des informations détaillées sur les sites des projets auprès des équipes et des partenaires locaux tôt dans le processus confère au Groupe l’avantage de mieux anticiper d’éventuels obstacles et de surmonter les difficultés qui pourraient survenir en lien avec l’exécution et la qualité des projets, plus particulièrement lorsque le délai entre l’annonce de procédures d’appels d’offres et les échéances de soumission est limité. De plus, le Groupe est capable d’effectuer ces démarches préliminaires à un coût initial relativement faible, avec des équipes resserrées et efficaces, minimisant ainsi son exposition financière au risque d’abandon du projet. Parmi les dépenses relatives à ces investissements initiaux figurent les frais liés aux déplacements, aux ressources humaines, aux études techniques et d’interconnexion préalables, aux études d’impact environnemental, aux permis de construire et autorisations d’exploitation. Ces dépenses de développement sont supportées par le Groupe et activées au moment où un projet rentre dans le portefeuille de développement du Groupe. Elles peuvent être dépréciées ou mises au rebut si un projet est reporté ou abandonné. Une fois que le Groupe s’est assuré de la possibilité de conclure un contrat de vente d’électricité ou de vendre son électricité sur les marchés, le projet passe en phase d’exécution durant laquelle des ressources plus importantes sont mobilisées, notamment la structuration financière et industrielle du projet. (ii) Participation aux procédures d’appel d’offres ou recherche de PPAs privés Les procédures d’appel d’offres auxquelles le Groupe participe sont structurées de façon différente selon les pays ou les types d’énergie concernés. Le Groupe cible généralement des procédures d’appel d’offres à l’issue desquelles il se voit offrir la possibilité de conclure des contrats de vente d’électricité avec de solides contreparties. Ces contrats de vente d’électricité assurent au Groupe une source de revenus relativement stable à long terme et transforment le risque de marché en un risque limité de contrepartie. En outre, ces éléments facilitent l’obtention de financements à des conditions favorables, ce qui permet au Groupe d’améliorer la compétitivité de ses offres.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 35 Les procédures d’appel d’offres auxquelles le Groupe participe sont lancées soit par des entités publiques soit par des acheteurs privés. Les entités publiques comprennent les gouvernements qui organisent ou soutiennent de telles procédures et les entreprises contrôlées par l’État, telles que les distributeurs nationaux ou régionaux d’électricité. Les contrats de vente d’électricité conclus dans ce cadre sont généralement long terme, sur 10, 15, 20 ou 25 ans. Ils sont généralement accordés sur la base de considérations de prix avec un levier faible, voire inexistant, de négociations. Pour les acheteurs privés et les entreprises de distribution (utilities), ces contrats de vente d’électricité peuvent avoir une durée plus courte, allant de 10 à 15 ans, mais offrent des leviers de négociation plus importants. Le Groupe répond de plus en plus fréquemment aux appels d’offres émanant d’acheteurs privés, et considère ceux‐ci comme une opportunité prometteuse pour l’avenir. Pour de plus amples détails relativement aux différents types de contrats de vente d’électricité conclus par le Groupe, se reporter au paragraphe 1.3.4.2 « contrats de vente de l’électricité » du présent document. Dans certains cas, en nombre très limité, le Groupe peut être amené à décider d’initier la réalisation d’une centrale éolienne ou photovoltaïque ou encore d’une installation de stockage sans contrat de vente préalable, dès lors que les perspectives de ventes sur les marchés spot offertes par les marchés locaux concernés sont suffisamment importantes, et ce dans le respect d’une limite de 20 % de sa capacité en opération totale hors installations de stockage dédiées, directement raccordées aux réseaux. (iii) Développement des projets Les caractéristiques particulières de la phase de développement des projets varient sensiblement d’un projet à un autre selon le type d’énergie produite et le pays ou la région dans lequel le projet doit être développé. En général, le Groupe structure entièrement ses projets (en s’appuyant sur les phases initiales de développement) aussitôt qu’une procédure d’appel d’offres est remportée. Ce processus de structuration de projet implique plusieurs aspects, notamment : • l’obtention des permis et la délivrance des autorisations aux niveaux local et étatique (bien que dans certaines juridictions, comme le régime actuellement en vigueur en France, le permis de construire doit être obtenu préalablement à toute candidature à la procédure d’appel d’offres) ; • la réalisation d’études de connexion pour comprendre les conditions de connexion au réseau, ainsi que les coûts associés ; • la sélection de prestataires hautement qualifiés pour les services d’ingénierie, les services de conception, fourniture et installation (services EPC) et les services d’opération et maintenance (services O&M), par la négociation de contrats complets ; • la recherche de financements de projets, très majoritairement long terme et sans recours, et l’organisation du package de sûretés et de garanties ; • la couverture, en cas de nécessité, de l’exposition du Groupe au risque de taux, sur ses financements, et de change (par exemple, dans certains cas très rares, entre les devises dans lesquelles le Groupe paie ses dépenses de construction et celles utilisées pour le financement du projet) pour la période comprise entre la signature du financement du projet et le closing financier. Le temps nécessaire à la structuration d’un projet (plus particulièrement entre le premier contact avec les prêteurs et le closing financier) dépend du marché dans lequel il a vocation à être construit. Pour un marché mature tel que l’Australie ou l’Europe, les délais sont plus courts que pour les marchés moins matures, tels que certains pays d’Amérique latine, en particulier lorsque le financement est assuré ou arrangé par des banques de développement. Le Groupe cherche constamment à réduire le délai de mise sur le marché d’un projet et estime à cet égard que tout le travail de développement fourni en amont est bénéfique par la suite. Par ailleurs, son réseau solide de partenaires et sa capacité à tirer profit de ses expériences passées réussies dans des procédures précédentes sont un facteur d’accélération de la structuration des projets. En outre, pour les pays présentant des marchés spot matures ou dans le cadre de contrats de vente d’électricité, lorsque le Groupe peut structurer ses offres afin de bénéficier de revenus spot avantageux avant l’entrée en vigueur du contrat de vente d’électricité, un délai réduit de mise sur le marché d’un projet permet d’augmenter les revenus initiaux de ce projet. Le Groupe est ainsi en mesure de créer une valeur significative à partir de ses processus de structuration accélérée. La gestion de projet est assurée par l’équipe de développement du Groupe qui est gérée par un chef de projet développement, lequel informe régulièrement la direction de l’avancement du processus. Ce chef de projet supervise la structuration du projet et coordonne différentes équipes telles que l’équipe achats, les spécialistes techniques, juridiques et en financement. Il travaille également en étroite collaboration avec des avocats, des ingénieurs, des fiscalistes, des conseillers financiers et autres. D’un point de vue opérationnel, les équipes de développement de projet assurent la passation aux équipes de construction qui, à leur tour, transmettent le projet aux équipes en charge de l’opération. Sur le plan administratif, l’équipe de financement confie la gestion de la dette à une équipe de contrôle financier, en règle générale une fois le premier tirage de dette effectué. (iv) Approvisionnement et construction Dans les pays non‐OCDE, la construction commence généralement après le closing financier. Dans les pays OCDE, la construction peut débuter avant le closing financier mais seulement après la sécurisation de l’obtention des permis matériels nécessaires et l’attribution d’une procédure d’appel d’offres ou la signature d’un power purchase agreement (PPA). Dans certains cas, en nombre très limité, le Groupe peut néanmoins décider d’initier la construction sans contrat de vente préalable. La construction du projet est prise en charge par un chef de projet construction qui prend la relève du chef de projet développement. Le chef de projet construction est responsable de tous les aspects techniques et de construction du projet, et ce à partir du moment où l’instruction de procéder à la construction (notice to proceed) est notifiée au prestataire EPC, jusqu’au transfert de l’actif au gestionnaire d’actif, ainsi que de la gestion des relations avec les parties prenantes du projet.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 36 Dans le cadre de ses missions et selon ses besoins, le chef de projet construction est soutenu par les équipes juridiques, financières et de développement du Groupe. (v) Farm‐Down de projets Depuis 2021, Neoen procède, de manière régulière mais sélective à la cession totale ou majoritaire de projets de son portefeuille sécurisé (farm-down), dans la limite de 20 % du volume des projets remportés chaque année. Ces opérations de farm-down permettent de renforcer la capacité financière du Groupe et donc de contribuer au financement de la construction de nouveaux actifs. Neoen prévoit, dans la mesure du possible, de maintenir une détention minoritaire au sein des projets concernés, d’en assurer la gestion administrative et opérationnelle, et de conserver des droits fonciers afférents, de manière à pouvoir prendre part à la phase de repowering ultérieure de ces projets. Après avoir cédé quatre centrales solaires en opération et deux parcs éoliens en construction en France en 2021, Neoen a cédé 95 % de ses parts dans le parc éolien en opération de Saint‐Sauvant en France en 2022. Le Groupe a également annoncé en 2022 son intention de céder 100 % de la centrale solaire de Cabrela au Portugal, opération qui a été formellement conclue le 22 février 2023. (vi) Opération des actifs de production En ligne avec sa stratégie majoritairement develop-to-own, le Groupe accorde une grande importance au bon fonctionnement et à la préservation de ses actifs de production sur le long terme. Le Groupe sous‐traite la maintenance de chaque actif dans le cadre de contrats O&M complets et protecteurs à long terme, et négocie les garanties contractuelles du prestataire O&M en ce qui concerne la disponibilité de l’installation et les paiements compensatoires dans l’éventualité où la disponibilité serait inférieure aux minimums spécifiés, ainsi que d’autres garanties de performance. En règle générale, les contrats O&M du Groupe ont une durée minimale de 10 ans et comprennent des options d’extension dans des conditions pré‐agréées activables à la main du Groupe. Au titre de ces contrats, les prestataires O&M solaires sont généralement les mêmes que ceux qui se sont occupés de la construction de l’actif ; dans l’éolien, les turbiniers assurent la maintenance de leurs turbines. Classification des projets Le Groupe suit l’avancement de ses projets selon une nomenclature définie, à mesure qu’ils évoluent depuis leur planification initiale jusqu’à leur date de début des opérations de commercialisation (commercial operation date ou COD). Les différentes étapes des projets, dans toutes les zones géographiques, aussi bien pour le solaire l’éolien et le stockage, sont les suivantes : Projets en phase early stage Un projet (i) situé sur un terrain pour lequel le propriétaire a confirmé son intention de contracter avec le Groupe, (ii) situé à proximité d’un point de raccordement au réseau électrique, (iii) pour lequel des études techniques ont été initiées mais non finalisées. Projets en phase advanced development Projets pour lesquels les éléments suivants ont été réalisés : • immobilier : signature d’un contrat validant l’utilisation du terrain ; • accès au réseau : raccordement préliminaire au réseau confirmé ; • technique : études de préconceptions achevées. Projets en phase tender‐ready Projets pour lesquels les éléments suivants ont été réalisés : • un permis de construire a été obtenu et toutes les conditions préalables à la signature d’un contrat de vente d’électricité sont remplies, dans un pays qui : – dispose d’un programme de développement des énergies renouvelables par le biais de procédures d’appel d’offres récurrentes ; ou – présente un marché liquide de contrats de vente d’électricité auprès d’entreprises privées. • un tarif d’achat obligatoire est disponible et une demande de permis de construire a été soumise. Sur la base de ces critères, un projet qui atteint la phase tender-ready ne sera pas reclassé à un stade moins avancé tant que : • la dynamique de marché des énergies renouvelables du pays concerné reste inchangée ; et • les exigences pour l’obtention d’un contrat de vente d’électricité demeurent les mêmes. Les projets en phase advanced development et les projets en phase tender-ready forment l’advanced pipeline. Les projets en phase advanced development qui remportent des procédures d’appel d’offres sont considérés comme des projets en phase awarded et ce, sans avoir été préalablement classifiés en tant que projets en phase tender-ready. Projets en phase awarded A : Une première demande d’autorisation (environnementale pour l’éolien ou de permis de construire pour le photovoltaïque) pour le projet a été acceptée et n’est plus susceptible d’appel, et il existe une garantie de conclusion d’un contrat de vente pour l’électricité produite une fois le projet construit ; ou encore B : le projet a remporté une procédure d’appel d’offres ou a signé un contrat long‐terme de vente d’électricité. À ce stade, certaines autorisations additionnelles peuvent être requises pour autant que le Groupe les juge secondaires par rapport à l’autorisation obtenue. En fonction de ce qui pourrait être réalisé durant la phase initiale de développement, l’acquisition de droits fonciers et la réalisation d’études supplémentaires peuvent également être en cours. Les discussions avec le prestataire EPC, ainsi que les négociations relatives au financement du projet, sont généralement avancées à ce stade. Projets en phase «en construction» Pour ces projets, l’instruction de procéder à la construction (notice to proceed) a été notifiée au prestataire EPC. L’actif restera dans cette catégorie jusqu’à son passage en opération conformément aux exigences précisées ci‐dessous. Projets en phase «en opération» L’ensemble des équipements d’une centrale photovoltaïque ou éolienne ou d’une installation de stockage est installé et mis en service, ainsi que son raccordement et l’installation est autorisée à opérer à pleine puissance. Les tests de performance et/ou la production de la documentation prévue au contrat EPC peuvent être encore en cours jusqu’à la date de réception provisoire. Les projets en phase awarded, les projets en construction et les projets en opération forment le secured portfolio. Enfin il est possible pour un projet de passer directement de tender-ready à « en construction » dans le cas où l’électricité est vendue sur le marché de gros.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 37 1.3.2.3 STOCKAGE D’ÉNERGIE Le stockage d’énergie occupe une place importante au sein du Groupe pour accompagner l’essor de ses activités solaire et éolienne. Il s’agit à la fois d’un complément aux installations photovoltaïques et éoliennes existantes permettant de faciliter leur intégration dans les réseaux électriques, ainsi que d’un moyen de fournir des services à part entière, source de revenus indépendants. Le Groupe estime qu’à l’avenir, le stockage d’énergie se développera pour devenir un élément essentiel des réseaux électriques, complémentaire aux installations de production d’énergies renouvelables. Certains réseaux comme l’Australie Méridionale, imposent aux candidats de s’engager à mettre en place une installation de stockage d’énergie. Le Groupe estime que ce type de contraintes va se développer. À la date du présent document, le Groupe opère quatre installations indépendantes de stockage d’énergie (directement raccordées au réseau) : Hornsdale Power Reserve et la « Victorian Big Battery », mise en service en décembre 2021 et qui est l’une des plus grandes batteries au monde, en Australie, Azur Stockage en France et Yllikkäla Power Reserve, qui est la première batterie indépendante et de grande capacité à être raccordée au réseau finlandais. A cela s’ajoute une solution de stockage couplée à l’installation solaire hors‐réseau de DeGrussa 3 , celle couplée à la centrale éolienne de Bulgana en Australie, ainsi que celle de Capella, Providencia et Albireo au Salvador. En outre, Neoen a lancé la construction de la Capital Battery (100 MW / 200 MWh), de Blyth Battery (200 MW / 400 MWh) et de Western Downs Battery (200 MW / 400 MWh) en Australie, ainsi que de Storen Power Reserve (40 MW / 40 MWh), sa première batterie en Suède. En France, une batterie de stockage d’une capacité de 8 MW / 8 MWh est également en cours de construction. (i) Régulation de la fréquence Les réseaux d’électricité transportent l’énergie des producteurs aux consommateurs finaux par l’intermédiaire d’un courant alternatif oscillant à une fréquence spécifique (par exemple, 50 Hz en Europe). Les écarts entre la production et la consommation d’électricité font varier cette fréquence (en Hz) du réseau électrique : • à la baisse (inférieur à 50 Hz) lorsque la consommation est plus importante que la production ; • à la hausse (supérieur à 50 Hz) lorsque la production est plus importante que la consommation. 3 N’étant pas connectée au réseau électrique, il était initialement prévu que la durée de vie de l’installation solaire de DeGrussa suive celle de la mine qu’elle alimente. Cette dernière devant s’arrêter au cours de l’exercice 2023, soit un an de plus qu’initialement prévu, Neoen démontera la centrale en conséquence. Des variations de fréquence brusques et incontrôlées sont susceptibles de perturber le bon fonctionnement du réseau, de créer des pannes massives (black-out), des coupures de courant ou d’endommager les équipements raccordés au réseau. Tous les réseaux électriques dans le monde ont besoin, en permanence, d’une forme de régulation de leur fréquence, pour éviter des variations incontrôlées et assurer leur stabilité. Cela concerne donc tous les pays dans lesquels le Groupe est présent. Les batteries raccordées directement aux réseaux et équipées de logiciels adéquats permettent de fournir ce service de régulation de fréquence à la hausse ou à la baisse. Les batteries peuvent absorber l’électricité excédentaire lorsque la fréquence est trop élevée ou injecter de l’électricité lorsque la fréquence est trop basse. Ce service, désigné en Australie sous la terminologie de frequency control ancillary services (FCAS) se décline sous deux formes : • réserve primaire (FCAS Regulation). Le gestionnaire du réseau indique en permanence (par exemple, toutes les quatre secondes) aux fournisseurs de réserve (FCAS providers), les augmentations ou diminutions requises dans la production d’électricité afin d’atteindre ou de maintenir une fréquence adéquate ; • réserve de sécurité (FCAS Contingency). En cas de variation soudaine et significative de la fréquence, le fournisseur de réserve (FCAS provider) réagit automatiquement au changement de fréquence en injectant de l’électricité dans le réseau ou en absorbant l’électricité afin de corriger le déséquilibre. Le service de FCAS Contingency, est une forme particulière de réserve primaire, c’est‐à‐dire que la batterie adapte sa production directement en fonction de la fréquence du réseau qu’elle repère et non sur l’ordre d’un signal extérieur. Les batteries étant très réactives (production modulable en quelques millisecondes), elles sont particulièrement performantes pour réaliser de façon automatique ce service de régulation de fréquence et souvent plus compétitives que les centrales thermiques qui étaient historiquement les principaux fournisseurs de ce service. À titre d’exemple, Hornsdale Power Reserve en Australie assure cette régulation sur le réseau de l’Etat de South Australia en contrepartie d’une rémunération proportionnelle à la capacité mise à disposition. Le service rendu par la centrale d’Azur Stockage en France ou par celle d’Yllikkäla Power Reserve en Finlande est similaire.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 38 (ii) Inertie L’inertie est un service de stabilisation qui s’oppose aux mouvements brusques pouvant intervenir sur un réseau électrique. La sécurité des réseaux électriques requière un niveau d’inertie minimum en permanence. Cette inertie est historiquement fournie par les machines tournantes des générateurs d’électricité thermique, hydraulique ou nucléaire et ne peut pas être fournie par les centrales renouvelables. Au fur et à mesure que ces générateurs sont remplacés par des centrales renouvelables, les gestionnaires de réseau doivent trouver de nouvelles sources d’inertie. La très grande réactivité des batteries leur permet de fournir l’équivalent d’une inertie synthétique aux réseaux. Le Groupe a ainsi testé et déployé avec succès le Virtual Machine Mode de Tesla (VMM) sur son site de Hornsdale Power Reserve (HPR), la deuxième plus grande batterie lithium‐ion d’Australie d’une puissance de 150 MW / 193,5 MWh. HPR ayant obtenu l’autorisation de l’AEMO, ses onduleurs de type grid-forming (capables de générer leur propre consigne de tension et de fréquence) ont commencé à fournir des services d’inertie au réseau d’Australie‐Méridionale. (iii) Réserve de capacité Un autre service que peuvent fournir les batteries est la réserve de capacité, qui consiste à être capable de ponctuellement fournir une puissance (en MW) au réseau électrique aux heures les plus critiques de l’année. Ce mécanisme est généralement organisé par le gestionnaire de réseau, qui s’assure ainsi d’avoir suffisamment de puissance en réserve en cas d’aléa majeur sur le réseau électrique, comme l’arrêt impromptu d’une centrale de production ou la rupture d’une ligne électrique à haute tension, ou de pointe extrême de consommation et qui n’appellera cette capacité que lorsqu’il en aura besoin. Le mode de rémunération de cette capacité dépend de chaque gestionnaire de réseau, mais prend généralement la forme d’un paiement (annuel ou mensuel) proportionnel aux MW ainsi réservés par le gestionnaire de réseau. Les appels d’offres de capacités varient d’un pays à l’autre. Par exemple, en France les appels d’offres sont initiés sur une base pluriannuelle. (iv) Déplacement d’énergie (Load shifting) ou arbitrage Le stockage d’énergie permet également de réaliser une fonction de déplacement d’énergie (load shifting), afin de répartir plus uniformément la production d’électricité par les installations photovoltaïques et éoliennes et d’avoir une meilleure adéquation entre les périodes de forte production renouvelable et les périodes de forte consommation en électricité. Notamment la pointe de consommation d’électricité journalière se situe généralement en soirée, après la tombée de la nuit, période où les centrales photovoltaïques ne produisent pas. L’électricité doit dans ce cas être fournie par des moyens de production de pointe, dont la mobilisation est coûteuse. Les batteries peuvent remplacer cette production de pointe en stockant automatiquement l’excès d’électricité au cours de la journée, par exemple lorsque la production photovoltaïque est abondante et en se déchargeant ensuite lorsque la demande est la plus forte. Ainsi, la batterie se charge en périodes de prix bas (surabondance d’énergie sur le marché) et se décharge en périodes de prix élevés (manque d’énergie sur le marché) ; cette activité d’arbitrage constitue une source de revenus complémentaire pour les batteries. Cette opération peut être répétée régulièrement, dès que les prix atteignent une volatilité suffisante. Cette activité d’arbitrage est amenée à se développer fortement dans les prochaines années, au fur et à mesure que les énergies renouvelables vont se développer. Pour ces raisons, le Groupe estime que la technique du load shifting présente un potentiel de croissance important pour le secteur du stockage d’énergie. (v) Politique de développement des installations de stockage d’énergie Il existe des synergies importantes entre les projets de stockage d’énergie et les activités solaires et éoliennes du Groupe : notamment s’agissant des activités de développement communes (gestionnaires de réseau, administrations). Même si le développement des solutions de stockage d’énergie du Groupe est plus récent que ses activités initiales en photovoltaïque et éolien, le Groupe consacre d’importantes ressources en faveur du déploiement de cette technologie. Le Groupe a acquis une expertise particulière grâce à une équipe de spécialistes et de responsables de développement collaborant avec les chefs de projet de stockage d’énergie. Cette équipe a noué des liens avec des fournisseurs et des intégrateurs, sans notion d’exclusivité cependant, conservant une indépendance opérationnelle et industrielle. Par ailleurs, le Groupe et ses partenaires s’approvisionnent chez des fournisseurs de batterie de premier rang, qui apportent une garantie durable sur les performances des batteries dont, par exemple, la capacité de stockage minimale de l’installation. De plus, le Groupe développe une expertise de gestion de l’énergie (Energy management) pour optimiser l’opération de ses actifs de stockage dans les multiples marchés où il opère. Avec l’évolution du marché du stockage d’énergie, le Groupe estime que la réussite de son business model en matière de développement et d’opération d’installations photovoltaïques et éoliennes peut être transposé dans le cadre d’appels d’offres pour des installations de stockage d’énergie. Le Groupe développe donc un portefeuille de projets de stockage dans plusieurs de ses implantations géographiques. 1.3.3 MARCHÉS GÉOGRAPHIQUES À la date du présent document, le Groupe est présent dans 16 pays à travers le monde : Argentine, Australie, Canada, Croatie, Equateur, Finlande, France, Irlande, Italie, Jamaïque, Mexique, Mozambique, Portugal, Salvador, Suède et Zambie. Le Groupe a diversifié ses implantations dans le monde au fil du temps en respectant une politique de répartition de sa présence internationale à hauteur de 80 % au moins de sa capacité en opération dans des pays membres de l’OCDE ou équivalent. L’objectif du Groupe est de continuer à se développer de manière sélective tout en maintenant cet équilibre d’exposition. Au 31 décembre 2022, les projets initiés en Croatie, en Equateur et en Italie étant toujours en phase de développement, le Groupe ne commercialise pas encore d’électricité sur ces marchés.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 39 Les 13 marchés nationaux au sein desquels le Groupe possède des actifs en opération ou en construction en date du présent document sont présentés ci‐après par zone géographique. A noter que les éléments ci‐après présentant les différents marchés de Neoen sont susceptibles de varier, à la baisse comme à la hausse, notamment en ce qui concerne les trajectoires des pays et leurs politiques en matière d’énergies renouvelables. 1.3.3.1 EUROPE–AFRIQUE Solaire En opération : 706 MWc En construction : 691 MWc Stockage En opération : 44 MW / 44 MWh En construction : 48 MW / 48 MWh Capacité totale (1) Capacité totale en opération : 1 706 MW Capacité totale en construction : 901 MW 16 Bureaux Paris • Bordeaux • Nantes • Dublin Aix-en-Provence • Helsinki • Maputo Lisbonne • Lusaka • Stockholm • Zagreb Lyon • Toulouse • Brescia • Nancy • Modène Eolien En opération : 957 MW En construction : 162 MW (1) Au 31 décembre 2022 Pays avec des actifs en opération ou en construction Autres pays avec des projets en « advanced développement » A. PRINCIPAUX MARCHÉS NATIONAUX 1. France Neoen a été créé en France en 2008, et est aujourd’hui le premier producteur français indépendant d’énergies exclusivement renouvelables. Au cours du premier trimestre 2022, Neoen s’est placé deuxième au premier appel d’offres gouvernemental pour les centrales solaires au sol (« PPE2 première période ») avec 92,5 MWc de projets remportés, confortant ainsi son positionnement national. Neoen a ensuite remporté 32 MWc de projets solaires dans un contexte difficile, impacté notamment par une augmentation significative des coûts de construction et la hausse des taux d’intérêts. Neoen s’est enfin placé à la première place de l’appel d’offres PPE2 neutre avec 42 MWc remportés en solaire et 137,8 MWc en éolien (projets encore en contentieux administratifs pour la plupart). Au 31 décembre 2022, le portefeuille du Groupe en France était composé de : • 36 projets éoliens pour 482 MW en opération ou en construction ; • 64 projets solaires pour 948 MWc en opération ou en construction ; • 3 projets de stockage pour 22 MW / 22,4 MWh en opération ou en construction ; • 7 bureaux, situés à Aix‐en‐Provence, Bordeaux, Lyon, Nantes, Nancy, Paris et Toulouse pour un total de 179 collaborateurs. Contexte règlementaire La France a adopté une série d’instruments juridiques pour encourager l’essor des énergies renouvelables dans son mix énergétique. Des mécanismes de soutien ont vu le jour dès 2003, avec le lancement des premiers feed-in tariffs. En 2015, la Loi de Transition Énergétique pour la Croissance Verte a introduit un mécanisme de compensation en appui des appels d’offres, mécanisme dit « de complément de rémunération », se substituant au système de feed-in tariff jusqu’alors en application. L’électricité est vendue soit directement à EDF OA qui assure la gestion des contrats d’achat d’énergie, dans le cadre réglementaire de l’obligation d’achat, soit à des agrégateurs. Dans cette situation, le Groupe conclut un contrat de vente d’électricité prévoyant un mécanisme de contrat pour différence (contract for difference) par lequel le Groupe vend l’électricité sur le marché par l’intermédiaire de l’agrégateur et reçoit (ou paie selon le cas) un complément de rémunération de la part d’EDF OA couvrant la différence entre le prix du marché (marché spot) et le tarif de référence prévu dans le contrat d’achat.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 40 Le 21 avril 2020, la programmation pluriannuelle de l’énergie a été adoptée. Cette programmation définit les orientations énergétiques de la France pour la période 2019 ‐ 2028. Elle vise plusieurs objectifs principaux dont : • réduire les émissions de gaz à effet de serre de 40 % en 2028 par rapport à 1990 ; • réduire la consommation finale d’énergie de 16,5 % en 2028 par rapport à 2012 et en particulier la consommation d’énergies fossiles de 35 % ; • porter la part des énergies renouvelables à 33 % de la consommation d’énergie d’ici 2028 et doubler les capacités de production d’électricité renouvelable en 2028 par rapport à 2017 ; • réduire à 50 % la part du nucléaire dans le mix énergétique français d’ici à 2035. Les objectifs suivants ont été fixés pour les filières d’énergies renouvelables électriques afin de porter la capacité installée de 48,6 GW fin 2017 à 73,5 GW en 2023 et entre 101 à 113 GW en 2028 : Puissance installée au 31.12 (en GW) 2023 2028 Option basse 2028 Option haute Hydroélectricité (dont énergie marémotrice) 25,7 26,4 26,7 Eolien terrestre 24,1 33,2 34,7 Photovoltaïque 20,1 35,1 44,0 Eolien en mer 2,4 5,2 6,2 Biomasse solide 0,8 0,8 0,8 Méthanisation 0,3 0,3 0,4 Géothermie 0,024 0,024 0,024 TOTAL 73,5 101 113 Source : Synthèse de la programmation pluriannuelle de l’énergie (Ministère de la transition énergétique) Pour contribuer à l’atteinte de ces objectifs, le calendrier indicatif de lancement des procédures de mise en concurrence pour les énergies renouvelables électriques jusqu’en 2025 est le suivant : • pour l’éolien terrestre : deux appels d’offres par an à hauteur de 925 MW par période, à compter de 2022 ; • pour le photovoltaïque au sol : deux appels d’offres par an à hauteur de 1 850 MW par période ; • pour le photovoltaïque sur bâtiment de puissance supérieur à 500 kW : trois appels d’offres par an à hauteur de 1 100 MW par période (1200 en 2022) ; • pour l’appel d’offres « neutre » : un appel d’offres par an à hauteur de 500 MW par période ; • pour l’hydroélectricité sous autorisation : 1 appel d’offres par an à hauteur de 35 MW. En octobre 2021, RTE France, gestionnaire du Réseau de Transport d’Electricité français, a présenté l’étude « Futurs énergétiques 2050 ». Étude commandée par le gouvernement français en 2019, elle dresse six scénarios censés permettre d’atteindre la neutralité carbone d’ici trente ans. Tous les scénarios présentent une accélération majeure du renouvelable (de 50 % à 100 % du mix énergétique), avec des besoins de restructuration du réseau électrique et des dispositifs de flexibilité destinés à pallier les variations de la production renouvelable. Le travail est inédit à l’échelle européenne tant par son niveau d’anticipation (30 ans) que de concertation (2 ans pour rencontrer plus de 120 instances : instituts scientifiques, industriels, syndicats...). En 2019, le gouvernement français avait annoncé une révision des tarifs d’achat de contrats de centrales solaires bénéficiant d’un régime de soutien avant 2011. Les décrets et arrêtés ont été publiés le 27 octobre 2021 pour une entrée en vigueur le 1 er décembre 2021, et un impact extrêmement limité aux bornes des actifs solaires français du groupe (se reporter au paragraphe 3.1.4 « risques légaux et règlementaires » du présent document). Le 16 septembre 2022, le projet de loi relatif à l’accélération de la production d’énergies renouvelables a été présenté en Conseil des ministres par Agnès Pannier‐Runacher, ministre de la transition énergétique. Le Sénat a adopté le projet de texte en première lecture, avec modifications, dans la nuit du 4 novembre 2022 à une très large majorité. Le 10 janvier 2023, le projet de loi a été adopté par l’Assemblée Nationale en première lecture, avec de nombreuses modifications incluant la suppression de certains dispositifs d’accélération introduits par le Sénat. Les deux assemblées ayant adopté des textes substantiellement différents, une commission mixte partitaire s’est réunie pour proposer un texte de compromis. Celui‐ci a pour principales implications de limiter les possibilités de réalisation de projets en milieu forestiers (pour des surfaces supérieures à 25Ha), de soumettre tous les projets en environnement agricole à l’avis conforme de la CDPENAF (Commission départementale de préservation des espaces naturels, agricoles et forestiers), et enfin d’imposer, par la concertation des acteurs locaux, la définition (d’ici 2027) de zones d’accélération et d’exclusions pour les projets éoliens et solaires. Les conséquences pratiques de ce texte demeurent difficiles à appréhender, mais ne sont pas de nature, aux yeux du Groupe, à accélérer le développement de nouveaux projets renouvelables.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 41 Le 28 décembre 2022, l’arrêté fixant le prix seuil dans le cadre du déplafonnement des contrats de complément de rémunération prévu par l’article 38 de la loi n° 2022‐1157 du 16 août 2022 de finances rectificative pour 2022 a été publié. Le prix seuil est fixé à 44,78€/MWh en 2022. Sa trajectoire évoluera de 2 % par an pour atteindre 66,55€/MWh en 2042. Le 29 décembre 2022, le ministère de la transition énergétique a publié un arrêté modifiant l’arrêté du 6 mai 2017 fixant les conditions du complément de rémunération de l’électricité produite par les installations de production d’électricité utilisant l’énergie mécanique du vent, de 6 aérogénérateurs au maximum. Cet arrêté permet notamment aux projets dont la demande complète de complément de rémunération a été réalisée avant le 1 er juillet 2022 et dont la mise en service a lieu entre le 1 er septembre 2022 et le 31 décembre 2024 inclus, de vendre l’électricité produite sur les marchés jusqu’à la date d’achèvement qui est reportée de 18 mois. Des conditions similaires sont dorénavant prévues dans les cahiers des charges des appels d’offres CRE période 4.6 à 4.10. L’objectif de cette mesure est de permettre la construction des projets malgré la forte hausse des coûts de construction et des taux de financement. Le 30 décembre 2022, la loi de finance pour 2023 a été publiée. Elle contient un article 54 qui transcrit en droit français le dispositif de plafonnement des revenus de la production d’électricité résultant du règlement européen relatif aux mesures d’urgence pour faire face aux prix élevés de l’énergie adopté le 30 septembre 2022. Cet article prévoit que l’exploitant de l’installation est redevable des revenus de marchés excédant un seuil forfaitaire fixé à 100€/MWh pour l’éolien terrestre et le solaire au sol. Ce dispositif est notamment applicable aux installations sorties avant terme de leurs contrats aidés. Capacités de production électrique A fin 2022, la capacité en opération en France était de 141,0 GW, comprenant notamment des capacités nucléaires (61,4 GW), hydrauliques (25,7 GW), éoliennes (19,5 GW), solaires (13,1 GW), thermiques au gaz naturel (13,1 GW), et au fioul (2,8 GW). La demande d’électricité en France s’est élevée en 2022 à 467 TWh. Capacité installée par technologie (en MW) 947 243  Nucléaire  Hydraulique  Eolien  Solaire  Gaz 25 669 19 536 13 154 13 074 2 762 61 370 1 816 2 459  Fioul  Bioénergies et autres  Charbon  Valorisation des déchets  Marin Source : Bilan électrique 2022 RTE (Données 2022) 2. Portugal Neoen a été créé au Portugal en 2010, et intervient principalement sur des projets photovoltaïques. Au 31 décembre 2022, le portefeuille du Groupe au Portugal était composé de : • 3 projets solaires pour 24 MWc en opération ; • 1 projet solaire pour 68 MWc en construction ; • 1 projet solaire pour 204 MWc en construction, dont Neoen est actionnaire minoritaire à hauteur de 49 % ; • 1 bureau, situé à Lisbonne et un total de 12 collaborateurs. Contexte règlementaire En décembre 2019, le ministère de l’environnement a présenté son objectif de développement de capacité renouvelable en 2030 (Plano Nacional Integrado de Energía e Clima ‐ PNEC 2030). À l’issue de ce programme, l’ambition du Portugal est la neutralité carbone en 2050. Le gouvernement portugais maintient l’objectif d’atteindre 9 GW de capacité solaire en 2030 (Plano Nacional Integrado de Energía e Clima – PNEC 2030), dans le cadre de l’ambition de neutralité carbone en 2050. À cette fin, le gouvernement portugais a lancé un premier appel d’offres pour une capacité de 1,35 GW en juin 2019 et procédé à l’attribution en septembre 2019. Neoen a obtenu, via cet appel d’offres, un projet solaire d’une capacité totale de 65 MWc. En 2020, il a lancé un appel d’offres de 700 MW de capacité renouvelable avec une possibilité de stockage en mai 2020, et l’attribution a été effectuée en août 2020. La capacité finale attribuée a été de 660 MW totalement « merchant » (avec paiement de capacité au système électrique), seulement 10 MW ayant été attribués selon le programme CfD. L’appel d’offres de 2020 s’est également traduit par un minimum de 97 MW de nouvelle capacité de stockage associée au solaire. Le second appel d’offres n’a pas été lancé en 2020 en raison de la crise de la COVID‐19. Le ministère de l’environnement a déjà annoncé son intention de continuer à promouvoir de nouvelles capacités renouvelables via des appels d’offres publics et a confirmé l’inclusion du solaire flottant dans les prochains appels d’offres. Parallèlement, le gouvernement portugais a lancé une vaste stratégie de développement de l’hydrogène avec un objectif d’atteindre 2 GW en électrolyseurs en 2030, afin de soutenir davantage les objectifs de décarbonisation et de relance économique après la crise de la COVID‐19. En 2021, la législation du secteur a fait l’objet d’une révision, avec la nouvelle proposition de décret‐loi du système électrique national, qui transpose les directives européennes sur le marché et les énergies renouvelables. Le pays est ainsi assuré de suivre le développement des outils nécessaires pour atteindre les objectifs qu’il s’est fixés en tant qu’État membre. Avec la publication de ce texte de loi, promulgué le 3 janvier 2022 par le président de la République, on attend le stimulus nécessaire pour développer le repowering des centrales éoliennes et un pas important vers l’optimisation du processus de permis, qui a été l’un des principaux obstacles au développement du secteur, entre autres mesures indispensables à la réalisation des objectifs 2030.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 42 En outre, en 2021 a commencé la première vente aux enchères d’énergie solaire photovoltaïque flottante dans les réservoirs et 183 MW ont été attribués. Environ 56 % de la capacité a été attribuée dans le cadre du régime de contrat pour différence (103 MW), et le reste dans le cadre du régime de compensation du système électrique national (80 MW). La fin de la production de charbon a été confirmée en 2021. Ainsi, la dernière centrale à charbon (Pego) a fermé ses portes fin novembre 2021. Les tarifs réglementés ont été supprimés et les secteurs de l’électricité et du gaz naturel sont intégralement libéralisés pour promouvoir la concurrence dans la distribution et construire un marché de l’énergie intérieur concurrentiel. En 2022, outre la publication du décret‐loi n°15/2022 du 14 janvier, le gouvernement portugais a approuvé des mesures exceptionnelles pour la mise en œuvre de projets de production et de stockage d’énergie à partir de sources renouvelables, avec un accent particulier sur la simplification du processus d’autorisation, des restrictions sur la possibilité pour les municipalités de rejeter de nouveaux projets, une compensation supplémentaire pour les municipalités correspondant à un montant de 13 500 euros par MVA de puissance de raccordement allouée, à la charge du Fonds pour l’environnement, des règles de priorité pour la conclusion d’accords avec le gestionnaire de réseau pour les nouveaux raccordements au réseau, et la mise à jour des tarifs attribués lors des appels d’offres, en appliquant l’indice des prix à la consommation au Portugal pour l’année précédente, à l’exclusion du logement, tel que publié par l’Instituto Nacional de Estatística, I. P., à partir de l’année de l’adjudication jusqu’à la mise en service de la centrale. Le GRT portugais a récemment publié des chiffres pour 2021, la production renouvelable a fourni 59 % de la consommation d’électricité au Portugal. L’énergie éolienne représente 26 %, suivie de l’énergie hydroélectrique avec 23 %, de la biomasse avec 7 % et du photovoltaïque avec 3,5 %. Le photovoltaïque, bien que continuant à être le moins important, a enregistré une forte croissance de 37 % par rapport à la même période de l’année dernière. La production non renouvelable a, quant à elle, fourni 31 % de la consommation, répartie entre le gaz naturel avec 29 % et le charbon, qui représente moins de 2 %. Le solde des importations a fourni les quelque 10 % restants. Capacités de production électrique En 2021, la production d’électricité s’est élevée à 53,5 TWh et se décomposait comme suit : • production avec sources renouvelables (incluant les capacités hydrauliques) : 32,8 TWh ; • production avec sources fossiles (et importations) : 20,7 TWh. Capacité installée par technologie (en MW)  Hydraulique  Eolien 5 671 2 591 7 463 900  Solaire  Bioénergies et autres Source : DGEG - Estatisticas rápidas Dez 2022 (Données 2022). 3. Finlande Neoen a été créé en Finlande en mai 2018 suite à l’acquisition des projets éoliens de Hedet et Björkliden. Au 31 décembre 2022, les actifs en opération ou en construction du Groupe en Finlande était composé de : • 1 projet de stockage pour 30 MW / 30 MWh en opération ; • 2 projets éoliens pour 485 MW en opération ; • 1 projet éolien pour 40 MW en construction ; • 1 bureau, situé à Helsinki et un total de 23 collaborateurs. Contexte règlementaire Le marché de l’électricité finlandais est ouvert à la concurrence depuis l’entrée en vigueur du Finnish Electricity Market Act en 1995. La Finlande a fixé des objectifs ambitieux de pénétration des énergies renouvelables dans son mix énergétique et de neutralité carbone d’ici 2035 : • 54 % de la production globale d’énergie à partir d’énergies renouvelables en 2022 (était déjà de 53 % en 2021) ; • 89 % de production d’énergie neutre en CO2 en 2022 ; • 11,06 TWh de production d’électricité d’origine éolienne en 2022. L’estimation de la production d’énergie éolienne d’ici à 2030 varie, mais il existe un potentiel de plus de 30 TWh ; • les émissions de CO2 provenant de l’électricité étaient de 4,4 Mt en 2021, soit une baisse de 77 % depuis 2010. Dès 2011, la Finlande a créé un schéma feed-in tariff de support au développement des énergies renouvelables : • tarif premium : Les producteurs d’électricité renouvelable de technologies éolienne, biomasse et biogaz perçoivent un bonus variable égal à la différence entre le prix spot et un tarif plafond fixé à 83,5 €/MWh. Ce bonus est versé aux développeurs de projets pour une durée de 12 ans.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 43 La capacité limite du feed-in tariff ayant été atteinte en 2016, un nouveau programme de support a été élaboré. Le parlement finlandais a approuvé en mai 2018 la mise en place d’un système d’appels d’offres d’une capacité totale de 1,4 TWh pour les technologies éolienne, solaire, biomasse et biogaz. Dans le cadre de cet appel d’offres, 7 projets se sont vu attribuer une capacité de 1,36 TWh. Aucun nouvel appel d’offres gouvernemental n’est prévu. Le gouvernement finlandais a annoncé l’interdiction de produire de l’énergie à base de charbon en 2029. Il prépare également des mesures incitatives pour soutenir les entreprises démantelant leurs installations de production d’énergie charbon avant 2025. Capacités de production électrique En 2022, la consommation en électricité de la Finlande s’élevait à 82 TWh (86 TWh à fin 2021) tandis que sa production était de 69 TWh (inchangée par rapport à fin 2021). La Finlande est importatrice nette d’électricité. La Finlande procède actuellement à la diversification de ses sources d’importation et augmente son autosuffisance énergétique. Depuis avril 2022, les importations d’énergie en provenance de Russie ont été en grande partie arrêtées. Electricité produite par technologie (en %) 19,3 0,6 0,2 17,4 16,7 5,6 2,5 1,5 35,0 1,2  Nucléaire  Hydraulique  Biomasse  Eolien  Charbon  Tourbe  Gaz  Déchets  Solaire  Fioul Source : Finnish Energy, Energy Year 2022 (Données 2022). En 2022, les énergies renouvelables représentaient 54 % de la production totale d’électricité (54 % en 2021) et la production neutre en CO2 était de 89 % (87 % en 2021). La capacité éolienne installée en 2022 était de 5 677 MW (3 257 MW en 2021). La capacité nucléaire totale projetée à l’horizon 2030 est de 4,4 GW en tenant compte de la mise en service de la centrale Olkiluoto 3 en 2022. Il était prévu de construire une cinquième centrale nucléaire en Finlande et le processus d’autorisation de Hanhikivi 1 était en cours, cependant, le processus d’approbation et le projet dans sa globalité ont été arrêtés en raison du conflit en Ukraine. Le fournisseur de la centrale Hanhikivi 1 étant une entreprise russe. Actuellement, il n’est pas prévu de redémarrer le projet. Il est prévu de mettre hors service les capacités de production d’électricité à base de charbon d’ici à 2030 afin de respecter l’engagement pris par la Finlande dans le cadre de l’accord de Paris. 4. Suède Neoen s’est implanté en Suède en 2020 et développe actuellement des projets dans ses trois technologies: éolien, solaire et stockage. Au 31 décembre 2022, le portefeuille sécurisé du Groupe en Suède se compose de : • 1 projet éolien de 57 MWc en construction ; • 1 projet de stockage de 40 MW / 40 MWh en construction ; • 1 projet solaire, adossé à un PPA d’une capacité de 90 MWc, conclu avec H&M, dans lequel Neoen est actionnaire majoritaire à hauteur de 51 % ; Son bureau situé à Stockholm regroupe 9 employés. Contexte règlementaire Le marché suédois de l’électricité a été réformé en 1996. La vente d’électricité est exposée à la concurrence depuis lors, tandis que l’exploitation des réseaux implique un grand nombre de monopoles réglementés. Le marché suédois de l’électricité étant entièrement libéralisé, il n’existe pas de régime réglementaire spécifique ni de mesures incitatives applicables à la production d’énergie renouvelable, et ce depuis le 1 er janvier 2022 (date d’expiration du mécanisme des certificats d’électricité). Svenska kraftnät, qui exploite et administre le réseau suédois de transport d’électricité, est également l’autorité agissant en qualité d’exploitant du système national de transport dans son ensemble. Le travail de Svenska kraftnät consiste à administrer, gérer et développer, à la façon d’une entreprise commerciale, un réseau de transport d’électricité rentable, fiable et respectueux de l’environnement, ainsi qu’à fournir des capacités en matière de transport d’électricité et à exercer d’autres activités qui s’y rattachent. Le système d’échange d’électricité s’articule autour de quatre marchés : un marché de couverture, un marché à 24 h (Day ahead), un marché infrajournalier et un marché d’équilibrage. Le transport d’électricité sur le territoire de la Suède et dans les pays nordiques dépend en grande partie des volumes d’énergie hydroélectrique disponibles ainsi que des variations saisonnières de consommation. En règle générale, le réseau suédois de transport d’électricité est soumis à des restrictions du fait d’une forte production d’hydroélectricité dans le nord ; cette électricité devant nécessairement être transportée vers le sud, les capacités de transport entre les différentes zones sont alors limitées. Des contraintes s’imposent également en cas de transport massif vers le nord, depuis le Danemark et le reste du continent, vers la côte ouest de la Suède et jusqu’au sud de la Norvège. Étant donné qu’il s’agit d’un système intégré, les prix de l’électricité au Danemark et en Allemagne ont un effet notable sur les tarifs dans les zones de prix suédoises les plus proches (SE4, mais aussi SE3). 70 % de l’électricité consommée dans les pays nordiques est négociée sur le marché à 24 h et le marché infrajournalier du Nord Pool, où les prix sont équilibrés entre les différentes zones géographiques. La capacité de transport disponible varie parfois et peut créer une congestion du réseau entre les zones. C’est pour cette raison que plusieurs zones de prix ont été délimitées. Il existe actuellement en Suède quatre

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 44 zones de prix, dont la dynamique de marché varie en fonction de leur mix énergétique et notamment du taux de pénétration des énergies renouvelables. Le Nord Pool est l’une des places boursières de l’électricité les plus importantes et les plus liquides au monde, avec un volume total échangé sur le marché Day ahead de 723 TWh en 2021. La production d’électricité en Suède accorde une grande place aux énergies renouvelables dans le mix énergétique (63 % en 2021). La Suède s’est fermement engagée à accroître la part des énergies renouvelables dans la production totale. D’après les objectifs fixés par le gouvernement, la consommation d’énergie en Suède doit être, d’ici 2030, 50 % plus efficace qu’en 2005 et le pays doit atteindre 100 % d’énergie renouvelable d’ici 2040. Les sources d’énergie non carbonées (y compris le nucléaire) représentent déjà 96 % 4 de l’ensemble du mix électrique suédois. Le marché suédois de l’électricité est dominé par des entreprises publiques : Vattenfall (détenue à 100 % par l’État suédois) et Fortum (détenue à 51 % par l’État finlandais) fournissent les 2/3 de l’énergie totale du pays, principalement grâce à l’énergie nucléaire et à l’énergie hydraulique. Bien qu’une centrale nucléaire de 4 GW ait été démantelée, les données prévisionnelles laissent entendre que l’énergie nucléaire représentera encore une part importante de la production en 2050 et que les énergies renouvelables connaîtront d’ici là une forte augmentation. Capacités de production électrique Fin 2021, la production d’électricité s’est élevée à 161 TWh et se répartissait comme suit : • production à partir de sources renouvelables (y compris les capacités hydroélectriques) : 101 TWh (63 %) ; • production à partir de sources d’énergie non renouvelables : 60 TWh (37 %). Capacité installée par technologie (en MW) à décembre 2021 12 074 6 882 4 409 1 587 2 196 16 286  Hydroéléctricité  Eolien terrestre  Nucléaire  Production combinée de chaleur et d’éléctricité  Solaire  Autres Sources décembre 2022 : Swedish Energy Agency 4 Source : International Energy Agency, 2022. B. AUTRES MARCHÉS NATIONAUX (i) Irlande En 2021, 36 % de la production électrique de la République d’Irlande provient de sources renouvelables. Parmi ces énergies renouvelables, 86 % sont de source éolienne, de sorte que l’Irlande possède le second niveau le plus élevé de production d’énergie éolienne en Europe (derrière le Danemark) et le niveau le plus élevé de production d’énergie éolienne terrestre. Cependant, les émissions de CO2 de la République d’Irlande restent 13 % au‐dessus de la moyenne de l’UE étant donné sa dépendance au charbon et à la tourbe : globalement, ses besoins énergétiques restent dépendants à 86 % des combustibles fossiles. Dans ce contexte, l’objectif de la République d’Irlande est de réduire ses émissions de 51 % entre 2021 et 2030, et d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050, alors même que ses besoins en énergie seront susceptibles de croître sous l’impulsion d’une économie en expansion et du développement de nouveaux centres de données. Cet objectif et les moyens d’y parvenir sont décrits dans le Plan d’action pour le climat de la République d’Irlande, lequel a été publié en juin 2019 puis mis à jour en novembre 2021. Selon ce plan, dont les objectifs ont été augmenté par le gouvernement en juillet 2022, la part des énergies renouvelables dans la production électrique totale du pays devrait passer de 36 % en 2021 à 80 % en 2030 grâce à l’ajout de jusqu’à 4 GW d’énergie éolienne terrestre, 7 GW d’énergie éolienne marine, 5,5 GW d’énergie solaire et 2 GW d’hydrogène vert. Le Renewable Electricity Support Scheme (RESS) est le principal levier politique de cette augmentation de projets renouvelables, offrant des prix garantis à long terme pour des projets éoliens et solaires dans le cadre d’enchères annuelles. La première procédure RESS (RESS 1) a livré ses résultats le 10 septembre 2020. Sur un total de 2 550 GWh proposés (108 projets), 2 230 GWh ont été couronnés de succès (82 projets) et pourront bénéficier d’un tarif d’achat d’électricité garanti par le gouvernement Irlandais pendant plus de 15 ans via un mécanisme de CFD (« Contract for Difference »). Cela correspond à une capacité de 796 MW de projets solaires et 479 MW de projets éoliens. Le tarif moyen de la catégorie « solaire » est de 73 €/MWh, tandis que le tarif moyen de la catégorie « tous projets », comprenant des projets éoliens et solaires, est de 74 €/MWh. Ces projets lauréats sont en cours de livraison mais il a été noté l’abandon d’un certain nombre de projets. RESS 2 a eu lieu entre janvier et juin 2022 avec la sélection de 80 projets, sur 130, avec un prix moyen de 97,87 €/MWh dans la catégorie « Tous projets » : 1 478 GWh de projets solaires, soient 1 534 MW, et 1 270 GWh de projets éoliens, soient 414 MW. Des appels d’offres réguliers sont prévus par le gouvernement Irlandais d’ici à 2025, la phase de qualification pour ORESS (pour l’éolien marin) ayant d’ores‐et‐déjà été annoncée pour janvier 2023 et une consultation étant en cours pour un RESS 3 pour les énergies terrestres.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 45 Enfin, le marché des Corporate PPAs se développe en Irlande, avec les premiers contrats signés annoncés comme celui de la banque AIB pour de la fourniture d’énergie avec des centrales solaires. Le plan national de taxe carbone représente un autre élément tangible contribuant à éliminer la production fossile : la taxe devrait être relevée progressivement au cours des prochaines années pour atteindre 100 €/tonne d’ici 2030. Alors que le taux de pénétration maximum des énergies renouvelables intermittentes en République d’Irlande devrait atteindre 90 % au moins d’ici 2030, le gestionnaire de transport Eirgrid a développé un programme pluriannuel dénommé DS3 (pour Delivering a Secure and Sustainable Electricity System) visant à permettre d’accroître la part de production intermittente au bénéfice du réseau tout en maintenant la qualité d’ensemble de l’approvisionnement en électricité au plan national, en partie grâce à une stratégie d’aide au déploiement massif de batteries de stockage. Ainsi, en septembre 2022 on compte quelques 15 projets connectés au réseau pour une capacité cumulée de 752 MW. (ii) Mozambique Pour élargir l’accès de sa population à l’électricité, le président mozambicain a lancé le programme Energia para todos en 2018. Celui‐ci ambitionne d’étendre l’accès au réseau à 58 % de sa population en 2023, 85 % en 2028 et 100 % d’ici à 2030. À cet effet, le gouvernement entend installer 5 780 MW de capacité de production électrique à horizon 2033, moyennant un investissement de 34 milliards de dollars dont 18 milliards de financement de projets énergétiques. S’agissant plus spécifiquement des énergies renouvelables connectées au réseau électrique (on-grid), deux programmes d’appels d’offres sont prévus pour contribuer au respect de l’échéancier mozambicain. Fin septembre 2020, le gouvernement du Mozambique a lancé son premier Programme de mise aux enchères d’énergie renouvelable, appelé PROLER. Ce programme créera de nouvelles opportunités pour le secteur privé grâce à la mise sur pied d’un processus d’offre transparent visant à promouvoir la concurrence entre les investisseurs, ce qui devrait permettre de choisir les solutions les moins coûteuses et de fournir ainsi de l’électricité au tarif le plus bas possible aux consommateurs finaux. Des conditions d’investissement attractives ont été garanties, à savoir l’existence d’études de faisabilité préalables, un DUAT assuré et la facilitation d’un montage financier et de garanties optionnelles. Ce programme, promu par le MIREME (Ministère des Ressources Minières et de l’Energie) et implémenté par l’entreprise publique d’électricité EDM (Electricidad de Moçambique) et l’ARENE (autorité de régulation de l’énergie), avec le soutien de consultants internationaux et nationaux, vise à développer : • une installation solaire d’une capacité totale de 40 MWac (Dondo Solar) pour laquelle la phase d’expression d’intérêt (« EoI ») a été lancée en octobre 2020 ; • trois installations de production d’électricité d’origine renouvelable d’une capacité de respectivement 30 MWac pour le solaire et de 50 MWac pour l’éolien. D’ici 2025, le programme PROLER a pour objectif d’ajouter au réseau 140 MWac de projets éoliens et solaires. D’autre part, des travaux préliminaires entamés dès 2015 en prévision du lancement du programme GET FiT Mozambique planifient le développement d’installations de production d’énergie d’origine renouvelable pour une capacité totale comprise entre 130 MW et 180 MW. Bien qu’il n’y ait pas d’échéances arrêtées à ce jour, ce processus se décomposera en trois phases : • phase 1 : développement de 60 MWc de centrales solaires avec stockage ; • phase 2 : développement de 40 MW à 60 MW de petites installations hydrauliques ; • phase 3 : développement de 30 MWc à 60 MWc de centrales solaires, accompagnée d’installations de stockage. En parallèle de ces appels d’offres, Electricidad de Moçambique promeut le développement des renouvelables par l’attribution de contrats signés de gré à gré avec des développeurs de projets renouvelables. À date, deux projets en gré à gré ont atteint le bouclage financier pour une capacité totale de 81 MWc, dont 41 MWc ont été attribués à Neoen. Trois autres accords de gré à gré pour des projets de centrales solaires, pour une capacité cumulée de 80 MWac, ont été signés en septembre 2020 (Cuamba I et II ainsi que Mecufi). De nombreux programmes de développement d’installations d’énergies renouvelables off-grid (petites centrales solaires et mini-grid par exemple) sont par ailleurs soutenus au Mozambique par différentes institutions financières d’aide au développement (DFIs) pour permettre l’accès à l’électricité à des zones éloignées des réseaux électriques. À terme, le Mozambique ambitionne d’être un exportateur net d’électricité. A la fin du troisième trimestre 2022, l’état d’avancement des deux projets clés en main dont le montage financier est déjà bouclé était le suivant : la centrale solaire photovoltaïque de Mocuba de 40 MWp se trouve en phase d’exploitation commerciale, tandis que le projet de centrale photovoltaïque Metoro de 41 MWp, attribué à Neoen, est encore en construction. Les opérations commerciales étaient censées débuter dans le courant du premier semestre 2022, mais en juin 2022 l’EPC a dû interrompre le chantier suite à un cas de force majeure, conformément aux Accords EPC et Neoen en application du PPA. Au moment de l’interruption temporaire du chantier, la centrale électrique Metoro était raccordée au réseau et produisait déjà de l’électricité de manière anticipée depuis mars 2022. Compte tenu de la situation sécuritaire extrêmement dégradée dans la province de Cabo Delgado, le site a dû être déconnecté du réseau avant d’être évacué début juin 2022. Le chantier est achevé à près de 90 % alors que la situation sécuritaire de Cabo Delgado reste à haut risque. Par ailleurs, concernant le programme PROLER, le statut est le suivant : • l’appel d’offres pour la centrale solaire PV de 30 MWac de Dondo a été attribué à Total. Le début de la construction est prévu pour le premier trimestre 2023 ;

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 46 • lancement des appels d’offres pour les deux centrales solaires de Chimbunila (30 MWac) et Manje (30 MWac) en novembre 2022, début de la construction prévu pour le premier trimestre 2024 ; • l’appel d’offres pour le projet éolien d’Inhambane (50 MWac) devrait être lancé au premier semestre 2024. L’état d’avancement des autres projets d’énergie renouvelable est le suivant : • le projet PV solaire de 15 MWac de Cuamba 1 qui comprend un système de stockage de 2 MW, est en cours de construction ; • lancement de l’appel d’offres pour la centrale solaire flottante de Chicamba ; • études de faisabilité en cours pour les projets suivants : projet PV solaire de 30 MWac de Nicoadala, projet PV solaire de 30 MWac de Chimuara, projet PV solaire de 30 MWac de Zitundo, projet éolien de 120 MWac de Namaacha, projet solaire de 20 MWac de Macia ; GETFiT de 20 MWac et le portefeuille de petites centrales solaires photovoltaïques de 50 MWac de l’IFC ; et • EDM a également signé des contrats pour d’autres centrales électriques de gré à gré (partenariat public‐privé) en 2022. Il s’agit des projets d’énergie solaire Cuamba II (30 MWac) et Pemba / Mecufi (20 MWac). EDM progresse également sur la finalisation de l’étude d’évaluation du site et sur l’étude d’évaluation du réseau (2022‐ 2042), en partenariat avec l’Agence internationale pour les énergies renouvelables (IRENA), pour les mises à niveau du réseau de transport national. (iii) Zambie La capacité de production installée du réseau en Zambie est d’environ 3 618,43 MW, dont 83 % pour l’énergie hydraulique, 9 % pour le charbon, 3 % pour le fioul lourd, 2,3 % pour le diesel et 2,5 % pour l’électricité PV solaire. L’augmentation des investissements dans le secteur devrait permettre de porter la capacité de production d’électricité à 4 457 MW d’ici 2026, contre 3 307,43 MW en 2021. La part des énergies renouvelables dans la capacité de production nationale d’électricité installée, hors production hydroélectrique à grande échelle, devrait augmenter de 3 % à 10 % sur la même période. Dans son discours sur le budget 2023, le ministère des finances a introduit des mesures incitatives pour les partenariats public‐ privé (PPP) et les entreprises du secteur privé, notamment en réduisant de 20 % l’impôt sur les revenus perçus par les SPV (« Special Purpose Vehicles ») dans le cadre du PPP pendant les cinq premières années où le projet est rentable. À ce jour, la pénétration des énergies renouvelables, hors technologie hydraulique, bénéfice donc du soutien du programme GET FiT Zambia lancé en 2017, ainsi que du programme IFC Scaling Solar de la Banque mondiale : • IFC Scaling Solar est une solution d’appel d’offres qui englobe des financements préapprouvés et des instruments d’assurance et de garantie. Dans ce contexte, Neoen a remporté en 2016 une capacité de 54 MWc (centrale de Bangweulu) sur les 100 MW proposés dans la première phase du programme ; • depuis 2017, IDC (l’Industrial Development Corporation) et IFC ont lancé en partenariat de nombreux appels d’offre, mais aucun résultat n’a été rendu public. Entre‐temps, le financement de certains projets présélectionnés dans le cadre des appels d’offre prolongés du programme GET FiT n’ont toujours pas été bouclés, les partenaires financiers peinant à réunir les financements, tandis que l’État est toujours en cours de restructuration de la dette souveraine avec les créanciers, le pays restant noté AMLD (« Selective Default ») ; • dans sa quête de moyens pour améliorer les conditions d’investissement et débloquer les financements, le nouveau gouvernement a obtenu des progrès significatifs, comme en témoignent l’amélioration des indicateurs macroéconomiques (inflation et taux de change, par exemple) et l’accord négocié avec succès auprès du FMI (Fonds Monétaire International) sur des mesures d’allègement de la dette de 1,3 milliard de dollars. Le programme, tout comme l’étude du coût du service, contribuera à ce processus. Par ailleurs, en février 2020, le gouvernement zambien a approuvé de nouvelles lois encadrant le secteur de l’énergie dans le pays. Les nouvelles lois permettent également l’émergence de nouveaux acteurs tels qu’Africa Greenco, courtier et négociant en électricité, qui pourra mettre en relation les producteurs d’électricité et les consommateurs par l’intermédiaire de l’actuel marché de l’électricité en Afrique australe via le South African Power Pool (SAPP). Le gouvernement a continué à soutenir le programme de réforme du secteur, notamment : • le développement et mise en place d’un marché structuré de l’électricité en Zambie conforme aux règles et réglementations de marché en matière de régime en accès libre, avec le soutien financier de l’État allemand par le biais de KFW. La phase 1 de l’étude est achevée et la phase 2 devrait commencer en 2023 ; • le développement d’un plan de ressources intégré (PRI) pour la Zambie, financé par le gouvernement britannique. Le ministère de l’Énergie a procédé au lancement public de l’étude le 24 mars 2021, qui incluait une allocution du Haut‐commissaire britannique en Zambie. Le PRI consiste en un projet de 15 mois destiné à élaborer et à mettre en œuvre un plan sur 30 ans pour le secteur de l’énergie, qui servira de plateforme pour relever les défis énergétiques en Zambie. La version finale du PRI est attendue au premier trimestre 2023. Après la mise en service, en juillet 2021, ZESCO a annoncé qu’elle avait mis en service deux autres unités de 150 MW de la centrale hydroélectrique Kafue Gorge Lower (KGL). KGL dispose de cinq unités de 150 MW, y compris les lignes d’évacuation de transmission associées, qui ont été construites pour un coût total de 2,3 milliards de dollars US. La centrale devrait être achevée prochainement. Chariot Limited, Total Eren et First Quantum Minerals ont conclu un partenariat visant à développer un projet de centrale solaire et éolienne d’une capacité de 430 MW en Zambie. Il s’agirait d’un projet de production intégré. À ce stade, il reste encore à déterminer si ce projet vise également à exporter de l’énergie vers le réseau de ZESCO et éventuellement celui de CEC. En août 2022, ZESCO a manifesté son intérêt pour développer des projets dans le solaire photovoltaïque d’une capacité

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 47 de 50 MW dans trois provinces (un par province). Dans sa manifestation d’intérêt, ZESCO prévoit trois scénarios possibles : un modèle IPP (producteur d’électricité indépendant) complet, une co‐entreprise IPP/ZESCO (ZESCO détient 10 % des parts), et ZESCO en tant qu’IPP recherchant un EPC approprié. La stratégie de redressement de ZESCO a été lancée au troisième trimestre 2021, tandis que l’étude sur le coût du service a finalement été publiée au troisième trimestre 2022 : • le gouvernement de la Zambie a également publié un Livre vert dans lequel il exprime sa position vis‐à‐vis des conclusions et des recommandations de l’étude. Si les recommandations de l’étude emportent globalement son adhésion, le principal point de désaccord réside dans la mise en place de tarifs qui tiennent compte des coûts, en particulier le fait que le gouvernement ne soutient pas la recommandation d’augmenter les tarifs pour les clients résidentiels et de réduire les tarifs des gros consommateurs tels que les mines, les clients à puissance maximale et les clients des contrats d’achat d’électricité. Le gouvernement n’abonde pas non plus dans le sens d’une réduction de la grille des tarifs réduits de 0–100 kWh/mois à 0–50 kWh/mois ; • le ministre de l’Énergie et la Commission de régulation de l’énergie sont en pleine phase de consultation des parties prenantes dans l’ensemble des provinces. À l’issue de ces consultations, un Livre blanc exposant la position officielle du gouvernement sera publié prochainement. Ce Livre blanc sera soumis au Cabinet en 2023 pour approbation et servira de référence à ZESCO pour demander à la Commission de régulation de l’énergie d’augmenter ses tarifs. 1.3.3.2 AUSTRALIE Solaire En opération : 458 MWc En construction : 460 MWc Stockage En opération : 476 MW / 679 MWh En construction : 500 MW / 1 000 MWh Capacité totale (1) Capacité totale en opération : 1 455 MW Capacité totale en construction : 1 529 MW 6 Bureaux Sydney • Canberra • Brisbane Perth • Melbourne • Adélaïde Eolien En opération : 521 MW En construction : 569 MW (1) Au 31 décembre 2022 DeGrussa Hornsdale HPRX Dubbo Parkes Coleambally Bulgana Griffith Western Downs En construction Victorian Big Battery Kaban Green Power Hub En construction Goyder South En construction Capital Battery En construction Numurkah Blyth Battery En construction 5. Australie Neoen a été créé en Australie en 2012 et se positionne aujourd’hui comme le premier producteur indépendant d’énergies renouvelables du pays. Il y exerce ses trois activités : solaire, éolien et stockage. Au 31 décembre 2022, le portefeuille du Groupe en Australie était composé de : • 4 projets éoliens pour 1 090 MW en opération ou en construction ; • 7 projets solaires pour 918 MWc en opération ou en construction ; • 7 projets de stockage pour 976 MW / 1 679 MWh en opération ou en construction ; • 6 bureaux situés à Sydney, Canberra, Adelaide, Brisbane, Perth et Melbourne, et un total de 65 collaborateurs. Les installations de stockage d’énergie de Hornsdale Power Reserve et de la Victorian Big Battery sont gérées par un centre de contrôle des opérations situé à Canberra qui permet au Groupe d’intervenir en tant qu’opérateur de marché sur le marché électrique australien via la vente de services réseaux et d’opérations d’arbitrage. Contexte règlementaire Au terme de l’Accord de Paris, l’Australie s’est engagée à réduire ses émissions de CO2 de 43 % d’ici à 2030 par rapport à leur niveau de 2005. Pour ce faire, le programme Renewable Energy Target (RET), voté à l’assemblée, prévoit la production de 33 TWh supplémentaires d’électricité verte. Le programme RET a mis en place un système d’incitations financières, notamment pour les installations renouvelables de grande taille pour lesquelles elle accorde des certificats verts (large-scale generation certificates, LGCs) en fonction de la quantité d’électricité produite, et ce jusqu’en 2030. Plus récemment, durant la COP26, l’Australie s’est engagée à atteindre « net zero » émissions d’ici 2050. Le gouvernement fédéral a également lancé un fonds « Rewiring the Nation » de 20 milliards de dollars australiens pour des investissements dans le réseau électrique.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 48 En parallèle, le vieillissement du parc de centrales à charbon (dont certaines ont près de 50 ans d’opération) va entraîner leur démantèlement progressif. À horizon 2030, près de 10 GW de centrales à charbon devraient être démantelées puis près de 8 GW supplémentaires d’ici 2034. Il est prévu que près de la totalité du parc de centrales à charbon soit démantelée d’ici 2050. Enfin, au‐delà des objectifs nationaux, les États australiens ont la possibilité de poursuivre leurs propres objectifs et de structurer leur propre programme en faveur de la réduction des émissions carbone et/ou du développement des énergies renouvelables sur leurs territoires. L’État de Canberra a ainsi atteint son objectif de mix énergétique composé à 100 % d’énergies renouvelables en 2020, l’État de Victoria vise un objectif de 65 % à horizon 2030 et 95 % d’ici 2035, l’État du Queensland de 50 % en 2030, l’État de South Australia de 100 % d’ici 2030 et enfin l’État de la Nouvelle‐Galles du Sud de 46 % pour 2030 ainsi que d’une réduction de 50 % de ses émissions. En vue d’atteindre ces objectifs, les États ont initié le lancement de leurs propres appels d’offres, avec notamment, en 2022 : • État du Queensland : poursuite de plusieurs appels d’offre par CleanCo, Stanwell et CS Energy suite au lancement d’un fonds de 2,0 milliards de dollars australiens dédié aux investissements liés à la transition énergétique ; • État de la Nouvelle‐Galles du Sud : le lancement d’une feuille de route prévoyant 10 GW de renouvelables d’ici 2030 et le lancement du premier appel d’offre (LTESA) fin 2022 ; • État de Victoria : la conclusion de l’appel d’offre (VRET2) pour 600 MW par l’Etat de Victoria et l’annonce d’une cible de 6,3 GW de stockage d’ici 2035 ; • État de Canberra : le lancement d’un appel d’offres pour 250 MW de batterie sur 2022‐23. Certains grands groupes australiens et multinationales, à l’image de BHP (groupe minier), Telstra (télécommunications), Coles (grande distribution) ou encore Microsoft et Amazon, ont également lancé des appels d’offres en vue de couvrir leur consommation énergétique par le biais d’accords bilatéraux d’acquisition d’énergie auprès de générateurs d’énergies renouvelables. Capacités de production électrique En novembre 2022, la capacité électrique installée sur le NEM, était d’environ 59,7 GW, comprenant des capacités de charbon (22,7 GW), de gaz naturel (11,7 GW), hydrauliques (8,0 GW), éoliennes (9,7 GW), solaires (6,1 GWc) et autres (1,5 GW). Capacité installée par technologie (en MW) 7 992 11 724 9 737 6 080 1 478 22 705  Charbon  Gaz  Hydraulique  Eolien  Solaire  Autres Source : AEMO (Données novembre 2022). À horizon 2030, les unités éoliennes et solaires devraient respectivement représenter 31 GW et 12,3 GWc de capacités installées, soit un accroissement de 20,8 GW et 4,1 GWc sur la période (Source : Baringa, Q3, 2022). 1.3.3.3 AMÉRIQUES Solaire En opération : 875 MWc En construction : 93 MWc Capacité totale (1) Capacité totale en opération : 890 MW Capacité totale en construction : 93 MW 6 Bureaux Buenos Aires • Kingston Quito • Mexico city San Salvador • Calgary Stockage En opération : 14 MW / 10 MWh (1) Au 31 décembre 2022 Pays avec des actifs en opération ou en construction Autres pays avec des projets en « advanced développement » Providencia Capella Albireo Power Reserve 1 & 2 Paradise Park EI LIano Altiplano Fox Coulee En construction

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 49 A. PRINCIPAUX MARCHÉS NATIONAUX 6. Salvador Neoen a été créé au Salvador en 2014 pour développer des installations photovoltaïques et des solutions de stockage. Au 31 décembre 2022, le portefeuille du Groupe au Salvador était composé de : • 3 projets solaires pour 241 MWc en opération ; • 3 projets de stockage pour 14 MW / 10 MWh en opération ; • 1 bureau, situé à San Salvador et un total de 10 collaborateurs. Contexte règlementaire Le marché de l’électricité du pays a été entièrement libéralisé en 1996 avec la promulgation de la loi générale sur l’électricité, qui a établi les bases et les règles d’un marché libre, qui compte désormais 30 sociétés de production en septembre 2022. Les seuls producteurs appartenant à l’État sont la Comisión Hidroeléctrica del Río Lempa (CEL), LaGeo, et ses filiales, qui gèrent l’ensemble de la capacité hydroélectrique, l’ensemble de la capacité géothermique et une partie de la capacité thermique connectée au réseau du Salvador, et représentent 31 % de la capacité opérationnelle du pays. Le Conseil national de l’énergie (CNE) a publié une politique énergétique nationale actualisée pour l’horizon 2020‐2050. Ce plan, qui envisage des mises à jour du plan 2010‐2024, maintient le rôle principal du secteur privé dans les projets d’infrastructure électrique et approfondit son soutien aux énergies renouvelables en établissant, entre autres, les objectifs spécifiques suivants : • atténuer les risques de pénurie d’énergie liés à la forte dépendance à l’égard des produits pétroliers, à l’impact du changement climatique et aux situations d’urgence nationales ; • atteindre les objectifs nationaux d’atténuation et d’adaptation au changement climatique et de développement durable correspondant au secteur énergétique adoptés dans les accords et traités internationaux. Le plan vise un secteur de l’électricité doté d’un cadre réglementaire et institutionnel moderne qui renforcera la compétitivité du secteur, facilitera le recours au stockage de l’électricité et favorisera l’utilisation des technologies numériques pour gérer la demande d’électricité, entre autres domaines. La nouvelle Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas concentrera les responsabilités de la CNE et de la Dirección de Hidrocarburos y Minas sous la tutelle du ministère de l’Économie pour lequel une commission transitoire a été formée en octobre 2022. Capacités de production électrique Au 30 juin 2022, la capacité totale installée au Salvador était de 2 830 MW (contre 2 080 MW au 31 décembre 2021). Capacité installée par technologie (en MW) 299 214 54 204 370 552 1 137  Thermique  Hydraulique  Bionénergie  Géothermie  Solaire  Eolien  Production distribuée Source: Boletín Estadísticas Eléctricas 1 er Semestre 2022 (SIGET) Selon le plan d’expansion du Consejo Nacional de Energía (CNE) publié en mai 2022, la demande d’électricité devrait croître à un rythme moyen de 2,7 % par an pour les quinze prochaines années. 7. Argentine Neoen a été créé en Argentine en 2017. Au 31 décembre 2022, le portefeuille du Groupe en Argentine était composé de : • 1 projet solaire pour 208 MWc en opération ; • 1 bureau, situé à Buenos Aires et un total de 6 collaborateurs. Contexte règlementaire La stratégie du gouvernement dans sa lutte contre le changement climatique à horizon 2030 s’appuie sur les points suivants : • renforcer l’efficacité énergétique : réduire la consommation de gaz et d’électricité de 8,5 % d’ici à 2030 ; • promouvoir les sources d’énergie peu émettrices de gaz à effet de serre : réduire de 50 % l’intensité en carbone du mix électrique argentin et encourager la génération distribuée (petites centrales solaires connectées au réseau de distribution) pour atteindre 1 GW en 2030 ; • encourager la transition de certains dérivés du pétrole vers le gaz ; • développer des compétences techniques nationales ; • renforcer la résilience du réseau électrique de transmission et de distribution ; • développer l’hydrogène comme nouveau vecteur énergétique à grande échelle.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 50 En mai 2016, le gouvernement a ainsi lancé un programme d’appels d’offres « RenovAr » dédié au développement d’installations d’énergies renouvelables. Pour deux premiers tours du programme RenovAr, une capacité totale de 2 424 MW et de 2 043 MW respectivement a été allouée. Au troisième tour du programme dit « MiniRen » – nommé ainsi en raison des capacités réduites qu’il permet de proposer –, près de 260 MW de capacité additionnelle a été adjudiquée en août 2019. Enfin, le parlement argentin a voté en 2017 la résolution 281/2017 régulant le marché des énergies renouvelables (dit marché « MATER »). Cette loi contraint les grands consommateurs d’électricité à acheter, via des contrats bilatéraux avec des développeurs ou bien auprès de CAMMESA, un pourcentage d’électricité d’origine renouvelable équivalent aux objectifs nationaux de pénétration du renouvelable. Alberto Fernandez, élu président de l’Argentine lors des élections de 2019, n’a pas bouleversé les lignes directrices de la politique énergétique ni modifié le cadre réglementaire. En août 2020, le Secrétariat de l’Energie est passé sous la direction du Ministère de l’Economie, témoignant de la volonté du gouvernement de faire du secteur énergétique un apporteur de devises étrangères. Enfin, Alberto Fernandez s’est publiquement prononcé en faveur du développement des énergies renouvelables dans le pays, sans pour autant que son gouvernement n’ait élaboré de nouveaux plans spécifiques. Depuis 2021, du fait des difficiles conditions macroéconomiques, aucune mesure majeure visant à dynamiser le marché des énergies renouvelables n’a été prise. Si la participation des énergies renouvelables dans le mix électrique argentin a sensiblement augmenté, c’est le fait de la mise en opération de plusieurs parcs solaires et éoliens issus des appels d’offres précédents, y compris le projet solaire de Neoen. Dans un document publié en octobre 2021, le gouvernement argentin présentait sa feuille de route à horizon 2030 concernant la transition énergétique, et confirmait qu’aucun appel d’offres public n’était prévu. Concernant l’intégration croissante des énergies renouvelables, deux scénarios possibles étaient mis en avant : • REN 20 : atteindre 20 % d’énergies renouvelables dans le mix électrique en 2030. Apporter 8 700 MW de capacité additionnelle jusqu’en 2030, dont 3 375 MW d’énergies renouvelables ; • REN 30 : atteindre 30 % d’énergies renouvelables dans le mix électrique en 2030. Apporter 11 875 MW de capacité additionnelle jusqu’en 2030, dont 6 650 MW d’énergies renouvelables. Afin d’atteindre cet objectif, le gouvernement compte principalement sur : • la mise en service de capacités de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, adjudiquées lors de précédents appels d’offres RenovAr et MATER (1 650 MW) mais pas encore construites ; • le développement et la mise en service de nouvelles capacités de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, à travers des initiatives privées dans le cadre du mécanisme MATER (3 375 à 6 650 MW) ; • le développement et la mise en service de nouvelles capacités de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables en génération distribuée, connectées au réseau de distribution (1 000 MW) ; • la mise en service de nouvelles capacités de production d’électricité hydrauliques (2 220 MW) ; • des investissements massifs (5 575m USD) portant sur la construction de nouvelles capacités de transmission (lignes électriques). Aucun appel d’offres public n’étant prévu à moyen‐terme, la croissance des énergies renouvelables est désormais tirée par les contrats entre acteurs privés, à travers le marché MATER. Cette croissance reste toutefois contrainte par la congestion des lignes à haute tension, qui limite les perspectives de développement à grande échelle. En 2022, le gouvernement a mis fin aux contrats de plusieurs projets adjudiqués lors des Appels d’Offres RenovAr qui n’avaient jamais débuté leur construction, faute de financement. Cela a permis de libérer plus de 700 MW sur le réseau de transmission, lesquels ont été aussitôt mis à disposition du marché MATER, sur lequel les développeurs se font concurrence pour réserver la capacité disponible. Le manque de capacité sur le réseau de transmission incite également les développeurs solaires à s’intéresser aux projets de petite taille (souvent inférieurs à 1 MW), connectés directement au réseau de distribution. Au niveau provincial comme national, les autorités travaillent à la mise en place d’une régulation favorable au développement de cette génération distribuée. En octobre 2022, le Secrétariat à l’Energie a précisé les axes de la politique énergétique et les priorités budgétaires pour l’année 2023. Les priorités affichées sont : • la promotion du secteur des hydrocarbures (notamment du gisement de Vaca Muerta), qui représente une potentielle source d’exportations et de devises étrangères ; • la diversification de la matrice énergétique et le renforcement du réseau de transmission à moyenne et haute tension ; • la promotion de l’efficacité énergétique ; • la réorientation de la politique de subventions énergétiques. Capacités de production électrique A fin 2022, la capacité installée totale électrique (43 GW, sans évolution depuis fin 2021) est composée de capacités thermiques (59 % comme à fin 2021), hydrauliques (25 %, comme à fin 2021), nucléaires (4 %, comme à fin 2021) et des sources renouvelables non hydrauliques (12 %). Très peu de nouvelle capacité de production a été mise en opération en 2022 en Argentine. Dans sa feuille de route énergétique à horizon 2025, le gouvernement argentin a pour objectif d’augmenter la capacité installée totale de 14 GW par rapport à 2017 (36 GW). Cet accroissement doit se décomposer de la façon suivante : + 10 GW d’énergies renouvelables non hydrauliques, + 2,5 GW de capacité thermique, + 1,5 GW de capacité hydraulique et + 0,6 GW de capacité nucléaire.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 51 Capacité installée par technologie (en MW) 10 834 5 044 1 755 25 275  Thermique  Hydraulique  Nucléaire  Renouvelable Source : CAMMESA (Données 2022). 8. Mexique Neoen a été créé au Mexique en 2013. Au 31 décembre 2022, le portefeuille du Groupe au Mexique était composé de : • 1 projet solaire pour 375 MWc en opération ; • 1 bureau, situé à Mexico City et un total de 15 collaborateurs. Contexte règlementaire Au Mexique, la demande d’électricité a connu une croissance de près de 3 % (CAGR) au cours de la dernière décennie jusqu’en 2019, en lien avec le développement économique et à la croissance démographique du pays. En raison du COVID‐19, la croissance économique et la croissance de la demande ont diminué en 2020. Bien que la reprise économique prenne de nombreuses années, la demande en électricité s’est avérée résiliente puisqu’elle a déjà rebondi et même augmenté par rapport à ses niveaux de 2019. Le marché de l’électricité mexicain se caractérise par une forte dépendance à l’égard des centrales CCGT (Combined Cycle Gas Turbine), qui fonctionnent au gaz naturel ‐ principalement importé des États‐Unis ‐ ainsi que des centrales électriques conventionnelles (charbon et autres combustibles fossiles) et hydroélectriques. Les énergies renouvelables ont parallèlement fortement augmenté au cours des cinq dernières années. En 2013, la réforme du secteur de l’énergie a permis : • la libéralisation de la production d’électricité et des activités de vente au détail ; • la création d’un opérateur système indépendant (ISO), le Centre National de Contrôle de l’Énergie (CENACE) ; • la segmentation de l’entreprise publique Comisión Federal de Electricidad (CFE) en plusieurs entités indépendantes ; • la structuration d’une place de marché de l’électricité basée sur les coûts et répartie en périodes (marché journalier et marché en temps réel) ; • la mise en place de sous‐marchés pour le commerce de produits liés à l’électricité tels que la capacité, les certificats d’énergie propre (Certificados de Energía Limpia) et les services auxiliaires. Cette réforme a également abouti à l’établissement de nouveaux objectifs concernant le développement des énergies renouvelables. En effet, celles‐ci devraient représenter 35 % du mix énergétique mexicain en 2024. Par ailleurs, 50 % de la production d’électricité devrait être réalisée à partir de sources renouvelables d’ici 2050. Pour soutenir ces ambitions, la réforme de 2013 a également permis : • la mise en place d’une réglementation autorisant les producteurs à conclure des contrats bilatéraux à long terme avec des fournisseurs qualifiés ; • la création de certificats d’énergie propre (CEL), dont l’objectif est d’augmenter la demande en électricité produite à l’aide de technologies propres ; • l’organisation d’une série d’appels d’offres publics conduisant à la signature de contrats d’achat d’électricité à prix fixe et à long terme. Suite à la réforme de 2013, la capacité installée dans le système interconnecté a augmenté de 26 GW, passant de 64 GW à 90 GW entre 2016 et 2021. La capacité renouvelable privée (éolienne et solaire) a augmenté de 12 GW au cours de cette période pour représenter une part de 16 % (contre 4 % en 2016). Depuis 2018, le président Andrés Manuel López Obrador (AMLO) appelle à renforcer les compagnies nationales de pétrole et d’électricité, principalement CFE. Le gouvernement a déclaré publiquement qu’il souhaitait en priorité : • éviter toute hausse des tarifs réglementés de l’énergie au‐delà de l’inflation ; et • maintenir la part de la production d’électricité de la CFE au‐ dessus de 54 % de la production totale d’électricité. Pour atteindre ces objectifs le gouvernement mexicain a pris diverses mesures, comme le montre la liste ci‐dessous. La législation adoptée par l’administration AMLO a été suspendue par les tribunaux en réponse aux injonctions du secteur privé. Les nouvelles lois ont été jugées inconstitutionnelles. • Janvier 2019 : annulation du 4ème appel d’offres public relatif aux énergies renouvelables – effectif ; • Janvier 2019 : annulation des ventes aux enchères de lignes de transmission – effectif ; • Octobre 2019 : modification des règles d’attribution des CEL pour inclure les anciennes centrales « propres » (hydrauliques et nucléaires) détenues par la CFE – suspendu en justice ; • Avril 2020 : résolution du CENACE sur la sécurité du réseau dans le contexte de COVID‐19 impliquant la suspension des test pré‐opérationnels de toutes les centrales éoliennes et solaires mexicaines – suspendu en justice ; • Mai 2020 : instauration d’une politique de fiabilité par le ministère de l’énergie mexicain (Secretaría de Energía de México ‐ SENER) – suspendu en justice ; • Juillet 2020 : publication par le SENER de la planification du secteur de l’énergie 2020‐2024 – suspendu en justice ;

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 52 • Février 2021 : adoption d’une nouvelle loi réformant la loi sur l’industrie de l’énergie, qui accorde à la société d’État CFE la priorité de distribution de l’électricité produite par les centrales électriques privées ‐ suspendue en justice. En septembre 2021, le Président a proposé une réforme constitutionnelle radicale visant à revenir sur la réforme constitutionnelle de 2013. La proposition du gouvernement prévoit, entre autres : • l’élimination du régulateur indépendant (CRE) et du gestionnaire de réseau indépendant (CENACE) ; • l’annulation de tous les permis et contrats de production d’électricité détenus par le secteur privé, avec effet immédiat ; • l’élimination des certificats d’énergie renouvelable qui résultent du système de plafonnement et d’échange mis en place à la suite de la réforme de 2013 ; • la limitation de la participation du secteur privé à 46 % de la production totale d’électricité. Pour faire adopter la réforme, le gouvernement devait obtenir un vote en sa faveur à hauteur des 2/3 du Parlement. En avril 2022 la réforme constitutionnelle a été soumise au Parlement où elle n’a recueilli que 275 votes pour et 223 contre, c’est‐à‐dire moins de deux tiers de votes en faveur de cette réforme. En conséquence, cette réforme constitutionnelle a été rejetée légalement. Dans le cadre du traité de libre commerce entre le Mexique, les États‐Unis et le Canada (T‐MEC), en juillet 2022, les gouvernements respectifs de ces deux derniers pays ont commencé une querelle légale contre le Gouvernement mexicain avec l’argument que la politique énergétique de l’administration actuelle, appliquée à partir de 2019, viole les engagements de l’État mexicain auprès du T‐MEC, en particulier ceux concernant l’accès au marché, l’investissement et les entreprises publiques. Il est prévu que le litige soit résolu dans un délai de 18 mois. Capacités de production électrique Au Mexique, l’électricité est encore largement produite à partir d’énergie fossile (notamment le gaz naturel importé des États‐Unis). A fin 2021, la capacité de production totale du Mexique était de 86,1 GW pour une demande estimée à 322,5 TWh en 2021 (PRODESEN 2022). Capacité installée par technologie (en MW) 12 614 6 977 5 955 5 463 2 305 2 031 1 608 976 378 33 640 16 238  Cycle combiné  Pétrole  Hydraulique  Eolien  Solaire  Production décentralisée  Charbon  Cogénération efficiente  Nucléaire  Géothermie  Bioénergie Source : Prodesen 2022 (Données 2021). 9. Province d’Alberta, Canada Neoen s’est implanté en Alberta en 2022. Au 31 décembre 2022, la présence du Groupe en Alberta reposait sur : • 1 projet solaire pour 93 MWc en construction ; • 1 bureau de développement, situé à Calgary, et un total de 5 collaborateurs. Contexte règlementaire Le Canada est un Etat fédéral, dans lequel la responsabilité de structurer et réglementer l’industrie de l’électricité revient aux provinces, en vertu de leur compétence constitutionnelle en matière de ressources naturelles et d’énergie électrique. Si la majorité d’entre elles fonctionnent avec des entreprises publiques verticalement intégrées (génération, transport et distribution), l’Alberta possède un marché de l’électricité dérégulé et encourageant la concurrence pour les activités de génération. L‘Alberta fut ainsi la première province canadienne à adopter un marché de l’électricité, en 1996. A partir de cette date, la province est progressivement passée d’un modèle verticalement intégré à un marché energy-only dérégulé et supervisé par l’Alberta Electric System Operator (AESO). L’Alberta compte aujourd’hui environ 16,5 GW de capacité installée, détenue par des entreprises privées. L’électricité générée est vendue sur le marché spot de l’électricité, qui est opéré par l’AESO, dont les objectifs sont les suivants : • exploiter de façon ouverte et concurrentielle le marché spot, qui existe depuis 2001 ; • assurer l’exploitation fiable du système électrique de l’Alberta ; • planifier et développer le réseau de transport ;

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 53 • faciliter l’accès des clients au réseau de transport. Les activités de transport et de distribution d’électricité restent réglementées et sont gérées par des entreprises telles que AltaLink, ATCO ou Fortis. Le NDP (New Democratic Party), au pouvoir en Alberta entre 2015 et 2019, avait engagé une transformation réglementaire pour créer un marché de capacité de l’électricité. Mais le retour au pouvoir de l’UCP (United Conservative Party), couplé aux réticences des participants à ce marché, ont mis fin à ce changement. Aujourd’hui, il n’existe plus de projets visant à changer la structure du marché energy only de l’Alberta. La Province conserve ainsi son système actuel dans lequel les générateurs sont payés pour l’électricité produite au prix spot, qui varie chaque heure en fonction de l’offre et de la demande d’électricité. La demande d’électricité en Alberta a augmenté d’environ 2 % par an au cours des deux dernières décennies. Cette demande est soutenue par l’industrie pétrolière et gazière, qui représente environ 60 % de la consommation totale. Les activités d’extraction et d’opération de pétrole et de gaz, très consommatrices d’électricité, devraient rester le principal moteur de croissance de la demande dans le futur. L’électrification croissante d’autres industries (chauffage, transport) va également participer à la hausse de la demande électrique dans la Province. En 2016, le gouvernement de l’Alberta a demandé à l’AESO d’élaborer et de mettre en œuvre un programme visant à développer de nouvelles capacités de production renouvelable, avec un objectif de 30 % d’électricité renouvelable d’ici à 2030. Trois séries d’appels d’offres menées entre 2017 et 2019 ont ainsi attribué 1 363 MW éoliens. Au niveau fédéral, le gouvernement promeut également la réduction des émissions de gaz à effet de serre et la pénétration des énergies renouvelables dans l’ensemble du pays. En 2022, l’AESO a publié un nouveau rapport sur les différentes voies possibles pour atteindre la neutralité carbone du système électrique albertain. Ce rapport envisage 3 scénarios possibles à horizon 2041 : • un scénario privilégiant les sources d’énergie non‐ intermittentes, avec une croissance modérée des énergies renouvelables (+ 3,5 GW) et la poursuite d’investissements dans des centrales à gaz modernes. Dans ce scénario, les énergies renouvelables représenteraient 22 % de la production en 2041 ; • un scénario intermédiaire avec une croissance importante des énergies renouvelables (+ 7 GW) et le retrait des centrales thermiques les plus polluantes, pour atteindre 35 % de la production d’électricité d’origine renouvelable ; • un scénario avec une croissance agressive des énergies renouvelables (+ 11 GW) et du stockage (+ 5 GW) et un retrait important des centrales thermiques, pour atteindre 47 % de la génération d’origine renouvelable. Si les gouvernements fédéral et provincial établissent des feuilles de route, l’évolution du mix électrique en Alberta reste guidée par la compétitivité du marché et les décisions d’investissement des acteurs privés. Dans le cas du renouvelable, le dernier appel d’offres public porté par l’AESO a eu lieu en 2019. Il n’existe plus aucun programme gouvernemental pour soutenir le développement des énergies renouvelables en Alberta, et leur croissance est tirée par la compétitivité du marché. Il n’existe pas non plus de programme public visant à augmenter la capacité de production à travers des appels d’offres pour d’autres technologies. De même, à l’heure actuelle, il n’y a pas de cadre régulatoire précis ou de tarif spécial favorisant les installations de stockage énergétique. Malgré la volonté politique de développer le stockage à moyen‐terme pour accompagner la croissance des énergies renouvelables dans le mix électrique, c’est avant tout la compétitivité et la rentabilité de ces installations qui déterminera leur croissance à court‐terme. Les pouvoirs publics gardent toutefois un impact indirect sur l’évolution de la capacité électrique dans la mesure où des décisions politiques peuvent impacter la rentabilité des différentes technologies et donc les décisions d’investissement. L’exemple le plus marquant au Canada et en Alberta vient de la politique de décarbonation de l’économie. En effet, le gouvernement fédéral s’est engagé à réduire ses émissions de gaz à effet de serre de 40 à 45 % sous les niveaux de 2005 d’ici 2030 et à atteindre la neutralité carbone en 2050. Afin d’atteindre ces objectifs, inscrits dans la loi depuis 2021, une tarification du carbone a été mise en place. Chaque province peut concevoir son propre système de tarification mais doit respecter des normes nationales minimales. Si une province propose un système qui ne respecte pas ces normes, le système fédéral est mis en œuvre. Fin 2022, l’Alberta a mis à jour et prolongé la régulation TIER (Technology Innovation and Emissions Reduction) jusqu’en 2030. Cette régulation est l’adaptation provinciale des objectifs nationaux en matière de tarification du carbone. Cette mise à jour a confirmé que la tarification provinciale du carbone suivra la tarification fédérale ($65/tCO2 en 2023, +$15/tCO2 par année jusqu’à atteindre $170/tCO2 en 2030). Elle a aussi rendu plus stricts les objectifs à atteindre par les industries polluantes en termes de baisse des émissions de gaz à effet de serre. Cette tarification du carbone a un impact sur les coûts opérationnels des centrales thermiques, qui doivent payer la taxe carbone ou trouver des moyens alternatifs de réduire leurs émissions (achat de certificats carbone – qui peuvent être émis par les centrales renouvelables – ou investissement dans des technologies de capture du carbone). En Alberta, la hausse de la tarification du carbone a accéléré la fermeture ou conversion de nombreuses centrales à charbon, qui représentaient encore 50 % de la production d’électricité il y a quelques années. Au contraire, les énergies renouvelables peuvent monétiser la vente de certificats carbone et ont gagné en compétitivité au cours des dernières années. Leur part dans le mix électrique albertain est donc en forte croissance : en 2021, 60 % des nouvelles capacités éolienne et solaire installées au Canada provenait d’Alberta. Capacités et mix de production électrique A fin 2021 en Alberta, la capacité de production électrique installée (17 GW) était composée de capacités thermiques (76 %), éoliennes (13 %), solaires (6 %) et hydrauliques (5 %). Les centrales à gaz (cycle combiné, cogénération, etc.) dominent le mix électrique albertain, qui a vu baisser considérablement la part du charbon au cours des dernières années, alors que la capacité de production renouvelable augmente rapidement. Afin d’atteindre les objectifs de neutralité carbone fixés à l’échelle fédérale et provinciale, le mix électrique albertain devrait évoluer

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 54 au cours des prochaines années. Les dernières centrales à charbon existantes devraient se reconvertir au gaz pour étendre leur durée de vie ou être définitivement fermées prochainement, alors que la capacité renouvelable devrait considérablement augmenter. Par ailleurs de nombreuses centrales sont actuellement en construction. Deux importantes centrales à gaz ainsi que plusieurs parcs éoliens et solaires devraient ainsi entrer en opération entre 2023 et 2025. Capacité installée par technologie (en MW) 690 1 209 2 217 944 893 10 727  Gaz  Charbon  Autres capacités thermiques  Eolien  Solaire  Hydraulique Source : AESO (Données au 31/12/2021). B. AUTRES MARCHÉS NATIONAUX (i) Jamaïque La Loi sur l’Électricité de 2015 a soutenu la politique énergétique jamaïquaine en réformant la réglementation pour privatiser et moderniser le marché national de l’électricité. En vertu de cette loi, la Generation Procurement Entity (GPE) a été créée pour être responsable du remplacement des anciennes capacités existantes par de nouvelles capacités de production. La GPE, logée au sein du ministère en charge de l’énergie, fonctionne en partenariat avec le régulateur Office of Utilities Regulation (OUR), qui portait précédemment ce mandat, et la Jamaican Public Service (JPS), société privée assurant le service public de génération, de transport et de distribution d’électricité. En octobre 2018, le premier ministre Andrew Holness a réhaussé l’objectif historique de 20 % de capacités renouvelables à horizon 2020, et a fixé pour cible que le mix énergétique jamaïquain comprenne 30 % d’électricité produite à partir d’énergies renouvelables d’ici à 2030 et 50 % d’énergies renouvelables tout secteur confondu (incluant le transport) d’ici à 2030. Pour atteindre ces objectifs, deux appels d’offres successifs ont eu lieu en 2012 et 2015 pour une capacité totale de 152 MW. Le gouvernement a également développé un corpus de politiques incitatives en faveur des énergies renouvelables. À ce titre, les développeurs de projets d’énergies renouvelables peuvent bénéficier d’exemptions fiscales sur certaines importations d’équipements de production d’énergies renouvelables ainsi que de TVA. En septembre 2019, le Jamaica Energy Counsel a été ré‐établi avec pour objectif d’aborder les sujets de « politique énergétique, efficacité et conservation de l’énergie, communication au public, électricité, développement des ressources énergétiques, (incluant toutes les sources d’énergie notamment renouvelable) ». En février 2020, le nouvel Integrated Resource Plan (IRP) a été présenté par le gouvernement, avec de nouveaux objectifs ambitieux à horizon 2037 en termes d’expansion de la génération et de pénétration des énergies renouvelables dans le mix électrique : • installer 1,6 GW de nouvelle capacité, dont 1,26 GW de capacité renouvelable (solaire et éolien) ; • atteindre 50 % de génération électrique d’origine renouvelable ; • investir US$7,3 milliards dans le secteur électrique à horizon 2037, dont US$2,3 milliards pour remplacer des centrales polluantes et vieillissantes. L’ambition de l’IRP est de réduire graduellement le coût de l’énergie, diminuer l’impact environnemental du secteur et renforcer la qualité du service en remplaçant les générateurs polluants et peu efficaces par de nouvelles capacités de génération d’électricité d’origine renouvelable. A plus court‐terme, l’objectif est de doubler la part des énergies renouvelables à horizon 2025, passant de 12 % en 2020 à 25 % en 2025, ce qui constitue un point d’étape au regard de la cible établie pour 2037. Pour cela, le gouvernement souhaite promouvoir dans les prochains mois à travers des appels d’offres organisés par JPS l’installation de 320 MW de solaire ou éolien, 120 MW de centrales à gaz, et 75 MW d’hydro et biomasse. Enfin, certains obstacles entravant la pénétration croissante des énergies renouvelables dans le mix énergétique font actuellement l’objet de mesures correctives. L’entrée en service au second semestre 2019 d’une capacité de stockage d’environ 25 MW (batterie lithium‐ion et volant d’inertie) est venue par exemple mitiger les problèmes d’instabilité du réseau constatés par la Jamaican Public Service. 1.3.4 CLIENTS, FOURNISSEURS ET CONTRATS DU GROUPE 1.3.4.1 CLIENTS DU GROUPE L’électricité produite par Neoen est vendue à une variété d’entités. La grande majorité des clients directs du Groupe sont des acteurs étatiques (États ou entités contrôlées par un État) et entreprises de distribution d’électricité (utilities), publiques ou privées. En plus de ces clients, le Groupe vend de manière croissante une partie de l’électricité produite à des sociétés spécialisées dans le secteur de l’énergie, à des acheteurs privés, ainsi que sur les marchés de l’électricité (marchés spot). Dans le cadre du développement de son activité de stockage d’énergie, le Groupe vend également un nombre de services auxiliaires à des gestionnaires de réseaux et aux États.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 55 Le tableau ci‐après présente une répartition de la capacité sécurisée contractée du Groupe en MW en fonction de ses différents clients directs au 31 décembre 2022 : Catégorie d’acheteur Capacité (en MW) Capacité (en %) Distributeurs d’électricité (utilities) 3 524 48% Gouvernements et acteurs étatiques 1 462 20% Acheteurs privés 919 12% Marché 1 451 20% TOTAL 7 356 100% Au 31 décembre 2022, 89 % de la capacité sécurisée du Groupe (en MW) ayant fait l’objet d’une contractualisation était attribuée à des acheteurs bénéficiant d’une notation investment grade à cette date. Le tableau ci‐après présente les clients principaux du Groupe pour la capacité en opération au 31 décembre 2022 : Acheteurs Pays Capacité (en MW) Capacité (en %) EDF OA France 974 24% Etat de Victoria Australie 469 12% Territoire de la Capitale Australienne (ACT) Australie 317 8% Comisión Federal de Electricidad (CFE) Mexique 239 6% Autres (dont marchés) ‐ 2 052 51% TOTAL 4 051 100% Au 31 décembre 2022, les quatre premiers acheteurs du Groupe, qui représentaient ensemble 49 % de la capacité en opération, bénéficiaient tous d’une notation investment grade à cette date. (i) Gouvernements et acteurs étatiques Au 31 décembre 2022, environ 75 % de la capacité sécurisée du Groupe (en MW) était vendue dans le cadre de contrats résultant d’appels d’offres publics (et dispositif à guichet ouvert ou tarifs réglementaires). De nombreux pays dans le monde tendent à limiter leur empreinte carbone et à réduire leur consommation d’énergie. À ce titre, les gouvernements ont joué un rôle de premier plan pour favoriser les investissements dans les énergies renouvelables. En effet, les gouvernements et acteurs étatiques bénéficient d’une compréhension plus sophistiquée des technologies et des exigences en matière d’énergies renouvelables et disposent de l’autorité pour adopter des mesures en faveur du développement d’infrastructures de grande envergure. Historiquement et encore aujourd’hui, les entités publiques disposent de ressources et présentent des garanties de solvabilité dont ne peuvent bénéficier les acheteurs privés, ce que recherche le Groupe pour ses contreparties. Ainsi, et même si les énergies renouvelables ne sont désormais plus subventionnées sur de nombreux marchés du fait de leur compétitivité, les gouvernements et acteurs étatiques demeurent des acteurs clés et des clients privilégiés en matière d’énergies renouvelables, notamment grâce à leur capacité à s’engager à long terme. (ii) Distributeurs d’électricité (utilities) Selon le marché, les distributeurs d’électricité peuvent être des entités publiques ou privées. En France, l’électricité est vendue soit directement à EDF OA qui assure la gestion des contrats d’achat d’énergie, dans le cadre réglementaire de l’obligation d’achat, soit à des agrégateurs. Dans cette situation, le Groupe conclut un contrat de vente d’électricité prévoyant un mécanisme de contrat pour différence (contract for difference) par lequel le Groupe vend l’électricité sur le marché par l’intermédiaire de l’agrégateur et reçoit (ou paie selon le cas) un complément de rémunération de la part d’EDF OA couvrant la différence entre le prix du marché (marché spot) et le tarif de référence prévu dans le contrat d’achat. En Australie, le Groupe vend directement l’électricité sur le marché et conclut un contrat pour différence avec les contreparties étatiques, ou avec des distributeurs d’électricité privés du secteur. (iii) Acheteurs privés Au fur et à mesure de la diminution du coût et de la prise de conscience par les entreprises des avantages des énergies renouvelables, le Groupe estime qu’un marché de vente d’énergies renouvelables a vocation à se développer auprès d’acheteurs privés. L’utilisation des énergies renouvelables permet à ces entreprises de réduire leurs coûts ainsi que le coût du risque de variation du prix de l’électricité, en plus des retombées en termes d’image. Même si le volume contractualisé par des acheteurs privés est encore limitée par rapport à celui de

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 56 contreparties étatiques, le Groupe estime que cette proportion a vocation à s’accroître. À ce titre, le Groupe s’estime bien placé pour entrer en relation avec ces nouveaux clients, du fait de son très bon positionnement sur les marchés sur lesquels il opère en tant que producteur indépendant d’énergies renouvelables, de son modèle develop-to-own, qui assure aux acheteurs privés potentiels d’avoir un seul et même interlocuteur sur toute la durée de vie de leur contrat d’achat de l’électricité produite et de son expérience déjà substantielle auprès de grands acheteurs privés reconnus par exemple en Finlande ou en Australie. En 2021 et 2022, Neoen a poursuivi l’enrichissement de son portefeuille d’acheteurs privés avec : • la signature de trois power purchase agreement (PPA) en Finlande avec Equinix, le fournisseur de services au cœur de l’infrastructure numérique mondiale ; • la conclusion, pour une durée de 7 ans, d’un contrat innovant de batterie virtuelle avec AGL Energy, un des leaders australiens de la production et distribution d’électricité, pour fournir 70 MW / 140 MWh de capacité virtuelle de stockage dans la région de la Nouvelle‐Galles du Sud du National Electricity Market australien ; • la signature avec le Groupe minier BHP de son premier contrat de fourniture d’électricité en continu (baseload contract) pour 70 MW en Australie‐Méridionale, qui lui permettra de fournir de l’énergie 24h/24 et 7j/7, en s’appuyant à la fois sur son parc éolien de Goyder South Stage 1B, sur sa batterie de Blyth et sur son expertise en energy management ; • la signature en Australie de contrats de vente d’électricité éolienne avec l’énergéticien du Queensland Stanwell, avec le distributeur Flow Power ou avec l’industriel Frew Group ; • la signature avec le Groupe de prêt à porter H&M d’un contrat de fourniture d’électricité solaire en Suède, le plus important conclu à ce jour dans le pays ; • la signature avec l’industriel Coveris d’un contrat de fourniture d’électricité éolienne à hauteur de 36 MW en Suède ; • la signature d’un premier contrat de vente d’électricité en France avec l’opérateur d’infrastructures et de réseaux numériques TDF à partir de deux fermes solaires. (iv) Vente sur le marché de l’électricité (marché spot) Sur certains marchés libéralisés (Australie, Finlande, Irlande, Mexique, Salvador, France), le Groupe complète les revenus qu’il tire de ses contrats de vente d’électricité, qui constituent l’essentiel de ses revenus, par des ventes d’électricité (i) sur les marchés spot, en particulier sur les marchés où l’électricité d’origine renouvelable est en deçà de la parité réseau et peut être vendue avec un bénéfice significatif ou (ii) au titre de contrats de vente d’électricité à court terme dont les prix fixes excèdent généralement ceux prévus par les contrats de vente d’électricité à long terme. Le Groupe vend de l’électricité sur le marché spot ou au titre de contrats court terme pour les raisons suivantes : Revenus générés avant la date de début des opérations de commercialisation. Le Groupe génère un chiffre d’affaires au titre de la production initiale d’électricité de certaines de ses installations avant qu’elles ne soient pleinement opérationnelles. C’est notamment le cas pour les parcs éoliens du Groupe, où les éoliennes sont progressivement raccordées et où une ou plusieurs éoliennes peuvent commencer à produire de l’électricité avant que l’intégralité du parc éolien n’atteigne sa date de début des opérations de commercialisation (commercial operation date ou COD). Au cours de cette période, le Groupe peut vendre sur le marché spot l’électricité produite par les éoliennes déjà mises en service, en attendant le raccordement des autres installations. Par ailleurs, pour des raisons stratégiques et de calendrier, il arrive que le Groupe démarre ses contrats de vente d’électricité après la date théorique de mise en service. Cela lui permet à la fois de se donner de la marge en cas de retard dans les délais de construction, tout en tirant parti de la prévisibilité relative des prix du marché spot pendant une période déterminée avant la prise d’effet du contrat de vente d’électricité, lorsque le prix de marché dépasse le prix des contrats de vente d’électricité. Complément aux revenus tirés des contrats de vente d’électricité. Le Groupe construit ses centrales avec une capacité optimale adaptée au terrain, qui dépasse parfois les capacités contractuelles vendues par des contrats de gré à gré. Le Groupe complète donc ses revenus contractuels par la vente des capacités supplémentaires sur le marché. Par ailleurs, sur certains marchés, le Groupe tire des revenus complémentaires de la vente de certificats verts (LGCs en Australie, CELs au Mexique, GOOs en Europe), qui peuvent être couplés ou distincts de la vente d’électricité. Ainsi une contrepartie peut souhaiter n’acheter que les certificats verts, auquel cas l’énergie sera vendue sur le marché, ou à l’inverse souhaiter n’acheter que l’électricité, auquel cas les certificats peuvent être vendus séparément. Mobilisation d’une capacité de stockage excédentaire. Sur certains marchés dont la structure le permet, le Groupe fournit des services liés aux installations de stockage, sources de revenus indépendants, décrits au paragraphe 1.3.2.3 « stockage d’énergie » du présent document. 1.3.4.2 CONTRATS DE VENTE D’ÉLECTRICITÉ Le Groupe vend l’électricité produite par ses installations soit (i) dans le cadre de contrats de vente d’électricité principalement conclus avec des contreparties étatiques ou des distributeurs d’électricité (utilities), ainsi qu’auprès d’un nombre limité d’acheteurs privés, soit (ii) sur le marché spot aux prix de marché ou dans le cadre de contrats à court terme, soit (iii) dans le cas de certificats verts, à terme ou au spot dans le cadre d’accords bilatéraux. Les principales caractéristiques de ces contrats sont résumées ci‐dessous. Contrats de livraison d’électricité Une grande partie des ventes d’électricité du Groupe correspond à la cession de l’électricité à un prix fixe au MWh. Ces contrats, principalement remportés post‐procédures d’appels d’offres ou à travers des guichets ouverts, proposent un tarif d’achat sur des durées pouvant aller de 15 ans (éolien français historique) à 20 voire 25 ans. Ce prix peut être le résultat de l’appel d’offre ou un prix fixé à l’avance par voie réglementaire, avec une éventuelle indexation sur l’inflation. Il est indépendant du prix du marché électrique. Le tarif payé peut ou non inclure les certificats verts associés.

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 57 Dans ce cadre, chaque centrale livre l’électricité produite directement ou indirectement à la contrepartie, qui s’occupe de gérer les interfaces avec le marché électrique, et le Groupe se limite à optimiser la production. Cette solution est la plus simple. Elle s’applique en particulier pour les contrats les plus anciens ou dans les pays où le marché électrique est moins développé. Elle s’applique aussi à certains corporate PPAs comme ceux conclus avec Google en Finlande ou TDF en France. Le Groupe a aussi contractualisé avec des agrégateurs afin de bénéficier d’un prix fixe de l’électricité sur plusieurs mois. Il s’agit dans ce cas plus de couvertures de court terme contre la volatilité des prix de l’électricité (hedges) que de corporate PPAs. Contrats pour différence Le secteur des énergies renouvelables étant devenu de plus en plus mature, un nombre croissant d’appels d’offres ou de PPAs visés actuellement par le Groupe propose la conclusion de contrats pour différence (contract for difference). Le premier projet du Groupe bénéficiant d’un contrat pour différence est entré en opération en 2016. Dans une configuration de contrat pour différence, le Groupe conclut un contrat de vente d’électricité à long terme (entre 10 et 20 ans, parfois entre 5 et 10 ans) à prix fixe (le « tarif de référence ») avec une contrepartie importante et pérenne, comme EDF OA en France. Contrairement aux contrats avec tarif d’achat obligatoire, le Groupe vend l’électricité qu’il produit sur le marché spot au lieu de la vendre directement à la contrepartie. La contrepartie au contrat pour différence paie au Groupe la différence entre le tarif de référence et le prix de marché. Si le prix de marché est plus élevé que le tarif contracté, c’est le Groupe qui rémunère la contrepartie. Dans ce cadre, les énergies renouvelables échangent une partie de la valeur de marché de l’électricité contre une garantie de prix long terme pour pouvoir lever de la dette. Cette structure contractuelle crée donc deux ou trois composantes distinctes de rémunération pour le Groupe : • les revenus provenant des ventes d’électricité sur le marché (par l’intermédiaire d’un agrégateur) au prix de marché ; et • les revenus (ou coûts) provenant des compléments de rémunération payés par (ou reversés à) la contrepartie correspondant à la différence entre le tarif de référence et le prix de marché ; • dans certains cas, les revenus provenant de la vente des certificats verts qui peuvent être inclus dans le contrat pour différence ou vendus séparément. Il existe de nombreuses variantes pour ces contrats, en particulier concernant le prix de marché de référence (qui peut même être un prix de marché théorique plutôt que le prix réel de l’électricité produite), la gestion des différents frais liés à la vente de l’électricité sur le marché (coûts de l’agrégateur), ou l’indexation (partielle ou totale) à l’inflation. Dans certains cas, le tarif contracté peut être dépendant du prix de de l’électricité (avec un minimum garanti). Ces contrats de vente d’électricité concernent l’intégralité ou un pourcentage de la production de la centrale électrique. Le Groupe ne prend donc pas de risque sur le profil de production (car seule l’électricité produite est vendue). Il peut cependant avoir des engagements de disponibilités minimums, mais ces derniers sont, dans leur vaste majorité, plus faibles que les engagements pris par les mainteneurs. Dans le cas de ces contrats, l’acheteur ne cherche pas à obtenir l’électricité mais souhaite couvrir son exposition à la volatilité des prix de marché de l’électricité et éventuellement bénéficier des garanties d’origine associées à la production d’énergie renouvelable. Il y a donc dissociation entre le flux physique de l’électricité et le flux financier. On parle de « PPAs Virtuels » ou « PPAs financiers ». C’est par exemple le cas des contrats signés avec Equinix en Finlande ou H&M en Suède. L’électricité et les garanties d’origines seront produites par les centrales de Neoen en Finlande ou en Suède mais la consommation électrique des clients pourra intervenir dans d’autres pays d’Europe. Seules les garanties d’origine associées à la production d’électricité seront livrées physiquement au client, qui sera par ailleurs payeur /receveur de la différence entre les prix de marché de l’électricité constaté et le prix contractuel. Autres contrats structurés Fort de l’expertise de ses équipes d’Energy Management en Europe et en Australie, le Groupe a aussi signé des contrats plus élaborés que la vente d’une partie de la production d’une centrale solaire ou éolienne. En Australie, le Groupe a conclu avec BHP son premier contrat de fourniture d’électricité en continu (baseload contract) pour 70 MW en Australie‐Méridionale, qui lui permettra de fournir de l’énergie 24h/24 et 7j/7, en s’appuyant à la fois sur son parc éolien de Goyder South Stage 1B, sur sa batterie de Blyth et sur son expertise en energy management. Ce contrat est donc : • un contrat pour différence entre un prix fixe et le prix de l’électricité en Australie‐Méridionale, sur un volume fixe et constant et pas uniquement sur une quote‐part des volumes produits par la centrale éolienne. • un contrat ferme de livraison des garanties d’origine (LGC) avec un engagement de produire ces garanties prioritairement à partir de la centrale éolienne. Ce PPA de 70 MW correspond dans les faits à 85 % de la production du Stage 1B de la centrale de Goyder South. La batterie permet de prendre des positions sur le marché électrique afin de couvrir l’exposition que le Groupe encourt en garantissant un prix 24h/24 alors que la centrale éolienne est intermittente. D’autres contrats ont été structurés par le Groupe autour de ses installations de stockage et en particulier : • des contrats long terme pour que les batteries fournissent un service au réseau, par exemple les services de régulation de fréquence ou le service d’inertie. De tels contrats ont été signés avec la batterie Hornsdale Power Reserve en Australie, ou dernièrement avec les batteries Victorian Big Battery, Blyth et Western Down Storage ;

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 58 • des contrats pour fournir des services d’urgence (« SIPS »), dans lesquels la batterie se tient disponible pour injecter rapidement dans le réseau en cas d’incident. C’est le cas par exemple de la Victorian Big Battery, ou sur une partie de l’année 2022 de la batterie finlandaise Yllikkäla Power Reserve ; • du contrat de « Virtual Battery » signé avec l’électricien AGL dans lequel Neoen offre la capacité de charger ou de décharger une batterie virtuelle, à travers un contrat financier, et se couvre ensuite avec un actif physique. Le Groupe croit que son expertise en Energy Management permettra de se différencier sur le long terme et d’offrir à ses clients un service plus proche de leurs besoins. 1.3.4.3 CONTRATS ET FOURNISSEURS SIGNIFICATIFS Les contrats les plus importants conclus par le Groupe sont les contrats pour différences (contracts for difference), les contrats de vente d’électricité décrits ci‐dessus, les contrats de conception, fourniture et installation (contrats EPC) ainsi que les contrats d’opération et de maintenance (contrats O&M) et les contrats de financement des installations, conclus avec plusieurs prêteurs, décrits au paragraphe 2.5.2 du présent document. Le Groupe a conclu ces conventions avec différentes contrepar‐ ties et ne se trouve dans une situation de dépendance à l’égard d’aucune d’entre elles. Comme indiqué au paragraphe 2.5.2 du présent document, le Groupe assure le financement de ses installations très majoritairement par financement sans recours. En outre, comme indiqué au paragraphe 1.3.2.2 (vi) « opération des actifs de production » du présent document, s’il n’est pas rare que le Groupe fasse appel de manière récurrente à certains prestataires EPC, il reste néanmoins flexible d’un point de vue industriel et est en mesure de sélectionner ses entrepreneurs et prestataires O&M, projet par projet, plutôt que de conclure des conventions cadres. En conséquence, le Groupe bénéficie d’une situation de dépendance limitée à l’égard de ses prestataires, en particulier en ce qui concerne les services EPC et les services O&M. Le Groupe a toutefois conclu, de façon indirecte via ses co‐contractants, des contrats importants au cas par cas selon les projets. 1.3.4.4 CONTRATS IMPORTANTS À la date du présent document, aucun contrat (autres que les contrats conclus dans le cadre normal des affaires) contenant des stipulations conférant à l’une quelconque des entités du Groupe une obligation ou un engagement important pour l’ensemble du Groupe, n’a été conclu par la Société ou toute autre entité du Groupe, à l’exception des contrats décrits à la section 1.3 « description des activités du Groupe », au paragraphe 1.3.4.2 « contrats de vente de l’électricité », à la section 2.5 « financements et investissements » et à la section 8.4 « rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions réglementés » du présent document. 1.4 PROPRIÉTÉ INTELLECTUELLE 1.4.1 RECHERCHE ET DÉVELOPPEMENT L’activité du Groupe en matière de Recherche et Développement (R&D) se traduit par la mise en place de projets pilotes à grande échelle sur des technologies nouvelles pour le Groupe, ainsi que via le développement de nouveaux produits (développements informatiques, équipements additionnels) et de partenariats avec des sociétés actives dans le domaine du solaire innovant, du stockage ou de la prévision de production. Pour chaque partenariat, un accord porte sur une approche conjointe sur un ou plusieurs projets donnés mais ne contient pas d’engagements du Groupe au‐delà du périmètre défini. En conséquence, le Groupe ne finance pas de recherche spécifique de R&D, à l’exclusion des frais de développement de ses différents projets solaires, éoliens ou de stockage. Enfin, le Groupe prend en compte l’innovation technologique dans ses développements de projets, notamment lorsqu’elle est un critère de sélection au titre d’appels d’offres gouvernementaux ou locaux. A titre d’exemple : • le Groupe a lancé en France et en Australie des projets autour de la prévision météorologique afin de permettre une meilleure intégration des centrales renouvelables dans le réseau électrique ; • une étude de faisabilité a été lancée, avec le soutien de l’État de South Australia, sur la capacité à produire de l’hydrogène et à l’injecter dans le réseau ; • des travaux sont en cours en France en partenariat avec le CNRS afin d’étudier l’optimisation des systèmes de suiveurs solaires et le déploiement de ces solutions sur les centrales françaises du Groupe ; • en France, l’installation sur une même centrale de modules photovoltaïques de différentes technologies, en particulier mono‐ et bi‐faciaux, s’inscrit dans une recherche continue d’évaluation des performances afin d’améliorer la compétitivité des projets en développements ; • en 2022, l’installation de stockage YPR en Finlande, a été modifiée pour être capable de proposer un nouveau service nécessitant un temps de réaction extrêmement rapide : passage de 0 à 100 % de la puissance en moins de 150 ms. Suite à ces modifications, des tests en conditions réelles ont été validés en 2022 et l’installation a pu fournir pendant plusieurs semaines ce nouveau service de soutient au réseau électrique ;

PRÉSENTATION 1 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 59 • en 2022, après deux années d’expérimentation, l’installation de stockage Hornsdale Power Reserve a été autorisée à fournir de l’inertie synthétique au réseau électrique Australien. Il s’agit de la première grande unité de stockage au monde à fournir un service d’inertie à grande échelle. Ce nouveau service permettra de faciliter l’intégration des énergies renouvelable sur le réseau électrique australien et sera réplicable dans d’autres pays. Par ailleurs, et même si cela n’est pas directement une activité de R&D, le Groupe a créé son propre competence center, composé de 8 personnes en 2022, qui se consacre notamment à l’identification et au suivi des nouvelles technologies permettant de réduire le coût de l’énergie produite, d’améliorer le rendement des projets existants, ou la compétitivité du stockage d’énergie, tout en apportant leur expertise sur les projets en cours de développement. 1.4.2 ÉLÉMENTS DE DROITS DE PROPRIÉTÉ INTELLECTUELLE Les droits de propriété intellectuelle du Groupe se composent principalement des droits sur des signes distinctifs tels que des marques et des noms de domaine, notamment les marques verbales et semi‐figuratives « Neoen » et « Neoen Développement » et les noms de domaine comportant, notamment, la dénomination « Neoen » tels que www.neoen.com, www.neoen.eu et www.neoen.fr. Ces droits de propriété intellectuelle détenus par le Groupe sont enregistrés ou en cours d’enregistrement dans les principaux pays où le Groupe exerce son activité, de façon à les protéger de manière adaptée. Ainsi, la marque verbale « Neoen » est enregistrée au sein de l’Union européenne, la Suisse, les États‐Unis, au Salvador, au Mexique ainsi qu’en Australie. Elle est également déposée et en cours d’enregistrement au Canada. Enfin, la marque semi‐figurative « Neoen » a été renouvelée pour l’Union européenne le 7 décembre 2020 pour 10 ans. 1.4.3 LICENCES Les sociétés du Groupe sont titulaires de licences nécessaires à l’utilisation des systèmes d’information dans le cadre normal de leurs activités. En dehors des licences précitées, aucun droit de propriété intellectuelle significatif n’a été concédé aux sociétés du Groupe.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 62 2.1 INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE Le Groupe présente, en complément des mesures IFRS, plusieurs indicateurs supplémentaires : l’EBITDA ajusté, l’EBIT ajusté, le résultat net ajusté de l’ensemble consolidé, la dette nette et le ratio de levier. Ces mesures ne sont pas des indicateurs prévus par les normes IFRS et n’ont pas de définitions standardisées. Par conséquent, les définitions utilisées par le Groupe pourraient ne pas correspondre aux définitions données à ces mêmes termes par d’autres sociétés. Ces mesures ne doivent pas être utilisées à l’exclusion ou en substitution des mesures IFRS. En particulier, la dette nette ne doit pas être considérée comme un substitut à l’analyse de la dette financière brute et de la trésorerie et équivalents de trésorerie tels que présentés selon les normes IFRS. Le Groupe a été amené à signer progressivement des contrats d’achat d’électricité de moyen et long terme avec des contreparties commerciales, dits « Corporate Power Purchase Agreements » (« CPPA »). Parmi ceux‐ci, certains, mis en œuvre récemment, prévoient un règlement financier entre les parties et sont des instruments financiers dérivés au sens de la norme IFRS 9 « instruments financiers ». La variation de juste valeur de ces contrats, qui n’ont pas été qualifiés d’instruments de couverture, est comptabilisée en résultat opérationnel courant dans les états financiers du Groupe (se reporter aux notes 9 « autres produits et charges opérationnels courants » et 20.3 « instruments financiers dérivés »). Cette variation, associée à l'évolution des prix de marché de l'électricité, qui ont connu une volatilité exceptionnelle au cours de l’exercice 2022 dans les différentes géographies où opère le Groupe, a un caractère volatile et non maîtrisable et est appelée à s’éteindre au moment de la livraison de la production physique sous‐jacente. Le Groupe a donc décidé de retraiter la variation de juste valeur de ces instruments financiers dérivés énergie (qui est par ailleurs sans incidence en trésorerie) de l’EBITDA et de l’EBIT (indicateurs alternatifs de performance retenus dans son information sectorielle) ainsi que du résultat net de l’ensemble consolidé. 2.1.1 EBITDA AJUSTÉ La réconciliation entre le résultat opérationnel courant et l’EBITDA ajusté est la suivante : (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Var (en %) Résultat opérationnel courant 262,1 189,6 + 72,5 + 38 % Amortissements opérationnels courants 151,0 107,6 + 43,3 + 40 % Charges IFRS 2 3,8 3,2 + 0,6 + 20 % Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (2,8) ‐ – 2,8 N/A EBITDA ajusté (a) 414,0 300,4 + 113,6 + 38 % (a) La notion d’EBITDA ajusté correspond au résultat opérationnel courant, qui inclut les produits nets de cessions d’actifs du portefeuille sécurisé résultant de l’activité de farm-down, retraité : – des dotations aux amortissements opérationnels courants ; – de la charge résultant de l’application de la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions », et ; – de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie. 2.1.2 EBIT AJUSTÉ La réconciliation entre le résultat opérationnel courant et l’EBIT ajusté est la suivante : (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Var (en %) Résultat opérationnel courant 262,1 189,6 + 72,5 + 38 % Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (2,8) ‐ – 2,8 N/A EBIT ajusté (a) 259,3 189,6 + 69,7 + 37 % (a) La notion d’EBIT ajusté correspond au résultat opérationnel courant retraité de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 63 2.1.3 RÉSULTAT NET AJUSTÉ DE L’ENSEMBLE CONSOLIDÉ La réconciliation entre le résultat net de l’ensemble consolidé et le résultat net ajusté de l’ensemble consolidé est la suivante : (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Var (en %) Résultat net de l’ensemble consolidé 45,7 40,2 + 5,4 + 14 % Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (2,8) ‐ – 2,8 N/A Effet impôt lié à la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie5,1 ‐ + 5,1 N/A Résultat net ajusté de l’ensemble consolidé (a) 48,0 40,2 + 7,8 + 19 % (a) La notion de résultat net ajusté de l’ensemble consolidé correspond au résultat net de l’ensemble consolidé retraité de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie et de l’effet impôt afférent. 2.1.4 DETTE NETTE (En millions d’euros) 31.12.2022 31.12.2021 Var Var (en %) Total dettes financières (a) 3 509,3 2 953,4 + 555,9 + 19 % Investisseurs minoritaires et autres (b) (40,2) (31,0) – 9,1 – 29 % Total dettes financières ajustées 3 469,1 2 922,4 + 546,8 + 19 % Trésorerie et équivalents de trésorerie (c) (622,8) (592,6) – 30,3 – 5 % Dépôts de garantie (d) (79,0) (67,2) – 11,8 – 18 % Instruments financiers dérivés de taux actifs (e) (302,7) (30,4) – 272,3 x10 Total dette nette (f) 2 464,6 2 232,2 + 232,4 + 10 % (a) Comprend essentiellement les dettes liées au financement des projets, les composantes dettes des OCEANEs et les dettes locatives qui sont incluses dans le calcul de la dette nette, en regard d’un EBITDA ajusté qui n’inclut pas les charges de loyers (application de la norme IFRS 16 « contrats de location »). Les dettes financières sont détaillées en section 4.1 - note 20.2 des comptes consolidés de l’exercice 2022. (b) Comprend notamment les prêts d’actionnaires octroyés aux sociétés de projets ou holdings de sociétés de projets par des actionnaires minoritaires. (c) L’évolution du poste est détaillée au paragraphe 2.4.2.4 du présent document. (d) Comprend principalement des dépôts de garantie constitués dans le cadre de financements de projets, au titre notamment de comptes de réserve du service de la dette (Debt Service Reserve Account ou DSRA), ou dans le cadre de leur construction. (e) Instruments financiers dérivés de taux ayant une valeur de marché positive. Les instruments financiers dérivés de taux dont la valeur de marché est négative figurent dans le total des dettes financières. L’évolution par rapport au 31 décembre 2021 s’explique par l’appréciation de la juste valeur des instruments financiers dérivés de taux, dans un contexte de remontée des taux d’intérêts forward sur l’exercice 2022 (se reporter à la section 4.1 – note 20.2 des comptes consolidés de l’exercice 2022). (f) Au 31 décembre 2022, les disponibilités prises en compte dans le calcul de la dette nette incluent 90,3 millions d’euros, correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat d’achat, que le Groupe considère devoir être à terme amené à reverser à EDF OA, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur. Par ailleurs, du fait de la forte hausse des taux d’intérêts forward sur l’exercice, la juste-valeur positive des instruments financiers de taux a fortement augmenté, pour atteindre 302,7 millions d’euros. En excluant ces deux éléments, à caractère temporaire, la dette nette se serait établie à 2 857,6 millions d’euros au 31 décembre 2022. Pour plus détail, se reporter à la section 4.1 – aux notes 17 et 20.2 du présent document.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 64 2.1.5 RATIO DE LEVIER Le tableau ci‐après présente le ratio de levier aux dates indiquées. Ce ratio correspond au rapport entre la dette nette et l’EBITDA ajusté (calculé sur les 12 derniers mois). 1 Au 31 décembre 2022, les disponibilités rentrant dans le calcul de la dette nette incluent 90,3 millions d’euros, correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles‐ci et le tarif de leur contrat d’achat, que le Groupe considère devoir être à terme amené à reverser à EDF OA, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur. Par ailleurs, du fait de la forte hausse des taux d’intérêts forward sur l’exercice, la juste‐valeur positive des instruments financiers de taux a fortement augmenté, pour atteindre 302,7 millions d’euros. En excluant ces deux éléments, à caractère temporaire, la dette nette et le ratio de levier se seraient respectivement établis à 2 857,6 millions d’euros (+ 595,0 millions d’euros, soit + 26 %, par rapport à l’exercice 2021) et à 6,9x au 31 décembre 2022. 31.12.2022 (1) 31.12.2021 Ratio de levier 6,0x 7,4x Evolution de la dette nette et du ratio de levier du Groupe 2 232,2 6,0x 31.12.21 31.12.21 31.12.22 (1) 31.12.22 (1) 7,4x Dette nette (En millions d’euros) Ratio de levier 2 464,6 Le ratio de levier s’est amélioré de 1,4 pour passer de 7,4x en 2021 à 6,0x en 2022. Cette amélioration s’explique par une progression de l’EBITDA ajusté (+ 113,6 millions, soit + 38 %) plus rapide que celle de la dette nette (+ 232,4 millions, soit + 10 %). Celle‐ci a notamment bénéficié de la croissance significative de la juste valeur des instruments financiers dérivés de taux actifs, sous l’effet de la forte hausse des taux d’intérêts forward. Le calcul de ces agrégats est détaillé aux paragraphes 2.1.4 et 2.1.5 du présent document, et leur évolution est détaillée aux paragraphes 2.4.2.2 et 2.4.2.4 du présent document.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 65 2.2 INFORMATIONS SUR LES PRINCIPALES DONNÉES OPÉRATIONNELLES Le portefeuille du Groupe s’établit à 19,3 GW à fin décembre 2022 contre 13,9 GW à fin décembre 2021. Son évolution est détaillée dans le tableau ci‐après et au paragraphe 2.4.1.1 « poursuite de la croissance du portefeuille ». 31.12.2022 31.12.2021 Variations Actifs en opération (en MW) (a) 4 051 3 480 + 571 Amériques 890 878 + 11 Australie 1 455 1 455 ‐ Europe–Afrique (b) 1 706 1 147 + 560 Actifs en construction (en MW) (a) 2 523 1 954 + 569 Amériques 93 11 + 82 Australie (c) 1 529 1 129 + 400 Europe–Afrique 901 814 + 87 Projetsawarded(en MW) 782 582 + 200 Amériques ‐ ‐ ‐ Australie (d) 215 ‐ + 215 Europe–Afrique 567 582 – 15 Total des MW du secured portfolio 7 356 6 016 + 1 340 Projets tender‐ready et advanced development (en MW) 31.12.2022 31.12.2021 Variations Amériques (e) 1 313 1 101 + 211 Australie (f) 4 795 2 650 + 2 145 Europe–Afrique (g) 5 830 4 163 + 1 667 Total des MW de l’advanced pipeline 11 938 7 914 + 4 023 Total Portefeuille 19 294 13 930 + 5 364 Projets early stage > 10 GW > 5 GW (a) Capacité brute intégrant les participations dans des projets où Neoen est minoritaire : Cestas (228 MWc), Seixal (8,8 MWc), Les Beaux Monts (24,2 MW), Le Berger (22,6 MW), et Saint-Sauvant (20,6 MW) dont Neoen a cédé 95 % de sa participation en 2022. En 2021, la capacité brute excluait 33 MW correspondant aux centrales de Lugos, Grabels, Lagarde et Miremont, intégralement cédées dans le cadre de l’activité de farm-down. Pour une définition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la section 9.6 « glossaire » du présent document. (b) La croissance de la capacité des actifs en opération sur la zone Europe–Afrique résulte du passage en opération de la centrale de Mutkalampi en Finlande pour 404 MW, de quatre centrales éoliennes françaises pour 91 MW, de quatre centrales solaires françaises pour 43 MWc, de l’acquisition des trois centrales de Plouguin (éolien – France) pour 14 MW et du passage en opération de la centrale de stockage française Pod-Tredan 1 pour 8 MW. (c) La progression de la capacité des actifs en construction sur la zone Australie résulte de l’entrée en construction des centrales de stockage Western Downs Storage et Blyth West Battery pour 200 MW chacune. (d) La progression observée en Australie résulte du passage en awarded du projet éolien de Mount Hopeful pour 215 MW. (e) La hausse observée sur la zone Amériques s’explique par + 226 MW de nouveaux projets entrés au portefeuille sur la période, par + 135 MW de projets provenant du stade early stage et par – 150 MW liés à l’abandon du projet Vientos del Valle en Argentine. (f) La hausse observée sur la zone Australie s’explique par + 440 MW de nouveaux projets entrés au portefeuille sur la période, + 1 300 MW de projets provenant du stade early stage, + 1 120 MW de réévaluations de puissance, partiellement compensés par – 300 MW de projets abandonnés et – 415 MW de projets passés en phase awarded ou en construction. (g) La croissance observée sur la zone Europe–Afrique s’explique essentiellement par l’entrée au portefeuille de nouveaux projets et de projets provenant du stade early stage pour respectivement + 1 184 MW et + 941 MW, partiellement compensée par l’abandon de certains projets pour – 75 MW et le passage de plusieurs projets en phase awarded ou en construction pour – 443 MW.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 66 Exercice 2022 Exercice 2021 Variations Production (GWh) 5 957 4 908 + 21 % Taux de disponibilité moyen des actifs en exploitation photovoltaïque (a) (%) 86,4 % 94,2 % – 7,7 pt éolien (%) 97,3 % 97,5 % – 0,2 pt Load factor (b) moyen des actifs en exploitation Photovoltaïque (c) (%) 19,1 % 19,6 % – 0,5 pt éolien (d) (%) 28,5 % 30,5 % – 2,1 pt Durée résiduelle des contrats de vente d’électricité photovoltaïque (années, pondéré par MWc) 13,5 14,3 – 0,8 éolien (années, pondéré par MW) 11,3 12,7 – 1,4 2 La notion d’EBITDA ajusté est définie et détaillée au paragraphe 2.1.1 de la présente section. (a) La disponibilité moyenne des installations photovoltaïques en exploitation est en recul en raison de difficultés techniques rencontrées par la centrale d’El Llano au Mexique au premier semestre 2022, puis de l’arrêt total de sa production sur l’ensemble du troisième trimestre avant un redémarrage progressif au cours du quatrième trimestre 2022. En excluant cette centrale, le taux de disponibilité moyen des actifs solaires du Groupe se serait établi à 98,6 % en 2022. (b) Le facteur de charge (load factor) correspond au temps équivalent (en pourcentage de la période observée) pendant lequel il faudrait injecter à puissance maximale pour arriver à produire la même quantité d’énergie que celle fournie par la centrale. (c) La légère baisse du facteur de charge solaire est majoritairement due à des conditions d’ensoleillement moins favorable en 2022, effet partiellement compensé par la mise en service de la centrale Altiplano 200 en Argentine au cours du quatrième trimestre 2021. (d) La baisse notable du facteur de charge éolien entre 2021 et 2022 résulte de conditions de vent défavorables en Europe et en Australie, notamment sur le deuxième semestre 2022. 2.3 PERSPECTIVES ET TENDANCES 2.3.1 PERSPECTIVES Les prévisions pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 présentées ci‐dessous sont fondées sur des données, des hypothèses et des estimations considérées comme raisonnables par le Groupe à la date du présent document. Elles sont établies sur la base des périmètres de consolidation et d’activité existants à la date d’arrêté de ses comptes 2022 par le Groupe (28 février 2023). Ces données, hypothèses et estimations sont toutefois susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, financier, comptable, concurrentiel, réglementaire et fiscal ou en fonction d’autres facteurs ou risques dont le Groupe n’aurait pas connaissance à la date du présent document. En outre, la matérialisation de certains risques décrits au chapitre 3 « facteurs et gestion des risques » du présent document pourrait avoir un impact sur les activités, la situation financière, les résultats ou les perspectives du Groupe et donc remettre en cause ces prévisions. Par ailleurs, la réalisation de ces prévisions suppose le succès de la stratégie du Groupe (se référer au paragraphe 1.1.2 « Stratégie » du présent document). Le Groupe ne prend donc aucun engagement ni ne donne aucune garantie quant à la réalisation des prévisions figurant à la présente section. Les prévisions pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 présentées ci‐dessous, et les hypothèses qui les sous‐tendent, ont été établies en application des dispositions du règlement délégué (UE) n°2019/980 complétant le règlement (UE) 2017/1129 et des recommandations ESMA relatives aux prévisions. Hypothèses sous-jacentes Les prévisions pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 présentées ci‐dessous ont été établies conformément aux méthodes comptables appliquées dans les états financiers consolidés du Groupe pour l’exercice clos le 31 décembre 2022. Elles reposent principalement sur les hypothèses suivantes : Hypothèses internes à Neoen Les prévisions 2023 s’appuient sur une progression de l’EBITDA ajusté 2 par rapport à l’exercice 2022, qui proviendra principalement : • de l’impact année pleine de la contribution d’actifs mis en service au cours de l’année 2022 ; • de la mise en service au cours de l’année 2023 d’actifs éoliens, solaires et de stockage, qui étaient en construction au 31 décembre 2022 ou rentreront en construction au cours de l’année 2023 et ce, conformément au calendrier contractuel prévu avec les constructeurs ; • de l’atteinte par la centrale d’El Llano au Mexique d’un niveau de fonctionnement à pleine capacité d’ici à la fin de l’année 2023, après une année 2022 au cours de laquelle elle a été affectée par des problèmes techniques ; • de la cession totale ou majoritaire en 2023, de projets ou d’actifs de son portefeuille sécurisé, qui s’effectuera dans les deux limites suivantes : – un volume de projets ne dépassant pas 15 % de la croissance annuelle brute de son portefeuille sécurisé ;

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 67 – une contribution à l’EBITDA ajusté 2 annuel consolidé inférieure à 15 %. Elles tiennent également compte de l’effet attendu des éléments suivants : • le Groupe anticipe une moindre contribution de ses batteries australiennes en 2023, celles‐ci ayant bénéficié en 2022 d’un contexte de marché très volatile ; • compte tenu du calendrier anticipé de mise en service des projets appelés à entrer en opération en 2023, le Groupe anticipe une moindre contribution, par rapport à 2022, des indemnités contractuelles compensant des pertes de revenus associées à des retards de mise en service de certains projets (ces indemnités contractuelles affectant directement la marge d’EBITDA ajusté). Hypothèses macro‐économiques Les prévisions 2023 sont également établies sur la base des hypothèses suivantes : • l’absence de variation majeure des taux de change des monnaies des principaux pays hors zone Euro dans lesquels le Groupe génère ses revenus, principalement le dollar australien et le dollar américain, par rapport à ceux connus en date du présent document ; • un environnement politique, réglementaire et fiscal stable dans les pays dans lesquels Neoen opère. S’agissant tout particulièrement des mesures de limitation des prix de l’électricité captés par les producteurs d’électricité infra‐marginale (price cap) mises en œuvre par certains pays dans lesquels le Groupe opère (Etats membres de l’Union Européenne) ainsi que du mécanisme de plafonnement du prix du gaz en Australie, les prévisions 2023 sont établies sur la base d’une absence de durcissement des dispositifs en vigueur en date du présent document ; • des prix de marchés de l’électricité et des services de régulation de fréquence (frequency control ancillary services (FCAS)) au moins équivalents, après prise en compte des dispositifs de price caps mis en œuvre à l’échelle nationale (Etats membres de l’Union Européenne pour l’électricité, et Australie pour le gaz, notamment), à ceux en vigueur à la date d’arrêté de ses comptes 2022 par le Groupe (28 février 2023), dans les différentes géographies où opère le Groupe ; • des contraintes réseaux, qui ne soient pas supérieures à celles observées au cours de l’année 2022, dans les différents pays où opère le Groupe ; • l’absence de dégradation de la situation des chaines d’approvisionnement au niveau mondial, susceptible d’affecter le calendrier de mise en service de ses projets appelés à entrer en opération au cours de l’année 2023 par rapport à leur calendrier connu à la date du présent document. 3 Le 29 mars 2023, Neoen a réalisé une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription de 750,4 millions d’euros. Cette opération est détaillée à la section 2.7 du présent document. Prévisions du Groupe pour l’exercice clos le 31 décembre 2023 Pour l’exercice clos le 31 décembre 2023, Neoen s’attend à ce que l’EBITDA ajusté consolidé, dont la définition est identique à celle retenue au 31 décembre 2022, s’établisse entre 460,0 et 490,0 millions d’euros et que la marge d’EBITDA ajusté soit proche de 80 %. 2.3.2 INFORMATIONS SUR LES TENDANCES ET LES OBJECTIFS 2.3.2.1 PRÉSENTATION GÉNÉRALE Les objectifs présentés ci‐dessous ne constituent pas des données prévisionnelles ou des estimations de bénéfices du Groupe mais résultent de ses orientations stratégiques. Ces objectifs sont fondés sur des données, des hypothèses et des estimations considérées comme raisonnables par le Groupe. Ces données, hypothèses et estimations sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel et réglementaire affectant le Groupe. En particulier, la matérialisation d’un ou plusieurs risques décrits au chapitre 3 « facteurs et gestion des risques » du présent document pourrait avoir un impact sur les activités, les résultats, la situation financière ou les perspectives du Groupe et donc remettre en cause sa capacité à réaliser les objectifs présentés ci‐dessous. Le Groupe ne prend aucun engagement et ne donne aucune garantie sur la réalisation des objectifs décrits dans la présente section. 2.3.2.2 TENDANCES DES ACTIVITÉS Une description détaillée des résultats du Groupe au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2022 est disponible à la section 2.4 « analyse de l’activité et du résultat » du présent document. Le lecteur est également invité à se reporter à la section 2.5 « financements et investissements » du présent document pour une description des flux de trésorerie et de l’endettement net du Groupe. La section 1.2 « description du marché des énergies renouvelables » du présent document présente un aperçu des tendances de l’industrie qui affectent les marchés des énergies renouvelables. Les objectifs à moyen terme du Groupe décrits ci‐dessous supposent la réalisation, sur la période d’exécution de son plan d’investissement, d’augmentations de capital, qui seront notamment décidées en fonction des conditions de marché. L’enveloppe totale des besoins en fonds propres nécessaires au financement des objectifs de croissance du Groupe sur la période 2021‐2025 est désormais évaluée à un maximum de 1,350 milliard d’euros, dont environ 600,0 millions d’euros ont été levés à l’occasion d’une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription réalisée au cours du premier semestre 2021. Soit une enveloppe résiduelle de besoins en fonds propres de 750,0 millions d’euros sur la période 2023‐2025 3 , représentant un montant de 150,0 millions d’euros complémentaires par rapport à l’enveloppe de besoin en fonds propres estimée par le Groupe à l’occasion de son Capital Markets Day de mars 2021, et ce dans le cadre

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 68 d’une extension de son plan à des investissements dans des installations de stockage dédiées ayant une durée d’autonomie plus importante par rapport à ses hypothèses initiales (en moyenne 2h contre 1 à 1,5h précédemment), et donc un coût d’investissement supérieur. Ces objectifs à moyen terme reflètent par ailleurs ses attentes concernant les principales tendances du marché au cours de la période 2023‐2025, y compris ce qui suit : • Poursuite de la croissance du volume des appels d’offres privés. Le Groupe, tout en continuant à chercher à obtenir des contrats d’achat d’électricité dans le cadre d’appels d’offres publics, s’attend à ce qu’un nombre toujours plus important d’acteurs du secteur privé cherchent à conclure des contrats d’achat d’électricité, en raison de l’intérêt croissant de ces acteurs pour l’énergie « verte » et de la compétitivité croissante des prix des énergies renouvelables ; • Poursuite de l’évolution vers des prix d’achat d’électricité fixés dans un cadre concurrentiel. Le Groupe s’attend à ce que la tendance actuelle de fixation des prix des contrats de vente d’électricité dans le cadre d’appels d’offres concurrentiels se poursuive et que les prix moyens des offres retenues soient inférieurs, pour les pays ayant déjà atteint la parité réseau, et se rapprochent, pour les autres pays, des prix observés sur les marchés locaux de l’électricité. Parallèlement, le Groupe s’attend à ce que la structuration des projets comprenne de manière de plus en plus fréquente, voire systématique, des revenus de marché. Le Groupe s’attend également à un confort croissant de la part des établissements financiers et des investisseurs vis‐à‐vis du profil de risque des actifs d’énergie renouvelable, favorisant ainsi cette évolution ; • Stabilité des coûts de construction par MW à l’exception des batteries. Le Groupe s’attend à ce que les coûts de construction par MW, qui ont connu des augmentations significatives depuis la sortie de crise COVID, dans un contexte fortement inflationniste, continuent à progresser légèrement à compter de l’année 2023 pour les projets éoliens et entament une baisse pour les projets solaires, sans toutefois revenir, d’ici à fin 2025, aux niveaux observés préalablement à la crise COVID. S’agissant des installations de stockage dédiées, le Groupe s’attend à ce que le coût des batteries continue à progresser d’ici à fin 2025, tout en restant très volatil, compte tenu des incertitudes entourant les prévisions de croissance mondiale à moyen terme ; • Poursuite des améliorations technologiques se traduisant par des gains d’efficacité. Le Groupe s’attend à ce que la tendance actuelle aux améliorations technologiques se poursuive, notamment pour l’éolien, et conduise à des améliorations continues de l’efficacité ainsi qu’à une augmentation de la production d’électricité par installation. 2.3.2.3 OBJECTIFS À MOYEN TERME • Augmentation de la capacité. Le Groupe a toujours pour objectif d’atteindre une capacité totale en exploitation ou en construction de plus de 10 GW d’ici la fin 2025, dont la répartition entre ses trois principales zones géographiques (Europe, Australie, Amériques) ne devrait pas évoluer significativement par rapport à celle en vigueur à fin décembre 2022, et ce sans changement majeur en termes de mix technologique (solaire, éolien et stockage), tel que reflété dans son portefeuille sécurisé de projets en décembre 2022 (projets en exploitation (in operation), en construction (under construction) et en phase awarded), à l’exception d’une extension de son plan à des investissements dans des installations de stockage dédiées ayant une durée d’autonomie plus importante par rapport à ses hypothèses initiales (en moyenne 2h contre 1 à 1,5h précédemment), et donc un coût d’investissement supérieur, estimé par le Groupe à 150 millions d’euros sur la période 2023‐2025. – Le Groupe s’attend à atteindre cet objectif en achevant, dans le cadre de sa stratégie majoritairement develop-to-own, des projets en cours de construction (under construction), en construisant et en achevant des projets actuellement en phase awarded, en faisant évoluer une partie de son pipeline en phase de construction (under construction) et d’exploitation (in operation), et en accroissant progressivement son volume annuel de projets awarded d’un niveau légèrement supérieur à 1,3 GW en 2022, à un niveau supérieur ou égal à 2 GW à compter de 2025. Ce volume annuel de projets awarded a vocation à être issu très majoritairement de pays dans lesquels Neoen est déjà présent à la date du présent document, et ce en vue de continuer à maintenir a minima 80 % de la puissance installée du Groupe dans les pays de l’OCDE. À fin décembre 2022, le portefeuille du Groupe était composé de 4,1 GW en exploitation (in operation), 2,5 GW en construction (under construction) et 0,8 GW en phase awarded. Ensemble, ce portefeuille sécurisé de projets représente près de 7,4 GW sur la capacité de plus de 10 GW en exploitation ou en construction fixée en objectif d’ici 2025. Les 3,6 GW de projets restant (et tout projet remplaçant les projets actuellement en phase awarded qui ne seront pas achevés) devraient provenir principalement de l’actuel pipeline de projets avancés du Groupe (advanced pipeline) qui comprenait un total d’environ 11,9 GW au 31 décembre 2022, ainsi que de nouveaux projets qui seront développés par le Groupe au cours de la période, et dans une moindre mesure, de projets en développement ou d’actifs en opération ou en construction susceptibles d’être acquis auprès de tiers, en privilégiant des actifs présentant un potentiel de restructuration ou offrant, du fait de leur ancienneté, des perspectives de repowering. – Cet objectif tient compte du fait que, dès la phase de développement ou de construction de ses projets, le Groupe continuera à procéder de manière régulière mais sélective, et dans un souci d’optimisation de son bilan, de ses capacités financières, et de sa rentabilité, à la cession totale ou majoritaire, de projets ou d’actifs de son portefeuille sécurisé (farm-down), dans les deux limites suivantes : > un volume de projets ne dépassant pas 15 % de la croissance annuelle brute de son portefeuille sécurisé en 2023, puis 20 % sur la période 2024‐2025 ; > une contribution à l’EBITDA ajusté annuel consolidé inférieure à 15 % en 2023, puis 20 % sur la période 2024‐2025. Le Groupe prévoit, dans la mesure du possible, de maintenir une détention minoritaire au sein des projets concernés, d’en assurer la gestion administrative et opérationnelle, et de conserver des droits fonciers afférents, de manière à pouvoir prendre part à la phase de repowering ultérieure de ces projets.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 69 – Le Groupe s’attend désormais à ce que le total des dépenses d’investissement pour les projets inclus dans l’objectif de plus de 10 GW, et qui n’étaient pas encore en opération en mars 2021, qui avait été estimé à 5,3 milliards d’euros lors du Capital Markets Day de mars 2021, s’élève à environ 6,2 milliards d’euros sur la période 2021‐2025 (se reporter aux paragraphes 2.5.6 « sources de financement attendus pour les investissements futurs » et 2.5.8.4 « principaux investissements envisagés » du présent document). Cette augmentation de 900,0 millions d’euros provient à hauteur de 750,0 millions d’euros de la hausse des coûts d’investissement dans les projets solaires, éoliens et de stockage, qui ont connu des augmentations significatives depuis la sortie de crise COVID, dans un contexte fortement inflationniste, et à hauteur de 150,0 millions d’euros d’une extension, par le Groupe, de son plan à des investissements dans des installations de stockage dédiées ayant une durée d’autonomie plus importante par rapport à ses hypothèses initiales (en moyenne 2h contre 1 à 1,5h précédemment), et donc un coût d’investissement supérieur. En structurant les projets pour atteindre les augmentations de capacité susmentionnées et en supposant que les taux d’intérêt ne s’écarteront pas significativement de leurs niveaux actuels, le Groupe prévoit d’être en mesure de continuer à cibler, lors des réponses à appels d’offres publics et privés ou de sollicitations bilatérales de la part de clients privés pour ses projets, des taux de rentabilité interne (TRI) calculés sur un horizon de 30 ans : > de 7,5 % (+/‐ 150 points de base) en Europe ; > de 8,5 % (+/‐150 points de base) en Australie et dans les autres pays de l’OCDE (hors Europe) ; > supérieurs à 10 % (low double digit) dans les pays non‐membres de l’OCDE. – Dans le cadre d’un premier projet dans un nouveau pays, ou du recours à une nouvelle technologie dans un pays où le Groupe est déjà présent, il s’autorise néanmoins exceptionnellement, et sous réserve d’une approbation préalable par son Conseil d’administration, à viser des TRI inférieurs à ces TRI cibles, compte tenu notamment des niveaux de contingences supérieurs associés à ces types de projets. Dans ces cas spécifiques, le Groupe se fixe pour objectif un niveau de TRI plancher de 5 %. – Le Groupe a par ailleurs toujours pour objectif que la part de sa capacité installée en opération dont les revenus sont exposés aux prix de marché ne dépasse pas 20 % de sa capacité en opération totale hors installations de stockage dédiées, directement raccordées aux réseaux. Ce seuil exclut les actifs vendant leur production sur les marchés spot préalablement à l’entrée en vigueur de leur PPA (phase dite d’early generation). Enfin, dans le prolongement de l’atteinte de son objectif de plus de 10 GW à horizon 2025, le Groupe estime que la poursuite de sa stratégie (décrite au paragraphe 1.1.2 du présent document) devrait lui permettre d’envisager, à l’horizon 2030, d’atteindre une capacité totale en exploitation ou en construction d’au moins 20 GW. • Croissance de l’EBITDA ajusté. L’objectif du Groupe est toujours de générer une croissance annuelle en pourcentage à deux chiffres entre 2023 et 2025. Compte tenu de cet objectif de croissance annuelle, le Groupe ambitionne ainsi que son EBITDA ajusté dépasse 600,0 millions d’euros en 2025. Ce niveau de croissance reflète la croissance attendue de la capacité installée du Groupe, et les anticipations du Groupe en matière de poursuite de la croissance du volume des appels d’offres privés, d’évolution vers des prix d’achat d’électricité fixés dans un cadre concurrentiel, et de tendances sur le marché mondial des énergies renouvelables, tel que présenté en section 1.2 du présent document. Il reflète aussi la très forte augmentation enregistrée par les prix de marché de l’électricité, notamment depuis le début de l’année 2022, qui se reflète d’ores et déjà dans le niveau de prix des contrats de vente d’électricité à long terme signés par la Société. Les capacités de production d’énergie renouvelable supplémentaires vont donc, au fur et à mesure de leur mise en service, générer des revenus plus élevés qu’anticipés en 2021. La contribution de ces revenus additionnels sera progressive, avec un plein effet qui se matérialisera au‐delà de 2025. A titre indicatif, Neoen estime que ses premiers 10 GW génèreront, une fois pleinement en opération, un EBITDA ajusté annuel de l’ordre de 750,0 millions d’euros, hors contribution des early generation revenues et hors contribution des opérations de farm-down. La définition de l’EBITDA ajusté est identique à celle retenue au 31 décembre 2022. • Ratio de dette nette sur EBITDA ajusté. L’objectif du Groupe est toujours d’avoir un ratio de dette nette sur EBITDA ajusté compris entre 8,0x et 10x fin 2025. Ce niveau de levier reflète le financement, qu’il soit de projet ou au niveau corporate, que le Groupe estime nécessaire pour réaliser les dépenses d’investissement décrites ci‐dessus, ainsi que ses objectifs de croissance d’EBITDA ajusté mentionnés ci‐dessus. Cet objectif suppose également que le Groupe maintienne une approche globale de financement de projet similaire à celle utilisée à la date du présent document, et telle que décrite en au paragraphe 2.5.6, et suppose le remboursement normal de la dette de projet conformément à ses termes et conditions (c’est‐à‐dire, sans refinancement ni remboursement anticipé). Il reflète également l’impact attendu de la poursuite de l’augmentation de la part de ses projets incorporant des revenus de marché, notamment les projets d’installation de stockages dédiées, étant donné que les niveaux de levier acceptés par les banques sont généralement moindres pour ces projets. S’agissant spécifiquement des installations de stockage dédiées, il repose sur l’hypothèse que leur financement continuera à reposer très majoritairement sur des apports en fonds propres effectués par le Groupe. Cet objectif suppose toujours un ratio de levier financier supérieur à 70 % du capital investi sur une base all-in incluant la totalité de la dette du Groupe, qu’elle soit corporate ou mise en place au niveau de sociétés de projets dédiées, sous forme de dette senior ou mezzanine. Politique en matière de dividendes Compte tenu de ses objectifs à moyen terme susmentionnés, le Groupe proposera à la prochaine assemblée générale, qui se tiendra en mai 2023, le versement d’un dividende de 0,125 € par actions au titre de l’exercice 2022. Au‐delà de 2022 et jusqu’en 2025, le Groupe entend augmenter de manière progressive et régulière son dividende au regard notamment de l’évolution de ses résultats et de sa situation financière.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 70 2.4 ANALYSE DE L’ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT 4 Pour une définition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la section 9.6 « glossaire » du présent document. 2.4.1 FAITS MARQUANTS DE LA PÉRIODE 2.4.1.1 POURSUITE DE LA CROISSANCE DU PORTEFEUILLE Les capacités en opération ou en construction 4 ont atteint 6,6 GW à fin décembre 2022 contre 5,4 GW à fin décembre 2021. Au cours de l’exercice 2022, le Groupe a ainsi mis en opération 557 MW : en Finlande, le parc éolien de Mutkalampi (404 MW), et en France, quatre centrales solaires d’une capacité totale de 43 MWc, sept parcs éoliens d’une capacité totale de 91 MW, dont notamment la centrale de Madon‐Moselle (40 MW) et une installation de stockage d’une capacité de 8 MW. Les batteries de stockage de Providencia Power Reserve et d’Albireo Power Reserve 2, d’une capacité totale de 11 MW, sont également entrées en opération au Salvador. Par ailleurs, les centrales de Plouguin (14 MW), acquises en fin d’année 2022, ont intégré le portefeuille des actifs en opération. Neoen a par ailleurs lancé la construction de 1 126 MW sur l’exercice 2022, comprenant, en Australie, les installations de stockage de Western Downs Battery (200 MW / 400 MWh) et de Blyth Battery (200 MW / 400 MWh), ainsi que, au Portugal, le parc solaire composé des centrales de Rio Major et Torre Bela (272 MWc), au Canada, la centrale solaire de Fox Coulée (93 MWc), en Suède, le parc éolien de Storbrännkullen (57 MW) et l’installation de stockage Storen Power Reserve (40 MW / 40 MWh), en France, des projets solaires d’une capacité totale de 204 MWc (dont la centrale solaire de Champblanc pour 49 MWc) et le parc éolien de Largeasse (17 MW), et en Finlande, le parc éolien de Björkliden (40 MW). Le portefeuille sécurisé 4 (actifs en opération, en construction ou awarded 4 ) représentait 7,4 GW au 31 décembre 2022 contre 6,0 GW à fin décembre 2021. En 2022, les nouveaux projets awarded 4 ont quant à eux représenté 1 340 MW. Outre les projets rentrés directement en construction pour un total de 643 MW, dont principalement Western Down Battery, Blyth Battery, Fox Coulée, Storen Power Reserve, Storbrännkullen, et acquis (les centrales de Plouguin pour 14 MW), ceux‐ci intègrent notamment : • 215 MW en Australie, avec le parc éolien de Mount Hopeful ; • 208 MW sécurisés en France, dont 197 MWc de projets solaires et le projet éolien des Granges (11 MW) ; • 102 MW en Finlande, dont 60 MW correspondant au projet éolien de Storbotet et 42 MW au titre d’un nouveau PPA signé avec Equinix, un leader mondial de l’infrastructure numérique, concernant le futur parc éolien de Lumivaara ; • 90 MWc en Suède, correspondant à la centrale solaire de Hultsfred ; • 80 MWc gagnés lors du deuxième appel d’offres gouverne‐ mental RESS 2 en Irlande. Le total du portefeuille ressort à 19,3 GW à fin décembre 2022 contre 13,9 GW à fin décembre 2021. 2.4.1.2 NEOEN CONFORTE AMLA POSITION DANS LE TOP 2 % MONDIAL DES SOCIÉTÉS ÉVALUÉES PAR MOODY’S ESG SOLUTIONS Depuis 2018, Neoen fait évaluer sa politique et ses résultats en matière d’ESG par l’agence de notation extra‐financière Moody’s ESG Solutions (ex Vigeo Eiris). L’évaluation porte sur 21 critères regroupés en 6 thèmes : Environnement, Capital humain, Droits de l’Homme, Engagement sociétal, Éthique des affaires et Gouvernance. En 2022, Neoen a conforté sa position dans le top 2 % mondial (tous secteurs et régions confondus) des sociétés évaluées par Moody’s ESG Solutions. Au premier semestre 2022, Neoen s’est vu décerner la note ESG « avancée » de 65/100, une progression d’un point par rapport à l’année 2021. Ce score reflète l’engagement et la performance de Neoen sur les critères environnementaux, sociaux et de bonne gouvernance et place le Groupe au 11 ème rang des sociétés évaluées (près de 5 000) sur le secteur Gaz & Electricité. 2.4.1.3 PLAN D’ATTRIBUTION D’ACTIONS GRATUITES Le 14 mars 2022, le Conseil d’administration a décidé d’attribuer gratuitement 164 046 actions de Neoen S.A. à certains salariés du Groupe. L’attribution des actions ne sera définitive qu’au terme d’une période d’acquisition d’une durée de 3 ans, à condition que les bénéficiaires soient toujours présents au sein du Groupe et que les conditions de performance fixées par le Conseil d’administration dans le règlement du plan, et portant notamment sur l’atteinte d’objectifs financiers et de développement, soient remplies. Au cours de l’exercice 2022, le Groupe a comptabilisé cette opération conformément à la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Celle‐ci s’est traduite par un impact de (0,3) million d’euros en charges de personnel.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 71 2.4.1.4 AUGMENTATION DE CAPITAL RÉSERVÉE AUX SALARIÉS Le 19 avril 2022, Neoen S.A. a réalisé une augmentation de capital réservée à ses salariés et mandataires sociaux en France. Celle‐ci proposait à chaque bénéficiaire l’acquisition de 118 actions nouvelles au prix préférentiel de souscription de 22,30 euros par action (bénéficiant d’une décote de 30 % par rapport à la moyenne des cours de clôture de l’action des vingt dernières séances de bourse précédant le jour de fixation du prix par le Président‐directeur général, le 14 mars 2022, sur subdélégation du Conseil d’administration) et un abondement à raison d’une action offerte pour une action souscrite. Au cours de l’exercice 2022, le Groupe a comptabilisé cette opération conformément à la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Celle‐ci s’est traduite par un impact de 1,1 million d’euros en capitaux propres et de (0,4) million d’euros en charges de personnel. 2.4.1.5 PAIEMENT DU DIVIDENDE AU TITRE DE L’EXERCICE 2021 Lors de l’Assemblée Générale du 25 mai 2022, les actionnaires ont approuvé la première mise en distribution d’un dividende dans l’histoire du Groupe à hauteur de 0,10 euro par action avec option pour le paiement du dividende en actions nouvelles. Chaque actionnaire pouvait ainsi recevoir, soit 100 % du dividende en numéraire, soit 100 % du dividende en actions ordinaires nouvelles. A la clôture de la période d’exercice de l’option (du 3 juin 2022 au 17 juin 2022 inclus), près de 80 % des droits ont été exercés en faveur du paiement du dividende en actions. Cette opération a entraîné la création de 252 486 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,2 % du capital), et le versement de 2,1 millions d’euros de dividende en numéraire. 2.4.1.6 CONVERSION D’OCEANES Neoen S.A. a procédé le 28 octobre 2022, conformément à leurs termes et conditions, au remboursement anticipé, de la totalité des obligations à option de conversion en actions nouvelles et/ou d’échange en actions existantes (OCEANEs), émises le 7 octobre 2019 et à échéance octobre 2024, d’un montant d’environ 200 millions d’euros. Les porteurs d’obligations avaient la faculté d’exercer leur droit à l’attribution d’actions Neoen à raison de 1,078 action pour 1 obligation présentée jusqu’au 19 octobre 2022. Le nombre d’obligations présentées à la conversion s’est élevé à 6 614 676 obligations (soit 99,78 % de l’ensemble des obligations émises), soit un montant nominal total de 199 564 774,92 euros. Neoen a ainsi émis au total 7 130 619 actions nouvelles. Conformément à IAS 32 « instruments financiers ‐ présentation », cette opération s’est traduite par l’extinction du coût amorti de la composante dette pour 191,3 millions d’euros, par contrepartie des capitaux propres du Groupe pour 190,8 millions d’euros et de la trésorerie pour 0,4 million d’euros (correspondant aux 14 425 obligations non présentées à la conversion et qui ont été remboursées en numéraire le 28 octobre 2022). 2.4.1.7 ÉMISSION D’OCEANES VERTES Le 14 septembre 2022, Neoen S.A. a procédé à l’émission d’obligations vertes à option de conversion et/ou d’échange en actions nouvelles ou existantes pour un montant nominal de 300 millions d’euros. Ces obligations ont été émises avec une dénomination de 100 000 euros chacune et portent intérêt à un taux annuel de 2,875 % payable semestriellement à terme échu les 14 mars et 14 septembre de chaque année, et pour la première fois le 14 mars 2023. Le prix de conversion / d’échange a été fixé à 51,4999 euros, correspondant à une prime de 35 % par rapport au cours de référence de l’action de la Société. A moins qu’elles n’aient été converties, échangées, remboursées, ou rachetées et annulées, ces obligations seront remboursées au pair le 14 septembre 2027. Conformément aux principes fixés par la norme IAS 32, « instruments financiers : présentation », cette émission a été traitée comme un instrument composé, la composante dette (obligation sans option de conversion) s’élevant, nette de frais, à environ 249,9 millions d’euros et la composante capitaux propres (option de conversion) à près de 47,4 millions d’euros, nette de frais (se référer aux notes 18 et 20.2 des états financiers consolidés). Le taux d’intérêt effectif de la composante dette s’élève à 7,00 %. 2.4.1.8 CESSION DE LA CENTRALE ÉOLIENNE DE SAINT-SAUVANT Le 29 septembre, le Groupe a cédé à Sergies, partenaire historique dans le développement du projet, acteur local et énergéticien intégré, 95 % de ses parts dans la centrale éolienne de Saint‐Sauvant sur la base d’une valeur d’entreprise de 65,5 millions d’euros. D’une puissance de 20,6 MW et localisée dans le département de la Vienne, cette centrale est entrée en service au cours du premier semestre 2022. Neoen conserve une détention minoritaire, la supervision de la centrale pour les deux prochaines années, une présence locale à travers un contrat de community management et bénéficie d’une option de rachat lui permettant de prendre le contrôle de la société de projet dans 30 ans. Cette opération réalisée dans le cadre de l’activité farm-down a généré un produit net de 16,4 millions d’euros comptabilisé en autres produits et charges opérationnels courants (se reporter à la note 9 des états financiers consolidés).

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 72 2.4.1.9 SITUATION DE LA CENTRALE SOLAIRE DE METORO AU MOZAMBIQUE A la suite d’une détérioration soudaine et importante à la fin du premier semestre 2022, du contexte sécuritaire à proximité du site de la centrale solaire en construction de Metoro au Mozambique, l’ensemble des équipes mobilisées localement avaient été évacuées, les forces armées mozambicaines avaient été déployées autour du site pour en assurer la protection, et les travaux de construction avaient été arrêtés pour une durée indéterminée. Depuis cette date, la situation sécuritaire ne s’est pas améliorée de manière notable, rendant hypothétique toute perspective de relance du chantier. Compte tenu du très fort degré d’incertitude entourant l’avenir du projet, le Groupe a ainsi enregistré dans ses comptes au 31 décembre 2022 une perte de valeur d’un montant de (19,9) millions d’euros (se référer à la note 10 « éléments non courants de l’activité opérationnelle »). 2.4.1.10 NON-RESPECT DE COVENANTS DE CERTAINS FINANCEMENTS DE PROJETS Au 31 décembre 2022, un actif du Groupe en Australie ne respecte toujours pas, suite notamment à des problématiques opérationnelles, son ratio minimum de couverture du service de la dette, comme cela était déjà le cas au 31 décembre 2021. En conséquence, le Groupe a maintenu l’accélération dans ses comptes de la dette de financement de projet sans recours afférente, présentée en endettement financier courant, pour un montant de 128,7 millions de dollars australiens (soit 82,0 millions d’euros) au 31 décembre 2022. Le Groupe est parallèlement toujours en cours de négociation en vue d’une résolution de ce cas de défauts avec les établissements prêteurs, qui ont continué, au cours de l’année, à assurer le financement de cet actif. Par ailleurs, outre l’absence d’accord en vue de la prononciation de la réception technique provisoire de la centrale mexicaine d’El Llano (PA – Provisional Acceptance), entraînant le maintien de certaines non‐conformités documentaires au sens des contrats de financement, les difficultés opérationnelles rencontrées par celle‐ci, au cours de l’année 2022, ont entraîné une situation de non‐respect du ratio minimum du service de la dette de financement de projet sans recours. La part non courante de la dette financière afférente continue ainsi à être présentée en dettes courantes (pour 124,1 millions de dollars américains, soit 116,3 millions d’euros) dans les comptes du Groupe au 31 décembre 2022. Le Groupe travaille activement à la résolution des difficultés opérationnelles avec le contractant EPC, préalable à la prononciation de la réception technique provisoire et à la sortie de la situation de défaut financier actuelle. Les établissements prêteurs continuent par ailleurs à apporter leur soutien au projet. A ce titre, la société a ainsi obtenu un waiver en date du 1 er février 2023. Les autres sociétés financées par des dettes projets et, mezzanines, ainsi que Neoen S.A., dans le cadre de son crédit syndiqué, respectaient en revanche leurs covenants de ratios financiers de Debt Service Coverage Ratio (DSCR) minimum, ou de fonds propres minimum. Enfin, la situation de la centrale de Metoro constitue un cas de défaut technique au sens de la documentation de financement. La dette financière afférente à cette centrale est ainsi présentée en dettes courantes (pour 30,1 millions de dollars américains, soit 28,2 millions d’euros) dans les comptes du Groupe au 31 décembre 2022. Au total, 226,6 millions d’euros de dettes ont ainsi été accélérées dans les comptes consolidés annuels 2022. 2.4.1.11 CONFLIT RUSSO-UKRAINIEN Neoen n’a pas d’activité et ne dispose d’aucun actif en Russie et en Ukraine. Ainsi, le conflit en cours en Ukraine n’a à ce jour pas eu d’incidence significative directe sur le Groupe ni sur la continuité de son activité. Toutefois, en l’absence de visibilité sur la suite de ce conflit, Neoen considère que ses activités pourraient être affectées, à l’avenir, par les impacts potentiels de ce conflit sur l’économie mondiale, et notamment en matière de prix de l’électricité, de cours des matières premières utilisées pour les composants nécessaires à la construction d’installations de production d’électricité d’origine renouvelable, ou encore de fonctionnement des chaines logistiques.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 73 2.4.2 COMMENTAIRES SUR L’ACTIVITÉ La présentation et les commentaires relatifs au compte de résultat consolidé pour les années 2022 et 2021 se déclinent en deux niveaux d’analyse pour le chiffre d’affaires, l’EBITDA ajusté et l’EBIT ajusté : un premier portant sur le Groupe et un second portant sur les différents segments (Australie, Europe–Afrique et Amériques, au niveau géographique ; solaire, éolien, stockage, farm-down ainsi que développement et investissements et éliminations au niveau opérationnel). Les autres éléments du compte de résultat consolidé font l’objet d’une analyse globale. Compte tenu de la nature de son activité et de son implantation géographique, les résultats du Groupe sont affectés par les variations des taux de change. Pour une analyse de l’exposition du Groupe au risque de change, se référer au paragraphe 3.1.3 « risques liés à la situation financière du Groupe » du présent document. La référence aux variations du chiffre d’affaires, de l’EBITDA ajusté ou de l’EBIT ajusté à changes constants ou taux de change constants (« tcc »), signifie que l’impact des variations de taux de change a été retraité, en recalculant les différents postes de l’agrégat concerné de l’exercice considéré sur la base des taux de change constatés au cours de l’exercice précédent. Les comptes consolidés du Groupe pour l’exercice clos le 31 décembre 2022 ont fait l’objet d’un audit par les commissaires aux comptes de la Société et sont présentés dans leur intégralité au chapitre 4 du présent document. 2.4.2.1 CHIFFRES CLÉS (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2022 (tcc) Exercice 2021 Var (tcc) Var (tcc) (en %) Var Var (en %) Chiffre d’affaires 503,2 486,1 333,6 + 152,6 + 46 % + 169,7 + 51 % Ventes d’énergies sous contrat 309,2 297,2 249,3 + 47,8 + 19 % + 59,9 + 24 % Ventes d’énergies sur le marché 171,5 167,3 74,7 + 92,6 + 124 % + 96,9 + 130 % Autres produits 22,5 21,7 9,6 + 12,1 + 126 % + 12,9 + 134 % EBITDA ajusté (a) 414,0 399,2 300,4 + 98,8 + 33 % + 113,6 + 38 % Marge d’EBITDA ajusté 82 % 82 % 90 % EBIT ajusté (a) 259,3 250,2 189,6 + 60,6 + 32 % + 69,7 + 37 % Marge d’EBIT ajusté 52 % 51 % 57 % Résultat opérationnel non courant (b) (31,1) (29,1) (18,4) – 10,7 – 58 % – 12,7 – 69 % Résultat financier (152,7) (142,8) (117,7) – 25,1 – 21 % – 35,0 – 30 % Résultat net ajusté de l’ensemble consolidé (a) 48,0 50,3 40,2 + 10,0 + 25 % + 7,8 + 19 % (a) La définition et le calcul de ces agrégats sont détaillés à la section 2.1 « indicateurs alternatifs de performance » du présent document. (b) Cet agrégat est détaillé au paragraphe 2.4.2.3 du présent document.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 75 2.4.2.2 RÉSULTATS SECTORIELS Les résultats sectoriels des exercices 2021 et 2022 sont ainsi présentés pour chacun des segments opérationnels du Groupe : solaire, éolien, stockage, farm-down, développement et investissements, et éliminations. (En millions d’euros) Chiffre d’affaires EBITDA ajusté (a) EBIT ajusté (b) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Var (en %) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Var (en %) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Var (en %) Australie Eolien 84,5 67,1 + 17,4 + 26 % 71,9 53,9 + 17,9 + 33 % 45,6 36,1 + 9,5 + 26 % Solaire 53,1 37,6 + 15,5 + 41 % 73,9 30,7 + 43,1 + 140 % 56,1 13,7 + 42,3 x4 Stockage 80,2 28,1 + 52,1 x3 61,9 26,4 + 35,5 + 135 % 38,8 13,8 + 25,0 x3 Total 217,8 132,8 + 85,0 + 64 % 207,6 111,0 + 96,6 + 87 % 140,5 63,7 + 76,9 + 121 % En % 43 % (e) 40 % (e) 95 % (f) 84 % (f) 65 % (g) 48 % (g) Europe–Afrique Eolien 132,1 68,1 + 64,1 + 94 % 106,9 51,1 + 55,8 + 109 % 76,5 21,6 + 54,9 x4 Solaire 64,4 60,8 + 3,7 + 6 % 50,9 49,3 + 1,6 + 3 % 32,4 30,2 + 2,2 + 7 % Stockage 11,4 6,3 + 5,1 + 80 % 6,2 3,8 + 2,4 + 63 % 4,8 2,5 + 2,3 + 91 % Farm-down - - ‐ N/A 16,4 50,0 – 33,5 – 67 % 16,4 50,0 – 33,5 – 67 % Total 208,0 135,2 + 72,8 + 54 % 180,4 154,2 + 26,2 + 17 % 130,2 104,3 + 25,9 + 25 % En % 41 % (e) 41 % (e) 87 % (f) 114 % (f) 63 % (g) 77 % (g) Amériques Solaire 76,6 63,9 + 12,7 + 20 % 56,8 57,3 – 0,4 – 1 % 30,0 38,1 – 8,1 – 21 % Total 76,6 63,9 + 12,7 + 20 % 56,8 57,3 – 0,4 – 1 % 30,0 38,1 – 8,1 – 21 % En % 15 % (e) 19 % (e) 74 % (f) 90 % (f) 39 % (g) 60 % (g) Autres Développement et investissements (c) 82,3 77,2 + 5,1 + 7 % (8,4) 2,1 – 10,5 x4 (20,5) (7,6) – 12,9 x3 Eliminations (d) (81,4) (75,5) – 5,9 – 8 % (22,3) (24,2) + 1,9 + 8 % (20,9) (8,9) – 12,0 – 135 % Total 0,9 1,7 – 0,8 – 48 % (30,7) (22,1) – 8,6 – 39 % (41,4) (16,4) – 24,9 x3 TOTAL 503,2 333,6 + 169,7 + 51 % 414,0 300,4 + 113,6 + 38 % 259,3 189,6 + 69,6 + 37 % Dont éolien 216,6 135,1 + 81,5 + 60 % 178,6 105,0 + 73,6 + 70 % 122,0 57,7 + 64,3 + 111 % Dont solaire 194,1 162,3 + 31,9 + 20 % 181,6 137,3 + 44,3 + 32 % 118,6 82,1 + 36,5 + 44 % Dont stockage 91,6 34,4 + 57,1 x3 68,1 30,2 + 37,9 + 125 % 43,6 16,3 + 27,3 x3 Dont farm-down - ‐ ‐ N/A 16,4 50,0 – 33,5 – 67 % 16,4 50,0 – 33,5 – 67 % (a) Pour plus de détail sur la définition et le calcul de cet agrégat, le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.1.1 du présent document « EBITDA ajusté ». (b) Pour plus de détail sur la définition et le calcul de cet agrégat, le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.1.2 du présent document « EBIT ajusté ». (c) Le chiffre d’affaires de ce secteur est essentiellement composé de ventes de services aux autres entités du Groupe (éliminées en consolidation, à l’exception des montants facturés aux entités non consolidées par intégration globale par le Groupe) ainsi qu’à des tiers. (d) Les éliminations concernent principalement l’annulation des facturations de services rendus par Neoen S.A. à ses sociétés de projet au titre du développement, de la supervision et de la gestion administrative des centrales ainsi que l’activation des coûts de développement conformément à IAS 38 « Immobilisations incorporelles ». (e) Les pourcentages correspondent à la contribution de chaque zone géographique au chiffre d’affaires du Groupe (hors Développement et Investissements, et Eliminations). (f) Les pourcentages correspondent au rapport entre l’EBITDA ajusté et le chiffre d’affaires par zone géographique (marge d’EBITDA ajusté). (g) Les pourcentages correspondent au rapport entre l’EBIT ajusté et le chiffre d’affaires par zone géographique (marge d’EBIT ajusté).

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 76 Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires consolidé du Groupe s’est élevé à 503,2 millions d’euros pour l’exercice 2022 (486,1 millions d’euros à taux de change constants), en hausse de + 169,7 millions d’euros, soit + 51 %, par rapport à l’exercice 2021 (+ 46 % à taux de change constants). Cette croissance s’explique principalement par la contribution en année pleine des actifs mis en service en 2021 en Australie, en Argentine et en France, et par celle, au prorata temporis, des centrales entrées en production en 2022, essentiellement en Finlande, en France et en Australie. Elle intègre ainsi le chiffre d’affaires early generation revenues 5 , qui a bénéficié d’un contexte de prix de marché très élevés. 5 Ventes d’énergie à court terme précédant l’entrée en vigueur d’un contrat long terme. A cela s’est ajoutée la contribution plus élevée des actifs mis en service avant le 1 er janvier 2021, principalement en Australie, conséquence (i) de prix de marché favorables, (ii) de l’entrée en vigueur du contrat d’achat de la centrale de Bulgana en fin d’année 2021, et (iii) de la très bonne performance de la batterie Hornsdale Power Reserve. La hausse du chiffre d’affaires a toutefois été limitée par le recul de la contribution de la centrale d’El Llano et par l’effet négatif associé aux centrales cédées en fin d’année 2021 dans le cadre des opérations de farm-down réalisées. Evolution du chiffre d’affaires par segments opérationnels L’évolution de la répartition du chiffre d’affaires par segments opérationnels, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit. 2022 43% 18% 39% 2021 41% 10% 49%  Eolien  Solaire  Stockage  Eolien  Solaire  Stockage Le segment éolien est devenu le premier contributeur au chiffre d’affaires consolidé du Groupe (43 % en 2022, contre 41 % en 2021). Le chiffre d’affaires de ce segment s’est établi en 2022 à 216,6 millions d’euros (+ 81,5 millions d’euros), soit + 60 % par rapport à 2021. • Europe–Afrique (+ 64,1 millions d’euros) La croissance du chiffre d’affaires s’explique très majoritairement par la contribution des actifs mis en service en 2022 (+ 57,2 millions d’euros), dont principalement celle de la centrale de Mutkalampi en Finlande, qui a bénéficié d’early generation revenues 5 importants avant le démarrage, prévu en 2023, de ses contrats d’achats, et ce dans un contexte de prix de marchés très élevés. Cette progression a été portée, dans une moindre mesure, par l’effet année pleine associé aux actifs mis en service en 2021 (+ 4,2 millions d’euros). A cela s’est ajoutée une contribution plus importante des centrales mises en service avant le 1 er janvier 2021 (+ 2,7 millions d’euros), s’expliquant essentiellement par la conclusion de nouveaux contrats de vente d’électricité de court terme en Irlande, à des prix supérieurs à ceux des contrats historiques arrivés à expiration en 2022. • Australie (+ 17,4 millions d’euros) La hausse du chiffre d’affaires résulte principalement de la hausse de la contribution : – des trois centrales éoliennes d’Hornsdale (+ 9,5 millions d’euros), qui ont bénéficié de ressources en vent plus élevées en 2022 par rapport à 2021, et de prix de marché favorables sur l’exercice ; – de la centrale de Bulgana (+ 7,4 millions d’euros) qui, d’une part, n’avait commencé à produire à pleine capacité qu’au cours du mois d’octobre 2021 et qui a, d’autre part, bénéficié, à la suite du démarrage de son contrat d’achat en décembre 2021, d’un prix moyen de vente plus élevé en 2022 qu’au cours de l’année 2021, lorsque l’électricité produite était vendue sur le marché dans un contexte de prix bas.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 77 Le segment solaire est désormais le second contributeur au chiffre d’affaires consolidé du Groupe (39 % en 2022 contre 49 % en 2021). Le chiffre d’affaires de ce segment s’est élevé à 194,1 millions d’euros en 2022 (+ 31,9 millions d’euros), soit + 20 % par rapport à 2021. • Australie (+ 15,5 millions d’euros) La croissance du chiffre d’affaires résulte essentiellement de la contribution de la centrale de Western Downs, qui a injecté graduellement de l’électricité sur le réseau, avant l’entrée en vigueur de son contrat d’achat, prévue au cours du premier semestre 2023, dans un contexte de prix de marché élevés (+ 12,0 millions d’euros). Le chiffre d’affaires a par ailleurs bénéficié d’une meilleure contribution des centrales mises en service avant le 1 er janvier 2021 (+ 3,6 millions d’euros), principalement lié à un effet prix favorable. • Amériques (+ 12,7 millions d’euros) La hausse du chiffre d’affaires résulte essentiellement de la contribution en année pleine de la centrale d’Altiplano 200 en Argentine, mise en service en 2021 (+ 24,3 millions d’euros). Sa progression a toutefois été pénalisée par le recul de la contribution de la centrale d’El Llano au Mexique (– 15,8 millions d’euros), en raison : – d’une base de comparaison plus élevée en 2021 6 . En effet, suite au retard dans la mise en œuvre des mécanismes administratifs nécessaires au démarrage du contrat de vente long terme d’électricité et à un accord conclu dans ce cadre avec le Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) au cours du deuxième trimestre 2021, ce contrat, qui devait initialement prendre effet fin juin 2020, était devenu effectif à compter du 1 er juillet 2021. En conséquence, l’électricité produite jusqu’à cette date avait été valorisée au prix de marché, supérieur à celui du contrat d’achat ; – de l’arrêt de la centrale imputable à des difficultés techniques survenues en juin 2022, son redémarrage progressif n’étant intervenu qu’à partir du mois d’octobre 2022. • Europe–Afrique (+ 3,7 millions d’euros) La hausse du chiffre d’affaires résulte essentiellement de la contribution des actifs mis en service en 2021 et 2022, en France notamment (+ 10,6 millions d’euros). Cette progression a toutefois été partiellement compensée par l’impact de la cession de centrales en France, en fin d’année 2021, dans le cadre d’opérations de farm-down (– 5,8 millions d’euros). Le segment stockage a représenté 18 % du chiffre d’affaires du Groupe en 2022 (contre 10 % en 2021). Le chiffre d’affaires de ce segment a contribué à hauteur de 91,6 millions d’euros au chiffre d’affaires du Groupe en 2022 (+ 57,1 millions d’euros). 6 Pour plus de détail sur la contribution au chiffre d’affaires de la centrale d’El Llano en 2021, le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.3.2.2 « résultats sectoriels » du Document d’Enregistrement Universel 2021. 7 Le lecteur est invité à se reporter au glossaire en section 9.6 du présent document pour la définition des FCAS. • Australie (+ 52,1 millions d’euros) La forte progression du chiffre d’affaires a essentiellement été portée par la contribution de la Victorian Big Battery (+ 36,5 millions d’euros), entrée en opération en décembre 2021, reposant sur : – d’une part, des ventes de services réseaux (FCAS) 7 et des revenus d’arbitrage dans un environnement de marché particulièrement volatile ; et, – d’autre part, des revenus associés à son contrat dit « SIPS » (System Integrity Protection Scheme) conclu avec le régulateur australien, qui prévoit de libérer, pendant les étés australs, une capacité d’appoint supplémentaire pour l’interconnecteur existant entre les États de Victoria et de Nouvelle‐Galles du Sud. L’activité de stockage a également été soutenue par la très bonne performance de la batterie de Hornsdale Power Reserve qui a profité de conditions favorables dans un contexte de marché très volatile (+ 15,6 millions d’euros). • Europe–Afrique (+ 5,1 millions d’euros) La croissance du chiffre d’affaires de l’activité de stockage a essentiellement été portée par la bonne performance de la batterie Yllikkälä Power Reserve en Finlande (+ 4,4 millions d’euros), qui a étendu son activité de vente de services réseaux à plusieurs marchés et profité de conditions de marché favorables au cours de l’année 2022. Les segments développement et investissements, et éliminations ont représenté un chiffre d’affaires de 0,9 million d’euros en 2022 contre 1,7 million d’euros en 2021 (– 0,8 million d’euros). Sur l’exercice 2022, la part des ventes d’énergie sur le marché a atteint 34 % du chiffre d’affaires consolidé, contre 22 % sur l’exercice 2021. Elle reflète notamment le chiffre d’affaires early generation enregistré par le parc de Mutkalampi en Finlande, la contribution de la Victorian Big Battery en Australie, la bonne performance de la batterie d’Hornsdale Power Reserve, et enfin un contexte de prix de marché élevés. Rapportée au chiffre d’affaires solaire et éolien (hors revenus de l’activité de stockage), la part des ventes sur le marché a atteint 24 % du chiffre d’affaires contre 16 % en 2021.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 78 Répartition du chiffre d’affaires par zone géographique L’évolution de la répartition du chiffre d’affaires par zone géographique, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit. 2022 43% 15% 42% 2021 40% 19% 41%  Australie  Europe-Afrique  Amériques  Australie  Europe-Afrique  Amériques Répartition du chiffre d’affaires par devise L’évolution de la répartition du chiffre d’affaires par devise, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit. 2022 43% 16% 41% 2021 40% 18% 42%  AUD  EUR  USD  AUD  EUR  USD EBITDA ajusté En 2022, l’EBITDA ajusté consolidé du Groupe s’est élevé à 414,0 millions d’euros (399,2 millions d’euros à taux de change constants), en hausse de + 113,6 millions d’euros, soit + 38 % par rapport à 2021. Cette progression a essentiellement été portée par la croissance du chiffre d’affaires du Groupe ( +169,7millions d’euros ‐ se référer à l’analyse du chiffre d’affaires ci‐avant), ainsi que, dans une moindre mesure, par une hausse des indemnités contractuelles compensant des pertes de chiffre d’affaires liées à des retards dans la mise en service de plusieurs projets (LDs), en particulier en Australie, et une exonération partielle de pénalités reconnues historiquement au titre d’un contrat de vente d’électricité en Australie (+ 37,2millions d’euros). Elle a en revanche été affectée principalement par la progression des charges d’exploitation (– 51,1 millions d’euros), associée essentiellement aux centrales mises en service en 2021 et en 2022, et le recul de la contribution de l’activité de farm-down (– 33,5 millions d’euros). La marge d’EBITDA ajusté du Groupe s’est ainsi établie à 82 % en 2022, contre 90 % en 2021.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 79 Evolution de l’EBITDA ajusté par segments opérationnels L’évolution de la répartition de l’EBITDA ajusté par segments opérationnels, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit. 2022 42% 16% 42% 2021 39% 11% 50%  Eolien  Solaire  Stockage  Eolien  Solaire  Stockage Le segment solaire a contribué à hauteur de 181,6 millions d’euros à l’EBITDA ajusté du Groupe (+ 44,3 millions d’euros), soit + 32 % par rapport à 2021. La marge d’EBITDA ajusté de ce segment s’est établie à 94 % en 2022 contre 85 % en 2021, sous l’effet d’une progression des LDs en Australie notamment. • Australie (+ 43,1 millions d’euros) La croissance de l’EBITDA ajusté s’explique essentiellement par la progression des LDs, associée à des retards dans la mise en service d’une centrale solaire (+ 25,9 millions d’euros), et dans une moindre mesure, par la hausse du chiffre d’affaires (+ 15,5millions d’euros ‐ se reporter à l’analyse du chiffre d’affaires). A cela s’est ajoutée l’augmentation des certificats verts stockés résultant d’une progression des volumes produits (+4,3 millions d’euros). • Europe–Afrique (+ 1,6 million d’euros) La croissance de l’EBITDA ajusté s’explique essentiellement par la hausse du chiffre d’affaires (+ 3,7 millions d’euros ‐ se reporter à l’analyse du chiffre d’affaires). Celle‐ci a partiellement été compensée par la hausse des charges d’exploitation associées aux actifs mis en service en 2021 et en 2022 (– 1,8 million d’euros). • Amériques (– 0,4 million d’euros) L’évolution de l’EBITDA ajusté s’explique essentiellement par une moindre contribution de la centrale d’El Llano liée notamment à des problèmes techniques rencontrés en 2022, ayant affecté la production de certificats verts, stockés dans l’attente de leur cession, ainsi qu’à un effet de base négatif associé notamment à la constatation de LD’s en 2021 (– 15,2 millions d’euros). A cela s’est ajoutée la hausse des charges d’exploitation (– 3,9 millions d’euros). Ces effets ont été compensés par la croissance du chiffre d’affaires (+ 12,7 millions d’euros ‐ se reporter à l’analyse du chiffre d’affaires) et par un effet de base positif résultant de la constatation, en 2021, de charges associées au provisionnement d’indemnités historiques (LDs) et à des pénalités, principalement liées à la centrale d’Altiplano 200 en Argentine (+ 6,1 millions d’euros). Le segment éolien a contribué à hauteur de 178,6 millions d’euros à l’EBITDA ajusté du Groupe (+ 73,6 millions d’euros), soit + 70 % par rapport à 2021. La marge d’EBITDA ajusté de ce segment s’est établie à 82 % en 2022 contre 78 % en 2021. • Europe–Afrique (+ 55,8 millions d’euros) L’augmentation de l’EBITDA ajusté s’explique essentiellement par la hausse du chiffre d’affaires (+ 64,1 millions d’euros ‐ se reporter à l’analyse du chiffre d’affaires). Cet effet a partiellement été compensé par une progression des charges d’exploitation (– 8,1 millions d’euros), sous l’effet principalement des mises en service réalisées en 2021 et 2022, en Finlande et en France. • Australie (+ 17,9 millions d’euros) La hausse de l’EBITDA ajusté résulte essentiellement de la croissance du chiffre d’affaires (+ 17,4 millions d’euros ‐ se reporter à l’analyse du chiffre d’affaires) et de l’exonération partielle de pénalités, reconnues historiquement au titre d’un contrat de vente d’électricité (+ 11,1 millions d’euros). Ces effets ont partiellement été compensés par la hausse des coûts de connexion au réseau, de supervision et de maintenance imputables notamment à l’atteinte de la Commercial Operation Date par la centrale de Bulgana en fin d’année 2021 (– 6,5 millions d’euros), et pour les centrales d’Hornsdale, par la révision contractuelle des frais de maintenance, et l’augmentation des coûts de régulation consécutive à la survenance d’incidents intervenus sur le réseau au cours de l’exercice 2022 (– 4,3 millions d’euros).

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 80 Le segment stockage a plus que doublé son EBITDA ajusté en 2022 par rapport à 2021 (68,1 millions d’euros, soit + 37,9 millions d’euros). La marge d’EBITDA ajusté s’est établie quant à elle à 74 % en 2022 contre 88 % en 2021 du fait principalement de l’entrée en opération à la fin de l’année 2021 de la Victorian Big Battery. • Australie (+ 35,5 millions d’euros) La hausse de l’EBITDA ajusté résulte essentiellement de la croissance du chiffre d’affaires (+ 52,1 millions d’euros), conséquence, d’une part, de l’entrée en opération de la Victorian Big Battery en décembre 2021, et d’autre part de la forte croissance de la contribution de la batterie Hornsdale Power Reserve qui a profité de conditions favorables dans un contexte de marché très volatile (se reporter à l’analyse du chiffre d’affaires ci‐avant). Ces effets ont partiellement été compensés par l’augmentation des charges d’exploitation (– 15,5 millions d’euros), essentiellement liée à la hausse des achats d’électricité nécessaires à la fourniture de prestations d’équilibrage du réseau (FCAS) et à la réalisation d’opérations d’arbitrage. • Europe–Afrique (+ 2,4 millions d’euros) L’augmentation de l’EBITDA ajusté s’explique essentiellement par la hausse du chiffre d’affaires et des charges d’exploitation de la centrale d’Yllikkälä Power Reserve en Finlande (respectivement + 4,4 millions d’euros et – 1,8 million d’euros), conséquence de la bonne performance de la centrale, qui a bénéficié d’un environnement de marché favorable en 2022. Le segment farm‐down a généré un EBITDA ajusté de 16,4 millions d’euros en 2022, correspondant exclusivement à la plus‐value de cession de la centrale éolienne de Saint‐Sauvant en France (se reporter au paragraphe 2.4.1.8 du présent document). En 2021, ce segment avait généré un EBITDA ajusté de 50,0 millions d’euros, correspondant principalement aux plus‐ values de cession des centrales solaires de Lugos (Gironde), Miremont (Haute‐Garonne), Grabels (Hérault) et Lagarde (Vaucluse) ainsi que des projets éoliens Le Berger (Meuse) et Les Beaux Monts (Yonne) en France. Les segments développement et investissements, et éliminations ont contribué à l’EBITDA ajusté du Groupe à hauteur de (30,7) millions d’euros en 2022, contre (22,1) millions d’euros en 2021. Cette variation (– 8,6 millions d’euros) s’explique principalement par une hausse des frais de personnel et des charges externes, consécutive à la croissance des effectifs et à la poursuite du développement du Groupe. Répartition de l’EBITDA ajusté par zone géographique L’évolution de la répartition de l’EBITDA ajusté par zone géographique, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit. 2022 49% 13% 38% 2021 41% 21% 38%  Australie  Europe-Afrique  Amériques  Australie  Europe-Afrique  Amériques EBIT ajusté L’EBIT ajusté du Groupe s’est élevé à 259,3 millions d’euros en 2022 (250,2 millions d’euros à taux de changes constants), en hausse de +69,7millions d’euros, soit + 37 % par rapport à 2021. Cette évolution s’explique principalement par la croissance de l’EBITDA ajusté (+113,6 millions d’euros ‐ se reporter à l’analyse de l’EBITDA ajusté). Celle‐ci a partiellement été compensée par l’augmentation des charges d’amortissement résultant de la croissance du parc d’actifs en opération, conséquence des mises en service effectuées en 2021 et en 2022 (– 39,9 millions d’euros).

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 81 Evolution de l’EBIT ajusté par segments opérationnels L’évolution de la répartition de l’EBIT ajusté par segments opérationnels, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit. 2022 43% 15% 42% 2021 37% 10% 53%  Eolien  Solaire  Stockage  Eolien  Solaire  Stockage Le segment éolien a contribué à l’EBIT ajusté du Groupe à hauteur de 122,0 millions d’euros (+ 64,3 millions d’euros). Ceci résulte essentiellement de la progression de l’EBITDA ajusté de ce segment (+ 73,6 millions d’euros ‐ se reporter à l’analyse de l’EBITDA ajusté ci‐avant). Celle‐ci a été partiellement compensée par la hausse des charges d’amortissement résultant de la croissance du parc d’actifs en opération (– 9,3 millions d’euros). • Europe–Afrique (+ 54,9 millions d’euros) La hausse de l’EBIT ajusté s’explique essentiellement par la progression de l’EBITDA ajusté (+ 55,8 millions d’euros ‐ se reporter à l’analyse de l’EBITDA ajusté ci‐avant). • Australie (+ 9,5 millions d’euros) La progression de l’EBIT ajusté a été imputable principalement à la hausse de l’EBITDA ajusté (+ 17,9 millions d’euros), partiellement compensée par la hausse des charges d’amortissement de la centrale de Bulgana résultant d’un effet année pleine (– 8,6 millions d’euros). Le segment solaire a contribué à l’EBIT ajusté du Groupe à hauteur de 118,6 millions d’euros (+ 36,5 millions d’euros), soit + 44 % par rapport à 2021. Ceci résulte essentiellement de l’évolution de l’EBITDA ajusté de ce segment (+ 44,3 millions d’euros ‐ se reporter à l’analyse ci‐avant). Cet effet a partiellement été compensé par la hausse des charges d’amortissement résultant de la croissance du parc d’actifs en opération (– 7,8 millions d’euros). • Australie (+ 42,3 millions d’euros) La hausse de l’EBIT ajusté s’explique principalement par la croissance de l’EBITDA ajusté (+ 43,1 millions d’euros), et par l’entrée progressive en phase de fin d’exploitation de la centrale de Degrussa (+ 1,9 million d’euros). Ces effets ont partiellement été compensés par la hausse des charges d’amortissement résultant de la croissance du parc d’actifs en opération (– 2,7 millions d’euros). • Europe–Afrique (+ 2,2 millions d’euros) La hausse de l’EBIT ajusté s’explique principalement par la progression de l’EBITDA ajusté (+ 1,6 million d’euros ‐ se reporter à l’analyse de l’EBITDA ajusté ci‐avant). • Amériques (– 8,1 millions d’euros) L’évolution de l’EBIT ajusté résulte essentiellement de la baisse de l’EBITDA ajusté (– 0,4 million d’euros) et de la hausse des charges d’amortissement, liée à la mise en service de la centrale d’Altiplano 200 en Argentine, en fin d’année 2021 (– 6,3 millions d’euros). Le segment stockage a contribué à l’EBIT ajusté du Groupe à hauteur de 43,6 millions d’euros en 2022 (+ 27,3 millions d’euros par rapport à 2021). Cette évolution résulte essentiellement de la progression de l’EBITDA ajusté de ce segment (+ 37,9 millions d’euros ‐ se reporter à l’analyse de l’EBITDA ajusté ci‐avant), effet partiellement compensé par une progression des charges d’amortissement résultant de la croissance du parc d’actifs en opération (– 10,6 millions d’euros). • Australie (+ 25,0 millions d’euros) La progression de l’EBIT ajusté est imputable principalement à la hausse de l’EBITDA ajusté (+ 35,5 millions d’euros), partiellement compensée par la hausse des charges d’amortissement consécutive à la mise en service en décembre 2021 de la Victorian Big Battery (– 9,9 millions d’euros). • Europe–Afrique (+ 2,3 millions d’euros) La hausse de l’EBIT ajusté s’explique principalement par la progression de l’EBITDA ajusté (+ 2,4 millions d’euros ‐ se reporter à l’analyse de l’EBITDA ajusté ci‐avant). Le segment farm‐down a contribué à l’EBIT ajusté du Groupe à hauteur de 16,4 millions d’euros (se référer à l’analyse de l’EBITDA ajusté faite précédemment). Les segments développement et investissements, et éliminations ont contribué à l’EBIT ajusté du Groupe à hauteur de (41,4) millions d’euros contre (16,4) millions d’euros en 2021, et ce en lien avec l’évolution des activités du Groupe.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 82 Répartition de l’EBIT ajusté par zone géographique L’évolution de la répartition de l’EBIT ajusté par zone géographique, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit. 2022 49% 11% 40% 2021 41% 24% 35%  Australie  Europe-Afrique  Amériques  Australie  Europe-Afrique  Amériques Résultat opérationnel courant Le résultat opérationnel courant du Groupe s’est élevé à 262,1 millions d’euros en 2022, en hausse de + 72,5 millions d’euros, soit + 38 % par rapport à 2021. Cette évolution s’explique par la hausse de l’EBIT ajusté (se reporter à l’analyse de l’EBIT ajusté), ainsi que par la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie enregistrée en 2022 à hauteur de + 2,8 millions d’euros (se reporter au paragraphe 2.1.2 du présent document). 2.4.2.3 ANALYSE DES AUTRES POSTES DU COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ Résultat opérationnel non courant Le résultat opérationnel non courant s’est élevé à (31,1) millions d’euros en recul de – 12,7 millions d’euros et se décompose comme suit : (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Var (en %) Frais de développement antérieurs (a) (4,0) (8,1) + 4,1 + 51 % Résultats des cessions d’actifs 0,1 0,1 – 0,0 N/A Autres produits et charges opérationnels non courants (3,8) (8,0) + 4,2 + 52 % Dépréciation des coûts de développement activés (b) (15,7) (5,7) – 10,0 x3 Autres dépréciations d’actifs (c) (13,1) (10,5) – 2,7 N/A Reprise de dépréciation des coûts de développement activés (d) 1,6 5,8 – 4,2 – 73 % Dépréciations d’actifs non courants (27,3) (10,4) – 16,9 x3 Résultat opérationnel non courant (31,1) (18,4) – 12,7 x2 (a) Les frais de développement immobilisés pour lesquels le Groupe, à la suite d’évènements externes hors de son contrôle, considère que les critères d’activation prévus par IAS 38 « Immobilisations incorporelles » ne sont plus respectés, sont comptabilisés en autres charges opérationnelles non courantes sur la période (se reporter à la section 4.1 - aux notes 9 et 10 des états financiers consolidés). En 2022, ceux-ci ont principalement été liés à l’abandon de projets en Australie, en Irlande et en France. En 2021, ils correspondaient essentiellement à l’abandon de projets en Australie, en France, aux Etats-Unis et en Irlande. (b) En 2022, ce poste correspond principalement à la dépréciation des coûts de développement de la centrale de Metoro au Mozambique pour (8,8) millions d’euros (se référer à la note 1.3 « évènements de l’exercice »), et de ceux d’un projet intégré en Australie, ayant perdu en compétitivité du fait de la réalisation d’un autre projet dans le même secteur géographique, pour (2,5) millions d’euros. (c) En 2022, les autres dépréciations d’actifs correspondent principalement à la perte de valeur comptabilisée sur les actifs de la centrale de Metoro au Mozambique en complément de la dépréciation des coûts de développement (comme indiqué dans la note précédente) pour (11,1) millions d’euros (se référer à la note 1.3 « évènements de l’exercice »). (d) Les reprises de dépréciation des coûts de développement activés concernent les projets abandonnés.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 83 Résultat financier (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Var (en %) Coût de l’endettement financier (135,6) (106,5) – 29,1 – 27 % Total autres produits et charges financiers (17,1) (11,2) – 5,9 – 52 % Produits et charges d’intérêts sur prêts d’actionnaires (1,0) (0,8) – 0,2 – 27 % Gains et pertes de change (6,9) (4,3) – 2,6 – 60 % Autres produits et charges financiers (9,2) (6,1) – 3,1 – 50 % Résultat financier (152,7) (117,7) – 35,0 – 30 % L’évolution du résultat financier s’explique principalement par : • l’augmentation du coût de l’endettement financier (– 29,1 millions d’euros), résultant essentiellement de la hausse du nombre de centrales en exploitation sous financement, effet partiellement compensé par l’impact du remboursement progressif des financements des centrales en opération. La hausse des taux d’intérêts en 2022 n’a quant à elle eu qu’un impact limité sur la hausse du coût de l’endettement financier du fait de la stratégie de couverture du Groupe. En 2022, le coût de l’endettement financier correspond ainsi aux charges d’intérêts sur emprunts résultant des financements relatifs aux actifs de production pour (113,9) millions d’euros (contre (77,2) millions d’euros en 2021), aux charges d’intérêts sur instruments financiers dérivés de taux pour (14,9) millions d’euros (contre (23,9) millions d’euros en 2021) et aux charges d’intérêts sur droits d’utilisation pour (6,8) millions d’euros (contre (5,4) millions d’euros en 2021). • l’effet négatif de la variation des autres produits et charges financiers (– 3,1 millions d’euros). Ceux‐ci sont principalement composés (i) de commissions et de frais bancaires, (ii) de coûts des cautions et des garanties, (iii) des charges de désactualisation des provisions pour démantèlement et autres passifs non courants, en augmentation sous l’effet de la croissance du nombre d’actifs en exploitation, et (iv) d’autres produits et charges financiers non récurrents. En 2022, ils intègrent notamment une charge financière nette liée au refinancement de Neoen Production 2 pour (1,4) million d’euros. En 2021, la charge financière de (6,1) millions d’euros incluait notamment (1,6) million d’euros de charges supportées dans le cadre de remboursements anticipés d’emprunts. • l’impact négatif de l’évolution des gains et pertes de change (– 2,6 millions d’euros). En 2022, ceux‐ci se sont élevés à (6,9) millions d’euros, dont (5,2) millions d’euros associés à l’exposition du Groupe en Argentine (notamment au titre de crédits de TVA libellés en pesos argentins). En 2021, les gains et pertes de change s’élevaient à (4,3) millions d’euros, et étaient principalement constitués par des pertes de change sur crédits de TVA libellés en pesos argentins. Impôts sur les résultats La charge d’impôt sur le résultat du Groupe comprend (i) les charges d’impôts exigibles et différées calculées sur la base des résultats générés par les activités poursuivies, (ii) la contribution sur la valeur ajoutée des entreprises (CVAE) et (iii) les retenues à la source ne faisant pas l’objet d’un crédit d’impôt. Elle exclut donc les autres prélèvements ou impôts constatés par le Groupe, tels que les taxes locales, comptabilisés en « impôts, taxes et versements assimilés » inclus dans le résultat opérationnel courant. De nombreux facteurs peuvent avoir une incidence sur le taux d’imposition effectif du Groupe d’une période à l’autre, en raison notamment de l’évolution des taux d’imposition dans les différentes juridictions dans lesquelles il opère, l’étendue des charges non déductibles et l’effet des mécanismes de sous‐capitalisation. La charge d’impôt s’est élevée à (32,6) millions d’euros en 2022 (dont (22,6) millions d’euros d’impôt exigible et (10,0) millions d’euros d’impôt différé), contre (13,3) millions d’euros en 2021 (dont (14,6) millions d’euros d’impôt exigible et 1,4 million d’euros d’impôt différé). Après retraitement de l’effet impôt lié à la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (5,1 millions d’euros), la charge d’impôt ajustée s’est élevée à (27,5) millions d’euros sur l’exercice 2022, soit un taux effectif d’impôt ajusté de 36,4 % contre 24,8 % sur l’exercice 2021.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 84 En 2022, la différence entre le taux d’impôt théorique de 25,0 % et le taux effectif d’impôt ajusté de 36,4 % (+ 11,4 points) se décompose comme suit : + 0,8% + 2,1% + 2,9% 28,8% + 7,6% − 2,0% 36,4% 25,0% Taux théorique CVAE IFRS 2 Effets de change & hyperinflation (a) Autres Taux effectif d'impôt ajusté hors impairment Metoro (b) Impact impairment Metoro (c) Taux effectif d'impôt ajusté (b) (a) Incidence des règles fiscales locales en vigueur relatives aux effets de change, ainsi qu’aux effets de l’inflation (Mexique) et de l’hyperinflation (Argentine). (b) Le taux effectif d’impôt ajusté s’entend après retraitement de l’effet impôt lié à la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie présenté au paragraphe 2.1.3 du présent document. (c) Impact lié à la non-reconnaissance d’impôts différés sur la dépréciation pour perte de valeur de la centrale Metoro au Mozambique, ainsi qu’à l’effet de la dépréciation de la position nette active d’impôts différés. En 2021, la différence entre le taux d’impôt théorique de 26,5 % et le taux d’impôt effectif de 24,8 % (– 1,7 point) se décomposait comme suit : 26,5% Taux impôt théorique Déficits reportables (b) Retenues à la source Autres (d) + 1,1% + 1,6% + 5,5% + 4,0% − 18,6% + 4,8% 24,8% IFRS 2 Farm‐down (c) Hyperinflation (a) Taux impôt effectif (a) Incidence des règles fiscales en vigueur en Argentine en matière d’hyperinflation. (b) Compte tenu des perspectives de bénéfices sur certaines géographies et des limitations temporelles dans l’utilisation des déficits fiscaux, il n’avait pas été reconnu d’impôts différés actifs au titre de certaines pertes fiscales. (c) Impact des opérations de farm-down réalisées en France et relevant majoritairement de l’application du régime des plus-values long terme. (d) Différences permanentes individuellement non significatives.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 85 Résultat net ajusté de l’ensemble consolidé Le calcul du résultat net ajusté de l’ensemble consolidé est détaillé au paragraphe 2.1.3 du présent document. Compte tenu des évolutions précitées, le résultat net ajusté de l’ensemble consolidé a progressé de + 7,8 millions d’euros, passant de 40,2 millions en 2021 à 48,0 millions d’euros en 2022. Résultat net de l’ensemble consolidé Compte tenu des évolutions précitées, de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (2,8 millions d’euros) et de l’effet impôt afférent ((5,1) millions d’euros), le résultat net de l’ensemble consolidé a progressé de + 5,4 millions d’euros passant de 40,2 millions d’euros en 2021 à 45,7 millions d’euros en 2022. • Résultat net attribuable à la part du Groupe Le résultat net attribuable à la part du Groupe a cru de + 4,2 millions d’euros, s’élevant à 45,2 millions d’euros en 2022 contre 41,0 millions d’euros en 2021. Cette évolution résulte essentiellement de l’augmentation du résultat net précité. • Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s’est élevé à 0,5 million d’euros sur l’exercice 2022 contre (0,8) million d’euros un an auparavant. Il représente la quote‐part des autres actionnaires dans le résultat dégagé par les sociétés où Neoen n’est pas le seul actionnaire, principalement en Australie, au Mozambique, en Jamaïque, en Zambie et en Finlande. 2.4.2.4 BILAN CONSOLIDÉ SIMPLIFIÉ (En millions d’euros) 31.12.2022 31.12.2021 Var Var (en %) Actifs non courants 5 362,9 4 147,0 + 1 215,9 + 29 % Dont immobilisations corporelles 4 566,9 3 677,6 + 889,4 + 24 % Dont instruments financiers dérivés de taux (a) 271,7 30,4 + 241,3 x9 Dont instruments financiers dérivés énergie (b) 41,3 ‐ + 41,3 N/A Actifs courants 883,9 798,2 + 85,7 + 11 % Dont trésorerie et équivalents de trésorerie 622,8 592,6 + 30,3 + 5 % Actifs destinés à être cédés (c) 26,8 - + 26,8 N/A Total de l’actif 6 273,5 4 945,1 + 1 328,4 + 27 % Dont capitaux propres (d) 1 914,3 1 373,9 + 540,4 + 39 % Dont dettes financières (a) 3 509,3 2 953,4 + 555,9 + 19 % Dont financements seniors des projets 2 717,6 2 199,6 + 518,1 + 24 % Dont financements obligataires des projets 77,4 117,5 – 40,2 – 34 % Dont financements corporate 409,7 338,8 + 70,8 + 21 % Dont dettes locatives 264,4 219,7 + 44,7 + 20 % Dont passifs destinés à être cédés (c) 28,2 - + 28,2 N/A Total du passif 6 273,5 4 945,1 + 1 328,4 + 27 % (a) Les instruments financiers dérivés de taux et les dettes financières font l’objet d’une analyse spécifique au paragraphe 2.5.4 du présent document. (b) Au 31 décembre 2022, les instruments financiers dérivés énergie actifs se sont établis à 46,1 millions d’euros dont 41,3 millions d’euros non courants et 4,8 millions d’euros courants. Ils sont détaillés en section 4.1 - note 20.3 « instruments financiers dérivés ». (c) Au 31 décembre 2022, les actifs et passifs destinés à être cédés correspondent uniquement à ceux de la centrale solaire de Cabrela au Portugal, dont la cession, dans le cadre de l’activité de farm-down, a été formellement réalisée le 22 février 2023 (se reporter à la section 4.1 – note 3.4 « actifs et passifs destinés à être cédés »). (d) Les mouvements affectant les capitaux propres du Groupe au cours des exercices 2021 et 2022 sont détaillés dans le tableau de variation des capitaux propres consolidés et la note associée (se reporter au paragraphe 4.1.4 du présent document et à la section 4.1 - note 18 « capitaux propres et détail des instruments dilutifs »).

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 86 Les actifs corporels ont progressé de + 24 % en 2022 du fait de l’augmentation du nombre de centrales en exploitation et en construction (se reporter à la section 4.1 ‐ note 12.3 « immobilisations corporelles » et au paragraphe 2.4.1.1 du présent document). Les investissements réalisés par le Groupe sont détaillés au paragraphe 2.5.8.2 du présent document. La hausse de la trésorerie du Groupe sur l’exercice (+ 30,3 millions d’euros) résulte essentiellement de l’évolution des disponibilités et équivalents de trésorerie : • localisés dans les sociétés projets et holdings associées (pour 376,0 millions d’euros, en hausse de + 63,0 millions d’euros par rapport au 31 décembre 2021), conséquence : – pour les actifs en construction, de tirages de dettes seniors et d’apports en fonds propres venant financer la construction des centrales ; et, – pour les actifs en exploitation et holdings de financement, des flux de trésorerie générés par l’activité, ayant notamment vocation à assurer le remboursement des financements de projets et la rémunération des apports effectués par les actionnaires. • détenus par Neoen S.A. (246,9 millions d’euros, en baisse de – 32,7 millions d’euros par rapport à l’exercice précédent), sous l’effet : – de l’émission de nouvelles obligations convertibles (« OCEANEs vertes 2022 ») à échéance 2027 (+ 300,0 millions d’euros) (se reporter au paragraphe 2.4.1.7) ; – du paiement, par les sociétés projets, de prestations de développement (+ 97,3 millions d’euros), notamment en France et en Finlande ; – des dividendes reçus et des remboursements de comptes courants par les sociétés de projets (+ 46,8 millions d’euros). Ces effets ont été plus que compensés par : – des investissements sous forme d’apports en fonds propres et en comptes courants dans les nouveaux projets et les actifs en construction (– 390,3 millions d’euros), notamment en Australie, en France, au Portugal, en Suède, au Canada et en Finlande ; – le financement des activités de développement et des coûts de structure (– 87,1 millions d’euros). Au 31 décembre 2022, la trésorerie des actifs en exploitation comprend 90,3 millions d’euros correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles‐ci et le tarif de leur contrat d’achat, que le Groupe considère devoir être amené à reverser à EDF OA, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur (se référer à la section 4.1 – notes 17 et 20.2 des états financiers consolidés). La hausse des capitaux propres sur l’exercice (+ 540,4 millions d’euros) provient essentiellement : • de la variation positive des autres éléments du résultat global (+ 263,1 millions d’euros), principalement liée aux variations de juste valeur des swaps de taux d’intérêt qualifiés d’instruments de couverture de flux de trésorerie, dans un contexte de hausse des taux d’intérêts forward sur l’exercice (+ 252,0 millions d’euros nets d’impôts) ; • de la conversion en actions de la très grande majorité des OCEANEs 2019 (+ 199,6 millions d’euros). Se reporter au paragraphe 2.4.1.6 du présent document ; • de la constatation du résultat de la période (+ 45,7 millions d’euros) ; • de l’impact de l’émission d’OCEANEs vertes réalisée en septembre 2022, correspondant à la composante capitaux propres de cet instrument composé au sens des normes IFRS (+ 35,6 millions d’euros nets d’impôts différés) ; • du versement du premier dividende de l’histoire du Groupe (– 10,7millions d’euros, dont – 2,1 millions d’euros en numéraire et – 8,6 millions d’euros en actions). La structure financière du Groupe est solide : 88 % de l’endettement financier total du Groupe à fin décembre 2022 est adossé aux centrales de production d’électricité, financées très majoritairement par de la dette projet long terme en devises fortes (euro, dollar américain et dollar australien). Les dettes financières sont détaillées au paragraphe 2.5.4 du présent document.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 87 2.5 FINANCEMENTS ET INVESTISSEMENTS 8 Le 29 mars 2023, Neoen a réalisé une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription de 750,4 millions d’euros. Cette opération est détaillée à la section 2.7 du présent document. 2.5.1 POLITIQUE DE FINANCEMENT ET GESTION DE LA TRÉSORERIE Les besoins en trésorerie du Groupe proviennent principalement de son activité d’investissement dans le développement et dans la construction d’installations éoliennes, solaires et de stockage, ainsi que du remboursement de l’endettement contracté par les sociétés de projets ou par les holdings qui les détiennent et, dans une moindre mesure, de ses besoins en fonds de roulement. Le Groupe répond à ses besoins en trésorerie pour la construction de ses installations principalement par le biais de financements de projets sans recours ou à recours limité, et à long‐terme, sauf exception, au niveau des sociétés de projets ou des holdings qui les détiennent et d’emprunts mezzanines au niveau de sociétés holding intermédiaires. Cet endettement est ensuite remboursé au travers des flux de trésorerie générés par les sociétés de projets portant des actifs en opération, dont les ressources proviennent très majoritairement de la vente d’énergie dans le cadre de contrats long terme (PPAs) et, dans une moindre mesure, dans le cadre de contrats de court terme et sur les marchés de gros (pour plus de détail se reporter au paragraphe 2.5.2 « financement des projets par endettement »). Le Groupe structure l’endettement de ses projets dans la devise des flux de revenus attendus. En complément des financements de projets mis en place, le Groupe apporte des fonds propres aux sociétés de projets, qui ont été couverts jusqu’à présent principalement par des augmentations de capital au niveau de la Société, par des financements corporate et des financements mezzanines et, dans une moindre mesure, par des ressources issues d’excédents de trésorerie générés par l’activité opérationnelle et provenant des actifs en exploitation. Le 9 avril 2021, Neoen avait ainsi réalisé avec succès une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription d’un montant brut total de 599,0 millions d’euros. Le produit de cette augmentation de capital avait pour objet de financer le premier cycle d’investissement du plan de développement du Groupe visant à atteindre plus de 10 GW de capacité en opération ou en construction à fin 2025 (se reporter au paragraphe 2.4.1 « faits marquants de la période » et à la section 2.3 « perspectives et tendances » du présent document) 8 . S’agissant des financements corporate, et en cohérence avec son engagement en faveur de la finance durable, le Groupe a de nouveau procédé à une émission d’obligations convertibles vertes (les « OCEANEs vertes 2022 ») le 14 septembre 2022, pour un montant nominal de 300 millions d’euros, à échéance 2027, conformément au Green Bond Framework (document‐ cadre) encadrant ses conditions d’utilisation. Cette opération faisait suite à deux émissions d’obligations convertibles antérieures, respectivement en 2019 pour un montant nominal d’environ 200 millions d’euros (les « OCEANEs 2019 ») et en 2020 pour un montant nominal d’environ 170 millions d’euros (les « OCEANEs vertes 2020 »). La Société a par ailleurs décidé, le 7 septembre 2022, de procéder au remboursement anticipé de l’intégralité des OCEANEs 2019 restant en circulation. La très large majorité des porteurs a, à cette occasion, exercé son droit à l’attribution d’actions Neoen à raison de 1,078 actions Neoen pour 1 obligation présentée, résultant en date du 28 octobre 2022 en une augmentation de capital d’un montant total d’environ 199,6 millions d’euros incluant la prime d’émission. Par ailleurs, le Groupe avait mis en place, en mars 2020, un crédit syndiqué, ayant depuis fait l’objet de plusieurs amendements, pour un montant nominal de 200 millions d’euros, comprenant un emprunt à terme de 125 millions d’euros, et une facilité de crédit revolving d’un montant nominal de 75 millions d’euros, dont les conditions financières sont indexées sur des indicateurs Environnementaux, Sociaux et de Gouvernance (ESG), et dont l’échéance a été prolongée, au cours de l’année 2021, jusqu’en 2026. Ce crédit syndiqué, dont la composante emprunt à terme a été portée à 175 millions d’euros au cours de l’année 2022, demeurait non mobilisé au 31 décembre 2022. Ces différentes opérations de financement corporate ont permis de renforcer les ressources financières du Groupe dans le cadre de l’exécution de sa stratégie de croissance. Elles ont ainsi contribué à la poursuite de ses investissements dans le développement de nouveaux projets, et à l’optimisation de son bilan, dans le respect d’un objectif de ratio de levier financier supérieur à 70 % du capital investi sur une base all-in incluant la totalité de la dette du Groupe, qu’elle soit corporate ou mise en place au niveau de sociétés de projets dédiées, sous forme de dette senior ou mezzanine. Pour financer ses besoins en fonds de roulement et ses activités de développement, le Groupe utilise par ailleurs principalement ses ressources issues d’excédents de trésorerie générés par l’activité opérationnelle, la facilité de crédit revolving d’un montant nominal de 75 millions d’euros à échéance 2026 décrite précédemment, ainsi que les produits associés à son activité de développeur (sous la forme principalement de conventions de développement). Les besoins en trésorerie liés au développement et à la construction des projets varient en fonction du stade d’avancement d’un projet. 2.5.2 FINANCEMENT DES PROJETS PAR ENDETTEMENT 2.5.2.1 PROCESSUS DE FINANCEMENT Lorsque le développement d’un projet est suffisamment avancé, le Groupe entame un processus de sondage des prêteurs potentiels, afin d’obtenir des termes de financement compétitifs et de préparer ainsi ses candidatures en vue des procédures d’appel d’offres ou des schémas de contractualisation de la production électrique anticipés. Une fois le contrat ou mécanisme de vente d’électricité conclu, incluant notamment le recours à

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 88 des contrats d’agrégation, le Groupe procède à la mise en place du financement du projet dans le cadre d’un processus détaillé et structuré, impliquant la réalisation de due diligences par les prêteurs et la négociation des contrats de financement. Dans le cadre de ces négociations, le Groupe s’appuie sur sa direction juridique et son équipe de financement, basées à Paris, pour tous les contrats conclus en dehors de l’Australie, où le Groupe dispose d’une équipe de financement spécifique et d’un support juridique interne local. 2.5.2.2 STRUCTURATION ET PÉRIMÈTRE DES FINANCEMENTS Le Groupe structure le plus souvent le financement de ses projets au travers d’une société de projet dédiée à un projet ou à un groupe de projets. Dans un nombre de cas limité, l’ensemble du projet est détenu par plusieurs sociétés de projet. Le périmètre de financement concerne ainsi soit des projets individuels, soit des groupes de projets, notamment lorsque les projets sont de petite taille ; le Groupe peut alors être amené à regrouper plusieurs projets au sein d’une même structure de financement afin d’obtenir un financement à des conditions plus favorables que celles qui seraient obtenues si le financement était négocié projet par projet, bénéficiant ainsi d’un effet volume et d’une mutualisation des risques (garanties croisées et diversification des ressources). Les financements souscrits par le Groupe pour le compte de chaque société de projet ou, lorsque plusieurs projets sont financés au travers du même véhicule, pour le compte de chaque véhicule de financement, sont très majoritairement sans recours (ou à « recours limité » en période de construction), sur les actifs de la Société ou les actifs des autres entités du Groupe. 2.5.2.3 EFFET DE LEVIER (LEVERAGE) / TAUX D’ENDETTEMENT (GEARING) Les projets sont généralement financés par une dette senior, selon les modalités décrites précédemment (à laquelle s’ajoutent, dans certains cas, des financements mezzanines), ainsi que par une contribution en fonds propres, apportée par la Société (et, dans certains cas, par des investisseurs minoritaires). Certains projets portant des installations de stockage d’électricité, en nombre limité, et pour lesquels le niveau d’exposition au risque de marché ne permet pas la mise en place d’un financement sans recours dédié, sont financés exclusivement en fonds propres, apportés par la Société. Le type de prêteur dans ces montages dépend du marché concerné : • sur les marchés développés, le Groupe a établi des relations solides avec un ensemble de « banques partenaires » telles que KfW Ipex, Société Générale, Groupe BPCE, BNP Paribas, Banque Postale, Clean Energy Finance Corporation, HSBC, NORD/LB ou encore Bpifrance, tout en conservant la flexibilité de choisir parmi d’autres prêteurs, notamment australiens et japonais, pour ses actifs en Australie, et ce en fonction de l’attractivité de leurs propositions de financement ; • sur les marchés en développement, le Groupe travaille principalement avec des banques de développement ainsi que ses banques partenaires. Ces prêteurs comprennent, notamment, Proparco, Inter‐American Development Bank, la Société financière internationale (faisant partie de la Banque Mondiale) et la Development Finance Corporation. Les conditions de prêt, et en particulier le niveau d’endettement d’un projet donné, dépendent de divers facteurs, comme les flux de trésorerie anticipés, la localisation du projet ou encore les risques de contrepartie et de marché. Sur la base de plusieurs facteurs, dont tout particulièrement ceux décrits ci‐dessus, les prêteurs déterminent le ratio minimum de couverture du service de la dette (minimum debt service coverage ratio), c’est‐à‐dire le montant maximal des flux de trésorerie prévisionnels du projet qu’ils sont prêts à financer. Dans certains cas, les prêteurs détermineront également un taux d’endettement maximum (maximum gearing ratio) afin d’assurer un pourcentage minimum de fonds propres dans le projet concerné.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 89 2.5.3 INDICATEURS SUIVIS PAR LE GROUPE La durée résiduelle moyenne des financements de projet consentis, au 31 décembre 2022 et au 31 décembre 2021, pour l’ensemble des projets consolidés du Groupe en exploitation, se présente comme suit : Durée résiduelle moyenne pondérée par l’endettement (en années) Solaire Eolien Total AUD 12,7 18,2 9 16,3 EUR 15,5 17,4 16,8 USD 13,6 N/A 13,6 TOTAL 31.12.2022 13,4 17,7 15,9 TOTAL 31.12.2021 14,2 16,9 15,8 L’augmentation constatée entre le 31 décembre 2021 et le 31 décembre 2022 sur le segment éolien reflète l’entrée en opération de la centrale de Mutkalampi en Finlande. Le ratio moyen pondéré du montant de la dette projet levée par rapport aux dépenses d’investissement réalisées pour le développement et la construction des projets, pour l’ensemble des projets consolidés du Groupe en exploitation au 31 décembre 2022 et au 31 décembre 2021, se présente comme suit : Ratio dettes projets / Dépenses d’investissement Solaire Eolien Total AUD 64 % 79 % 73 % EUR 90 % 70 % 75 % USD 64 % N/A 64 % TOTAL 31.12.2022 70 % 73 % 72 % TOTAL 31.12.2021 70 % 77 % 73 % La diminution constatée entre le 31 décembre 2021 et le 31 décembre 2022 sur le segment éolien s’explique principalement par l’entrée en opération de la centrale de Mutkalampi en Finlande. Par ailleurs, le ratio de levier en pourcentage du capital investi sur une base all-in incluant la totalité de la dette du Groupe, qu’elle soit corporate ou mise en place pour le financement de ses projets était de 72 % au 31 décembre 2022. Le taux d’intérêt moyen pondéré de l’endettement au titre des financements de projet, sur une base all-in, c’est‐à‐dire la somme de la marge appliquée par l’établissement financier et les swaps de taux ou autres produits dérivés de taux, pour l’ensemble des projets consolidés du Groupe en opération, se présente comme suit : Taux d’intérêt moyen pondéré des financements de projet all‐in Solaire Eolien Total AUD 5,0 % 4,1 % 4,4 % EUR 2,0 % 2,5 % 2,3 % USD 6,9 % N/A 6,9 % TOTAL 31.12.2022 5,0 % 3,1 % 4,0 % TOTAL 31.12.2021 4,4 % 2,9 % 3,7 % 9 Les actifs australiens Western Downs (solaire ‐ 460 MWp), Kaban (éolien ‐ 157 MW) et Goyder 1A (éolien ‐ 209 MW), actuellement en construction, ont été financés individuellement sous forme de financements de projet court terme (type mini-perm) d’une durée de 5 ans. Ils seront intégrés dans l’indicateur de durée résiduelle moyenne pondérée par l’endettement dès leur entrée en exploitation. L’augmentation constatée entre le 31 décembre 2021 et le 31 décembre 2022 s’explique essentiellement par un contexte de remontée des taux d’intérêts, ayant affecté la part non couverte des financements de projet des actifs en exploitation, et, pour la dette libellée en euros, par l’effet de l’entrée en opération de la centrale éolienne de Mutkalampi en Finlande. Par ailleurs, au 31 décembre 2022, le taux d’intérêt moyen pondéré des différentes dettes du Groupe (dettes projets, dettes mezzanines et dettes corporate) est d’environ 2,6 % en euros, 4,3 % en dollars australiens, et 6,9 % en dollars américains. Ce taux d’intérêt moyen est (i) calculé sur la base de tous les financements à date (dette signée, en tirage, en remboursement, consolidée), (ii) pondéré sur la base de l’encours de dette au 31 décembre 2022, (iii) calculé sur une base all-in, c’est‐à‐dire la somme de la marge appliquée par l’établissement financier et les swaps de taux ou autres produits dérivés de taux, (iv) hors frais de structuration des financements.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 90 Pour rappel, au 31 décembre 2021, le taux d’intérêt moyen pondéré des différentes dettes du Groupe (dettes projets, dettes mezzanines et dettes corporate) était d’environ 2,1 % en euros, 4,0 % en dollars australiens, et 6,0 % en dollars américains. L’augmentation constatée du taux moyen pondéré de la dette Groupe libellée en euros entre le 31 décembre 2021 et le 31 décembre 2022 s’explique essentiellement par (i) les tirages réalisés au titre du financement de la centrale éolienne de Mutkalampi en Finlande (ii) l’émission en septembre 2022 de nouvelles OCEANEs vertes dont le coupon annuel s’élève à 2,875 % (iii) un contexte de remontée des taux d’intérêts ayant affecté la part non couverte des financements de projet en euros. L’augmentation constatée du taux moyen pondéré de la dette Groupe en dollars américains et en dollars australiens entre le 31 décembre 2021 et le 31 décembre 2022 s’explique essentiellement par un contexte de remontée des taux, ayant affecté la part non couverte des financements de projet libellés dans ces deux devises. Au 31 décembre 2022, le taux d’intérêt moyen global pour le Groupe est d’environ 3,8 % contre environ 3,5 % au 31 décembre 2021, en raison notamment d’un contexte de remontée globale des taux d’intérêts, ayant affecté la part des financements de projets non couverte (se référer à la section 4.1 ‐ note 22.1 « risques de taux »). Les conditions d’emprunts et la structure de financement du Groupe sont détaillées en section 4.1 ‐ note 20 « financement et instruments financiers ». 2.5.4 PASSAGE DE L’ENDETTEMENT FINANCIER CONSOLIDÉ À LA DETTE NETTE Dans le cadre de l’analyse et de la gestion de son endettement, le Groupe prend en compte non seulement le niveau global de son endettement financier consolidé, mais aussi sa « dette nette », un indicateur non‐IFRS. (En millions d’euros) 31.12.2022 31.12.2021 Var Var (en %) Total dettes financières (a) 3 509,3 2 953,4 + 555,9 + 19 % Investisseurs minoritaires et autres (b) (40,2) (31,0) – 9,1 – 29 % Total dettes financières ajustées 3 469,1 2 922,4 + 546,8 + 19 % Trésorerie et équivalents de trésorerie (c) (622,8) (592,6) – 30,3 – 5 % Dépôts de garantie (d) (79,0) (67,2) – 11,8 – 18 % Instruments financiers dérivés de taux actifs (e) (302,7) (30,4) – 272,3 x10 Total dette nette (f) 2 464,6 2 232,2 + 232,4 + 10 % (a) Comprend essentiellement les dettes liées au financement des projets, les composantes dettes des OCEANEs et les dettes locatives qui sont inclues dans le calcul de la dette nette, en regard d’un EBITDA ajusté qui n’inclut pas les charges de loyers (application de la norme IFRS 16 « contrats de location »). Les dettes financières sont détaillées en section 4.1 - note 20.2 des comptes consolidés de l’exercice 2022. (b) Comprend notamment les prêts d’actionnaires octroyés aux sociétés de projets ou holdings de sociétés de projets par des actionnaires minoritaires. (c) L’évolution du poste est détaillée au paragraphe 2.4.2.4 du présent document. (d) Comprend principalement des dépôts de garantie constitués dans le cadre de financements de projets, au titre notamment de comptes de réserve du service de la dette (Debt Service Reserve Account ou DSRA), ou dans le cadre de leur construction. (e) Instruments financiers dérivés de taux ayant une valeur de marché positive. Les instruments financiers dérivés de taux dont la valeur de marché est négative figurent dans le total des dettes financières. L’évolution par rapport au 31 décembre 2021 s’explique par l’appréciation de la juste valeur des instruments financiers dérivés de taux, dans un contexte de remontée des taux d’intérêts forward sur l’exercice 2022 (se reporter à la section 4.1 – note 20.2 des comptes consolidés de l’exercice 2022). (f) Au 31 décembre 2022, les disponibilités prises en compte dans le calcul de la dette nette incluent 90,3 millions d’euros, correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat d’achat, que le Groupe considère devoir être amené à reverser à EDF OA, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur. Par ailleurs, du fait de la forte hausse des taux d’intérêts forward sur l’exercice, la juste-valeur positive des instruments financiers de taux a fortement augmenté, pour atteindre 302,7 millions d’euros. En excluant ces deux éléments, à caractère temporaire, la dette nette se serait établie à 2 857,6 millions d’euros au 31 décembre 2022. Pour plus détail, se reporter à la section 4.1 – aux notes 17 et 20.2 du présent document.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 91 Analyse des dettes financières par nature (En millions d’euros) Non courantes Courantes 31.12.2022 Non courantes Courantes 31.12.2021 Var Financements seniors des projets 2 331,0 386,7 2 717,6 1 795,1 404,5 2 199,6 + 518,1 Financements obligataires des projets 73,9 3,5 77,4 102,3 15,3 117,5 – 40,2 Dettes locatives 257,5 6,9 264,4 212,1 7,7 219,7 + 44,7 Financements corporate 407,9 1,8 409,7 337,5 1,3 338,8 + 70,8 Investisseurs minoritaires et autres 39,9 0,3 40,2 30,8 0,3 31,0 + 9,1 Instruments financiers dérivés de taux passifs ‐ ‐ ‐ 23,3 23,3 46,7 – 46,7 Total dettes financières 3 110,2 399,1 3 509,3 2 501,0 452,4 2 953,4 + 555,9 Financements seniors des projets (+ 518,1 millions d’euros) Au cours de l’exercice 2022, de nouveaux emprunts ont été émis dans le cadre du financement des projets du Groupe (+ 856,3 millions d’euros), essentiellement: • au sein de la zone Europe‐Afrique (+ 535,0 millions d’euros), dont Mutkalampi en Finlande (+ 306,4 millions d’euros), plusieurs centrales éoliennes et solaires en France (respectivement pour + 165,1 millions d’euros et + 49,1 millions d’euros), et plusieurs centrales solaires en Irlande (+ 14,3 millions d’euros) ; • au sein de la zone Australie (+ 319,6 millions d’euros), dont principalement Kaban (+ 140,0 millions d’euros), Western Downs (+ 84,9 millions d’euros), Victorian Big Battery (+ 45,6 millions d’euros), Goyder (+ 33,1 millions d’euros) et Capital Battery (+ 15,6 millions d’euros). A cela s’ajoutent : • les remboursements d’emprunts réalisés sur l’exercice 2022 (– 307,8 millions d’euros) ; • la variation de périmètre liée au farm-down de la centrale éolienne de Saint‐Sauvant en France (– 30,7 millions d’euros) ; • les financements de projets reclassés en passifs destinés à être cédés, correspondant à la centrale solaire de Cabrela au Portugal (– 25,1 millions d’euros) ; • l’incidence des effets de change (+ 19,3 millions d’euros) ; • la variation du coût amorti des emprunts (+ 7,0 millions d’euros). Au 31 décembre 2022, des financements de projets seniors ont été reclassés en financements courants pour un montant de 226,6 millions d’euros, contre 252,4 millions d’euros au 31 décembre 2021 (se référer au paragraphe 2.4.1.10 et à la section 4.1 – aux notes 1.3 et 20.2). Financements obligataires des projets (– 40,2 millions d’euros) Les financements obligataires comprennent essentiellement des dettes juniors sur des entités détenant des projets. Le recul constaté au cours de l’exercice 2022 s’explique principalement par le refinancement de la dette mezzanine de Neoen Production 2. Celui‐ci a donné lieu au remboursement intégral des trois tranches historiques (euros, dollars australiens, dollars américains) pour – 110,7 millions d’euros, et à l’émission d’une nouvelle dette, exclusivement en euros, pour + 77,7 millions d’euros nets de frais d’émission. Dettes locatives (+ 44,7 millions d’euros) La hausse par rapport à l’année précédente est principalement due à l’entrée en vigueur de nouveaux baux ou de réévaluations (+ 52,4 millions d’euros), et à des remboursements (– 5,8 millions d’euros). Financements corporate (+ 70,8 millions d’euros) Au 31 décembre 2022, les financements corporate correspondent principalement aux OCEANEs vertes émises en juin 2020 et en septembre 2022. L’augmentation du poste au cours de l’exercice 2022 correspond principalement à l’émission des OCEANEs vertes 2022 (+ 249,8 millions d’euros correspondant à la composante dette nette de frais), compensée par la conversion des OCEANEs 2019 (– 190,8 millions d’euros auxquels s’ajoute – 0,4 million remboursé en numéraire), ainsi qu’à l’amortissement des primes d’émission relatives aux OCEANEs et OCEANEs vertes (+ 10,6 millions d’euros). Investissements minoritaires et autres (+ 9,1 millions d’euros) Ce poste est essentiellement constitué des apports en compte courant des actionnaires minoritaires dans le cadre de financement des projets. Instruments financiers dérivés de taux passifs (– 46,7 millions d’euros) Au 31 décembre 2022, l’ensemble des instruments financiers dérivés de taux ont une valorisation positive du fait de la hausse importante des taux d’intérêts forward sur la période dans l’ensemble des zones géographiques où opère le Groupe, et sont donc présentés à l’actif.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 92 Evolution des dettes financières du Groupe L’évolution des dettes financières du Groupe au cours de l’année 2022 se présente comme suit. Les montants sont exprimés en millions d’euros. 31.12.2021 Nouveaux baux et réévaluations (IFRS 16) Remboursements d'emprunts (b) Cabrela (IFRS 5) Effet de change Emissions d'emprunts (a) Variations de périmètre (d) Autres (f) Variation de juste valeur et coût amorti (c) Conversion OCEANE 2019 (e) 31.12.2022 2 953,4 + 1 192,4 − 439,2 − 36,4 + 52,4 − 26,6 − 190,8 + 12,5 − 32,5 + 24,0 3 509,3 (a) Les émissions d’emprunts correspondent essentiellement aux financements des nouveaux actifs de production d’électricité et de stockage du Groupe sous forme de dettes seniors (+ 856,3 millions d’euros), à l’émission des OCEANEs vertes 2022 (+ 249,8 millions d’euros, correspondant à la composante dette nette de frais d’émission), et à la dette levée dans le cadre du refinancement de Neoen Production 2 (+ 77,7 millions d’euros nets de frais d’émission). Se reporter au paragraphe ci-avant « analyse des dettes financières par nature - financements seniors des projets » du présent document. (b) Ils comprennent principalement les remboursements d’emprunts réalisés au cours de l’exercice au titre des financements seniors au niveau des actifs (– 307,8 millions d’euros) et dans le cadre du refinancement de Neoen Production 2 (– 110,7 millions d’euros). Se reporter au paragraphe ci-avant « analyse des dettes financières par nature - financements seniors des projets » du présent document. (c) Dont – 48,2 millions d’euros de diminution de juste valeur des instruments financiers dérivés de taux passifs, du fait de la hausse significative des taux d’intérêts forward au cours de l’exercice et + 11,9 millions d’euros de variation du coût amorti des emprunts. (d) Dont – 32,4 millions d’euros liés à l’opération de farm-down de la centrale éolienne de Saint-Sauvant en France. (e) Se reporter au paragraphe 2.4.1.6 « conversion d’OCEANEs » du présent document. (f) Ce poste comprend essentiellement l’amortissement des primes d’émission relatives aux OCEANEs et OCEANEs vertes (+ 10,6 millions d’euros). 2.5.5 RESTRICTIONS ÉVENTUELLES À L’UTILISATION DE CAPITAUX Les contrats de financement de la Société sont soumis au respect d’un certain nombre d’engagements décrits dans le paragraphe 3.1.3 « risques liés aux clauses spécifiques des contrats de financement (covenants) ». Financements bancaires Les financements bancaires sans recours mis en place au niveau des sociétés de projets, et les dettes mezzanine existantes au niveau de holdings intermédiaires, prévoient des clauses de restriction de remontée de trésorerie, sous forme de distributions de fonds propres ou de remboursements d’avances en compte courant, de ces sociétés de projets et holdings intermédiaires portant des dettes mezzanine, vers leurs actionnaires. Celles‐ci sont fonction principalement du respect de covenants financiers, dont notamment, au niveau des sociétés de projets, le respect d’un DSCR (ratio de couverture du service de la dette par des liquidités disponibles) lock-up, généralement légèrement supérieur au ratio minimum prévu dans le contrat de financement. Les financements bancaires sans recours mis en place au niveau des sociétés de projets, prévoient également, dans certains cas, la constitution d’un dépôt de garantie à travers un compte de réserve couvrant une à plusieurs échéances de service de la dette (DSRA). Les remontées de trésorerie aux actionnaires sont généralement restreintes dès lors que ce compte de réserve n’est pas complètement constitué ou reconstitué à l’issue de sa mobilisation.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 93 Covenants financiers Au 31 décembre 2022, deux actifs du Groupe, l’un en Australie (déjà concerné par un cas de défaut fin 2021), l’autre au Mexique, ne respectaient pas, suite notamment à des problématiques opérationnelles, leur ratio minimum de couverture du service de la dette. En conséquence, le Groupe a accéléré dans ses comptes les dettes de financement de projet sans recours afférentes, présentées en endettement financier courant, pour des montants respectifs de 128,7 millions de dollars australiens (soit 82,0 millions d’euros) et 124,1 millions de dollars américains (soit 116,3 millions d’euros). Le Groupe a parallèlement engagé des négociations en vue d’une résolution de ces cas de défauts. A ce titre, la Société a ainsi obtenu un waiver en date du 1 er février 2023 pour le cas de défaut affectant l’actif mexicain. S’agissant de l’actif australien, les négociations sont toujours en cours avec les établissements prêteurs en date de publication du présent document. Les autres sociétés financées par des dettes projets et mezzanines respectaient en revanche leurs covenants de ratios financiers de Debt Service Coverage Ratio (DSCR) minimum, ou de fonds propres minimum. Pour plus d’informations concernant la description des contrats de financement et les risques afférents, se référer au paragraphe 3.1.2 « risques relatif aux projets en phase de développement et de construction ». Financements corporate Le crédit syndiqué mis en place en mars 2020 et ayant depuis fait l’objet de plusieurs amendements, présente des restrictions spécifiques, soumettant notamment la distribution de dividendes par la Société au fait que celle‐ci ne dépasse pas un niveau maximal exprimé en pourcentage du résultat net de Neoen S.A. Pour davantage d’information sur la politique en matière de dividendes, se reporter au paragraphe 7.3.8 « Dividendes » du présent document. Situation en Argentine Les règles mises en place par la Banque Centrale de la République d’Argentine au cours du second semestre 2019, visant à restreindre l’accès aux devises étrangères aux entreprises et particuliers argentins afin d’endiguer la dévaluation du peso argentin (ARS) par rapport au dollar américain (USD), ont toujours pour conséquence, à la date de publication des comptes 2022 du Groupe, de restreindre substantiellement la possibilité d’achat de dollars sur le marché des changes argentins à des fins de : • remboursements des comptes courants d’actionnaires libellés en dollars américains en faveur de la centrale solaire Altiplano 200 (s’élevant à 101,2 millions de dollars américains, y compris intérêts courus pour 16,4 millions de dollars américains, au 31 décembre 2022) ; • paiements de dividendes. 10 Le 29 mars 2023, Neoen a réalisé une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription de 750,4 millions d’euros. Cette opération est détaillée à la section 2.7 du présent document. Ces restrictions n’affectent pas en revanche les paiements, au titre du service des dettes libellées en dollars américains (remboursement en principal ou intérêt), en faveur des prêteurs étrangers sur ce projet. 2.5.6 SOURCES DE FINANCEMENTS ATTENDUES POUR LES INVESTISSEMENTS FUTURS Le Groupe envisage de continuer à financer la majorité de ses besoins en trésorerie pour la construction de ses installations futures par le biais de financements de projets sans recours et long‐terme au niveau des sociétés de projets ou des holdings qui les détiennent. Ceux‐ci pourront être complétés par d’autres financements, en dehors des sociétés de projets, dont des financements corporate, dans le respect d’un objectif de ratio de levier financier supérieur à 70 % du capital investi sur une base all-in incluant la totalité de la dette du Groupe, qu’elle soit corporate ou mise en place pour le financement de ses projets. Le Groupe continue de viser une capacité en construction et en opération de plus de 10 GW à fin 2025. Le Groupe s’attend désormais à ce que le total des dépenses d’investissement pour les projets inclus dans cet objectif de plus de 10 GW, et qui n’étaient pas encore en opération en mars 2021 s’élève à environ 6,2 milliards d’euros sur la période 2021‐2025. Ce plan d’investissement annoncé par Neoen à l’occasion de son Capital Markets Day 2021, conjugué aux engagements déjà pris par le Groupe, implique la mobilisation de ressources supplémentaires d’un montant estimé à environ 335,0 millions d’euros sur les douze prochains mois. Dans ce cadre, en complément des financements de projets sans recours et long‐terme que le Groupe envisage de mettre en place au niveau des sociétés de projets ou des holdings qui les détiennent, du refinancement envisagé à l’échéance de ses financements corporate, et de l’émission de financements corporate additionnels, des flux de trésorerie nets générés par son activité, après remboursement du principal et des intérêts de ses emprunts, et des produits nets générés par l’activité de farm-down, le Groupe sera amené, comme annoncé à l’occasion de la présentation de l’état d’avancement de l’exécution de son plan stratégique 2021‐2025, consécutive à la publication de ses résultats annuels 2022, à lever des capitaux propres supplémentaires pour un montant estimé par le Groupe à un maximum de 750,0 millions d’euros d’ici à fin 2025 10 , horizon de réalisation de cet objectif de plus de 10 GW, et ce en complément des 600 millions d’euros déjà levés dans le cadre de l’augmentation de capital réalisée le 9 avril 2021 (se référer à la section 2.3 du présent document). Ce besoin a été évalué en tenant compte notamment des perspectives de croissance de la capacité installée pour les technologies solaires, éoliennes et de stockage d’électricité, des coûts d’investissements par MW attendus au cours de la période 2023‐2025, pour chacune de ces trois technologies, et du ratio de levier moyen observé en matière de financement de projet solaire, éolien et de stockage dans les différentes géographies où opère le Groupe.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 94 Au regard de la flexibilité dont dispose le Groupe dans le calendrier de réalisation de ses projets, ses ressources déjà disponibles et mobilisables sont néanmoins suffisantes pour lui permettre de couvrir pour les douze prochains mois ses engagements de dépenses non reportables. Au 31 décembre 2022, le Groupe disposait en outre d’une trésorerie brute de 622,8 millions d’euros 11 et de 288,0 millions d’euros de lignes bancaires corporate non‐utilisées. 11 Au 31 décembre 2022, les disponibilités incluent 90,3 millions d’euros correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles‐ci et le tarif de leur contrat d’achat, que le Groupe considère devoir être amené à reverser à EDF OA, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur (se référer aux notes 17 et 20.2 aux états financiers consolidés). 2.5.7 SITUATION ET FLUX DE TRÉSORERIE (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Flux net de trésorerie lié aux activités opérationnelles 457,0 276,0 + 181,0 Flux net de trésorerie lié aux activités d’investissement (1 113,7) (709,2) – 404,4 Flux net de trésorerie lié aux activités de financement 681,3 643,5 + 37,8 Incidence de la variation des taux de change 9,4 7,3 + 2,1 Effet du reclassement de la trésorerie lié aux actifs détenus en vue de la vente (3,9) ‐ – 3,9 Variation de trésorerie 30,2 217,6 – 187,4 2.5.7.1 FLUX NET GÉNÉRÉ PAR L’ACTIVITÉ OPÉRATIONNELLE DU GROUPE (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Résultat net de l’ensemble consolidé 45,7 40,2 + 5,4 Élimination de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (a) (2,8) ‐ – 2,8 Autres éliminations (b) 349,7 202,0 + 147,7 Incidence de la variation du besoin en fonds de roulement (c) 81,6 44,3 + 37,3 Impôts décaissés (encaissés) (d) (17,2) (10,6) – 6,6 Flux net de trésorerie lié aux activités opérationnelles 457,0 276,0 + 181,0 (a) En 2022, l’élimination de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, sans incidence sur la trésorerie du Groupe, concerne des centrales en Finlande pour (42,9) millions d’euros et en Australie pour 45,7 millions d’euros. (b) Ce flux comprend essentiellement l’élimination des amortissements et provisions (176,9 millions d’euros en 2022 contre 117,5 millions d’euros en 2021), des plus et moins-values de cession ((12,5) millions d’euros en 2022 contre (42,0) millions d’euros en 2021), du coût de l’endettement financier (135,6 millions d’euros en 2022 contre 106,5 millions d’euros en 2021) et de la charge (produit) d’impôt différé et exigible (32,6 millions d’euros en 2022 contre 13,3 millions d’euros en 2021). Le lecteur est invité à se reporter au tableau des flux de trésoreries consolidés – section 4.1 - paragraphe 4.1.5 du présent document. (c) La variation du besoin en fonds de roulement (BFR) s’est élevée à + 81,6 millions d’euros, contre + 44,3 millions d’euros en 2021. Cette progression (+ 37,3 millions d’euros) résulte essentiellement de l’effet : – de l’augmentation des autres dettes (contribution à la variation de BFR de + 114,6 millions d’euros en 2022 contre + 1,4 million d’euros en 2021). En 2022, elles comprennent 90,3 millions d’euros correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat d’achat, que le Groupe considère devoir être amené à reverser à EDF OA, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur. – de la progression des créances clients (contribution à la variation de BFR de – 37,2 millions d’euros en 2022 contre + 4,4 millions d’euros en 2021), conséquence d’un niveau d’activité plus élevé en fin d’année 2022, principalement en Finlande et en Australie. – de l’augmentation des autres créances (contribution à la variation de BFR de – 2,2 millions d’euros en 2022 contre + 25,3 millions d’euros en 2021). L’impact positif sur le BFR observé en 2021 résultait principalement de l’encaissement de créances de TVA principalement en Finlande et en Argentine. En 2021, l’incidence de la variation du besoin en fonds de roulement résultait des encaissements constatés au titre d’indemnités contractuelles compensant des pertes de chiffre d’affaires liées à des retards dans la mise en service de certaines centrales, et de l’encaissement de créances de TVA historiques sur des centrales en construction. (d) La variation des impôts décaissés de – 6,6 millions d’euros entre 2021 et 2022 s’explique notamment par une hausse de l’impôt décaissé sur le périmètre de l’intégration fiscale Neoen S.A. associée principalement au versement, en 2022, d’acomptes basés sur le résultat imposable 2021 (se reporter au tableau des flux de trésoreries consolidés – section 4.1 et au paragraphe 4.1.5 du présent document et à la note 11 « impôts »). La progression du flux net de trésorerie généré par les activités opérationnelles (+ 181,0 millions d’euros), entre 2021 et 2022, provient principalement de la hausse de l’EBITDA ajusté (+ 113,6 millions d’euros), détaillée dans le paragraphe 2.4.2.2 du présent document, et d’une plus forte contribution de la variation du besoin en fonds de roulement détaillée ci‐dessus.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 95 2.5.7.2 FLUX NET PROVENANT DES INVESTISSEMENTS DU GROUPE (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise (a) (15,6) (32,2) + 16,5 Cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée (b) 26,2 72,1 – 45,9 Acquisitions d’immobilisations corporelles et incorporelles (c) (1 111,2) (754,5) – 356,7 Cessions d’immobilisations corporelles et incorporelles 1,1 0,2 + 0,9 Variation des actifs financiers (d) (15,4) 3,2 – 18,6 Dividendes reçus 1,2 1,9 – 0,7 Flux net de trésorerie lié aux activités d’investissement (1 113,7) (709,2) – 404,4 (a) En 2022, les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise concernent principalement des projets en développement au Canada, en Finlande et en Equateur (se référer au paragraphe 2.4.1.1 « poursuite de la croissance du portefeuille » du présent document). En 2021, ce flux correspondait essentiellement à l’acquisition de projets en développement en Irlande, en Finlande, en Suède et en France (se reporter au tableau des flux de trésoreries consolidés – section 4.1 - paragraphe 4.1.5 du présent document). (b) En 2022, les cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée correspondent à l’opération de farm-down de la centrale éolienne de Saint-Sauvant et à l’encaissement d’une composante du prix de cession d’une opération de farm-down réalisée au dernier trimestre 2021 (se reporter au paragraphe 2.4.1.8 et à la section 4.1 – note 1.3 « événements de l’exercice »). En 2021, elles correspondaient principalement aux opérations de farm-down ayant concerné les centrales solaires de Grabels (Hérault) et Lagarde (Vaucluse), les centrales solaires de Lugos (Gironde) et Miremont (Haute-Garonne), et les projets éoliens Le Berger (Meuse) et Les Beaux Monts (Yonne). (c) Ces flux sont détaillés ci-dessous et dans le paragraphe 2.5.8.2 « principaux investissements réalisés » du présent document. (d) La variation observée au cours de l’exercice s’explique essentiellement par l’impact net du déblocage et de la constitution de dépôts de garantie liés à la construction et au financement d’actifs de production. En 2022, les acquisitions se sont élevées à (17,2) millions d’euros et les cessions à 1,9 million d’euros. En 2021, les acquisitions s’élevaient à (23,8) millions d’euros et les cessions à 27,0 millions d’euros. En 2022, la progression des dépenses liées aux activités d’investissement (– 404,4 millions d’euros) par rapport à 2021, s’explique principalement par une augmentation des acquisitions d’immobilisations corporelles et incorporelles (– 356,7 millions d’euros), qui avaient connu, en 2021, un ralentissement temporaire, conséquence directe du calendrier de réalisation des projets du Groupe. A cela s’ajoute l’incidence nette des opérations de farm-down réalisées en 2021 et en 2022 (– 45,9 millions d’euros). En 2022, les investissements réalisés dans les projets (acquisitions d’immobilisations corporelles et incorporelles nettes des variations de dettes de fournisseurs d’immobilisations) se sont élevés à 1 111,2 millions d’euros, et concernent principalement les projets Bulgana (12,5 millions d’euros), Capital Battery (35,7 millions d’euros), Victorian Big Battery (38,4 millions d’euros), Kaban (139,7 millions d’euros), Western Downs (147,3 millions d’euros) et Goyder (155,7 millions d’euros) en Australie, Björkliden (19,7 millions d’euros) et Mutkalampi (268,0 millions d’euros) en Finlande, Storen (34,1 millions d’euros) en Suède, Torre Bela (3,4 millions d’euros) et Rio Maior (27,9 millions d’euros) au Portugal, Itzoteno (15,1 millions d’euros) au Mexique, ainsi que des projets éoliens (40,9 millions d’euros), des projets solaires (61,6 millions d’euros) et des projets de stockage (5,0 millions d’euros) en France, des projets solaires en Irlande (18,6 millions d’euros), et des coûts de développement (23,4 millions d’euros). En 2021, les 754,5 millions d’euros d’acquisitions d’immobi‐ lisations corporelles et incorporelles nettes des variations de dettes de fournisseurs d’immobilisations concernaient princi‐ palement les projets Bulgana (52,3 millions d’euros), Kaban (62,5 millions d’euros), Victorian Big Battery (85,5 millions d’euros) et Western Downs (150,6 millions d’euros) en Aus‐ tralie, Mutkalampi (123,7 millions d’euros) en Finlande, Metoro (17,3 millions d’euros) au Mozambique, Altiplano 200 (10,8 mil‐ lions d’euros) en Argentine, Itzoteno (12,1 millions d’euros) au Mexique, ainsi que des projets solaires (73,8 millions d’euros) et éoliens (91,0 millions d’euros) en France, et des coûts de développement (38,5 millions d’euros). Les investissements réalisés au cours de l’exercice sont détaillés au paragraphe 2.5.8.2 du présent document.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 96 2.5.7.3 FLUX NET PROVENANT DU FINANCEMENT DU GROUPE (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Augmentation de capital de la société mère (a) 48,1 592,1 – 544,0 Contribution des investisseurs minoritaires aux augmentations (réductions) de capital (1,5) (2,4) + 0,9 Transactions avec les participations ne donnant pas le contrôle (b) (6,0) ‐ – 6,0 Cession (acquisition) nette d’actions propres (2,1) (12,1) + 10,0 Émissions d’emprunts (c) 1 192,4 419,3 + 773,1 Dividendes payés (d) (2,1) (0,2) – 1,9 Remboursements d’emprunts (c) (439,2) (272,0) – 167,3 Intérêts financiers versés (108,3) (81,3) – 27,0 Flux net de trésorerie lié aux activités de financement 681,3 643,5 + 37,8 (a) En 2022, ce flux correspond principalement à la composante capitaux propres des OCEANEs vertes émises en septembre 2022 (+ 47,4 millions d’euros - se reporter au paragraphe 2.4.1.7 du présent document et à la section 4.1 - note 1.3 des états financiers consolidés). En 2021, ce flux correspondait principalement à l’augmentation de capital réalisée le 9 avril 2021 par le Groupe pour 591,2 millions après prise en compte des frais d’émission. (b) En 2022, les transactions avec les participations ne donnant pas le contrôle correspondent au paiement du solde du put de 19,9 % associé à la centrale de Mutkalampi (option de vente exercée en 2021). (c) Les émissions d’emprunts et les remboursements réalisés en 2022 sont détaillés au paragraphe 2.5.4 du présent document. En 2021, les émissions d’emprunts correspondaient essentiellement aux financements des nouveaux projets du Groupe sous forme de dettes seniors à hauteur de + 413,0 millions d’euros. (d) En 2022, ce flux correspond principalement au dividende versé en numéraire par Neoen S.A. au titre de l’exercice 2021 (se reporter à la section 4.1 – note 1.3 du présent document). La progression du flux net de trésorerie lié aux activités de financement, entre 2021 et 2022, est essentiellement imputable à la hausse des émissions d’emprunts nettes des remboursements, associée directement au calendrier de réalisation des projets du Groupe sous financement de projet, ainsi qu’à l’émission d’OCEANEs vertes 2022, effet compensé en partie par l’incidence de l’augmentation de capital réalisée en 2021. Les investissements de l’exercice 2022 ont été financés, pour une part importante, par l’émission de nouveaux emprunts au niveau des sociétés de projet, ainsi que par l’émission des OCEANEs vertes 2022 par Neoen S.A., et dans une moindre mesure, sur fonds propres, issus notamment de l’augmentation de capital réalisée en 2021. 2.5.8 INVESTISSEMENTS 2.5.8.1 POLITIQUE D’INVESTISSEMENT Les dépenses d’investissement du Groupe sont essentiellement réalisées dans des projets de parcs solaires et éoliens, et de centrales de stockage, en développement ou en construction, et se composent d’acquisitions d’immobilisations corporelles d’une part et incorporelles d’autre part. Les flux de trésorerie liés aux activités d’investissement comprennent aussi des investissements financiers réalisés à travers des acquisitions d’actifs financiers (essentiellement sous forme de comptes de réserve du service de la dette ‐ DSRA) et des acquisitions de filiales et d’actifs en développement. La politique d’investissement du Groupe repose sur le Conseil d’administration qui valide annuellement le budget alloué aux dépenses en capital et approuve (i) tout investissement par la Société ou l’une de ses filiales, immédiatement ou à terme, en fonds propres ou dépense relatif à un projet non prévu au budget (y compris tout partenariat ou contrat de joint-venture) d’un montant unitaire supérieur à 20 millions d’euros, (ii) tout investissement ou dépense réalisé par la Société ou l’une de ses filiales relatif à un projet prévu au budget ou autorisé par le Conseil d’administration, pour un montant qui entraîne un accroissement de plus de 15 % des fonds propres prévus au budget ou autorisé par le Conseil d’administration pour ledit projet.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 97 2.5.8.2 PRINCIPAUX INVESTISSEMENTS RÉALISÉS Le tableau ci‐dessous détaille les investissements consolidés réalisés au cours des exercices clos les 31 décembre 2022 et 31 décembre 2021 : (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Var (en %) Acquisitions d’immobilisations incorporelles et corporelles (a) 1 111,2 754,5 + 356,7 + 47 % Dont acquisitions d’immobilisations incorporelles 44,5 38,5 + 6,0 + 15 % Dont acquisitions d’immobilisations corporelles 1 066,7 715,9 +350,7 + 49 % Investissements financiers (b) 32,8 56,0 – 23,2 – 41 % Dont acquisitions d’actifs financiers (c) 17,2 23,8 – 6,6 – 28 % Dont acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise (d) 15,6 32,2 – 16,5 – 51 % (a) Les montants bruts d’acquisitions d’immobilisations incorporelles et corporelles sont présentés ci-dessus en incluant la variation des dettes fournisseurs d’immobilisation, ce qui permet de rapprocher la valeur des actifs immobilisés des dépenses en trésorerie engagées. Les montants bruts de ces variations, hors dettes fournisseurs d’immobilisation, au titre du 31 décembre 2022 et du 31 décembre 2021 se sont élevés, respectivement, à 1 008,6 millions d’euros et 881,5 millions d’euros, pour plus de détails le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.5.7.2. (b) Les investissements financiers sont analysés dans le paragraphe 2.5.7.2 du présent document. (c) La variation des actifs financiers est principalement due aux dépôts de garantie liés à la construction et au financement d’actifs de production. En 2022, les acquisitions se sont élevées à (17,2) millions d’euros et les cessions à 1,9 million d’euros. En 2021, les acquisitions s’élevaient à (23,8) millions d’euros et les cessions à 27,0 millions d’euros. (d) Les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquises sont détaillées dans le paragraphe 2.5.7.2 du présent document. L’évolution des immobilisations corporelles du Groupe entre le 31 décembre 2021 et le 31 décembre 2022 se décompose comme suit (les montants sont exprimés en millions d’euros) : 3 677,6 31.12.2021 + 419,6 Australie (a) + 511,8 Europe ‐ Afrique (b) + 32,5 Amériques (c) − 157,3 Amortissements et dépréciations + 52,1 IFRS 16 Nouveaux baux Réévaluations + 2,8 Autres + 28,0 Effet de change 4 566,9 31.12.2022 (a) Les acquisitions au cours de l’exercice correspondent aux centrales en construction ou en pré-construction dont principalement : les centrales de Kaban (143,1 millions d’euros), de Western Downs (127,6 millions d’euros), de Goyder (110,2 millions d’euros), et de Capital Battery (35,5 millions d’euros). (b) Les acquisitions au cours de l’exercice correspondent aux centrales en construction ou en pré-construction dont principalement : les centrales éoliennes Mutkalampi (285,8 millions d’euros) et Björkliden (19,7 millions d’euros) en Finlande, des centrales éoliennes et solaires en France (respectivement 31,1 millions d’euros et 59,7 millions d’euros), deux centrales solaires au Portugal (38,6 millions d’euros), trois centrales solaires en Irlande (21,8 millions d’euros) et la centrale de Storen en Suède (34,8 millions d’euros). (c) Les acquisitions au cours de l’exercice correspondent aux centrales en construction ou en pré-construction dont principalement : la centrale solaire d’Itzoteno (15,8 millions d’euros) au Mexique, et les centrales de stockage de Providencia et Capella au Salvador (6,4 millions d’euros).

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 98 2.5.8.3 PRINCIPAUX INVESTISSEMENTS EN COURS DE RÉALISATION Les principaux investissements du Groupe en cours de réalisation correspondent aux actifs en cours de construction au 31 décembre 2022. Les immobilisations corporelles en cours s’élèvent à 1 066,2 millions d’euros au titre de l’exercice 2022 contre 708,6 millions d’euros au titre de l’exercice 2021 (se reporter à la section 4.1 ‐ note 12 « goodwill, immobilisations incorporelles et corporelles » et à la section 4.3 ‐ note 14 « immobilisations corporelles et incorporelles » du présent document). 2.5.8.4 PRINCIPAUX INVESTISSEMENTS ENVISAGÉS 12 Le Groupe poursuit majoritairement une stratégie develop-to-own selon laquelle il développe ses projets dans le but de contrôler et d’exploiter ses actifs de production. Neoen est par ailleurs amené, depuis 2021, à procéder de manière régulière mais sélective à la cession totale ou majoritaire de projets de son portefeuille sécurisé (farm-down), dans la limite de 20 % de la croissance annuelle brute de son portefeuille sécurisé. Ces opérations de farm-down permettent de renforcer la capacité financière du Groupe et donc de contribuer au financement de la construction de nouveaux actifs. Neoen prévoit, dans la mesure du possible, de maintenir une détention minoritaire au sein des projets concernés, d’en assurer la gestion administrative et opérationnelle, et de conserver des droits 12 Le 29 mars 2023, Neoen a réalisé une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription de 750,4 millions d’euros, lui fournissant des ressources supplémentaires pour financer son programme d’investissements. Cette opération est détaillée à la section 2.7 du présent document. 13 Pour une définition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la section 9.6 « glossaire » du présent document. fonciers afférents, de manière à pouvoir prendre part à la phase de repowering ultérieure de ces projets. Dans ce cadre, les investissements qu’il envisage de réaliser dans le futur consisteront principalement à alimenter son portefeuille par de nouveaux projets, et à continuer de faire avancer les projets existants jusqu’à la mise en service des installations ou leur cession dans le cadre de son activité de farm-down. Ces derniers concernent les projets entrés en phase awarded 13 (pour un volume total de 782 MW au 31 décembre 2022) mais dont la construction n’a pas encore été lancée. Le Groupe continue, par ailleurs, de développer ses projets en phase advanced development 13 et tender ready 13 dont le volume s’élève à 11 938 MW au 31 décembre 2022. 2.5.8.5 CONTRAINTES ENVIRONNEMENTALES POUVANT INFLUENCER SUR L’UTILISATION PAR LE GROUPE DE SES IMMOBILISATIONS CORPORELLES Les contraintes environnementales pouvant influer sur l’utilisation des différentes installations en pleine propriété et/ou exploitées par le Groupe sont décrites au chapitre 5 « développement durable et responsabilité sociétale » du présent document. Les provisions pour démantèlement sont évoquées à la section 4.1 ‐ note 19 « provisions » du présent document. 2.6 PROCÉDURES JUDICIAIRES ET D’ARBITRAGE Le Groupe peut être impliqué dans des procédures judiciaires, administratives ou réglementaires dans le cours normal de ses activités. Chaque fois qu’il existe une probabilité suffisante que de telles procédures entraînent des coûts à la charge de la Société ou de l’une de ses filiales, et que le montant peut être raisonnablement estimé, le Groupe constitue une provision dans ses comptes. À la date du présent document, le Groupe n’a pas connaissance de procédures gouvernementales, administratives, judiciaires ou d’arbitrage autres que celles mentionnées ci‐dessous, susceptibles d’avoir, ou ayant eu au cours des douze derniers mois, un effet significatif défavorable sur la situation financière ou les résultats de la Société ou du Groupe. HPR/AER Hornsdale Power Reserve Pty Ltd (« HPR ») a obtenu en juin 2022 la résolution amiable de la réclamation formulée contre elle par le Régulateur australien de l’énergie (AER) devant la Cour fédérale d’Australie. Dans ce cadre, HPR a notamment reconnu avoir commis certaines infractions aux Règles Nationales en matière d’Electricité entre le 23 juillet 2019 et le 14 novembre 2019 et a payé une pénalité financière de 900 000 AUD ainsi qu’une contribution aux frais de justice de l’AER. HPR avait constitué une provision à cette fin dans ses états financiers pour l’exercice clos au 31 décembre 2021, à hauteur des montants susmentionnés, dont elle a obtenu en partie le recouvrement auprès du contractant auquel elle a confié l’exploitation et l’entretien de l’actif de stockage d’électricité. HWF1/SIEMENS HWF1 Pty Ltd (« HWF1 ») a obtenu la résolution amiable de la requête en arbitrage formulée contre Siemens Ltd en mars 2022 à la suite du jugement rendu dans la procédure engagée par le Régulateur australien de l’énergie (AER) devant la Cour fédérale d’Australie à l’encontre de HWF1 dans le cadre du Black System Event du 28 septembre 2016 en Australie Méridionale. Altiplano 200 En Argentine, les contractants EPC du Groupe sur la centrale Altiplano 200, qui a commencé à produire de l’électricité à l’automne 2021, ont déposé, fin décembre 2021, une demande d’arbitrage qui a été notifiée au Groupe début 2022. Celle‐

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 99 ci porte à la fois sur i) la contestation du droit du Groupe à l’application dès 2020, conformément aux stipulations contractuelles, des indemnités de retard visant à compenser les pertes de revenus associées à un retard de démarrage de production de la centrale solaire par rapport au calendrier contractuel (Liquidated Damages), ainsi que sur ii) des surcoûts de construction qu’ils auraient encourus, dont ils considèrent que le Groupe serait redevable, ce que le Groupe conteste. Le tribunal arbitral composé de trois membres a été constitué en août 2022. Au regard des termes du contrat de construction clef en main conclu avec ces contractants EPC, du calendrier et des conditions de réalisation du chantier, des impacts financiers consécutifs aux retards encourus par rapport au calendrier contractuel, et de son appréciation de son exposition potentielle dans le cadre de cet arbitrage, réalisée avec le concours de ses conseils juridiques externes, aucune provision pour risque ni dépréciation de créance significative n’a été constituée par le Groupe dans ses comptes annuels, tant en 2021 qu’en 2022. 2.7 CHANGEMENT SIGNIFICATIF DE LA SITUATION FINANCIÈRE OU COMMERCIALE Ce paragraphe présente des informations complémentaires au rapport de gestion tel qu’arrêté par le Conseil d’administration de la Société du 28 février 2023 (se référer à la table de concordance du rapport de gestion présentée au paragraphe 9.5.2 du présent document). 2.7.1 AUGMENTATION DE CAPITAL Description de l’opération Le 29 mars 2023, Neoen a réalisé avec succès une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription, lancée le 7 mars 2023, dont la période de souscription s’est étalée du 10 au 22 mars 2023 inclus. Le produit net de l’augmentation de capital correspond à la part de fonds propres nécessaire au financement de l’intégralité du plan d’investissement de la Société pour la période 2023‐ 2025. Ces investissements seront consacrés à la mise en construction de centrales solaires, de parcs éoliens et de batteries. Ils permettront à la Société d’atteindre une capacité en opération ou en construction de plus de 10 GW à fin 2025, comme anticipé en 2021, mais aussi d’étendre ses capacités de stockage, notamment par l’investissement dans des batteries dotées d’une durée d’autonomie par MW installé plus longue qu’initialement prévu, renforçant significativement le potentiel de revenus associés. Résultats de l’opération Le montant brut de l’augmentation de capital (prime d’émission incluse) s’élève à 750,4 millions d’euros et se traduit par l’émission de 36 694 552 actions nouvelles d’une valeur nominale de 2 euros à un prix de souscription de 20,45 euros par action nouvelle. À l’issue de la période de souscription qui s’est achevée le 22 mars 2023, la demande totale s’est élevée à environ 1 219 millions d’euros. L’opération a été largement sursouscrite avec un taux de souscription d’environ 162,4 %, se décomposant comme suit : • 35 927 464 actions nouvelles ont été souscrites à titre irréductible représentant environ 98 % des actions nouvelles à émettre ; • la demande à titre réductible a porté sur 23 679 313 actions nouvelles et n’a par conséquent été que partiellement allouée à hauteur de 767 088 actions nouvelles réparties selon un coefficient de 0,010971306 calculé sur le nombre de droits présentés à l’appui des souscriptions à titre irréductible. L’émission, le règlement‐livraison et l’admission des actions nouvelles à la négociation sur le marché réglementé d’Euronext Paris ont eu lieu le 29 mars 2023. Les actions nouvelles donnent à leurs détenteurs le droit aux distributions déclarées par Neoen à compter de la date d’émission. Elles sont fongibles avec les actions existantes de la Société, et sont négociées sur la même ligne que ces dernières sous le code ISIN FR0011675362. Engagements de souscription et autres engagements des principaux actionnaires Les engagements de souscription pris par Impala SAS, le Fonds Stratégique de Participations (FSP) et le FPCI Fonds ETI 2020 (représenté par sa société de gestion Bpifrance Investissement) représentaient à la date de lancement de l’augmentation de capital un montant minimum d’environ 329 millions d’euros, soit environ 43,9 % du montant de l’augmentation de capital. Impala SAS Impala a exercé 38 346 650 droits préférentiels de souscription (« DPS ») et a ainsi souscrit 12 270 928 actions nouvelles à titre irréductible et 420 707 actions nouvelles à titre réductible, représentant un montant d’environ 260 millions d’euros. Fonds Stratégique de Participations (FSP) FSP a exercé 10 970 450 droits préférentiels de souscription et a souscrit 3 510 544 actions nouvelles pour un montant d’environ 72 millions d’euros. Il est par ailleurs rappelé que le FSP a acquis 4 millions de droits préférentiels de souscription dans le cadre du placement de DPS réalisé le 7 mars 2023, lui permettant d’augmenter sa participation au capital de Neoen (voir le tableau ci‐après en paragraphe 2.7.2). FPCI Fonds ETI 2020 (représenté par Bpifrance Investissement) Bpifrance Investissement a exercé 5 030 850 droits préférentiels de souscription et a souscrit 1 609 872 actions nouvelles pour un montant total d’environ 33 millions d’euros.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 100 Cartusia SAS Cartusia (véhicule d’investissement à long terme contrôlé par Xavier Barbaro et les membres de sa famille) conjointement avec Xavier Barbaro et les membres de sa famille, ont exercé 1 523 525 droits préférentiels de souscription et souscrit 487 528 actions nouvelles à titre irréductible et 4 561 actions nouvelles à titre réductible pour un montant d’investissement net total de plus de 2 millions d’euros. 2.7.2 INCIDENCE DE L’AUGMENTATION DE CAPITAL SUR LA RÉPARTITION DU CAPITAL À l’issue de la réalisation de l’augmentation de capital, le capital social de Neoen s’élève à 302 730 100 euros et est constitué de 151 365 050 actions d’une valeur nominale de 2 euros chacune. Il se répartit comme suit : Actionnaires Nombre d’actions ordinaires % du capital social Nombre de droits de vote théoriques (b) % des droits de vote (b) Impala SAS 63 820 376 42,16 % 63 820 376 42,16 % Cartusia SAS 1 274 024 0,84 % 1 274 024 0,84 % Monsieur Xavier Barbaro et les membres de sa famille (directement ou indirectement) 691 472 0,46 % 691 472 0,46 % Total concert (a) 65 785 872 43,46 % 65 785 872 43,46 % Fonds Stratégique de Participations (FSP) 10 480 991 6,92 % 10 480 991 6,92 % FPCI FONDS ETI 2020 (représenté par sa société de gestion Bpifrance Investissement) 6 640 741 4,39 % 6 640 741 4,39 % Autodétention (c) 187 505 0,12 % 187 505 0,12 % Flottant 68 269 941 45,10 % 68 269 941 45,10 % TOTAL 151 365 050 100 % 151 365 050 100 % (a) L’action de concert résulte d’un pacte d’actionnaires concertant conclu entre les sociétés Impala SAS et Cartusia SAS, cette dernière étant un véhicule d’investissement long terme détenu par Monsieur Xavier Barbaro et les membres de sa famille. (b) Nombre et pourcentage de droits de vote bruts, y compris ceux attachés aux actions auto-détenues. Les actions auto-détenues sont privées de droits de vote exerçables en Assemblée générale. (c) Position en date du 24 mars 2023 après clôture des marchés. Engagement d’abstention de la Société À compter du 6 mars 2023, date d’approbation par l’autorité des marchés financiers (« AMF ») du prospectus relatif à l’augmentation de capital, et pendant une période expirant 120 jours calendaires suivant la date de règlement‐livraison des actions nouvelles, sous réserve de certaines exceptions usuelles, la Société s’est engagée à ne pas réaliser d’opérations portant sur ses titres. Engagements de conservation d’Impala, du FSP et du FPCI Fonds ETI 2020 (représenté par sa société de gestion Bpifrance Investissement) À compter du 6 mars 2023, date d’approbation par l’AMF du prospectus relatif à l’augmentation de capital, et pendant une période expirant 90 jours calendaires suivant la date de règlement‐livraison des actions nouvelles, sous réserve de certaines exceptions usuelles, Impala, le Fonds Stratégique de Participations et le FPCI Fonds ETI 2020 (représenté par sa société de gestion Bpifrance Investissement) ont chacun pris un engagement de conservations des titres de la Société qu’ils détiennent.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 101 2.8 AUTRES INFORMATIONS 2.8.1 EVÈNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE Se référer à la section 4.1 ‐ note 26 « évènements postérieurs à la clôture » du présent document. 2.8.2 AUTRES INFORMATIONS RELATIVES À LA SOCIÉTÉ MÈRE NEOEN S.A. 2.8.2.1 ACTIVITÉS Neoen S.A., société mère, est spécialisée dans le développement, le financement et l’exploitation de moyens de production d’électricité à partir de l’énergie renouvelable ainsi que de solutions de stockage. 2.8.2.2 COMMENTAIRES SUR L’ACTIVITÉ DE NEOEN S.A. Chiffres clés (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Var Var (en %) Chiffre d’affaires 85,8 79,2 + 6,6 + 8 % Résultat d’exploitation 0,8 3,8 – 3,0 – 79 % Marge d’exploitation + 1 % + 5 % Résultat financier 46,8 38,1 + 8,7 + 23 % Résultat courant avant impôts 47,6 41,9 + 5,7 + 14 % Résultat exceptionnel 1,5 1,0 + 0,5 + 56 % Intéressement / participation des salariés aux résultats de l’entreprise (1,2) (1,0) – 0,1 – 14 % Impôts sur les bénéfices (0,2) (6,1) + 5,9 + 96 % Résultat net 47,7 35,8 + 12,0 + 33 % Capitaux propres 1 615,7 1 369,8 + 245,9 + 18 % Dettes financières 493,6 391,2 + 102,4 + 26 % Trésorerie disponible 246,4 279,6 – 33,3 – 12 % Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires s’est établi à 85,8 millions d’euros en 2022 (+ 6,6 millions d’euros par rapport à 2021, soit + 8 %). Il est principalement constitué de prestations de développement (+ 6,0 millions d’euros), qui ont cru sous l’effet de la croissance du portefeuille de centrales entrées en construction et en opération. Ces prestations interviennent généralement à compter du lancement de la construction de l’actif sous‐jacent ou de son closing financier.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 102 Résultat d’exploitation Il s’est établi à 0,8 million d’euros en 2022 contre 3,8 millions d’euros en 2021. Cette baisse (– 3,0 millions d’euros) s’explique principalement par l’augmentation des frais de développement sur des projets internationaux, visant à accélérer la croissance du portefeuille de projets (– 9,1 millions d’euros), qui a été partiellement compensée par la progression du chiffre d’affaires (+ 6,6 millions d’euros). Les charges de personnel ont reculé de – 12 % et se sont établies à (24,4) millions d’euros contre (27,8) millions d’euros en 2021, en raison du moindre impact, en 2022 des plans d’actions gratuites au bénéfice de certains salariés (+ 6,1 millions d’euros incluant les cotisations sociales). Cette économie a été en partie compensée par la hausse de la masse salariale et des cotisations sociales afférentes de – 2,7 millions d’euros, liée à la progression des effectifs de + 18 % sur la période. La progression des autres charges externes (– 4,7 millions d’euros) résulte essentiellement de la hausse des honoraires sur l’exercice (– 2,4 millions d’euros). Résultat financier En 2022, le résultat financier s’est élevé à 46,8 millions d’euros (+ 8,7 millions d’euros) par rapport à 2021. Cette progression s’explique essentiellement par une hausse des produits d’intérêts sur comptes courants d’associés (+ 11,2 millions d’euros) liée à la croissance des investissements réalisés dans de nouveaux actifs, effet partiellement compensé par des charges d’intérêts financières (consécutives à l’émission de nouvelles OCEANEs en septembre 2022) et des pertes de change plus importantes qu’en 2021 (respectivement – 4,3 millions d’euros et – 1,5 million d’euros). Cet agrégat est détaillé en section 4.3 ‐ note 10.1 « résultat financier » du présent document. Résultat exceptionnel Il s’est élevé à 1,5 million d’euros en 2022, en légère hausse par rapport à 2021 (+ 0,5 million d’euros). Il est principalement composé de produits de cessions internes de filiales réalisées dans le cadre de la structuration de nouveaux financements de projets. Cet agrégat est détaillé en section 4.3 ‐ note 11 « résultat exceptionnel » du présent document. Charge d’impôt En 2022, la charge d’impôt comptabilisée par la Société s’est élevée à (0,2) million d’euros contre (6,1) millions d’euros en 2021. Cette évolution résulte essentiellement de la constatation en 2022 de crédits d’impôts relatifs au financement en comptes courants d’associés de centrales solaires du Groupe en Argentine, ayant fait l’objet de retenues à la source localement, et de la comptabilisation, en 2021, d’impôts non exigibles liés aux frais encourus et transférés en prime d’émission dans le cadre de l’augmentation de capital. Cet agrégat est détaillé en section 4.3 ‐ note 12 « impôts » du présent document. Résultat net Le résultat net s’est ainsi élevé à 47,7 millions en 2022 (+ 12,0 millions d’euros par rapport à 2021). Situation financière Les capitaux propres de la Société s’élevaient à 1 615,7 millions d’euros au 31 décembre 2022 contre 1 369,8 millions d’euros au 31 décembre 2021. L’augmentation de + 245,9 millions d’euros s’explique essentiellement par la conversion en actions d’OCEANEs réalisée le 26 octobre 2022 (se reporter à la section 4.3 ‐ note 2 « activité de la société et faits marquants de l’exercice »), et dans une moindre mesure, par le résultat de l’exercice. La hausse des dettes financières de + 102,4 millions d’euros (493,6 millions d’euros au 31 décembre 2022 contre 391,2 millions d’euros au 31 décembre 2021) s’explique essentiellement par l’émission de nouvelles OCEANEs vertes à échéance 2027, réalisée le 14 septembre 2022 (se reporter au paragraphe 2.4.1.7 du présent document) et la conversion/ remboursement, en octobre 2022, des OCEANEs à échéance 2024 (se reporter à la section 4.3 ‐ note 2 « activité de la société et faits marquants de l’exercice »). La trésorerie disponible s’élevait à 246,4 millions d’euros contre 279,6 millions d’euros un an plus tôt (– 33,3 millions d’euros), après prise en compte du produit de l’émission de nouvelles obligations convertibles à échéance 2027 pour un montant nominal de 300 millions d’euros, et ce principalement sous l’effet du rythme soutenu des investissements en fonds propres réalisés dans le cadre du développement et de la construction de nouvelles centrales.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 103 2.8.2.3 TABLEAU DES RÉSULTATS DES 5 DERNIERS EXERCICES Montants 31.12.2022 31.12.2021 31.12.2020 31.12.2019 31.12.2018 I. Situation financière en fin d’exercice (en millions d’euros) a) Capital social (a) 229,3 214,1 171,1 170,2 169,9 b) Nombre d’actions composant le capital social (a) 114 669 498 107 056 685 85 550 712 85 088 748 84 957 498 Nombre d’actions émises à 1 euro de valeur nominale ‐ ‐ ‐ ‐ 830 000 Nombre d’actions émises à 2 euros de valeur nominale 7 612 813 21 505 973 461 964 131 250 30 560 428 c) Nombre d’obligations convertibles en actions (b) 9 791 917 11 081 909 10 308 754 6 629 101 ‐ II. Résultat global des opérations effectives (en millions d’euros) a) Chiffre d’affaires hors taxe 85,8 79,2 61,5 57,5 50,7 b) Bénéfices avant impôt, amortissements et provisions 50,6 43,9 29,1 24,1 14,5 c) Impôts sur les bénéfices (0,2) (6,1) (0,8) (2,2) (3,1) d) Bénéfices après impôts, amortissements et provisions 47,7 35,8 26,6 21,1 9,4 e) Montant des bénéfices distribués (c) 10,7 ‐ ‐ ‐ ‐ III. Résultat des opérations réduit à une seule action (en euros) a) Bénéfice après impôt, mais avant amortissements et provisions 0,4 0,4 0,3 0,2 0,1 b) Bénéfice après impôt, amortissements et provisions 0,4 0,3 0,3 0,2 0,1 c) Dividende versé à chaque action 0,1 ‐ ‐ ‐ ‐ IV. Personnel (en millions d’euros) a) Nombre de salariés 169,1 143,3 126,6 107,0 90,0 b) Montant de la masse salariale 13,3 11,3 10,3 9,5 7,9 c) Montant des sommes versées au titre des avantages sociaux (d) (sécurité sociale, œuvres, etc.) 11,1 16,5 20,0 7,5 4,2 (a) Le 1 er octobre 2018, la Société a procédé à un regroupement d’actions sur le principe d’une action nouvelle valant deux actions anciennes. La valeur nominale de l’action étant portée de 1 euro à 2 euros. (b) Conformément aux termes et conditions des OCEANEs émises par Neoen S.A. le 7 octobre 2019 (les « OCEANEs 2019 ») et le 2 juin 2020 (les « OCEANEs vertes 2020 ») par décision du 7 avril 2021, le Président-directeur général a procédé, sur délégation du Conseil d’administration, à l’ajustement des droits des bénéficiaires des OCEANEs 2019 et des OCEANEs vertes (application d’un coefficient de 1,075). En 2022, la société a procédé à la conversion des OCEANEs 2019 et l’émission de nouvelles OCEANEs vertes (se référer aux paragraphes 2.4.1.6 et 2.4.1.7 du présent document). (c) Le résultat de l’année 2021 de 35,8 millions d’euros a été partiellement distribués en dividendes pour 10,7 millions d’euros. (d) La diminution de ce poste est principalement liée à un moindre volume d’actions de la société acquises en 2022 dans le but de servir le plan d’attribution d’actions gratuites à échéance 2023.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 105 Neoen S.A., la société mère Neoen S.A., société anonyme de droit français, a été initialement constituée et immatriculée au registre du commerce et des sociétés de Paris le 29 septembre 2008, sous le numéro 508 320 017 sous forme de société par actions simplifiée. Ses actions ont été admises aux négociations sur le marché réglementé d’Euronext Paris le 17 octobre 2018. Elle est contrôlée par son actionnaire de référence décrit à la section 7.3 « actionnariat » du présent document. Elle détient elle‐même des sociétés holding intermédiaires pour chaque filière (éolien, solaire, stockage) et/ou pour certaines zones géographiques. Ainsi, Neoen S.A. détient, de manière générale, directement ou indirectement, 100 % des sociétés porteuses des projets, sauf exceptions présentées ci‐après. Filiales importantes Se reporter à la section 4.1 ‐ note 3.3 « évolution du périmètre » du présent document. Acquisitions et cessions récentes de filiales Acquisitions Dans le cadre de son activité de développement de projets, le Groupe acquiert occasionnellement des sociétés porteuses de projets solaires ou éoliens, généralement à un stade intermédiaire de développement plutôt que déjà développés par des tiers. Il peut aussi être amené à acquérir des sociétés détenant des actifs arrivant en fin de contrats long terme de type PPA et offrant à ce titre un important potentiel de repowering. Canada En mai 2022, le Groupe a acquis l’intégralité des intérêts dans le limited partnership Subra LP (en ce inclus 100 % des titres du general partner Subra GP. Equateur Le Groupe a fait l’acquisition en juin 2022 de 100 % des titres de la société Cumandacobuendo SAS qui a été par la suite fusionnée avec la société Ambi Solar SA. Finlande En juillet 2022, le Groupe a fait l’acquisition de 80,1 % des titres de la société PK Lumivaara Oy. Farm‐down Depuis 2021, Neoen procède de manière régulière mais sélective à la cession totale ou majoritaire de projets de son portefeuille sécurisé (farm-down). Cette activité a vocation à être mise en œuvre dans la limite de 20 % de la croissance annuelle brute du portefeuille sécurisé. Dans ce cadre, le Groupe a cédé, le 29 septembre 2022, 95 % des titres qu’elle détenait dans la société Centrale Eolienne Saint‐Sauvant SAS. Cessions Au cours de l’exercice 2022, le Groupe a également été amené à céder certaines participations en raison de considérations financières ou stratégiques (y compris dans le cadre d’accords de co‐investissement conclus par les sociétés du Groupe) : • le Groupe a cédé le 3 janvier 2022 l’intégralité des 75 % qu’il détenait dans la société jamaïcaine Blue Mahoe Energy Company à son co‐actionnaire Rekamniar Capital Limited ; • le Groupe a également cédé le 6 juillet 2022 30 % des titres de la société Delta Stockage SAS à Arec Efficacité Energétique. Liquidations Enfin, dans un souci de simplification de l’organisation juridique et opérationnelle, le Groupe a été amené à dissoudre puis radier la société argentine Atria Solar AMLA et la société salvadorienne Nahualpa Solar AMLA à la fin de l’année 2022. Participations et Joint‐Ventures Pour une présentation des participations détenues par le Groupe, se référer à la section 4.1 ‐ note 3.3 « évolution du périmètre » du présent document. Pour une présentation des joint-ventures constituées par le Groupe, se référer à la section 4.1 ‐ note 3.3 « évolution du périmètre » du présent document.

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE 2 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 106 2.8.2.5 DÉLAIS DE PAIEMENT CLIENTS ET FOURNISSEURS Article D. 441 I.-1° : Factures reçues non réglées à la date de clôture de l’exercice dont le terme est échu 0 jour (indicatif) 1 à 30 jours 31 à 60 jours 61 à 90 jours 91 jours et plus Total (1 jour et plus) (A) Tranches de retard de paiement Nombre de factures concernées 55 10 5 3 17 35 Montant total des factures concernées TTC 11 537 261 963 304 87 862 183 815 421 526 1 656 507 Pourcentage du montant total des achats TTC de l’exercice 17 % 1 % 0 % 0 % 1 % 2 % (B) Factures exclues du (A) relatives à des dettes litigieuses ou non comptabilisées Nombre de factures exclues 0 Montant total des factures exclues 0 (C) Délais de paiement référence utilisés (contractuel ou délai légal - article L. 441-6 ou article L. 443-1 du Code de commerce) Délais de paiement utilisés pour le calcul des retards de paiement 30 jours date de facture Article D. 441 I.-2° : Factures émises non réglées à la date de clôture de l’exercice dont le terme est échu 0 jour (indicatif) 1 à 30 jours 31 à 60 jours 61 à 90 jours 91 jours et plus Total (1 jour et plus) (A) Tranches de retard de paiement Nombre de factures concernées 6 1 0 1 6 8 Montant total des factures concernées TTC 2 968 384 98 149 ‐ 16 198 12 147 756 12 262 103 Pourcentage du montant total des ventes TTC de l’exercice 3 % 0 % 0 % 0 % 12 % 12 % (B) Factures exclues du (A) relatives à des dettes litigieuses ou non comptabilisées Nombre de factures exclues 0 Montant total des factures exclues 0 (C) Délais de paiement référence utilisés (contractuel ou délai légal - article L. 441-6 ou article L. 443-1 du Code de commerce) Délais de paiement utilisés pour le calcul des retards de paiement 30 jours date de facture Les créances à plus de 91 jours s’établissent à 12,1 millions d’euros et correspondent à la facturation par Neoen S.A. du solde de la convention Groupe de développement de la centrale éolienne de Mont de Malan, désormais en exploitation, et dont le règlement est attendu au cours du premier trimestre 2022.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 110 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 3.1 PRINCIPAUX RISQUES AUXQUELS LE GROUPE EST EXPOSÉ Tous les trois ans, les principaux risques auxquels le Groupe est confronté font l’objet d’un processus de cartographie visant à réviser leur classification au regard de l’évolution de l’environnement au sein duquel il évolue. Ainsi, au cours du second semestre 2022, le Groupe a effectué une revue approfondie de cette cartographie des risques et de ses dispositifs de maîtrise dans un contexte général marqué notamment par la sortie de la crise sanitaire, une instabilité géopolitique et macro‐économique forte, tout particulièrement en Europe, un niveau d’inflation élevé, et une forte volatilité des marchés des matières premières. Cette révision a été réalisée en impliquant des représentants de l’ensemble des départements de Neoen, et le Comité exécutif. Au cours du quatrième trimestre 2022, cette cartographie mise à jour, et de manière plus globale l’environnement des risques, ont été analysés par le Comité exécutif et validés par le Comité d’audit. Dans un contexte de tension générale sur le marché de l’emploi dans les principaux pays où opère le Groupe, particulièrement exacerbée pour les compétences clefs mobilisées tout au long de la chaîne de valeur des activités renouvelables, le Groupe a observé deux phénomènes notables au cours de l’année 2022. D’une part, une multiplication des sollicitations adressées par des concurrents ou des acteurs émergents, à des employés clefs du Groupe, et de manière plus générale à des fonctions indispensables à la réalisation de ses projets (développement, construction, et financement notamment). D’autre part, une inflation, sur le marché du travail, des rémunérations proposées aux profils qualifiés recherchés par le Groupe, rendant plus complexes les processus de recrutement sur des fonctions centrales pour la poursuite de sa croissance. Celui‐ci a en conséquence pris la décision, en accord avec le Comité d’audit, de réévaluer à « élevée » la qualification du risque lié la capacité de rétention des collaborateurs clés et à l’embauche et la rétention de nouveaux employés qualifiés. S’agissant des autres risques, il ne semble pas que leur niveau d’importance net se soit accru ou modifié par rapport à la situation antérieure. En conséquence, les principaux risques mentionnés dans le tableau ci‐après sont, à la date du présent document, ceux auxquels le Groupe estime être exposé en raison de son modèle économique et des activités opérées. Ils sont présentés dans un nombre limité de catégories en fonction de leur nature. Leur importance est évaluée en fonction de leur probabilité d’occurrence et de leur impact négatif en cas de réalisation. Au sein de chacune de ces catégories, les risques sont classés par ordre décroissant d’importance. Les risques ont été appréciés en tenant compte des mesures de gestion de risque mises en place au sein du Groupe. Ces risques ou encore d’autres risques non identifiés ou que le Groupe ne juge pas être significatifs pourraient survenir en raison de facteurs externes indépendants de la volonté du Groupe et pourraient éventuellement avoir un effet négatif important sur ses activités, sa situation financière ou ses perspectives de développement. Enfin, la déclaration de performance extra‐financière contient une description des risques extra‐financiers, dont certains sont repris ici dès lors qu’ils ont été jugés significatifs.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 111 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 CATÉGORIE RISQUE IMPACT NET POTENTIEL 1 Risques liés au secteur d’activité Risque lié à la concurrence sur les marchés des énergies renouvelables ÉLEVÉ Risque lié aux variations des prix des composants nécessaires à la production d’équipements renouvelables et de leur maintenance ÉLEVÉ Risque lié au raccordement aux réseaux de distribution ou de transport et à leur utilisation MOYEN Risque de prix sur les marchés de gros de l’électricité MOYEN Risques liés à l’activité et la stratégie du Groupe Risque lié à l’emploi de contractants tiers ÉLEVÉ Risque lié à l’obtention d’accords de financement auprès de différentes sources, en particulier par endettement externe ÉLEVÉ Risque lié à l’expansion du Groupe sur des marchés émergents ÉLEVÉ Risque relatif aux projets en phase de développement et de construction MOYEN Risque lié à la sécurisation préalable de contrats de vente d’électricité MOYEN Risque lié à la résiliation d’un contrat de vente d’électricité ou des défauts ou retards de paiement par les contreparties MOYEN Risque se rapportant à l’entretien et la rénovation des installations de production d’électricité FAIBLE Risques liés à la situation financière du Groupe Risque lié au niveau de levier et au mode de financement du Groupe ÉLEVÉ Risque lié aux clauses spécifiques des contrats de financement (covenants) MOYEN Risque lié à la recouvrabilité des impôts différés actifs MOYEN Risque lié à l’évolution des règles fiscales MOYEN Risque de change MOYEN Risques légaux et réglementaires Risque lié à une évolution défavorable de la réglementation ou des politiques publiques de soutien aux énergies renouvelables MOYEN Risques liés à l’obtention des permis, licences et autorisations nécessaires à l’exercice de ses activités ou à l’implantation de ses installations MOYEN Risque lié à la diminution ou à la remise en cause des prix et tarifs réglementés d’achat d’électricité renouvelable MOYEN Risques environnementaux, sociaux et de gouvernement d’entreprise Risque lié à l’infrastructure informatique ÉLEVÉ Risque lié à la capacité de rétention des collaborateurs clés et à l’embauche et la rétention de nouveaux employés qualifiés ÉLEVÉ Risque lié à l’acceptabilité d’une installation par les populations locales ou à la remise en cause des permis, licences et autorisations postérieurement à leur obtention par le Groupe MOYEN Risque lié aux conditions météorologiques et aux effets du changement climatique MOYEN 1 Les risques ont été appréciés en tenant compte des mesures de gestion de risque mises en place au sein du Groupe. DPEF | Chapitre 5 DPEF | Chapitre 5 DPEF | Chapitre 5 DPEF | Chapitre 5 DPEF | Chapitre 5

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 112 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 3.1.1 RISQUES LIÉS AU SECTEUR D’ACTIVITÉ Risque lié à la concurrence sur les marchés des énergies renouvelables Les marchés de l’énergie solaire et éolienne sont très concurrentiels. Ceci résulte notamment : • de la progression du nombre d’acteurs dans le domaine des énergies renouvelables, compte tenu de ses perspectives de croissance fortes associées notamment aux ambitions internationales en matière de réduction des émissions mondiales de gaz à effet de serre, ainsi qu’à la volonté d’un nombre croissant d’États d’améliorer leur indépendance énergétique ; • d’une tendance historique de long terme à la baisse des coûts des panneaux photovoltaïques ou des turbines éoliennes, des autres composants du système ainsi que des coûts de construction, de maintenance, du capital et autres coûts (bien que la reprise économique post COVID‐19, et une augmentation récente et forte de l’inflation au niveau mondial, l’aient temporairement suspendue) ; • du niveau actuel des prix de l’électricité, très supérieurs à leurs tendances historiques, sous l’effet d’une augmentation forte des prix des combustibles fossiles et notamment du gaz, tout particulièrement en Europe dans un contexte de crise énergétique associée au conflit russo‐ukrainien, qui rend les énergies renouvelables particulièrement compétitives, et crée ainsi un environnement de marché propice à des acteurs de toutes tailles ; ou encore • des évolutions technologiques rapides affectant le secteur amenant certains acteurs à envisager des durées de vie de leurs actifs supérieures à celles retenues par le Groupe. Tous ces éléments sont susceptibles d’accentuer la difficulté pour le Groupe à remporter des appels d’offres, ou à conclure des contrats de vente d’électricité avec des contreparties à des prix garantissant les rendements souhaités. Cette concurrence avait contribué historiquement à créer une tendance baissière des prix proposés dans le cadre des procédures d’appels d’offres, conduisant ainsi à des niveaux de prix de plus en plus faibles observés sur des procédures concurrentielles, tel que par exemple l’appel d’offres gouvernemental qui avait eu lieu au Portugal en août 2020. La conjugaison d’une augmentation des coûts des panneaux photovoltaïques, des turbines éoliennes, et des installations de stockage, dans un contexte général d’inflation au niveau mondial depuis le début de l’année 2022, et d’une remontée rapide des taux d’intérêts, particulièrement marquée au cours du deuxième semestre 2022, a mis fin à cette tendance. Si cela a bien entraîné un rebond matériel des prix proposés dans le cadre des procédures d’appels d’offres ou des processus compétitifs de mise en concurrence, il est possible que ceux‐ci ne soient pas toujours suffisants, compte tenu du contexte fortement concurrentiel actuellement, pour couvrir pleinement les augmentations de coûts affectant les projets éoliens, solaires et de stockage développés par le Groupe. En outre, il est possible que les prix résultant des processus concurrentiels reprennent leur tendance baissière. Par ailleurs, sur chacun des marchés dans lesquels il opère, le Groupe fait face à la concurrence d’acteurs locaux ainsi que des acteurs globaux, dont beaucoup bénéficient d’une grande expérience (tant sur le plan domestique que sur le plan international) dans le développement et l’opération d’installations de production d’électricité, et de ressources financières qui peuvent être supérieures à celles du Groupe. Parmi les concurrents du Groupe figurent des entreprises dont les actionnaires significatifs de la Société détiennent ou pourraient détenir une participation au capital, ce qui est susceptible d’engendrer des conflits d’intérêts potentiels. En fonction des règles applicables aux appels d’offres, notamment, gouvernementaux, lorsque des concurrents sont considérés sous contrôle commun avec la Société, le Groupe pourrait être confronté à des restrictions à sa participation à de tels appels d’offres. Si le Groupe n’a pas été confronté à de telles restrictions de manière significative à ce jour, ce type de situation a vocation à être examiné dans le cadre des mécanismes de gestion des conflits d’intérêts mis en place par la Société, à travers notamment la nomination d’un administrateur référent depuis avril 2019, dont le rôle inclut la gestion de situations de conflit d’intérêts portées à sa connaissance par les membres du Conseil. En outre, le secteur des énergies renouvelables a été marqué ces dernières années par une tendance à la consolidation, notamment par l’arrivée sur le marché de groupes énergétiques internationaux. Des entreprises énergétiques de premier plan, telles que Total, Iberdrola ou encore RWE, ont renforcé leurs positions sur le marché des énergies renouvelables par des acquisitions de développeurs et producteurs indépendants d’électricité solaire ou éolienne et se diversifient de manière croissante (avec des budgets de plus en plus conséquents) dans le domaine de l’énergie renouvelable. Enfin, d’autres concurrents ont cherché à augmenter leurs parts de marché à travers des opérations de fusions et rapprochements d’entreprises, tandis que des fonds d’investissement ont procédé à l’achat de développeurs et de producteurs indépendants d’énergie renouvelable, qui ont donné naissance à des acteurs plus importants, possédant des ressources financières significatives, qui dépassent celles du Groupe dans de nombreux cas. Dispositif de maîtrise En favorisant le développement de ses projets en interne, avec des équipes pleinement au fait des contextes locaux, le Groupe tend à optimiser leur coût de développement et à contribuer à la sélection des sites et des options technologiques les plus pertinentes. Ceci lui permet de pouvoir être compétitif par rapport à une concurrence qui peut être amenée à privilégier les acquisitions. Le Groupe a aussi engagé une initiative d’amélioration continue de ses processus d’opération et maintenance, dans le but d’améliorer ses coûts de production et d’accroitre sa compétitivité dans les développements à venir. Par ailleurs, le Groupe s’est fixé des objectifs de taux de retour sur investissements (taux de rentabilité interne (TRI)) calculés sur un horizon de 30 ans s’élevant à 7,5 % (+/‐ 150 points de base) pour l’Europe, 8,5 % (+/‐ 150 points de base) pour l’Australie et pour les autres pays de l’OCDE (hors Europe), et supérieurs à 10 % (low double digit) dans les pays non‐membres de l’OCDE. Dans le cadre d’un premier projet dans un nouveau pays, ou du recours à une nouvelle technologie dans un pays où le Groupe est déjà présent, celui‐ci peut néanmoins exceptionnellement, et sous réserve

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 113 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 d’une approbation préalable par son Conseil d’administration, être amené à viser des TRI inférieurs à ces TRI cibles, compte tenu notamment des niveaux de contingences supérieurs associés à ces types de projets. Dans ces cas spécifiques, le Groupe se fixe pour objectif un niveau de TRI plancher de 5 %. Le respect de ces TRI, validés par son Conseil d’administration, est suivi de manière constante lors des différentes phases d’un projet, de son développement jusqu’à la finalisation de sa construction. La présence du Groupe sur plusieurs marchés lui permet aussi de suivre au plus près les optimisations mises en œuvre par les différents acteurs de l’industrie (par rapport à des acteurs locaux). Sa stratégie long terme qui repose sur un principe de détention majoritaire de ses actifs sur leur durée d’exploitation, à l’exclusion des projets et actifs du portefeuille sécurisé cédés dans le cadre de son activité de farm-down 2 , lui donne aussi un avantage dans la négociation de PPAs avec des acteurs privés. Enfin, le Groupe a fait le choix de développer des formes de contractualisation innovantes pour certains de ses actifs, visant à lui permettre de se différencier de ses concurrents. Ainsi, il a conclu au cours du deuxième trimestre 2022 un contrat de batterie virtuelle d’une durée de 7 ans portant sur une puissance de 70 MW en Nouvelle‐Galles du Sud. Celui‐ci permet à sa contrepartie, AGL Energy, de couvrir la consommation de ses clients en chargeant et déchargeant virtuellement une batterie, à son gré, via une solution ultra‐flexible conçue par le Groupe. Il a aussi signé, au quatrième trimestre 2022, un contrat de fourniture d’électricité en continu (baseload contract) de 70 MW avec BHP en Australie, fournissant de l’énergie 24h/24 et 7j/7 en s’appuyant à la fois sur un parc éolien et une batterie, combinés à son expertise en energy management. Impact net du risque : Elevé. Risque lié aux variations de prix des composants nécessaires à la production d’équipements renouvelables et de leur maintenance Les prix des éoliennes, des panneaux photovoltaïques, des installations de stockage ou des autres composants du système (composants BOS ou BOP) et les coûts de transport de ces équipements ont augmenté très sensiblement depuis le premier trimestre 2021, dans un contexte d’inflation générale au niveau mondial qui s’est accélérée au cours de l’année 2022. Cette augmentation a aussi affecté les coûts d’opération et de maintenance, qui pour les projets en exploitation, sont très majoritairement soumis à des mécanismes d’indexation généralement basés sur l’inflation. Dans ce contexte, lors de son Capital Markets Day du 1 er mars 2023, le Groupe a annoncé une augmentation du total des dépenses d’investissements pour la période 2021‐2025 d’un montant de 900,0 millions d’euros, provenant à hauteur de 750,0 millions d’euros de la hausse des coûts d’investissement dans les projets solaires, éoliens et de stockage (se reporter aux paragraphes 2.5.6 « sources de financement attendus pour les investissements futurs » et 2.5.8.4 « principaux investissements envisagés » du présent document). Les prix évoqués ci‐avant sont par ailleurs susceptibles de continuer à fluctuer à l’avenir en raison de nombreux facteurs qui échappent au contrôle du Groupe, tels que : 2 Cession totale ou majoritaire, de projets du portefeuille sécurisé (farm-down), dans la limite de 20 % du volume des projets remportés chaque année. Ces opérations de farm-down permettent de renforcer la capacité financière du Groupe et donc de contribuer au financement de la construction de nouveaux actifs. • l’impact de la sortie de la crise sanitaire résultant du COVID‐19 et ses récents développements en Chine (situation de lock down prolongée dans plusieurs grands bassins de production, puis levée rapide des restrictions) ; • l’évolution du conflit russo‐ukrainien et ses conséquences sur le niveau des prix de l’énergie nécessaires à la fabrication des équipements renouvelables, tout particulièrement en Europe ; • les variations du prix des matières premières nécessaires à la production des équipements d’installations d’énergies renouvelables (polysilicium, acier, lithium, cobalt, etc.) ; • l’indisponibilité de certains composants (du fait d’une demande mondiale dépassant actuellement l’offre disponible) susceptible d’entraîner des retards en phase de construction. Ceci est le cas en particulier pour le lithium utilisé à la fois dans les batteries des véhicules électriques et les installations de stockage dédiées, dont le marché continue de se développer à un rythme excédent celui d’ouverture de nouvelles mines ; • la rupture temporaire des chaînes logistiques affectant le rythme de production et de livraison des composants nécessaires à la construction des équipements utilisés par les installations de production d’énergie renouvelable ; • les déséquilibres des chaines d’approvisionnement qui affectent le marché du fret international ; • l’évolution des taux de change et notamment du dollar américain vis‐à‐vis de l’euro et du dollar australien, devises dans lesquelles est réalisée une part très substantielle des investissements du Groupe ; • la concentration croissante observée sur certains segments de la chaîne de valeur, limitant le choix des contractants possibles, tout particulièrement en matière de production du polysilicium, qui représente une part importante du coût de fabrication des panneaux photovoltaïques, ou encore de turbines éoliennes sur certains marchés locaux, dont l’Australie, désormais en situation de duopole de fait ; • les pertes accumulées par la plupart des fournisseurs de turbines qui les conduisent à augmenter significativement les prix proposés pour les nouveaux projets de production d’énergie éolienne ; • les mesures anti‐dumping visant les fabricants de panneaux chinois ou l’adoption de toute autre mesure commerciale ou de régime de sanction entre gouvernements visant des matériaux ou des fournisseurs clés des installations ; • l’évolution des indices généraux des prix et des salaires dans les pays où opère le Groupe. Ces facteurs pourraient continuer à faire augmenter les coûts d’approvisionnement du Groupe (en particulier le coût des panneaux photovoltaïques, le coût des éoliennes, le coût des batteries, qui représentent le principal composant des installations de stockage, ou encore les coûts de transport international), ainsi que ses coûts d’opération et de maintenance, ce qui pourrait réduire la valeur des projets, en rendre certains non viables ou imposer au Groupe de décaler leur calendrier de réalisation, chacune de ces circonstances pouvant avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 114 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Dispositif de maîtrise Les contractants EPC (Engineering Procurement Construc- tion) sont systématiquement choisis dans le cadre d’un processus d’appel d’offres compétitif avec au minimum, et sauf exception associée à des spécificités propres à certains marchés locaux, trois EPC de premier rang. Les évolutions des coûts des matériaux (polysilicium, lithium, acier, cuivre, cobalt, aluminium, argent) sont suivies mensuellement avec le support de plateformes reconnues de recherche et d’ex‐ ploitation de données issues des marchés internationaux, et ce, pour les principaux composants critiques. L’équipe achats sécurise, suivant l’importance des projets, le prix, la classe de puissance et la capacité des modules photovoltaïques au travers de contrats cadres pour éviter que le Groupe soit soumis à une volatilité trop forte des prix (impact de la demande fluctuante du marché chinois et des barrières anti‐dumping US notamment). Elle procède de manière continue, pour l’ensemble des technologies, à l’élargissement et au renouvellement de sa base de fournisseurs stratégiques pour éviter autant que possible les situations d’abus de position dominante ou de source unique pour les composants critiques des chaînes d’approvisionnement correspondantes. Le modèle de contrat intégré (EPC Full Wrap), privilégié par le Groupe, laisse par ailleurs une part notable de l’impact des évolutions potentielles des coûts des composants à la contrepartie EPC, à l’exception d’un nombre réduit de coûts portant sur des composants critiques, qui peuvent être indexés (pour des périodes de temps limitées) sur les cours de certaines matières premières (lithium, acier) ou des indices de coûts de transport. En outre, le Groupe ne confirme la commande à ses fournisseurs (Notice to Proceed), l’engageant définitivement, que lorsqu’il dispose de suffisamment de visibilité quant à sa capacité à réaliser ses projets dans des conditions de rentabilité satisfaisantes au regard de ses cibles de retour sur investissement. Il intègre par ailleurs systématiquement, pour chaque projet, des contingences dans ses budgets d’investissement afin de pouvoir absorber tout ou a minima une partie de l’impact de la variation des prix des composants et équipements auxquels il est susceptible de faire face. Pour couvrir l’évolution des coûts des prestations d’opéra‐ tions et de maintenance réalisées par des tiers, qui sont gé‐ néralement soumises à des mécanismes d’indexation basés sur l’inflation, le Groupe tend à privilégier dans les contrats de vente d’électricité qu’il conclut, une indexation, au moins par‐ tielle des prix de vente sur l’inflation. Ainsi à fin 2022, 72 % sur l’amendement des contrats de vente d’électricité du Groupe étaient partiellement ou totalement indexés sur l’inflation. Impact net du risque : Elevé. Risque lié au raccordement aux réseaux de distribution ou de transport et à leur utilisation Afin de vendre l’électricité produite par les installations qu’il exploite, le Groupe doit obtenir le raccordement de ces installations aux réseaux publics de distribution ou de transport d’électricité. Ainsi, la possibilité d’implanter un site de production à un endroit déterminé dépend fortement des possibilités de raccordement de l’installation aux réseaux de distribution et/ou de transport. Les réseaux électriques permettant un transport d’électricité limité, le Groupe ne peut pas garantir qu’il obtiendra les raccordements réseaux suffisants, dans les délais et coûts envisagés, pour l’implantation de ses futures centrales. Cela peut conduire à un retard important dans la mise en production des projets (comme cela a été le cas au Mexique et en Australie par exemple) et à une perte de revenu difficilement recouvrable auprès du constructeur du projet (EPC) ou au besoin de mettre en œuvre des équipements supplémentaires, à la demande du gestionnaire de réseau. Par ailleurs, la capacité insuffisante du réseau, du fait de sa congestion, d’une surproduction des installations raccordées ou de variations excessives des prix de marché de l’électricité (en cas de situation de prix négatifs notamment), pourrait porter une atteinte significative aux projets du Groupe et entraîner la réduction de la taille des projets, des retards dans leur réalisation, l’annulation de projets, une augmentation des coûts en raison de la mise à niveau du réseau, et l’appel potentiel au titre des garanties que le Groupe a constituées auprès du gestionnaire du réseau dans le cadre du raccordement d’un projet donné. Ainsi le déséquilibre temporaire entre l’offre d’énergie renouvelable et la demande sur certains marchés peut conduire à des périodes de prix négatifs conduisant à l’arrêt temporaire de la production, dans le cas où les PPAs ne prévoient pas de mécanismes de protection adéquats, ou à un écrêtement partiel ou total imposé par l’opérateur en cas de déséquilibre important. En Australie, la pénétration rapide de l’autoproduction (installations de panneaux solaires sur les toits des maisons individuelles) entre ainsi de plus en plus fréquemment en compétition avec la production de gros dans l’état de Nouvelle‐ Galles du Sud et dans celui de Victoria par exemple. Des limitations techniques pourraient également conduire le gestionnaire du réseau à demander au Groupe un écrêtage de la génération électrique pour l’approvisionnement du réseau en deçà des capacités des centrales (grid curtailment). Dans l’État de South Australia ou encore dans l’État de Victoria, les insuffisances du réseau en termes de capacité ont conduit l’opérateur à limiter régulièrement l’injection d’énergie éolienne dans le réseau en fonction du nombre de centrales électriques au gaz en opération au même moment. Cela implique un curtailment partiel, donc une perte de revenus. Un autre phénomène en Australie est le coefficient MLF (marginal loss factors) : le revenu des producteurs d’électricité est impacté par le MLF en fonction des pertes estimées sur le réseau. La multiplication des centrales renouvelables ces dernières années a augmenté les pertes et donc réduit ce coefficient. Ces effets impactent la rentabilité des actifs.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 115 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Enfin, dans certains marchés et notamment en Australie, le Groupe (comme d’autres producteurs) est tenu de contribuer à la rémunération des producteurs d’énergie qui fournissent un service de stabilisation du réseau électrique (services de réserves primaires en Australie : FCAS ou frequency control ancillary services). Le montant de ces contributions FCAS ainsi que les commissions reçues par le Groupe au titre de ses services FCAS pour les exercices clos les 31 décembre 2021 et 2022 sont détaillés dans le tableau ci‐dessous : (En dollars australiens) 31.12.2022 31.12.2021 Revenus FCAS 47 151 239 27 245 844 Contributions FCAS (5 866 549) (3 139 123) SOLDE 41 284 690 24 106 721 Le montant de ces contributions FCAS est imprévisible, peut se révéler significatif et pourrait être supérieur aux hypothèses prises dans les modèles financiers et ne pas être compensé par des revenus équivalents reçus par le Groupe en tant que fournisseur de ces services FCAS à travers ses dispositifs de stockage. Le cas échéant, cela aurait une incidence défavorable potentiellement significative sur les taux de rentabilité interne des projets concernés. Dispositif de maîtrise Pour chacun de ses projets en Australie, le Groupe établit des modèles financiers prenant en compte des prévisions de grid curtailment et de MLF sur la base de scénarios établis par des experts indépendants et considérés comme probables à la date du closing financier. Il travaille par ailleurs continuellement à une amélioration de sa capacité de prévision de production opérationnelle communiquée aux gestionnaires de réseau. Au vu des récentes évolutions sur le réseau en Australie, le Groupe porte une attention particulière, lors du choix des sites, à la robustesse du réseau, et aux investissements complémentaires qui pourraient être nécessaires dans le cadre de la réalisation de ses projets, afin de limiter les risques en phase d’opération. En Australie, le Groupe a par ailleurs développé la capacité de certains actifs (fermes éoliennes en particulier) à participer au marché de la régulation en devenant fournisseur de services de contrôle de fréquence (FCAS). Enfin, la mise en œuvre de dispositifs de stockage d’énergie par le Groupe a aussi apporté une réponse partielle aux risques posés par l’écrêtage. Impact net du risque : Moyen. Risque de prix sur les marchés de gros de l’électricité En 2022, les revenus de marché se sont élevés à 171,5 millions d’euros, soit 34 % du chiffre d’affaires total du Groupe. En excluant le chiffre d’affaires associé aux installations de stockage dédiées, ces revenus de marché ont représenté en 2022, 24 % 3 du chiffre d’affaires total du Groupe. La politique actuelle du Groupe est toujours de maintenir une exposition au prix de 3 Ce pourcentage reflète notamment le chiffre d’affaires early generation enregistré par le parc de Mutkalampi en Finlande. marché en‐dessous du seuil de 20 % de sa capacité installée, hors installations de stockage dédiées, directement raccordées aux réseaux. Ce seuil exclut les actifs vendant leur production sur les marchés spot préalablement à l’entrée en vigueur de leur PPA (phase dite d’early generation). Ainsi, à fin 2022, 16 % de la capacité installée du Groupe, hors installations de stockage dédiées, était exposée aux prix de marché. Ainsi, le Groupe est exposé au risque de prix sur les marchés de gros de l’électricité (marché spot), y compris les prix des certificats verts ou tout autre instrument similaire spécifique d’un marché donné (par exemple, les large-scale generation certificates ou LGCs en Australie, ou les CELs, Certificados de Energías Limpias, au Mexique), sur lesquels il vend une partie de l’électricité produite par ses installations. Une baisse des prix de marchés supérieure à 20 % a ainsi été observée en Australie au pic de l’épidémie de COVID‐19, affectant les centrales exposées pour une partie de leur production à la volatilité des prix sur les marchés de gros. De par son caractère ponctuel, cette baisse n’a pas eu d’impact significatif au niveau consolidé. A l’inverse, une hausse très importante des prix de marché a été observée en Europe, et dans une moindre mesure en Australie, en 2022, sous l’effet d’une augmentation générale du prix des commodités, et notamment du gaz au niveau mondial, et, pour l’Europe spécifiquement, des conséquences du conflit russo‐ukrainien sur les conditions d’approvisionnement en énergie. Cette hausse a bénéficié aux centrales dont la production n’avait pas été intégralement vendue dans le cadre de PPA de longue durée. Dans le cas spécifique des centrales ayant une exposition aux prix de marché en Europe, cet impact positif a été limité par les dispositifs réglementaires mis en place par certains États, visant à imposer, conformément aux recommandations de l’Union Européenne, un cap aux prix de marché de l’électricité captés par les actifs de production d’électricité opérant à coûts majoritairement fixes, dont les actifs renouvelables. De manière générale, une baisse sensible et prolongée des prix de marchés par rapport à leur niveau actuel, pourrait avoir un impact significatif, soit en termes de réduction de revenus, soit de compétitivité ou de perspectives de rentabilité de certains projets, soit de capacité du Groupe à financer ses projets en ayant recours à des financements de projets dédiés, assis notamment sur les perspectives long terme des prix de l’électricité. Les prix de gros de l’électricité, qui ont connu une diminution sensible au pic de l’épidémie de COVID‐19 avant de rebondir de manière extrêmement forte, tout particulièrement en Europe sous l’effet de la reprise économique mondiale faisant suite à la crise COVID‐19 et des conséquences sur l’approvisionnement en énergie du conflit russo‐ukrainien, présentent actuellement une très forte volatilité, sont très spécifiques à un marché donné et dépendent de nombreux facteurs, tels que : • le niveau de la demande ; • le prix des combustibles fossiles ; • l’heure, la disponibilité et le coût de production de la capacité disponible pour répondre à la demande ; et • la structure des marchés de gros (ordre dans lequel la capacité de production est répartie, facteurs affectant le volume d’électricité pouvant être transporté par les infrastructures disponibles à des points et moments donnés).

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 116 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Les prix auxquels l’électricité produite par le Groupe peut être vendue sur le marché de gros dépendent en partie du coût relatif, de l’efficacité et des investissements nécessaires pour le développement et l’exploitation des sources d’énergies conventionnelles (telles que le pétrole, le charbon, le gaz naturel ou l’énergie nucléaire) et renouvelables, telles que celles exploitées par le Groupe. Ainsi, une baisse des coûts des autres sources d’électricité, comme les combustibles fossiles, pourrait entraîner une diminution du prix de gros de l’électricité. De nouvelles capacités de production d’électricité pourraient également entraîner une diminution du prix de gros de l’électricité, voire rendre les prix négatifs par moment. Des évolutions réglementaires plus importantes du marché de l’électricité pourraient également avoir un impact sur les prix de l’électricité (se reporter au paragraphe 3.1.4 du présent document). Compte tenu de l’intermittence des ressources solaires et éoliennes (et en l’absence d’installations de stockage d’énergie à proximité des sites), le Groupe peut rencontrer des difficultés à capitaliser sur les périodes pendant lesquelles la demande est la plus élevée sur les marchés de gros, lorsque ces périodes interviennent à des moments où les conditions d’ensoleillement ou la vitesse du vent ne permettent pas une production d’électricité suffisante. Par ailleurs, sur les marchés du Groupe disposant d’une capacité de production d’énergie photovoltaïque importante, l’augmentation simultanée de l’approvisionnement en électricité pendant les périodes de forte disponibilité des ressources solaires peut entraîner une baisse des prix du marché, voire rendre les prix négatifs par moment comme cela a été observé, de manière temporaire, mais de plus en plus fréquente, dans certains états australiens au cours des deux dernières années, en raison notamment du taux de pénétration important de l’autoproduction solaire. Ce type de situation a aussi été observé ponctuellement dans les marchés où le taux de pénétration des capacités de production d’énergie éolienne est important, tels que les marchés nordiques. Cette corrélation entre des prix bas et le profil de production renouvelable a tendance, de manière générale, à s’accentuer au fur et à mesure que la pénétration des énergies renouvelables augmente. Une centrale, qui vend tout ou partie de son électricité sur le marché de gros, aura généralement une source de revenus moins prévisible que les centrales pour lesquelles un contrat de vente d’électricité, couvrant l’intégralité de la production de l’installation, a été conclu. La plus grande volatilité des revenus d’une centrale exposée aux prix de marché réduit aussi le pourcentage du financement d’un projet par endettement et est susceptible d’affecter sa capacité à respecter ses covenants financiers en matière de couverture du service de la dette par ses liquidités disponibles. En contrepartie, les prix de marché sont, en moyenne, et hors situations spécifiques telles que celle observée au pic de l’épidémie de COVID‐19, nettement supérieurs aux prix contractés sur longue durée. Ils répondent à une logique de valeur (équilibre offre‐demande) et non pas à une logique de coût qui prévaut dans les contrats de vente. Ils contribuent donc à générer des revenus plus élevés bien que plus volatiles. Enfin, le Groupe génère des produits à partir de la vente de certificats d’énergie renouvelable ou encore certificats verts (LGCs en Australie et CELs au Mexique ou GOOs en Europe) qu’il obtient en produisant de l’électricité dans le cadre de ses centrales éoliennes et photovoltaïques. Il vend ensuite ces certificats soit dans le cadre de forfaits groupés avec l’électricité produite au titre d’un contrat de vente d’électricité, soit lors de ventes de gré à gré sur le marché via des brokers ou directement à des distributeurs, soit au titre de contrats de vente de certificats. Dans ces derniers cas, le Groupe est exposé au risque de diminution ou de volatilité des prix des certificats sur les marchés. En 2022, les revenus liés à la vente de certificats verts se sont élevés à 45,6 millions d’euros, très majoritairement dans le cadre de vente d’énergies sous contrats, soit 9 % du chiffre d’affaires total du Groupe. Une baisse du prix de marché de l’électricité ou des certificats pourrait avoir une incidence défavorable sur l’attractivité financière des nouveaux projets et la rentabilité des installations du Groupe. L’impact sur les résultats d’exploitation et la situation financière du Groupe pourrait être significatif, selon l’étendue de l’exposition de marché de son portefeuille. Dispositif de maîtrise La maîtrise du risque de marché s’applique à plusieurs étapes des projets et repose sur les bases suivantes : • analyse et mesures ex ante : Neoen s’appuie sur des analyses de marché externes pour les scenarios de prix à moyen et long terme. Ces analyses sont produites par des sociétés spécialisées qui construisent des modèles élaborés d’évolution des marchés. Elles permettent de définir un scenario central ainsi que des scenarios alternatifs qui permettent de tester la résistance des revenus des projets et leur capacité à respecter leurs covenants financiers face à des situations plus inattendues. Dans certains cas, le Groupe développe lui‐même certains scenarios alternatifs pour tester ses modèles ; • couverture du risque de marché : sur les marchés où les centrales sont en phase de production et exposées au risque de prix sur les marchés de gros (comme en Australie), le Groupe dédie des équipes à l’analyse fine des risques de marché sur des durées plus courtes (de quelques mois à quelques années). Ces équipes développent des stratégies de couverture du risque sur les marchés à terme, qui sont validées par un comité regroupant les équipes de direction. Les premières applications pratiques s’appliquent aux certificats LGCs en Australie, ainsi qu’à une partie de la fraction non contractée à court terme de l’énergie produite par des centrales solaires et éoliennes bénéficiant d’une exposition marché en Europe et en Australie. Le Groupe a par ailleurs vocation à terme à étendre sa politique de couverture du risque de marché aux CELs au Mexique ; • gestion opérationnelle des actifs de production : pour les actifs en production, si le risque de prix négatifs existe, des équipes sont affectées au suivi de la production en temps réel. L’Australie dispose par exemple d’un centre de contrôle opérationnel qui fonctionne sept jours sur sept, vingt‐quatre heures sur vingt‐quatre. Les opérateurs suivent les prix du marché spot et la production en parallèle. En cas de nécessité, ils peuvent modifier le niveau de production, voire stopper complètement la production en cas de prix négatifs ; • contribution active à la régulation en temps réel de la fréquence du réseau grâce à la fourniture de différents types de services de réserve ou de régulation de fréquence aux opérateurs du marché, en Australie par exemple, en particulier à l’aide des installations de stockage, qui offrent des

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 117 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 caractéristiques uniques de montée en charge très rapides que les technologies classiques ne sont pas à même d’offrir (centrales à gaz par exemple) ; • complémentarité des actifs : le risque de marché, peut être aussi géré grâce à d’autres actifs comme les installations de stockage. Les installations de stockage permettent de tirer avantage de la volatilité des marchés avec une faible exposition aux hausses ou baisses structurelles de prix. Les installations de stockage protègent efficacement les revenus contre les déformations intra journalières des prix, notamment les prix négatifs. Le Groupe a acquis une grande expérience d’opération d’installations de stockage. Impact net du risque : Moyen. 3.1.2 RISQUES LIÉS À L’ACTIVITÉ ET LA STRATÉGIE DU GROUPE Risque lié à l’emploi de contractants tiers Le Groupe fait appel à divers prestataires pour la construction de ses projets, pour les prestations d’opération et de maintenance (O&M) ainsi que pour certains aspects du développement de projet, tels que les études techniques et environnementales. Si les prestataires du Groupe (ou leurs sous‐traitants) ne remplissent pas leurs obligations contractuelles, fournissent des prestations qui ne respectent pas les standards de qualité du Groupe, rencontrent des difficultés financières ou ne se conforment pas aux lois et règlements en vigueur notamment relatifs au respect des règles en matière de santé, sécurité, environnement et responsabilité sociale, le Groupe pourrait subir des atteintes à sa réputation, en plus d’être exposé à des risques de sanctions pénales ou de responsabilité civile significatifs. La capacité du Groupe à obtenir des indemnités de ses sous‐traitants peut être limitée par leur solvabilité financière ou des limitations contractuelles de responsabilité et les garanties consenties par ces sous‐traitants ou leurs sociétés affiliées peuvent ne pas couvrir intégralement les pertes subies par le Groupe. En particulier, des retards de mise en service peuvent significativement impacter les résultats du Groupe de l’année en cours, dès lors que leurs conséquences financières dépassent le montant des garanties d’exécution de leurs obligations fournies par les EPC dans le cadre contractuel, et couvrant notamment le risque de retard. Au‐delà d’une certaine date, les contrats de vente d’électricité peuvent aussi impliquer des pénalités de retard pour le Groupe ou être résiliés en raison de leurs dates limites strictes pour la mise en service des centrales. Par ailleurs, les contractants du Groupe, notamment dans le cadre de l’exécution de contrats EPC, peuvent être amenés à formuler des réclamations portant sur des surcoûts de construction, susceptibles de renchérir l’investissement prévu initialement et ainsi d’affecter les hypothèses de rentabilité prévues. Ils peuvent aussi refuser d’acquitter des indemnités visant à compenser les pertes de revenus associées à un retard de démarrage de production d’une centrale (Liquidated Damages), dans le cas notamment de situations pouvant relever de la force majeure au sens contractuel. En cas de désaccord quant aux responsabilités inhérentes à la prise en charge de ces surcoûts de construction ou de refus de paiement des pénalités de retard, au regard des stipulations contractuelles, le Groupe peut être amené à faire face à des procédures de résolution amiable, résolution par un Groupe d’expert (dispute adjudication board), d’arbitrage, ou encore des contentieux judiciaires. Ceux‐ci sont susceptibles de déboucher sur des jugements entraînant la prise en charge par les filiales du Groupe, de coûts de construction complémentaires dépassant le budget contractuellement prévu ou l’impossibilité de recouvrer les indemnités de retard, affectant ainsi potentiellement le montant des investissements en capex, le cash-flow de l’actif concerné à travers des pertes de revenus non compensées, et en conséquence le retour sur investissement. Ainsi, en Argentine, les contractants EPC du Groupe sur la centrale Altiplano 200, qui a commencé à produire de l’électricité à l’automne 2021, ont déposé, fin décembre 2021, une demande d’arbitrage qui a été notifiée à Neoen début 2022, et qui s’est traduite par le lancement d’une procédure d’arbitrage, toujours en cours actuellement. Celle‐ci porte à la fois sur (i) la contestation du droit de Neoen à l’application dès 2020, conformément aux stipulations contractuelles, des indemnités de retard visant à compenser les pertes de revenus associées à un retard de démarrage de production de la centrale solaire par rapport au calendrier contractuel (Liquidated Damages), et qu’ils contestent, ainsi que sur (ii) des surcoûts de construction qu’ils auraient encourus, dont ils considèrent que le Groupe serait redevable, ce que le Groupe conteste. Les procédures judiciaires et d’arbitrage sont détaillées dans la section 2.6 du présent document. Enfin, le Groupe peut voir sa capacité à transférer certains risques d’exécution à ses contractants industriels réduite par rapport à ses souhaits ou sa pratique historique. Bien que le Groupe ne dépende pas d’un unique fournisseur en ce qui concerne les produits et services essentiels, dans certains cas et en fonction des géographies, le nombre de fournisseurs potentiels qui seraient acceptables aux prêteurs peut être limité, voire très limité s’agissant de l’éolien, de sorte que le retrait d’un acteur important peut affecter la disponibilité, la tarification ou les garanties relatives aux produits ou services concernés. La croissance de l’industrie des énergies renouvelables, la concurrence intense et les exigences contractuelles strictes du Groupe peuvent limiter la disponibilité d’un nombre suffisant de prestataires EPC afin d’assurer des soumissions à des appels d’offres, ou des offres dans le cadre de négociations bilatérales, qui soient efficaces, à des prix et conditions conformes aux attentes du Groupe. Dispositif de maîtrise Le Groupe contractualise avec des fournisseurs Tier 1, et dans la mesure des possibilités offertes par le marché local ou de sa compétitivité, dans un format de contrat essentiellement « clés en mains », les contrats faisant l’objet d’un allotissement demeurant à ce jour minoritaires au sein du portefeuille de contrats de construction du Groupe. La négociation de ces contrats est effectuée par des équipes dédiées et expérimentées, constituées de professionnels des départements achats et juridiques du Groupe, assistés en fonction des besoins d’experts techniques et d’avocats. Les obligations des contractants en matière de santé, de sécurité, d’environnement, de responsabilité sociale (Heath, Safety, Environment and Social ou HSES), ou encore de conformité, font systématiquement l’objet de clauses spécifiques et conformes aux meilleures pratiques du secteur dans les contrats conclus par le Groupe.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 118 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Le suivi de l’exécution des contrats est quant à lui assuré par une équipe construction dédiée et expérimentée, appuyée par des consultants et des experts techniques de premier plan, en phase de construction, et par une équipe exploitation, elle aussi dédiée et expérimentée en phase d’opération et de maintenance. En cas de désaccords quant à l’exécution de ses contrats, le Groupe, peut être amené à faire appel aux services de cabinets d’avocats de premier plan, spécialisés dans ces problématiques. Le Groupe ne conclut généralement pas de contrats‐cadres avec ses EPC et leur sélection se fait projet par projet sur des critères stricts de compétitivité (HSES, qualité, coûts et délais). Il peut néanmoins être amené à signer des accords‐cadres avec certains de ses fournisseurs de composants critiques (modules photovoltaïques ou batteries par exemple). Par ailleurs, les acteurs EPC fournissent au Groupe des garanties d’exécution de leurs obligations au titre des contrats, couvrant notamment le risque de retard en phase de construction ou celui de performance des centrales en phase d’exploitation, dans des limites négociées contractuellement, lesdites garanties étant généralement portées par des établissements financiers de premier rang. Le Groupe porte une grande attention au renouvellement de ces garanties reçues à échéance. Par ailleurs, le Groupe porte une attention particulière à ce que les prestataires auxquels il fait appel œuvrent dans le respect des droits humains, et a initié à ce titre une démarche spécifique reposant sur la mise en œuvre de mesures adaptées (voir paragraphe 5.3.2 « s’approvisionner de manière responsable » du Chapitre 5). Impact net du risque : Elevé. Risque lié à l’obtention d’accords de financement auprès de différentes sources, en particulier par endettement externe Le développement et la construction par le Groupe des installations photovoltaïques et des parcs éoliens, complétés, dans certains cas, par des installations de stockage d’énergie, sont des activités consommatrices de capitaux et nécessitent des financements significatifs, principalement par recours aux fonds propres et par endettement externe. Ces financements externes couvrent en général 50 % à 90 % des coûts du projet pour les projets dans des pays de l’OCDE et entre 50 % et 70 % pour les projets hors pays de l’OCDE. Pour les projets bénéficiant de contrat de vente d’électricité d’une durée limitée et ayant une forte exposition aux prix de marché, la couverture des coûts par ces financements externes peut descendre à 35 % ‐ 40 %. Dans certains cas, en nombre limité, le Groupe peut être amené à décider de lancer la construction d’une centrale éolienne ou photovoltaïque ou d’une installation de stockage uniquement sur fonds propres, la mise en place d’un financement pouvant être réalisée ultérieurement, une fois l’installation en opération ou après la mise en place d’un contrat de vente d’électricité à long terme. Certains projets d’installations de stockage dédiées peuvent aussi être mis en œuvre sans financement externe, compte tenu de l’absence de possibilité de mise en place de mécanisme de capacités ou de contrats de fournitures de services réseaux de longue durée. C’est le cas notamment d’Yllikkälä Power Reserve en Finlande. Au 31 décembre 2022, 0,1 GW de projets en opération n’étaient ainsi pas adossés à des financements de projets (sur un total de 4,1 GW de projets en opération). Au 31 décembre 2022, l’encours de dettes bancaires du Groupe s’élevait à 2 717,6 millions d’euros au titre de financements de projets, auxquels s’ajoutaient 77,4 millions d’euros de financements obligataires de projets (essentiellement « mezzanines »), liés à des installations de production d’énergie et 470 millions d’euros issus de deux émissions d’obligations à option de conversion et/ou d’échange en actions nouvelles ou existantes (OCEANE), réalisées par la Société, en juin 2020 et en septembre 2022 sous forme d’OCEANEs vertes, pour respectivement 170 millions d’euros et 300 millions d’euros. La capacité du Groupe à obtenir un financement pour ses projets peut varier selon les pays et aucune garantie ne peut être donnée quant au fait de savoir si les banques et les acteurs financiers qui ont assuré le financement des projets du Groupe par le passé, continueront à le faire pour de nouveaux projets ou marchés, à mesure que le Groupe s’étend sur de nouveaux marchés, ou dans des conditions similaires, notamment en matière de levier, de maturité ou encore du coût du crédit, à celles observées pour des projets précédents sur les marchés sur lesquels le Groupe est déjà présent. La progression significative des taux d’intérêts, en cours depuis le début de l’année 2022 par rapport aux niveaux observés historiquement, est par ailleurs susceptible, si elle s’accroit par rapport aux niveaux actuels, d’affecter la compétitivité des projets du Groupe actuellement en phase de développement ou sécurisés mais non encore construits, et donc de rendre difficile leur financement à des conditions permettant leur réalisation conformément aux objectifs de taux de retour sur investissement fixés par le Groupe. Dans certains cas, le Groupe peut ne pas être en mesure de procéder au closing de ses financements après avoir obtenu des engagements de financement initiaux par exemple, en cas de non‐obtention des permis requis ou des autorisations administratives nécessaires ou de survenance de phénomènes météorologiques extrêmes ou encore de problèmes politiques. Dans la plupart des pays dans lesquels il est présent, le Groupe est souvent tenu de fournir des garanties financières ou des dépôts pour participer aux procédures d’appels d’offres. Dispositif de maîtrise Dans ce contexte, le Groupe procède très majoritairement au développement de projets dans les pays de l’OCDE, et en veillant à diversifier son exposition géographique. Afin de contrôler son exposition, la politique actuelle du Groupe est ainsi de viser une répartition de 80 % minimum de la puissance installée dans les pays OCDE, contre 20 % maximum dans les pays hors OCDE. Par ailleurs, avant d’investir significativement dans un projet, le Groupe effectue de manière systématique une analyse préalable du caractère « bancarisable » de celui‐ci notamment auprès d’établissements de crédit ou de banques de développement. Le Groupe s’attache par ailleurs à diversifier ses contreparties en matière de financement de ses projets en veillant, pour les différentes géographies sur lesquelles il intervient, d’une part à constituer un pool d’établissements prêteurs réguliers, suffisant pour répondre aux besoins associés au développement de ses projets, et d’autre part, à élargir le spectre des prêteurs potentiels en développant des relations avec des fonds d’infrastructure, des fonds de dettes ou encore des assureurs actifs dans le secteur des énergies renouvelables, comme il a pu le faire en Finlande pour le financement de la centrale éolienne de Mutkalampi. Impact net du risque : Elevé.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 119 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Risque lié à l’expansion du Groupe sur des marchés émergents Les principaux marchés sur lesquels le Groupe opère actuellement sont l’Australie, la France et la Finlande. Il y a réalisé 79 % de son chiffre d’affaires en 2022 au titre de ses parcs solaires et éoliens et de ses installations de stockage d’électricité. Dans une moindre mesure, le Groupe opère également des parcs solaires et éoliens sur des marchés sélectionnés dans le reste de l’Europe et des parcs solaires et des installations de stockage en Amérique latine (marché sur lequel le Groupe a réalisé 15 % de son chiffre d’affaires en 2022 mais qui constitue 13 % des MW dans son portefeuille de projets sécurisés au 31 décembre 2022) et en Afrique. Ses opérations actuelles et prévues dans les pays émergents, en particulier en Amérique latine et en Afrique, exposent le Groupe à des risques spécifiques. En effet : • l’hétérogénéité de ces marchés en matière de développement peut conduire à accroitre le risque Santé Sécurité des personnels en phase de construction en particulier, et accroître le risque de défaillance ou d’insuffisance de l’infrastructure des opérateurs de réseau. En particulier, la sécurité des personnels, voire des sous‐traitants, pourrait être atteinte dans des contextes géopolitiques fragiles (y compris le risque d’acte terroriste comme c’est le cas actuellement au Mozambique) ; • l’expérience limitée ou nulle en matière d’exigences techniques de certains gestionnaires de réseaux et autres contreparties clés pourrait mettre en difficulté le développement et la construction d’installations d’énergie renouvelable et leur délai de raccordement au réseau électrique (se reporter au paragraphe 3.1.1 du présent document) ; • l’instabilité politique de certains pays pourrait exposer le Groupe à des risques de pertes (en cas d’expropriation, de nationalisation, de confiscation des biens et des avoirs), de restrictions des investissements étrangers et de rapatriement des capitaux investis, ou encore d’évolutions réglementaires adverses qui n’auraient pas été anticipées lors de la réalisation des investissements ; • des contextes sécuritaires locaux dégradés peuvent rendre difficile l’accès aux actifs du Groupe, empêcher la réalisation des opérations de construction, ou entraîner des pertes de valeur, comme au Mozambique, où l’aggravation du risque terroriste a amené le Groupe et ses fournisseurs à suspendre pour une durée indéterminée les opérations de construction, entraînant la constatation d’une dépréciation d’actif à hauteur de (19,9) millions d’euros dans les comptes consolidés 2022 ; • l’imposition de contrôle des changes ou une absence de devise étrangère acceptable pourrait entraîner des restrictions en matière de change de la monnaie locale en devise étrangère et le transfert de fonds vers l’étranger, comme cela est actuellement le cas en Argentine, ce qui pourrait limiter les versements en amont de dividendes ou les remboursements de comptes courants d’actionnaires à la Société ; • les difficultés économiques consécutives à l’épidémie de COVID‐19 et à l’augmentation rapide de l’inflation, et leurs conséquences sur la progression de l’endettement public pour financer les mesures de soutien en réponse, sont susceptibles de limiter la capacité des contreparties publiques du Groupe à honorer leurs échéances de paiement dans les délais contractuels, voire d’entraîner des défauts souverains ou de nécessiter une restructuration de leur dette par certains de ces pays, ce qui pourrait constituer des cas de défaut croisé sur certains des financements de projets mis en place par le Groupe (Pour une analyse de l’exposition du Groupe au risque de contrepartie, se reporter au paragraphe 3.2.2.4 du présent document) ; • la suppression de certaines mesures mises en œuvre pour encourager les investissements étrangers, notamment les avantages fiscaux, pourrait avoir un effet défavorable sur les résultats du Groupe ou sur le coût, voire la disponibilité, des financements de projets dans certains pays ; • les insuffisances des systèmes juridiques et des législations peuvent créer une incertitude pour les investissements et les activités du Groupe dans certains pays ; • la perception du risque de corruption peut être plus élevée dans certains de ces pays que dans d’autres. Bien que le Groupe ait adopté un code de conduite conçu pour répondre à ces risques, les contrôles et procédures du Groupe pourraient ne pas parvenir à empêcher la violation des lois et règlements anti‐corruption ainsi que de sa charte d’éthique et de son code de conduite anti‐corruption. L’incapacité du Groupe à faire face de manière adéquate aux risques liés aux opérations et à l’investissement sur des marchés émergents pourrait avoir une incidence défavorable significative sur son activité, sa réputation, sa situation financière et ses résultats. Dispositif de maîtrise Le Groupe a vocation à accroître sa présence à l’international. L’ouverture de nouveaux pays, parfois dans des zones fragiles d’un point de vue géopolitique, a pour conséquence de générer une nouvelle exposition potentielle. Le Groupe a pour politique de souscrire des polices d’assurance spécifiques visant à protéger les actifs pour les risques de dommages matériels et pertes de revenu associées, causés par des actes terroristes notamment. Cette expansion crée toutefois un effet de dispersion du risque, qui restera latent dans toute zone géographique sensible, même lorsque l’activité du Groupe devient localement plus mature. Par ailleurs, la politique en matière de santé, sécurité, environnement et responsabilité sociale mise en place par le Groupe est en constant renforcement, et comprend des volets dédiés à la santé et la sécurité de ses personnels. Enfin, le Groupe, dans ses choix d’investissements futurs, effectue des veilles précises sur la situation économique, politique et réglementaire des pays dans lesquels il est susceptible d’investir. Il est aussi vigilant à bien diversifier ses investissements de manière à limiter son exposition aux pays émergents, et ses sources de financement externe, en s’appuyant principalement sur des banques de développement internationales (Development Finance Institutions, DFI). La politique actuelle du Groupe est ainsi de viser une répartition de 80 % au minimum de la puissance installée dans les pays OCDE, contre 20 % au maximum dans les pays hors OCDE.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 120 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Risque de corruption L’intégrité fait partie des valeurs de Neoen qui guident ses relations et actions avec l’ensemble de ses interlocuteurs, partenaires, clients et populations locales. Partagées par l’ensemble des collaborateurs du Groupe, elles sont le socle de l’identité de Neoen et les repères intangibles du comportement de ses collaborateurs au quotidien. Le Groupe choisit des partenaires qui agissent selon le même principe d’intégrité absolue en toutes circonstances. Cette intégrité permet au Groupe de conduire ses projets en toute transparence. À l’issue de l’audit compliance réalisé en 2018 par un conseil externe et portant essentiellement sur les sujets d’anti‐corruption, un plan d’actions a été élaboré et une formation a été dispensée aux salariés du Groupe jugés comme les plus exposés aux risques de corruption début 2019 (cette formation étant l’une des mesures du plan d’actions). Au cours du 2 nd semestre 2022, le Groupe a procédé, avec l’aide d’un conseil externe, à la mise à jour de sa cartographie des risques anti‐corruption réalisée en 2019. Cette cartographie des risques anti‐corruption mise à jour a été validée, d’abord par le Comité exécutif, puis par le Comité d’audit. Un nouveau plan d’action a été élaboré sur cette base visant à renforcer le dispositif anti‐corruption implémenté au sein du Groupe. Le Groupe a procédé fin 2020 à la révision de sa charte éthique. Dans le cadre de cette révision, le Groupe a décidé de formaliser le dispositif destiné à prévenir le risque de corruption dans un code de conduite distinct et l’a rendu public sur son site internet. Enfin, dans le cadre du crédit syndiqué mis en place au niveau de la Société en mars 2020, la Société s’est engagée à mettre en œuvre un plan de formation sur les sujets d’anti‐corruption à la fois en présentiel pour les personnes jugées les plus exposées à ces risques et par voie de formation en ligne pour le reste des équipes. Des formations en présentiel dans ce cadre ont été dispensées en septembre 2020, en septembre 2021 et enfin en octobre 2022 et des campagnes de formation en ligne ont été réalisées courant novembre‐décembre 2020, novembre 2021 et enfin juillet et novembre 2022. Impact net du risque : Elevé. 4 Pour une définition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la section 9.6 « glossaire » du présent document. 5 Au 31 décembre 2022, les projets en opération représentaient4 051 MW (se référer à la section 2.2 du présent document). Risque relatif aux projets en phase de développement et de construction Le Groupe consacre un temps important au développement de son pipeline de projets, notamment pour la prospection initiale et l’identification des sites, l’obtention de permis fonciers, la réalisation d’études environnementales par des tiers, les évaluations techniques et l’adhésion des parties prenantes locales au projet. Le Groupe alloue également des ressources financières à ces activités, qui augmentent au fur et à mesure que les projets avancent dans leurs étapes de développement. Au 31 décembre 2022, le pipeline de projets en développement du Groupe était composé de 248 projets à divers stades de développement (projets tender-ready et advanced development, hors projets early stage 4 ), se reporter à la section 2.2 du présent document. Les difficultés rencontrées par le Groupe au cours des phases de développement des projets, notamment en matière de sécurisation des permis et autorisations nécessaires, ou encore d’extension ou de renouvellement de la validité de ceux‐ci, sont susceptibles d’engendrer des retards ou des coûts supplémentaires qui pourraient rendre les projets moins compétitifs qu’initialement prévu. Dans certains cas, cela pourrait aboutir au report ou à l’abandon du projet et entraîner la perte ou la dépréciation des frais de développement engagés (se reporter à la note 12 des comptes consolidés de l’exercice 2022 pour plus d’information concernant la comptabilisation de ces frais de développement y compris leur montant au bilan à cette date). En conséquence, le Groupe pourrait ne pas être en mesure de sécuriser les contrats de vente d’électricité qu’il cible pour de tels projets, d’obtenir des financements à des conditions permettant une rentabilité suffisante ou encore de générer les retours sur investissements projetés. De même, la difficulté du Groupe à achever la construction de ses installations ou à respecter les délais prévus est susceptible d’entraîner notamment des manquements contractuels, la résiliation des contrats de vente d’électricité, la dépréciation des installations ou la réduction de la période d’éligibilité aux tarifs négociés, ou encore des retards ou des coûts plus élevés que ceux initialement prévus en raison des demandes éventuelles formulées par les cocontractants, qui peuvent ne pas être intégralement couverts ou encadrés de manière adéquate par les garanties, les clauses d’indemnisation ou les assurances EPC. Au 31 décembre 2022, les projets en construction (under construction) du Groupe représentaient 2 523 MW 5 . Dispositif de maîtrise Le Groupe privilégie une croissance organique par le biais d’une stratégie de leadership multi‐local. Il s’appuie ainsi sur des équipes locales, véritables catalyseurs du développement de nouveaux projets. Les investissements consacrés aux nouvelles géographies et aux phases de prospection initiale font l’objet d’un contrôle et d’un suivi stricts.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 121 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Pour la construction de ses installations, le Groupe conclut des contrats, très majoritairement « clés en mains », avec des acteurs EPC de premier plan qui intègrent des régimes de pénalité et / ou de compensation, jusqu’à un plafond défini contractuellement, des pertes de revenus associées, en cas de non‐respect des délais contractuels, et dont l’exécution fait l’objet d’un suivi et d’une supervision précise de la part des équipes construction internes du Groupe. Impact net du risque : Moyen. Risque lié à la sécurisation préalable de contrats de vente d’électricité La valeur et la viabilité des projets d’énergies renouvelables du Groupe dépendent notamment de sa capacité à vendre l’électricité produite par les projets concernés au titre de contrats conclus avec des contreparties solvables et à des prix adéquats, notamment dans le cadre de procédures publiques d’appels d’offres ou de la conclusion de PPAs bilatéraux. Au 31 décembre 2022, 76,9 % de la capacité en opération et en construction du Groupe (en MW) faisait l’objet de contrats de vente d’électricité post‐procédures d’appels d’offres (ou à guichet ouvert) ou de contrats bilatéraux conclus directement avec des contreparties privées, d’une durée supérieure à 5 ans. La capacité résiduelle a, quant à elle, vocation à être vendue sur le marché ou à faire l’objet de couvertures ou de contrats de court terme (d’une durée inférieure à 5 ans). Les procédures publiques d’appels d’offres sont généralement régies par un cadre réglementaire et/ou des initiatives gouvernementales spécifiques. Les appels d’offres sont principalement remportés en fonction du prix de l’offre. Les contrats bilatéraux (PPAs dits « corporate ») sont quant à eux le plus souvent conclus à l’issue de processus compétitifs dont les résultats sont principalement fonction du prix proposé et des engagements pris en matière de calendrier de réalisation du projet. Par ailleurs, si le Groupe ne parvient pas à sécuriser l’obtention de contrats de vente d’électricité pour ses projets dans le cadre d’appels d’offres ou à des conditions suffisamment favorables et avec des contreparties suffisamment bien notées par les agences de rating en matière de risque de crédit, il ne pourra généralement pas assurer le financement de ces projets ou ne pourra pas obtenir des financements à des conditions avantageuses. De plus, le Groupe ne peut garantir qu’il sera en mesure de renouveler ou de négocier de nouveaux contrats de vente d’électricité après expiration des contrats initiaux ou qu’il sera en mesure de négocier des prix de vente au titre de contrats ultérieurs ou sur les marchés de gros à des conditions équivalentes à celles des contrats initiaux. Le Groupe peut être conduit à supporter des coûts provisoires supplémentaires pour conserver des projets qui pourraient ne jamais être construits. Si ces projets ne sont pas réalisés, tous les frais de développement antérieurs associés aux projets immobilisés au bilan seront abandonnés et une charge correspondante sera comptabilisée dans le compte de résultat du Groupe. 6 Cession totale ou majoritaire, de projets de son portefeuille sécurisé (farm-down), dans la limite de 20 % du volume des projets remportés chaque année. Ces opérations de farm-down permettent de renforcer la capacité financière du Groupe et donc de contribuer au financement de la construction de nouveaux actifs. Dispositif de maîtrise Le Groupe pourrait conserver les projets concernés dans son pipeline de développement et tenter d’obtenir des contrats de vente d’électricité ultérieurs par le biais de négociations bilatérales ou d’appels d’offres futurs, mais il ne peut garantir que de nouvelles procédures auront lieu ou qu’il les remportera. Le Groupe pourrait par ailleurs procéder à la cession de ces projets à des tiers, dans le cadre de la mise en œuvre de ses opérations de farm-down 6 et ce dans une limite annuelle d’un volume de projets concerné ne dépassant pas 20 % de la croissance annuelle brute de son portefeuille sécurisé, sa priorité demeurant au maintien d’une stratégie de type develop-to-own. Le Groupe est par ailleurs susceptible de concevoir et développer certains de ses projets en vue de vendre leur production sur les marchés spot ou à terme de l’électricité, dans le respect des objectifs fixés en matière d’exposition aux risques de marchés de l’électricité. Le Groupe a en effet pour objectif que la part de sa capacité installée en opération dont les revenus sont exposés aux prix de marché ne dépasse pas 20 % de sa capacité en opération totale hors installations de stockage dédiées, directement raccordées aux réseaux. Ce seuil exclut les actifs vendant leur production sur les marchés spot préalablement à l’entrée en vigueur de leurs PPAs (phase dite d’early generation). En 2022, hors installations de stockage dédiées, 16 % de la capacité en opération et en construction était exposée à la variabilité des prix de marché, les revenus issus de ventes sur les marchés de l’électricité représentant 24 % de son chiffre d’affaires consolidé hors installations de stockage dédiées. Impact net du risque : Moyen. Risque lié à la résiliation d’un contrat de vente d’électricité ou des défauts ou retards de paiement par les contreparties Le Groupe vend la majeure partie de l’électricité produite par ses installations dans le cadre de contrats de vente d’électricité à long terme (jusqu’à 25 ans) conclus avec des contreparties étatiques (États ou entreprises contrôlées par l’État), des entreprises de distribution d’électricité, ainsi qu’auprès d’un nombre limité mais grandissant d’acheteurs privés. Même lorsque le Groupe obtient des garanties étatiques, le garant peut ne pas, ou ne plus, présenter une notation de crédit investment grade. Au 31 décembre 2022, 90 % de la capacité sécurisée du Groupe (en MW) ayant fait l’objet d’une contractualisation était attribuée à des acheteurs bénéficiant d’une notation investment grade à cette date. De même, le Groupe pourrait ne pas être en mesure de limiter totalement son exposition aux crises économiques régionales, ainsi que le risque de crédit associé, malgré la localisation de ses installations dans différentes zones géographiques et donc la diversification du risque en résultant. Ces risques peuvent s’accroître lorsque l’économie mondiale ou les économies régionales connaissent des périodes de volatilité, comme c’est actuellement le cas en Europe sur les marchés de l’énergie consécutivement au conflit russo‐ukrainien, ou de récession économique.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 122 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 En outre, aussi longtemps que les acheteurs de l’électricité produite par le Groupe seront majoritairement des entités étatiques, ou des entités contrôlées par des États, les installations du Groupe seront soumises à un risque accru d’expropriation ou à des risques liés à l’adoption de mesures législatives ou politiques, notamment la privatisation des contreparties, susceptible d’affecter la bonne exécution des contrats. Pour une analyse de l’exposition du Groupe au risque de contrepartie, se reporter au paragraphe 3.2.2.4 du présent document. La performance financière des installations du Groupe dépend de la qualité de crédit et de l’exécution régulière par les contreparties du Groupe de leurs obligations contractuelles, au titre des contrats de vente d’électricité. L’inexécution par les contreparties du Groupe de leurs obligations au titre des contrats de vente d’électricité et/ou le retard de paiement par lesdites contreparties pourrait avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, sa situation financière et ses résultats. Dispositif de maîtrise Les contrats de vente d’électricité conclus par le Groupe peuvent être résiliés par les contreparties dans des circonstances limitées, comprenant les événements rendant illégaux les paiements effectués au titre de ces contrats, les cas de force majeure (notamment faits du prince) et certains événements fiscaux. Cette faculté de résiliation de la part des contreparties est en général conditionnée au paiement de pénalités de résiliation. Le Groupe vise à réduire le risque de contrepartie au titre des contrats de vente d’électricité, en partie en concluant des contrats avec des États, des entreprises publiques de distribution d’électricité ou d’autres clients dont la qualité de crédit est élevée et en obtenant des garanties sur les obligations des acheteurs. Toutefois, chaque fois qu’une contrepartie actuelle ou future du Groupe ne présente pas, ou ne présente plus, une notation de crédit investment grade et que le Groupe ne peut pas bénéficier de garanties étatiques, le Groupe est ou sera exposé à un risque de contrepartie accru. Dans les pays non OCDE, le Groupe tend en outre à financer ses projets en s’appuyant sur des banques de développement, susceptibles de l’accompagner dans ses relations avec ses contreparties dès lors que le risque de contrepartie est avéré, ou en amont de sa matérialisation. Pour une analyse de l’exposition du Groupe au risque de contrepartie, se reporter au paragraphe 3.2.2.4 du présent document. Par ailleurs, lors de la détermination et la négociation des prix de vente proposés pour l’électricité produite par ses centrales, que ce soit en phase d’appel d’offres, ou de négociation bilatérale avec des contreparties, le Groupe inclut, dans ses objectifs cibles de taux de retour sur investissement, une prise en compte systématique du risque de crédit spécifique à chacune de ces contreparties. Impact net du risque : Moyen. Risque se rapportant à l’entretien et la rénovation des installations de production d’électricité L’exploitation des installations du Groupe comporte des risques de pannes et défaillances de tout ou partie de l’équipement ou de certains de ses composants, des procédures ou encore des risques de performance inférieure aux niveaux de production ou d’efficacité attendus. Ces défaillances et problèmes de performance peuvent découler d’un certain nombre de facteurs, tels que l’erreur humaine, le manque d’entretien et l’usure générale au fil du temps. Les interruptions imprévues des unités de production, ou d’autres problèmes liés aux installations de production du Groupe, peuvent également intervenir et constituent un risque inhérent à son activité. Les interruptions imprévues des unités de production d’électricité du Groupe impliquent généralement une perte de revenus, comme cela a été le cas pendant plusieurs semaines au cours du deuxième semestre 2022 pour la centrale d’EL Llano au Mexique, et une hausse des coûts d’exploitation et d’entretien. S’agissant des pertes de revenus, celles‐ci peuvent n’être que partiellement couvertes par les mécanismes de garantie de mise en service, de disponibilité et de performance prévus dans les contrats conclus avec les contreparties EPC et O&M du Groupe, ou par les assurances mises en place au niveau des sociétés de projet. S’agissant des coûts d’exploitation et d’entretien, ceux‐ci peuvent ne pas être recouvrables au titre des contrats de vente d’électricité et ainsi réduire le chiffre d’affaires du Groupe généré par la vente de quantités réduites d’électricité ou contraindre le Groupe à engager des frais significatifs en raison du coût accru d’exploitation de l’installation. Dans des cas extrêmes, ils pourraient même constituer un cas de défaut au titre d’un contrat de vente d’électricité entraînant sa résiliation et pouvant provoquer l’exigibilité anticipée du financement de projet correspondant. De plus, les équipements et composants essentiels peuvent ne pas toujours être immédiatement disponibles en cas de besoin, notamment quand leur production n’est plus assurée par le constructeur d’origine, ce qui est susceptible d’entraîner des temps d’arrêts non négligeables et de retarder la reprise de l’exploitation de l’installation, impliquant un manque à gagner qui pourrait ne pas être intégralement compensé par les pénalités prévues dans les contrats O&M. Certains équipements et pièces conçus sur‐ mesure requièrent des délais et coûts importants de fabrication et de livraison : si ces éléments ne fonctionnent pas comme prévu ou sont endommagés, leur remplacement peut nécessiter des dépenses conséquentes pour le Groupe et entrainer des temps d’interruption significatifs pour l’installation concernée. Dispositif de maîtrise L’entretien et la rénovation des installations de production d’électricité sont assurés par des prestataires externes, sélectionnés par le Groupe parmi des acteurs de premier plan, le plus souvent dans le cadre de contrats clés en mains de construction et d’opération, qui incluent des obligations de disponibilité et de performance, couvertes par des garanties et sanctionnées par des pénalités en cas de sous‐performance. Impact net du risque : Faible.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 123 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 3.1.3 RISQUES LIÉS À LA SITUATION FINANCIÈRE DU GROUPE Risque lié au niveau de levier et au mode de financement du Groupe Dans le cadre du financement de ses projets, le Groupe a recours à un effet de levier important lui permettant de limiter son apport en fonds propres. Au 31 décembre 2022, le ratio de levier du Groupe, défini comme le rapport entre sa dette nette et son EBITDA ajusté (calculé sur la période des 12 derniers mois) était de 6,0 (se reporter au paragraphe 2.1.5 du présent document). Les objectifs à moyen terme du Groupe, y compris son objectif de ratio dette nette/EBITDA ajusté compris entre 8 et 10 à horizon 2025, supposent un ratio de levier financier supérieur à 70 % 7 du capital investi en tenant compte de tous les financements, qu’ils soient corporate ou mis en place au niveau de sociétés de projets dédiées, sous forme de dette senior ou mezzanine. Le financement des projets ainsi mis en œuvre par le Groupe implique par conséquent un recours important à l’endettement au niveau des sociétés de projets, ce qui comporte les risques détaillés ci‐dessous et au paragraphe 3.2.2.4 du présent document. Par ailleurs, le Groupe pourrait ne pas être capable de maintenir un niveau de levier nécessaire pour atteindre ses objectifs de croissance pour différentes raisons (dont une poursuite de la hausse des taux d’intérêts en cours actuellement ou une exigence plus élevée d’apport en fonds propres par les prêteurs, notamment du fait d’une proportion plus grande de ventes aux prix de marché de l’électricité produite par une centrale ou d’une diminution des prix de gros de l’électricité sur le marché), ce qui nécessiterait un recours plus important à ses actionnaires pour répondre aux besoins en capitaux propres du Groupe. A l’occasion de son premier Capital Markets Day, en mars 2021, le Groupe avait indiqué que le financement de son plan d’investissement pour la période 2021‐2025 nécessiterait des apports en fonds propres estimés à un montant maximum de 1,2 milliard d’euros, dont environ 600 millions d’euros ont été levés au cours du premier semestre 2021 dans le cadre d’une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription. A l’occasion de la présentation de l’état d’avancement de l’exécution de son plan stratégique 2021‐2025, consécutive à la publication de ses résultats annuels 2022, ce besoin d’apport en fonds propres a été réévalué à 1,35 milliard d’euros 8 , soit 150 millions d’euros complémentaires, dans le cadre d’une extension de son plan à des investissements dans des installations de stockage dédiées ayant une durée d’autonomie plus importante par rapport à ses hypothèses initiales (en moyenne 2h contre 1 à 1,5h précédemment), et donc un coût d’investissement supérieur. Le niveau de levier de ces installations de stockage dédiées, lorsqu’elles sont finançables par endettement externe, est en effet très nettement inférieur à la moyenne des autres actifs du Groupe, eux même financés au moyen de financements de projets dédiés. Au‐delà de cette évolution récente à caractère spécifique, une diminution du niveau de levier en deçà des hypothèses retenues par 7 Cet objectif tient compte du niveau de couverture des coûts des projets par des financement externes telle qu’elle est décrite au paragraphe 3.1.2 « risque lié à l’obtention d’accords de financement auprès de différentes sources, en particulier par endettement externe » du présent document, et des ambitions du Groupe en termes de capacité installée en opération et en construction à horizon 2025, fixée à plus de 10 GW. 8 Le 29 mars 2023, Neoen a réalisé une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription de 750,4 millions d’euros. Cette opération est détaillée à la section 2.7 du présent document. 9 Ce montant correspond à la composante dette, nette de frais, des émissions d’obligations convertibles « OCEANEs Vertes », considérées comme des instruments composés selon les normes IFRS. Leur montant nominal s’élève à 470,0 millions d’euros. Le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.4.1 ainsi qu’à la section 4.1 ‐ note 1.3, dans le présent document, pour plus d’informations. le Groupe ou une exigence plus élevée d’apport en fonds propres au niveau des sociétés de projet sont susceptibles d’affecter à l’avenir à la hausse ce besoin d’apports en fonds propres, d’ici à l’horizon d’exécution de son plan d’investissement 2021‐2025. Le Groupe serait dès lors exposé à un risque de marché, sa capacité à lever des fonds propres additionnels auprès de ses actionnaires étant dépendante de la situation générale des marchés de capitaux d’une part, et de l’appétit des investisseurs à financer la croissance de Neoen à travers des augmentations de capital, d’autre part. Au 31 décembre 2022, l’endettement financier consolidé du Groupe atteignait 3 509,3 millions d’euros, dont 2 717,6 millions d’euros de dettes de financement de projets contractées par les sociétés de projets ou par des holdings intermédiaires, 77,4 millions d’euros de dettes obligataires et 409,7 millions d’euros 9 de financements corporate contractés par la Société. Les 304,6 millions d’euros restants correspondent (après application de la norme IFRS 16) à des dettes locatives (264,4 millions d’euros) et aux avances en comptes courants octroyées aux sociétés de projets ou holdings de sociétés de projets par des actionnaires minoritaires (40,2 millions d’euros). Pour une description de l’endettement du Groupe, se référer au paragraphe 2.5.4 du présent document. Si une société de projet, ou sa société holding, devait manquer à ses obligations de paiement au titre de ses contrats de financement (par exemple, en raison d’un événement imprévu ou d’une détérioration de sa situation financière) ou ne pas respecter certains ratios minimums de couverture du service de la dette (minimum debt service coverage ratio), cette défaillance pourrait rendre la dette du projet immédiatement exigible. En l’absence d’une renonciation (waiver) ou d’un accord de restructuration de la part des prêteurs, ces derniers pourraient être en droit de saisir les actifs ou les titres remis en garantie (notamment la participation du Groupe dans la filiale qui détient l’installation). Au 31 décembre 2022, deux actifs du Groupe, l’un en Australie et l’autre au Mexique, ne respectaient pas, suite notamment à des problématiques opérationnelles, leur ratio minimum de couverture du service de la dette (Debt Service Coverage Ratio ou DSCR). En conséquence, le Groupe a accéléré dans ses comptes les dettes de financement de projet sans recours afférentes, présentées en endettement financier courant, pour des montants respectifs de 128,7 millions de dollars australiens (soit 82,0 millions d’euros) et 124,1 millions de dollars américains (soit 116,3 millions d’euros). Pour plus de détail le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.4.1.10 du présent document. Le Groupe a parallèlement engagé des négociations en vue d’une résolution de ces cas de défauts. A ce titre, la Société a ainsi obtenu un waiver en date du 1 er février 2023 pour le cas de défaut affectant l’actif mexicain. S’agissant de l’actif australien, les négociations sont toujours en cours avec les établissements prêteurs en date de publication du présent document. S’agissant de la Société, un cas de manquement à ses obligations de paiement au titre de ses financements corporate, ou un cas de non‐respect des ratios financiers prévus dans le cadre du crédit syndiqué mis en place en mars 2020 et ayant depuis fait l’objet de plusieurs amendements, rendraient l’ensemble de ces dettes corporate immédiatement exigibles.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 124 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 En outre, la défaillance d’une société de projet ou d’une société holding dans le remboursement de son endettement pourrait affecter sa capacité à verser des dividendes au Groupe, à payer les frais et intérêts et rembourser les prêts intragroupes et à procéder à toute autre distribution de liquidités, l’entité défaillante ayant généralement interdiction de distribuer des liquidités. Il en résulterait probablement une perte de confiance des clients, des prêteurs ou des cocontractants du Groupe, ce qui affecterait de manière défavorable l’accès du Groupe à d’autres sources de financements pour ses projets. Enfin, en cas d’insolvabilité, de liquidation ou de réorganisation de l’une des sociétés de projets, les créanciers (y compris les fournisseurs, les créanciers judiciaires et les autorités fiscales) auraient droit au paiement intégral de leurs créances à partir des revenus produits par les installations, avant que le Groupe ne soit autorisé à recevoir une quelconque distribution provenant de ce projet. Lorsqu’il existe un endettement pour un projet donné, les prêteurs pourraient demander la déchéance du terme de la dette et saisir tout actif remis en garantie ; le Groupe pourrait alors perdre sa participation dans les sociétés de projets concernées. Dispositif de maîtrise L’endettement de chaque société de projet du Groupe contracté pour le montant du projet est sans recours ou à recours limité sur la Société et les autres entités situées hors du périmètre du financement spécifique, sauf exceptions isolées et temporaires. L’endettement est ainsi remboursable uniquement à partir des revenus générés par la société de projet concernée ou sa société holding directe (dans l’hypothèse d’un regroupement de projets) et le remboursement de ces emprunts (et des intérêts y afférents) est généralement garanti par les titres de capital de la société de projet, les actifs physiques de l’installation, les contrats, les polices d’assurances et les flux de trésorerie de la société de projet ou de sa société holding directe, selon le cas. Les dettes mezzanines, dont le remboursement est adossé aux flux de dividendes et de remboursement de comptes courants d’associés des projets qu’elles couvrent, sont, elles aussi, sans recours ou à recours limité sur la Société et les autres entités situées hors du périmètre qu’elles couvrent. S’agissant des financements corporate du Groupe, dont le crédit syndiqué mis en place en mars 2020 10 , ayant depuis bénéficié de plusieurs amendements 11 , et objet du respect de covenants spécifiques 12 , qui demeurait non tiré au 31 décembre 2022, leur remboursement en principal et intérêts est assuré par les flux de dividendes et de remboursement de comptes courants d’associés provenant des différents projets, après remboursement et paiement des intérêts associés le cas échéant à des dettes mezzanines intermédiaires. Ces flux font l’objet d’un suivi spécifique et de projections régulières visant à piloter en continu les conditions de couverture du principal et des intérêts de ces financements. Impact net du risque : Elevé. 10 Le montant nominal du crédit syndiqué s’élève à 250 millions d’euros, comprenant un emprunt à terme de 175 millions d’euros et une facilité de crédit revolving d’un montant nominal de 75 millions d’euros. 11 Ce crédit syndiqué est à échéance 2026. 12 Les convenants sont détaillés au paragraphe « Risque lié aux clauses spécifiques des contrats de financement (covenants) ». Risque lié aux clauses spécifiques des contrats de financement (covenants) En raison de sa stratégie de financement de projets, le Groupe doit gérer de multiples contrats de financement conclus par de nombreuses sociétés de projets dans différents pays. Bien que le Groupe s’efforce de négocier ses financements selon des modalités uniformes pour tous ses projets, les conditions de certains contrats de financement sont susceptibles de varier ou de prévoir des clauses ou des engagements spécifiques qui peuvent s’avérer difficiles à respecter ou à gérer dans l’exercice courant de ses activités. Chaque contrat de financement contient des covenants financiers et des covenants non‐financiers à la charge de la société de projet. En particulier, les contrats de financement contiennent en général un ratio minimum de couverture du service de la dette par des liquidités disponibles (minimum debt service coverage ratio ou DSCR minimum) défini dans le contrat de financement (en général de 1,05x à 1,10x selon le contrat). Le contrat de financement type impose également des conditions aux distributions de fonds au profit des actionnaires ou aux remboursements d’avances en compte courant, dont notamment le respect d’un DSCR lock-up qui est en général fixé à un niveau plus élevé que le DSCR minimum (en général de 1,10x à 1,15x selon le contrat, voire plus élevé pour des projets situés dans des pays non membres de l’OCDE ou avec une exposition forte aux prix de marché) et le maintien d’un debt service reserve account. Certains contrats de financement fixent un taux d’endettement maximum (maximum gearing ratio) afin d’assurer un pourcentage minimum de fonds propres dans le projet concerné. Enfin, certains contrats prévoient également des clauses de défaut croisé en ce qui concerne la société de projet ou sa société holding directe et, dans certains cas, en lien avec la situation financière de la Société. Le non‐respect de ces covenants par le Groupe, a pu par le passé, avec un nombre d’occurrence limité, et pourrait à l’avenir entrainer un cas de défaut au titre d’un financement de projet avec des conséquences défavorables, telles que le blocage des distributions du projet, l’augmentation des coûts ou même l’exigibilité anticipée de la dette du projet, et dans ce dernier cas avoir une incidence défavorable significative sur la capacité du Groupe à obtenir des financements à l’avenir ou impacter le coût de ses financements futurs. Par ailleurs, si la Société rencontrait des difficultés financières importantes, cela pourrait déclencher l’activation des clauses de défaut croisées incluses dans certains contrats de financement et entrainer ainsi des défauts simultanés sur plusieurs projets au niveau des sociétés de projets. Au 31 décembre 2022, deux entités du Groupe, l’une en Australie et l’autre au Mexique, ne respectaient pas, suite notamment à des problématiques opérationnelles, leur ratio minimum de couverture du service de la dette (Debt Service Coverage Ratio ou DSCR). En conséquence, le Groupe a accéléré dans ses comptes les dettes de financement de projet sans recours afférentes, présentées en endettement financier courant, pour des montants respectifs de 128,7 millions de dollars australiens (soit 82,0 millions d’euros) et 124,1 millions de dollars américains (soit 116,3 millions d’euros). Pour plus de détail, le lecteur est invité à se reporter aux

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 125 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 paragraphes 2.4.1.10 « non‐respect de covenants de certains financements de projet » et 2.5.5 « covenants financiers ». Le Groupe a parallèlement engagé des négociations en vue d’une résolution de ces cas de défauts. A ce titre, la société a ainsi obtenu un waiver en date du 1 er février 2023 pour le cas de défaut affectant l’actif mexicain. S’agissant de l’actif australien, les négociations sont toujours en cours avec les établissements prêteurs en date de publication du présent document. Les autres sociétés financées par des dettes projet et mezzanines respectaient en revanche leurs covenants de ratios financiers de Debt Service Coverage Ratio (DSCR) minimum, ou de fonds propres minimum 13 . Les obligations convertibles vertes émises par la Société respectivement en 2020 pour un montant nominal d’environ 170 millions d’euros et en 2022 pour un montant nominal de 300 millions d’euros ne sont pas soumises à des covenants financiers spécifiques. Elles sont en revanche soumises au respect d’un certain nombre d’engagements (et notamment negative pledge, changement de contrôle) et de cas de défaut conformes à la pratique de marché pour ce type de financements. Le crédit syndiqué mis en place par la Société en mars 2020 et amendé depuis à plusieurs reprises, pour un montant nominal de 250 millions d’euros, comprenant un emprunt à terme de 175 millions d’euros, et une facilité de crédit revolving d’un montant nominal de 75 millions d’euros, dont l’échéance a été prolongée, au cours de l’année 2021 jusqu’en 2026 et qui demeurait non tiré au 31 décembre 2022 est quant à lui soumis, à deux covenants financiers spécifiques. Ceux‐ci portent respectivement, pour la Société, sur un niveau minimum de ratio de couverture du service de la dette (Debt Service Coverage Ratio) et sur un niveau maximum de loan to value, mesuré comme le rapport entre la somme de son endettement financier net et de ses garanties financières émises d’une part et de ses actifs financiers d’autre part. Ce crédit syndiqué est par ailleurs soumis au respect d’un certain nombre d’engagements (et notamment negative pledge, changement de contrôle) et de cas de défaut conformes à la pratique de marché pour ce type de financements. Dispositif de maîtrise Le Groupe procède à un suivi détaillé du respect des covenants définis dans l’ensemble de ses contrats de financement. S’il venait à anticiper un cas de non‐respect de ces covenants sur une période donnée, il engagerait des discussions avec les contreparties dans l’objectif d’obtenir un waiver. Le lecteur est invité à se reporter à la section 2.5.5 du présent document et au paragraphe ci‐avant. Impact net du risque : Moyen. Risque lié à la recouvrabilité des impôts différés actifs Le Groupe peut être amené à comptabiliser des impôts différés actifs à son bilan au titre de la différence entre la comptabilisation des impôts selon les normes IFRS et les impôts réels des entités du Groupe. Cette différence comprend entre autres l’effet différé de réduction d’impôts des pertes reportables. Au 31 décembre 13 Les dettes relatives à trois actifs du Groupe, ont été reclassées en « dette financières courantes » du fait de non‐respect de covenants financiers ou de non‐conformités documentaires au sens des contrats de financement de ces centrales (se référer au paragraphe 2.4.1.10 du présent document). 2022, les impôts différés actifs nets des impôts différés passifs s’élevaient à – 137,2 millions d’euros, étant précisé que ce montant tient compte des impôts différés actifs correspondant aux déficits fiscaux et crédits d’impôt du Groupe à hauteur de + 112,3 millions d’euros (se reporter à la section 4.1 ‐ note 11.2 du présent document). La réalisation effective de ces actifs dans les années futures dépendra d’un ensemble de facteurs, au nombre desquels, (i) la faculté de dégager des bénéfices fiscaux et le degré d’adéquation entre le niveau de réalisation de ces bénéfices et celui des pertes, (ii) la limitation générale applicable aux déficits fiscaux français, aux termes de laquelle le pourcentage de déficits fiscalement reportables pouvant être utilisés pour compenser la portion du bénéfice taxable excédant 1 million d’euros au titre de chaque exercice ultérieur concerné, est limitée à 50 %, (iii) les limitations à l’utilisation des déficits fiscaux imposées par les lois et réglementations étrangères, (iv) les conséquences des contrôles ou contentieux fiscaux présents ou futurs et (v) d’éventuels changements des lois et réglementations applicables. L’impact de ces risques pourrait augmenter la pression fiscale à laquelle le Groupe est soumis et ainsi avoir un effet défavorable sur le taux effectif d’imposition, la situation financière et les résultats du Groupe. En 2022, compte tenu des perspectives de bénéfices sur certaines géographies et des limitations temporelles dans l’utilisation des déficits fiscaux, il n’a pas été reconnu d’impôts différés actifs au titre de certaines pertes fiscales pour un impact de 2,24 % sur le taux d’impôt effectif du Groupe, tel que détaillé au paragraphe 2.4.2.3 du présent document. Dispositif de maîtrise La reconnaissance des impôts différés actifs dans les comptes du Groupe est assise sur une évaluation initiale de leur caractère effectivement recouvrable, qui fait l’objet d’une revue à chaque date de clôture comptable. Celle‐ci est notamment supportée par les business plans projets, développés dans le cadre du montage des financements de projets, et faisant l’objet d’une mise à jour régulière, dès lors que des modifications significatives sont intervenues d’un point de vue opérationnel, financier ou encore fiscal, susceptibles d’affecter le business plan d’origine. Impact net du risque : Moyen. Risque lié à l’évolution des règles fiscales Compte tenu de la diversité géographique de ses implantations, le Groupe est exposé à d’éventuelles modifications de la réglementation fiscale dans l’ensemble des pays dans lesquels il opère, principalement sous l’impulsion de l’OCDE, de l’Union européenne ou encore des gouvernements nationaux. Ces éventuelles modifications sont susceptibles de toucher notamment au régime de TVA applicable, particulièrement en phase de construction, aux modalités d’application des mécanismes de retenue à la source sur les revenus distribués, aux conditions de déductibilité des intérêts des emprunts souscrits, essentiellement dans le cadre de financements de projet, aux conditions de report dans le temps des déficits fiscaux, aux modalités d’amortissement des actifs de production, ou encore aux taux d’imposition applicables dans le cadre de la détermination de l’impôt sur les sociétés.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 126 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Le Groupe peut également être soumis à des contrôles fiscaux dans les pays dans lesquels il opère, dans le cadre desquels il n’est pas garanti que les autorités fiscales valident les positions prises par le Groupe (à l’exclusion des rescrits obtenus), même si le Groupe les juge correctes et raisonnables dans le cadre de ses activités. L’impact de l’évolution des règles fiscales pourrait aussi avoir une incidence défavorable sur sa situation financière et ses résultats. Dispositif de maîtrise Le Groupe s’est doté d’une politique fiscale fondée sur le respect strict des lois et réglementations applicables. Le Groupe applique par ailleurs une politique de prix de transfert dûment documentée et reposant sur un strict principe de refacturation des coûts encourus auquel est appliqué une marge limitée. Il adopte une attitude transparente envers les autorités fiscales. Enfin, la diversification croissante du Groupe en termes de géographies et de catégories de produits atténue l’impact potentiel des risques fiscaux. Impact net du risque : Moyen. Risque de change Les risques de change auxquels le Groupe est exposé comprennent d’abord le risque « de conversion », c’est‐à‐dire le risque lié à la conversion des comptes des filiales du Groupe, établis dans des devises autres que l’euro qui est la monnaie de consolidation. Jusqu’à présent, ce risque a principalement porté sur les filiales australiennes du Groupe qui établissent leurs comptes en dollars australiens ainsi que sur la centrale solaire située au Salvador dont les comptes sont établis en dollars américains, la centrale solaire située au Mexique, qui a pour monnaie fonctionnelle le dollar américain, et les centrales solaires situées en Argentine. Celles‐ci ont pour monnaie fonctionnelle le dollar américain mais sont exposées au risque de change portant sur le peso argentin, principalement dans le cadre de la récupération des crédits de TVA associés à la phase de construction, et dans une moindre mesure, la phase d’opération, ainsi que du fait des mesures de contrôle des changes appliquées actuellement par le gouvernement argentin, qui réduisent la capacité du Groupe à convertir des pesos en dollars américains. En ce qui concerne le risque dit « de transaction », c’est‐à‐dire le risque de non‐alignement entre les devises dans lesquelles les revenus et les coûts du Groupe sont respectivement générés et encourus, le Groupe minimise son exposition en alignant l’endettement des projets, les dépenses d’investissements engagées pour financer ces projets et les revenus générés sur une même devise forte et fiable (à la date du présent document, exclusivement le dollar américain, l’euro et le dollar australien). Le Groupe est néanmoins confronté à ce risque en ce qui concerne les coûts de développement encourus dans certains pays. Par ailleurs, alors que les prix de certains contrats de vente d’électricité sont libellés en dollars américains, la devise de paiement peut être une monnaie locale, comme c’est le cas notamment en Argentine, au Mexique, ou encore en Jamaïque, que le Groupe doit alors rapidement convertir en dollars américains pour assurer le remboursement de la dette et distribuer le surplus de cash aux actionnaires. Le Groupe est dans ce cadre confronté à un risque de convertibilité. Le Groupe est également soumis au risque de transaction pour les avances en fonds propres et compte courant qu’il octroie aux sociétés de projets (constitutives de l’apport en fonds propres dans le cadre du financement des projets), qui sont financées en euros alors que les dépenses d’investissement engagées par ces sociétés de projets (pour des projets situés en dehors de la zone euro) seront libellées en monnaies locales (dollars australiens, dollars américains principalement mais aussi, dans une moindre mesure, peso mexicain, peso argentin, metical mozambicain, kwacha zambien, etc.). Dispositif de maîtrise Ce risque constitue un risque spécifique pour le Groupe au sens de l’article 16 du Règlement (UE) 2017/1129 du Parlement européen et du Conseil. Afin de se couvrir contre le risque de baisse de l’euro par rapport au dollar américain et au dollar australien, et dans la mesure où la probabilité de réalisation du projet est suffisamment élevée, le Groupe peut être amené à conclure des contrats à terme sur devises par lesquels il achète des dollars australiens ou dollars américains avec un règlement généralement prévu peu de temps avant la date de l’apport nécessaire des fonds propres ou quasi‐ fonds propres dans les projets. Ces instruments de couverture sont généralement souscrits si et lorsque le Groupe dispose d’une bonne visibilité sur les dépenses d’investissement et le ratio dette/fonds propres relatifs au projet, par exemple juste après la signature d’un contrat EPC. Enfin, dans certains cas exceptionnels, un projet en construction peut être exposé à des paiements en devises différentes de sa devise fonctionnelle, notamment lorsque le contrat EPC est libellé en plusieurs monnaies différentes. Le Groupe doit donc faire en sorte que la société de projet procède aux couvertures de change au moment du closing financier pour s’assurer que les ressources prévues pour le projet suffiront à la bonne réalisation de ce dernier.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 127 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Le tableau suivant détaille les dettes financières du Groupe par type de devises aux 31 décembre 2021 et 31 décembre 2022 (hors dettes locatives et investissements minoritaires) : (En millions d’euros) 31.12.2022 31.12.2021 Dettes libellées en euros 1 563,3 1 213,1 Dettes libellées en dollars australiens (converties en euros) 1 112,4 948,3 Dettes libellées en dollars américains (converties en euros) 529,1 541,2 Dettes libellées en autres devises (converties en euros) ‐ ‐ TOTAL DETTES FINANCIERES 3 204,8 2 702,6 La répartition du chiffre d’affaires par devise entre l’année 2021 et l’année 2022 se présente comme suit : 2021 40% 18% 42%  AUD  EUR  USD 2022 43% 16% 41%  AUD  EUR  USD Impact net du risque : Moyen. 3.1.4 RISQUES LÉGAUX ET RÉGLEMENTAIRES Risque lié à une évolution défavorable de la réglementation ou des politiques publiques de soutien aux énergies renouvelables Les activités du Groupe sont, dans une certaine mesure, sujettes aux politiques publiques incitatives des pays dans lesquels le Groupe opère visant notamment à favoriser la production et la vente d’énergies renouvelables. Selon les pays, ces mesures peuvent prendre la forme, notamment, d’engagements et de planification de production d’énergies renouvelables, de subventions directes ou indirectes aux opérateurs, d’obligations d’achat à des tarifs d’achat obligatoires ou de versements de primes à guichet ouvert ou dans le cadre de procédures d’appels d’offres. Ces politiques et mécanismes renforcent généralement la viabilité commerciale et financière des installations d’énergies renouvelables et facilitent souvent l’obtention de financement par le Groupe. La possibilité pour le Groupe de bénéficier de ces politiques et leur caractère favorable dépendent des orientations politiques et stratégiques relatives aux enjeux environnementaux de pays ou de régions donnés, qui sont susceptibles d’être impactés par un large éventail de facteurs. Toute remise en cause, ou évolution défavorable de ces politiques publiques incitatives ou incertitudes quant à leur interprétation ou mise en œuvre ou toute diminution du nombre de procédures publiques d’appels d’offres, ou des volumes alloués dans ce cadre, pourrait avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. Par ailleurs, l’organisation de procédures publiques d’appels d’offres, qui constituent une partie toujours notable des débouchés du Groupe pour l’électricité qu’il produit, en dépit de la montée en puissance progressive des PPAs conclus avec des acteurs privés, dépend en grande partie de la volonté des États ou des régions de promouvoir la production d’énergies renouvelables sur leurs territoires, voire d’outils de planification, tels que la programmation pluriannuelle de l’énergie en France. À titre d’exemple, au Mexique, à la suite des élections fédérales de 2018, le Centro Nacional de Control de Energía ou « CENACE » a annoncé le report puis l’abandon des procédures d’appels d’offres initialement prévues pour la fin de l’année 2018, pour lesquelles le Groupe faisait partie des candidats présélectionnés pour y participer. Ces décisions sont de nature à retarder la capacité du Groupe à conclure des contrats de vente d’électricité et trouver des débouchés pour l’électricité qu’il produit dans le pays.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 128 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Par ailleurs, le 23 mars 2021, le Congrès mexicain a également adopté un amendement à l’Electricity Industry Act 14 (la « LIE Amendée »). Cet amendement affecte les producteurs d’électricité indépendants car il octroie des prérogatives exclusives à la Commission Fédérale d’Electricité (Comisión Federal de Electricidad, ou « CFE »), l’entreprise publique d’électricité du Mexique, et modifie les règles de priorité d’injection au bénéfice de la CFE. La LIE Amendée impacte par ailleurs les producteurs d’électricité dans la mesure où elle restreint le libre accès aux réseaux de transport et de distribution et libère la filiale de distribution règlementée de la CFE de son obligation d’acheter de l’électricité à travers des appels d’offres publics réglementés. Par conséquent, la CFE est en mesure d’acheter de l’électricité auprès de ses filiales et d’en répercuter le coût par le biais des tarifs offerts aux consommateurs réglementés. De manière plus générale, le Groupe exerce ses activités dans un environnement réglementaire contraignant. Ces réglementations portent sur des questions d’urbanisme, de protection de l’environnement (réglementation paysagère, réglementation du bruit, biodiversité), de protection des populations locales (comme les populations aborigènes en Australie), d’hygiène, sécurité et santé au travail, d’entretien et de contrôle des installations en opération, de démantèlement des installations en fin de vie (intégrant la remise en état du site, l’enlèvement des matériaux, et selon les pays, le recyclage des différents composants). Si le Groupe ne parvient pas à se conformer, ou à assurer la conformité de ses installations, aux dispositions qui lui ou leur sont applicables, il pourrait faire face à des retraits d’autorisations (licences, permis, etc.) ou encore être sanctionné par les autorités de régulation ou les gestionnaires de réseaux, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable significative sur son activité, ses résultats ou sa situation financière. Enfin, dans ce cadre, le Groupe pourrait être exposé à des risques liés à des différentes procédures judiciaires, administratives ou provenant d’autorités de régulation. Dispositif de maîtrise S’agissant de la réglementation, le Groupe reste tributaire de l’évolution des politiques des différents pays dans lesquels il opère. Il convient toutefois de noter que : • les conférences internationales type COP ont montré que de nombreux pays ont pris conscience du problème posé par le réchauffement climatique, notamment sous l’effet de la pression qu’organisent les populations sur leurs gouvernements (marches pour le climat...), et du rôle nécessaire à cet égard des énergies renouvelables ; • la crise énergétique qui affecte actuellement l’Europe à la suite du déclenchement du conflit russo‐ukrainien, et de manière générale l’augmentation substantielle des prix de l’électricité par rapport à leurs niveaux historiques, ont incité de nombreux gouvernements à mettre en œuvre des dispositifs visant à accélérer le déploiement des énergies renouvelables ; • le Groupe bénéficie du soutien des banques finançant ses installations de production, en particulier des banques de développement ; 14 L’Electricity Industry Act est une loi qui fournit un cadre permettant de réguler l’industrie de l’électricité. • l’amélioration continue de la compétitivité des actifs éoliens, solaires et de stockage leur permet d’atteindre, dans la plupart des pays dans lesquels le Groupe opère, la parité réseau, tout particulièrement dans le contexte actuel de prix de l’électricité très élevés sur les marchés de gros observés en Europe et dans une moindre mesure en Australie. Par ailleurs, le Groupe s’efforce de défendre ses intérêts devant les tribunaux. Ainsi s’agissant de la LIE Amendée, les 12 mars et 20 avril 2021, ENR AGS, S.A. de C.V. (« ENR AGS ») et ENR NL, S.A. de C.V. (« ENR NL »), filiales de la Société, ont chacune déposé des recours auprès des tribunaux mexicains pour contester la constitutionnalité de la LIE Amendée (amparos). Les 22 mars et 29 avril 2021, les tribunaux locaux saisis ont délivré à ENR AGS et ENR NL des ordres judiciaires suspendant les effets de la LIE Amendée jusqu’à la décision finale du tribunal au fond (les « Ordres de suspension »). Les autorités locales ont fait appel contre ces Ordres de suspension. L’audience de ces appels devant les deux cours collégiales est à ce jour toujours en attente. Par ailleurs, afin de faire face à l’évolution potentiellement rapide et aléatoire des règles, le Groupe met en œuvre des due diligences strictes préalablement au closing financier de ses projets pour connaître les règles et leurs évolutions potentielles. Il s’appuie par ailleurs sur des asset managers dédiés, qui assurent au plus près le suivi des projets et de leurs contraintes, et sur l’intervention constante des équipes juridiques dans l’analyse des évolutions réglementaires. Enfin, le Groupe attache une importance forte au fait de devenir un leader local afin de mieux comprendre et anticiper les changements possibles des régulations locales. Impact net du risque : Moyen. Risques liés à l’obtention des permis, licences et autorisations nécessaires à l’exercice de ses activités ou à l’implantation de ses installations Dans le cadre de ses activités, le Groupe est soumis à des contraintes importantes quant à l’obtention des permis, licences et autorisations requises par la réglementation en vigueur et délivrés par les autorités nationales ou locales. Selon les pays, ces permis, licences et autorisations peuvent prendre la forme d’autorisations d’urbanisme (telles que les permis de construire), d’études environnementales et études d’impact obligatoires, d’autorisations de produire et d’exploiter, d’autorisations de raccordement aux réseaux ou encore d’autres autorisations spécifiques liées à la présence de sites protégés à proximité de l’installation. Les autorités peuvent, selon les pays, faire preuve d’un pouvoir plus ou moins discrétionnaire dans la délivrance de ces permis, licences et autorisations, et ils pourraient exercer ce pouvoir de façon arbitraire ou imprévisible. Par ailleurs, la multitude d’administrations compétentes peut rendre l’obtention de ces autorisations et permis longue, complexe et coûteuse. Par conséquent, le Groupe ne peut garantir qu’il obtiendra à des coûts raisonnables, ou dans les délais prévus, la délivrance des

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 129 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 permis, licences et autorisations nécessaires. Enfin, pour ses projets en développement, le Groupe peut avoir engagé des ressources sans obtenir les permis et autorisations nécessaires et devoir ainsi se retirer d’un projet ou y renoncer, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable significative sur son activité et ses résultats opérationnels. Ainsi, au Mexique, le Groupe a engagé la construction au cours de l’année 2020 des ouvrages de haute tension relatifs au projet solaire de Puebla, d’une puissance de 380 MWc, afin de respecter le calendrier de validité initial du permis de génération (décembre 2022), ainsi que ceux des études et du contrat d’interconnexion dont il était bénéficiaire. Ces ouvrages sont aujourd’hui finalisés, et le Groupe attend désormais la confirmation par l’opérateur de réseau (CENACE) de la validité des études d’interconnexion afin de pouvoir lancer la construction du parc solaire attenant. Le CENACE, fermé depuis mars 2020 pour des raisons sanitaires, vient tout juste de reprendre ses activités. Une norme vient ainsi d’être publiée concernant la reprise progressive des études d’interconnexion suspendues depuis sa fermeture. Celle‐ ci devrait permettre la prorogation de la date limite de mise en service de cette centrale solaire à décembre 2026 et donner ainsi le temps au CENACE de valider les études qui lui ont été soumises par le Groupe. En parallèle, et dans un souci de cohérence, le Groupe a sollicité auprès de la Commission de Régulation de l’Energie (CRE) une demande d’extension de son permis de génération à cette même date (décembre 2026). Le contrat d’interconnexion, dont les études d’interconnexion sont une annexe, ne pourra être amendé avec la CFE qu’une fois l’accord de la CRE obtenu et les études d’interconnexion validées par le CENACE. Les ouvrages d’interconnexion et le parc solaire attenants, dont le Groupe envisage toujours la réalisation prochaine, ne pourront être finalisés qu’à ces conditions. Dispositif de maîtrise Le Groupe dispose d’équipes de développement spécialisées sur les pays qui travaillent à l’obtention de ces permis et licences. La multiplication des projets dans un pays permet de mieux comprendre les processus d’obtention, en particulier dans les pays ayant des caractéristiques régionales fortes. Ceci est particulièrement vérifié en France, pays dans lequel le Groupe dispose d’une connaissance précise des différentes sensibilités au regard du développement des énergies renouvelables selon les régions. Certains permis non critiques ne peuvent toutefois être obtenus qu’après que l’EPC a effectué les études détaillées. De plus des délais administratifs peuvent parfois retarder l’émission d’un permis qui a été dûment validé par l’administration. Le Groupe peut donc être amené à décider, dans certains cas en nombre très limité et après analyse juridique, technique et réglementaire préalable, de notifier aux EPC le lancement de la construction d’un projet sans avoir formellement obtenu tous les permis, étant entendu que les travaux ne seront exécutés que quand ces permis auront été obtenus. Le Groupe se fait accompagner par des sous‐traitants locaux spécialisés pour faire les analyses nécessaires aux demandes de permis (études techniques, études d’impact...) ainsi que par des avocats pour avoir l’exhaustivité des permis. Le positionnement du Groupe (leader local ou projets de grande taille) permet d’avoir l’attention des pouvoirs centraux, et par conséquent de limiter les décisions discrétionnaires dans les pays en développement. Impact net du risque : Moyen. Risque lié à la diminution ou à la remise en cause des prix et tarifs réglementés d’achat d’électricité renouvelable La valeur et la viabilité des installations éoliennes, photovoltaïques et de stockage développées et opérées par le Groupe dépendent de sa capacité à vendre l’électricité qu’elles produisent à des niveaux de prix adaptés soit en vertu de contrats d’achat d’électricité, soit sur le marché de gros. Historiquement, les projets du Groupe situés en France bénéficiaient d’une obligation d’achat à guichet ouvert imposant à EDF ou aux entreprises locales de distribution d’acquérir l’électricité produite par le Groupe à des tarifs d’achat obligatoires fixés par arrêté ministériel. Depuis la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte, les installations du Groupe situées en France bénéficient majoritairement du mécanisme de « complément de rémunération », fondé sur la possibilité de vendre directement l’électricité produite par certaines installations sur le marché de gros (notamment aux fournisseurs et négociants) tout en bénéficiant du versement d’une prime de la part d’EDF. De tels mécanismes de tarifs d’achat obligatoires ou de compléments de rémunération, à guichet ouvert ou à l’issue de procédures d’appel d’offres, existent également dans d’autres pays où le Groupe est présent. Ainsi, en Zambie, le programme Scaling Solar, auquel le Groupe a participé par le passé, vise à coordonner le développement et l’installation de centrales solaires pour une capacité cible de 600 MW. En Argentine, le Groupe a participé au programme RenovAr qui prévoyait des procédures d’appels d’offres à l’issue desquelles les lauréats du programme, dont le Groupe fait partie, se voyaient proposer des contrats d’achat d’électricité leur offrant un prix fixe indexé libellé en dollars américains d’une durée de 20 ans avec la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA). Pour chacun de ces pays, toutes variations défavorables des compléments de rémunération ou des prix d’achat proposés à guichet ouvert ou à l’issue de procédures d’appel d’offres pourraient avoir une incidence significative sur la rentabilité des projets du Groupe et le chiffre d’affaires qu’ils génèrent, surtout si lesdits compléments de rémunération ou tarifs d’achat ne sont pas suffisamment élevés pour couvrir les coûts du projet (notamment les coûts de remboursement de l’endettement souscrit) et garantir un rendement adapté. Par ailleurs, le Groupe peut être amené à vendre l’électricité produite par ses centrales sur les marchés de gros, pour la fraction excédant la capacité bénéficiant de tarifs d’achats obligatoire, de compléments de rémunération, ou de contrats bilatéraux (PPA dits “corporate”). Dans ce cas, le Groupe est exposé au risque d’intervention directe des gouvernements ou autorités publiques sur les marchés de gros ou d’intervention indirecte sous la forme de taxations exceptionnelles. Ainsi, l’Union Européenne a annoncé au cours du deuxième semestre 2022, la mise en place d’un plafonnement des prix à hauteur d’un niveau maximal de

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 130 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 180€ / MWh pour l’électricité vendue sur les marchés de gros par les installations de production d’énergie renouvelable. Si les modalités pratiques, le périmètre d’application, et la durée de cette mesure ont été déclinés de manière distincte parmi les différents pays membres, certains ayant fixé ce plafonnement à un niveau nettement inférieur aux recommandations de l’Union Européenne et pour une durée supérieure, ce type de mesure est susceptible de limiter la capacité du Groupe à atteindre ses objectifs de TRI cibles, dès lors que ce plafonnement s’avèrerait plus important que les hypothèses retenues par le Groupe dans ses plans d’investissement. Les volumes d’électricité vendus sur le marché le sont en effet en règle générale à des niveaux de prix supérieurs aux tarifs de rachat, aux compléments de rémunération, et aux prix des contrats bilatéraux, constituant à ce titre un levier d’amélioration des TRIs des projets. Enfin, si le Groupe ne parvient pas à maîtriser ses coûts, notamment sur les autres composants du système (composants BOS et/ou BOP) pour s’adapter à l’évolution du niveau des compléments de rémunération ou tarifs d’achat réglementaires en France ou dans les autres pays, les projets fondés sur de telles conditions de rémunération pourraient ne pas être viables. Dispositif de maîtrise Le Groupe a fait le choix de concentrer ses investissements dans des pays pour lesquels ses installations de production d’électricité d’origine renouvelable sont très majoritairement à parité réseau, notamment dans le contexte actuel de prix de l’électricité élevés, tout particulièrement en Europe, rendant de ce fait moins probable la diminution ou la remise en cause des prix et tarifs réglementés d’achat d’électricité renouvelable, déjà compétitifs par rapport aux sources conventionnelles de production d’électricité. Dans l’hypothèse d’une remise en cause de ces prix ou tarifs réglementés, la compétitivité toujours recherchée par le Groupe de ses installations par rapport aux autres sources de production d’énergie, permettrait par ailleurs de procéder à la vente de l’électricité produite sur les marchés spot ou à terme de l’électricité. S’agissant des hypothèses de prix retenues pour les volumes d’électricité vendus sur les marchés, le Groupe s’appuie sur une combinaison de modèles internes et de projections établies par des experts de marché, en retenant les courbes centrales, dont le niveau est en tendance nettement inférieur aux prix observés actuellement sur les marchés de l’électricité soumis à des tensions. Ceci rend faible le risque qu’une intervention publique affecte significativement les niveaux de prix captés par les actifs du Groupe exposés aux prix de gros, par rapport aux hypothèses retenues dans les business plans d’investissement. Enfin, la forte diversification géographique du Groupe le rend moins exposé à une remise en cause des prix et tarifs d’achat règlementés dans une géographie spécifique. Impact net du risque : Moyen. 3.1.5 RISQUES ENVIRONNEMENTAUX, SOCIAUX ET DE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE Risque lié à l’infrastructure informatique L’activité du Groupe repose sur l’opération efficace, sécurisée et ininterrompue de son système d’information, qui comprend des systèmes informatiques complexes et sophistiqués dont la composante critique de l’infrastructure, des systèmes de télécommunication, des systèmes de contrôle, de comptabilité et de reporting, et des systèmes d’acquisition et de traitement des données opérationnelles comme tertiaires. Le Groupe peut faire face à des défaillances informatiques et des perturbations de ces systèmes et réseaux, qui sont utilisés dans l’ensemble de ses activités, y compris dans ses installations hautement automatisées et pour la distribution et l’approvisionnement en électricité. Celles‐ci peuvent être causées par des problèmes de mise à jour des systèmes, des catastrophes naturelles, des cyberattaques, dont le nombre, la complexité et le niveau de sophistication se sont accrus de manière substantielle au cours des deux dernières années, des accidents, des pannes électriques, des défaillances au niveau des télécommunications, des actes de terrorisme ou de guerre, des virus informatiques, des intrusions physiques ou électroniques, ou des événements ou perturbations similaires. Les perturbations des systèmes informatiques du Groupe, sous l’effet notamment de cyberattaques, comme les rançongiciels, pourraient gravement perturber les opérations administratives et commerciales, y compris engendrer une perte de données sensibles et compromettre la capacité opérationnelle. Cela pourrait également entraîner une perte de service pour les clients et nécessiter des dépenses importantes afin de corriger les failles de sécurité ou les dommages au système. Par ailleurs, en plus d’avoir une incidence négative sur l’activité du Groupe, une défaillance du système de surveillance des opérations pourrait entraîner une perte de chiffre d’affaires, le non‐respect des obligations contractuelles, réglementaires ou fiscales et donner lieu à des amendes et sanctions. Dispositif de maîtrise Afin de sécuriser son infrastructure informatique, et tout particulièrement de préserver l’intégrité de ses systèmes d’information les plus critiques et de ses données sensibles, dans un contexte de fort développement, le Groupe a conclu plusieurs contrats auprès de prestataires externes qualifiés visant à assurer l’intégrité, la performance, la continuité de service et la protection de ces systèmes. Ces contrats contiennent des obligations de performance spécifiques, qui font l’objet d’un monitoring précis et régulier. Le Groupe dispose d’une fonction informatique en interne dirigée par un Directeur des Systèmes d’Information. Celui‐ci veille notamment, dans le cadre d’un plan à moyen terme en cours de déploiement, au renforcement des investissements humains et matériels du Groupe en matière de cybersécurité, de suivi et de sécurisation des outils de mesure de la performance des actifs de production, et de développements informatiques portant sur certaines fonctions clefs du Groupe (exploitation, financement et ressources humaines notamment). En 2022, le Groupe a ainsi poursuivi la refonte de son infrastructure informatique, reposant

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 131 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 sur le recours à des solutions de type multicloud hybride devant assurer une plus forte résilience vis‐à‐vis des attaques les plus critiques, comme celles par ransomware 15 . Le canal majoritaire des cyberattaques étant désormais le vecteur humain, le Groupe a poursuivi, au cours de l’année 2022, les efforts de sensibilisation de ses salariés en matière de risque cyber à travers la mise en œuvre d’un parcours de formation dédié, et la réalisation de campagnes de test d’hameçonnage (phishing). 15 Un ransomware ou rançongiciel est un logiciel malveillant qui bloque l’accès à l’ordinateur ou à des fichiers en les chiffrant et qui réclame à la victime le paiement d’une rançon pour en obtenir de nouveau l’accès. Cette sensibilisation s’est accompagnée de la mise en place progressive, et toujours en cours actuellement, de systèmes et processus de détection et réponses à incidents. Pour la détection, le Groupe a recours à des solutions éprouvées (Security Operating Center / Security Information and Event Management) permettant une surveillance permanente, pro‐ active et automatisée des éventuelles attaques « cyber » contre les composantes du système d’information. Pour la réponse à incident, afin qu’elle soit appropriée et rapide, le Groupe a recours à des prestations auprès de sociétés qualifiées et expertes en cybersécurité. Risque de fraude Des actions spécifiques ont été menées pour maîtriser le risque de fraude. Afin de prévenir ce risque majeur, une formation de sensibilisation a été historiquement spécifiquement créée et déployée auprès de l’ensemble des collaborateurs de la fonction Finance du Groupe. De plus, depuis l’année 2020, et à la suite de l’arrivée de son Directeur des Systèmes d’Information, le Groupe fait régulièrement réaliser des audits externes de son exposition aux risques de cybersécurité, qui ont débouché sur le renforcement et la mise en place de plusieurs politiques internes, le déploiement d’outils de protection dédiés, portant notamment sur les échanges de données et la sécurisation des espaces de travail, et la sensibilisation de l’ensemble des collaborateurs aux risques associés à la cybersécurité à travers la mise en place d’e-learning spécifiques. Des alertes dédiées sont émises sur les schémas de fraude auxquels le Groupe est particulièrement exposé tels que la « fraude au président » (fraude externe qui consiste à ordonner des transferts de fonds en usurpant l’identité du président), et la fraude aux coordonnées bancaires fournisseurs (fraude externe qui consiste à usurper l’identité d’un fournisseur habituel pour obtenir la substitution de ses coordonnées bancaires par celles du fraudeur, préalablement à la réalisation d’un règlement de facture). Au cours de l’année 2022, des formations en ligne couvrant l’ensemble du spectre des risques de cybersécurité, et notamment la maîtrise, par les collaborateurs, de leur empreinte numérique, source principale d’informations utilisée par les assaillants pour perpétrer des attaques, ont été déployées auprès de l’ensemble des collaborateurs. Leur contenu s’adapte au degré de connaissance et au niveau de maîtrise respectif de ceux‐ci. Leur réalisation effective est monitorée par la DSI du Groupe avec le soutien des managers d’équipes. Des activités de contrôle spécifiques ont également été définies pour couvrir ce risque au niveau opérationnel, et sont intégrées au sein des différents processus concernés. Impact net du risque : Elevé. Risque lié à la capacité de rétention des collaborateurs clés et à l’embauche et la rétention de nouveaux employés qualifiés Le succès du Groupe et sa capacité à mener à bien ses objectifs de croissance, dépendent des collaborateurs clés et employés qualifiés, notamment certains cadres du Groupe et des employés ayant une expertise particulière en matière de développement, de structuration et de financement, d’ingénierie, de construction, d’opération et de maintenance de projets. Compte tenu de leurs expertises dans l’industrie en général, de leurs connaissances des processus opérationnels du Groupe et de leurs relations avec les partenaires locaux du Groupe, la perte des services d’une ou plusieurs de ces personnes pourrait avoir une incidence défavorable significative sur la croissance, le développement des projets, la situation financière et les résultats du Groupe. À mesure que le Groupe étend ses activités, son portefeuille et son implantation géographique, son succès opérationnel et sa capacité à mener à bien son business plan dépendent en grande partie de sa capacité à attirer et à retenir du personnel qualifié supplémentaire ayant une expertise technique ou sectorielle spécifique, y compris dans les nombreux sites internationaux où il est implanté. Par exemple, la présence du personnel du Groupe et de ses capacités d’ingénierie sur le terrain sont essentiels au développement de nouveaux projets et à l’opération des actifs existants. Le succès de ces projets dépend de l’embauche et du maintien en poste d’un personnel, à l’échelle du Groupe, possédant l’expertise nécessaire pour permettre à ce dernier de compléter avec précision et en temps opportun les différentes étapes de développement de projet. Il existe une concurrence importante et croissante dans l’industrie de l’énergie renouvelable pour attirer du personnel qualifié possédant l’expertise nécessaire, et le Groupe ne peut garantir qu’il sera en mesure d’en embaucher un nombre suffisant de tels talents pour soutenir son business plan et sa croissance. L’incapacité à recruter et à retenir du personnel qualifié pourrait avoir un effet défavorable significatif sur les activités du Groupe.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 132 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 De plus, il arrive parfois que des cadres et autres employés ayant une expertise technique ou sectorielle quittent le Groupe. Au fur et à mesure que la visibilité et la notoriété du Groupe augmentent, ses salariés deviennent également plus facilement cibles de sollicitation. Ainsi, dans un contexte de tension générale sur le marché de l’emploi dans les principaux pays où opère le Groupe, particulièrement exacerbée pour les compétences clefs mobilisées tout au long de la chaîne de valeur des activités renouvelables, le Groupe a observé deux phénomènes notables au cours de l’année 2022. D’une part, une multiplication des sollicitations adressées par des concurrents ou des acteurs émergents, à des employés clefs du Groupe, et de manière plus générale à des fonctions indispensables à la réalisation de ses projets (développement, construction, et financement notamment). D’autre part, une inflation, sur le marché du travail, des rémunérations proposées aux profils qualifiés recherchés par le Groupe, rendant plus complexes les processus de recrutement sur des fonctions centrales pour la poursuite de sa croissance. Si le Groupe ne parvient pas à nommer rapidement des successeurs qualifiés et efficaces ou est incapable de gérer efficacement les écarts temporaires d’expertise ou autres perturbations créées par de tels départs, cela pourrait avoir une incidence défavorable significative sur ses activités et sa stratégie de croissance. Dispositif de maîtrise Le Groupe attache une grande valeur à son capital humain, lequel constitue l’un de ses atouts fondamentaux et cherche à favoriser l’émergence de talents au sein de son personnel, notamment en le confrontant à des positions et à des expériences nouvelles au sein des différentes filiales du Groupe. Le Groupe procède chaque année à une revue de ses effectifs et identifie à cette occasion des fonctions et collaborateurs clés pour lesquels des politiques spécifiques de rétention et des plans de succession sont mis en place. Dans ce cadre, le Groupe encourage vivement la mobilité entre fonctions et internationale de ses collaborateurs. Par ailleurs, le Groupe a historiquement proposé des plans de stock‐options et d’attribution gratuite d’actions de performance à ses collaborateurs clés, tels que décrits aux chapitres 4, 6 et 7 du présent document. Enfin, un plan d’intéressement a été mis en place en France en 2019, et un dispositif d’actionnariat salarié au bénéfice des salariés français du Groupe en mars 2020, en avril 2021 puis en mars 2022. Ceux‐ci proposaient à chaque bénéficiaire l’acquisition d’actions nouvelles à prix préférentiel (se référer aux chapitres 4, 6 et 7 du présent document). Impact net du risque : Elevé. 16 Pour une définition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la section 9.6 « glossaire » du présent document. Risque lié à l’acceptabilité d’une installation par les populations locales ou à la remise en cause des permis, licences et autorisations postérieurement à leur obtention par le Groupe Les projets éoliens et, dans une moindre mesure, photovoltaïques développés ou opérés par le Groupe peuvent faire l’objet d’une faible acceptabilité, et dans certains cas, d’une opposition de la part des populations locales et associations, spécialisées notamment dans la lutte contre les installations éoliennes, particulièrement en France. Les permis, autorisations et licences nécessaires à l’implantation d’une installation peuvent, une fois accordés, faire l’objet de recours contentieux par les riverains et associations, qui invoquent généralement devant les tribunaux une dégradation des paysages, des désagréments sonores, des atteintes à la biodiversité, ou plus généralement une atteinte à l’environnement local. De tels recours sont très fréquents pour les projets éoliens du Groupe situés en France et peuvent aussi survenir, de manière moins systématique, pour les projets situés dans les autres pays du Groupe, notamment en Finlande, en Suède et au Canada. Lorsque les permis et autorisations obtenus par le Groupe font l’objet de contestations ou sont annulés, cela a pour effet de rallonger les délais de développement des projets, voire dans certains cas extrêmes, de contraindre le Groupe à abandonner ces projets en cours de développement. Au 31 décembre 2022, aucun des 123 projets photovoltaïques ne faisait l’objet d’un recours et 24,5 % des 50 projets éoliens (soit 12 projets) en phases awarded, tender-ready et advanced development 16 du Groupe en France faisaient l’objet d’un recours (les projets en phase early stage ne sont généralement pas assez avancés pour être contestés par la voie du recours). Hors de France, un projet du Groupe en Suède, faisait l’objet de recours. Sur l’ensemble de l’exercice 2022, aucun projet du Groupe n’a été abandonné à la suite de recours, les avis des communautés étant pris en compte pour adapter les projets en cas de forte opposition. Deux projets éoliens, l’un en phase awarded et l’autre en opération, sont en revanche sortis de recours. Plus généralement, aucune garantie ne peut être donnée par le Groupe qu’un parc éolien ou, dans une moindre mesure, un parc solaire, en cours de développement ou en opération recueille un avis favorable ou soit accepté par les populations avoisinantes. Même s’il existe déjà diverses réglementations qui visent à limiter les lieux d’implantation de parcs éoliens ou solaires, l’opposition des populations locales peut rendre plus difficile l’obtention de permis de construire et conduire à l’adoption de nouvelles réglementations plus restrictives. Une moindre acceptabilité par les populations locales de l’implantation des centrales, une progression du nombre de recours ou une évolution défavorable de leur issue pourraient conduire le Groupe à abandonner certains projets et, par conséquent, avoir un effet défavorable sur les perspectives et les performances financières du Groupe.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 133 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Dispositif de maîtrise De manière générale, le Groupe privilégie l’information et la consultation des communautés locales. Le Groupe souhaite également éviter, réduire et compenser les impacts d’un projet, par des analyses environnementales détaillées. Ces analyses et concertations associées à la mise en place de mesures compensatoires permettent de limiter l’impact d’un projet, ou l’opposition locale, notamment en respectant les Performance Standards de l’IFC, pour les projets financés par des banques de développement. C’est la raison pour laquelle, le Groupe a établi un cadre en matière de développement durable, résumé dans son Sustainability Framework 17 dans lequel il s’est engagé à : • faire réaliser des études d’impact environnemental par des écologues spécialisés pour 100 % de ses projets en développement (avancé ou advanced development) 18 et à compenser, le cas échéant, les impacts environnementaux inévitables, conformément aux exigences locales. Le Groupe s’est également engagé, pour chaque projet qui sera construit, à adopter une initiative de biodiversité allant au‐delà des exigences de la réglementation locale ; • consulter les communautés locales et à partager de l’information, y compris lorsque cela ne relève pas d’une obligation légale ; • développer un Community Engagement Plan 19 pour 100 % de ses nouveaux projets dont la capacité est supérieure à 50 MW ; • maximiser son impact pour l’économie locale, en interagissant avec les entreprises et les réseaux professionnels locaux, en privilégiant les fournisseurs et les travailleurs locaux autant que possible et en développant un Local Participation Plan 20 pour les projets dont la capacité est supérieure à 100 MW ; • mettre en place des initiatives locales et des projets de développement durable pour chaque projet dont la capacité est supérieure à 50 MW ; • renforcer ses liens avec les communautés locales, en créant une œuvre d’art qui mette en valeur les énergies renouvelables et la culture locale, pour chaque projet dont la capacité est supérieure à 50 MW. Pour les projets éoliens, une population impliquée au plus tôt dans le développement d’un projet aura tendance à mieux accepter l’implantation. Des dispositifs de concertation et d’information préalables sont donc mis en place par les équipes de Neoen avant le dépôt des demandes d’autorisation, pour impliquer les riverains dans l’élaboration du projet et la prise en compte des enjeux locaux, adaptés en fonction du contexte (présence d’éoliennes à proximité, influence des associations anti‐éoliennes...) : implication des élus locaux, organisation de réunions ou permanences d’informations à destination des riverains, porte‐à‐porte, distribution de notes d’information, visites de parc, mise en ligne d’un site internet dédié au projet. 17 Le Sustainability Framework est le cadre que Neoen s’est donné pour formaliser ses engagements en matière de développement durable. Neoen souhaite en effet développer des pratiques responsables et durables afférentes à son modus operandi, ses interactions avec les communautés et à la maîtrise de son empreinte environnementale. Le Sustainability Framework est disponible sur le site internet de Neoen (https://neoen.com/fr/rse/ / https://neoen.com/en/csr/). 18 Pour une définition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la section 9.6 « glossaire » du présent document. 19 Le Community Engagement Plan est un outil interne complet, guidant et jalonnant toutes les consultations et interactions ayant lieu durant la vie d’un projet, depuis les premières étapes de l’étude de faisabilité jusqu’à son démantèlement. 20 Le Local Participation Plan identifie et répertorie l’ensemble des bénéfices économiques potentiels d’un projet en termes de développement local et régional. Afin de déployer ces dispositifs, en plus des chefs de projets en relation directe avec les parties prenantes locales, le Groupe dispose de personnel en charge des relations avec les communautés (Australie), ou fait appel à des consultants spécialisés sur certaines régions (Amérique latine, Afrique ou Europe), afin d’assurer une bonne relation sur la durée. En dehors d’Europe, le Groupe réalise, en phase de développement, des études d’impacts environnemental et social (ESIA). La composante sociale de ces études permet non seulement d’alimenter le Community Engagement Plan mais aussi d’établir de plans d’action avec les communautés impliquées pour les phases de construction et d‘opération du projet. Enfin, pour certains projets, pour ne pas retarder la construction et l’exploitation d’une centrale, le Groupe pourrait envisager de recourir à des assurances le protégeant contre les conséquences financières subies en cas de succès des recours (contre des permis obtenus par le Groupe) si de telles couvertures sont disponibles et leur mise en place se justifie financièrement. Impact net du risque : Moyen. Risque lié aux conditions météorologiques et aux effets du changement climatique Le Groupe investit et prévoit de continuer à investir dans des projets de production d’électricité dépendants des ressources solaires et éoliennes. Au 31 décembre 2022, les installations photovoltaïques et les parcs éoliens du Groupe en opération représentaient respectivement 2 039 MW et 1 477 MW, soit environ 50 % et 36 % de sa capacité totale opérationnelle. Les niveaux de production des centrales photovoltaïques et éoliennes du Groupe dépendent respectivement et de manière significative du degré d’irradiation des installations solaires et de l’énergie cinétique du vent à laquelle sont exposées les éoliennes. Ces ressources sont hors du contrôle du Groupe et sont susceptibles de varier significativement selon les périodes. Les conditions météorologiques générales, telles que les variations saisonnières des ressources, sont ainsi complexes à prévoir. Des niveaux insuffisants d’irradiation ou de vent sont susceptibles d’entraîner une diminution de la production d’électricité. Des températures excessives peuvent par ailleurs conduire à une réduction de la production d’électricité des installations photovoltaïques et des vents dépassant une certaine vitesse peuvent endommager les éoliennes et contraindre le Groupe à interrompre le fonctionnement des turbines. Ce risque lié aux conditions météorologiques est accru en raison du changement climatique. En effet, dans la mesure où ce dernier provoque des variations des températures, des ressources en vent et des conditions météorologiques, engendre une augmentation de la couverture nuageuse moyenne ou encore accentue l’intensité ou la fréquence des

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 134 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 épisodes météorologiques extrêmes, tels que des ouragans, des inondations, ou des feux de forêts, il est susceptible d’avoir une incidence défavorable sur les installations et les activités du Groupe. Par ailleurs, les épisodes météorologiques extrêmes peuvent endommager les installations du Groupe ou entraîner une augmentation des périodes d’arrêt, un accroissement des coûts d’opération et de maintenance (coûts O&M) ou encore interférer avec le développement et la construction de projets de grande envergure. Par exemple, sur certains marchés sur lesquels il est implanté, le Groupe a déjà eu à faire face à des épisodes météorologiques extrêmes, tels que des inondations en Australie. Il a aussi subi des tremblements de terre au Salvador. Dispositif de maîtrise Les dispositifs de maîtrise déployés par le Groupe concernant les risques météorologiques et l’impact du changement climatique sont de plusieurs ordres : • une stratégie de diversification géographique et technologique de son portefeuille de projets : à la date du présent document, bien que le Groupe réalise l’essentiel de son activité en Australie (36 % des MW en opération au 31 décembre 2022), en France (26 % des MW en opération au 31 décembre 2022), et en Amériques (22 % des MW en opération au 31 décembre 2022), la poursuite de cette stratégie de diversification devrait limiter à l’avenir l’impact potentiel de l’occurrence de ce risque au niveau consolidé ; • un suivi en temps réel des conditions climatiques dans lesquelles opèrent les actifs du Groupe. D’une part, ce suivi permet au Groupe d’effectuer des prévisions de production d’électricité à partir d’études statistiques fondées sur l’historique des conditions météorologiques des sites. Le taux de rentabilité interne (« TRI ») et les covenants financiers du Groupe négociés dans le cadre des financements de projets prennent généralement pour hypothèse que ces prévisions se vérifieront statistiquement sur le long terme. D’autre part, ce suivi doit permettre d’identifier et de mieux anticiper les éventuelles actions à mettre en place en cas de variations trop importantes. En effet, les estimations du niveau d’irradiation et de ressources éoliennes des sites, réalisées à partir de l’expérience du Groupe et d’études menées par des ingénieurs indépendants, peuvent ne pas refléter le niveau réel des ressources solaires et éoliennes d’un site pour une période donnée. Le Groupe peut ainsi être amené à réaliser des études ultérieures, en cas d’écart persistant entre ses estimations initiales et le niveau réel de ressource affectant certains actifs, et réviser en conséquence ses prévisions pour un actif spécifique, mais aussi pour de futurs projets ayant des caractéristiques similaires ; • la construction des actifs selon des normes (sismiques, vent, inondation, etc.) robustes ; • une couverture assurantielle de ses actifs au sein de laquelle les questions météorologiques occupent une place fondamentale. Le transfert des risques au marché de l’assurance est défini en fonction de critères clairs de solidité financière des assureurs‐partenaires et de leur capacité à couvrir les événements météorologiques majeurs et catastrophes naturelles qui pourraient affecter les actifs du Groupe. Compte tenu de la poursuite du durcissement du marché mondial des assurances, le Groupe peut être amené à faire réaliser des études techniques permettant de définir le niveau de garanties adapté aux risques de chaque actif. La couverture comprend aussi bien celle des actifs physiques (dommages aux biens) que celle des revenus escomptés des actifs (pertes d’exploitation) ou de la dette et des coûts opérationnels fixes, selon le cas, ainsi que des frais supplémentaires d’opération et maintenance pendant la réparation d’un sinistre. Cette couverture adaptée, telle que décrite dans la section 3.2 « assurances et gestion des risques », permet de protéger autant que possible le Groupe et ses actifs contre l’incertitude liée aux événements météorologiques extrêmes. Par ailleurs, en gestionnaire responsable, le Groupe suit de près le développement de couvertures assurantielles ou financières ayant pour paramètre la disponibilité des ressources naturelles renouvelables (notamment éolienne et solaire). S’il n’a pas pour l’instant jugé bon de souscrire ces couvertures en vertu de leur coût élevé et de leur efficacité encore trop relative, il reste néanmoins à l’écoute des évolutions de ces produits dont l’objectif est de protéger la performance économique d’un actif en cas de manque ou de trop‐plein de ressources naturelles renouvelables. Impact net du risque : Moyen.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 135 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 3.2 ASSURANCES ET GESTION DES RISQUES Le contrôle des risques fait partie intégrante des activités opérationnelles du Groupe. En tant que développeur et exploitant d’installations photovoltaïques et éoliennes ainsi que d’installations de stockage, le Groupe adapte son dispositif de contrôle des risques soit en interne, soit via le transfert de ces risques par le recours à des polices d’assurance. 3.2.1 ASSURANCES Dans le cadre de ses activités, le Groupe a recours à l’assurance à deux niveaux : • au niveau de la Société, pour couvrir essentiellement les risques de responsabilité civile présents à l’échelle du Groupe, ainsi que les dommages relatifs aux déplacements professionnels des salariés et mandataires sociaux du Groupe ; • au niveau des sociétés de projets, pour se protéger des risques pesant spécifiquement sur les installations photovoltaïques, éoliennes et de stockage en cours de développement, de construction et d’opération. La politique d’assurance est déterminée et gérée en interne par un département dédié, sous la responsabilité du secrétaire général, qui travaille en étroite collaboration avec les différentes équipes (notamment, avec les équipes de développement, de construction et d’exploitation et l’équipe juridique) à travers le monde et les courtiers en assurance du Groupe. Compte tenu du durcissement continu du marché mondial des assurances, le Groupe déploie ses meilleurs efforts afin d‘obtenir une couverture assurantielle adaptée pour chacun des risques (i) en créant des partenariats avec des acteurs majeurs du marché et (ii) en faisant réaliser des études techniques permettant de déterminer précisément les risques d’un projet notamment en cas de catastrophe naturelle ou de risque en cas d’attaque terroriste. 3.2.1.1 ASSURANCES RESPONSABILITÉ CIVILE ET « DÉPLACEMENTS PROFESSIONNELS » DU GROUPE Les polices d’assurances souscrites par la Société pour couvrir toutes les entités du Groupe et ses salariés et mandataires sociaux, sont essentiellement des assurances responsabilité civile, ainsi qu’une assurance « Individuel Accidents ». À la date du présent document, le Groupe a souscrit les principales assurances suivantes, avec des niveaux de couverture (et plafonds d’indemnisation) qu’il estime appropriés et usuels pour des entreprises opérant dans le même marché : • un programme international d’assurance de responsabilité civile, souscrit auprès de HDI, dont l’objet est de garantir le Groupe, ses représentants et salariés situés en France et dans les autres pays dans lesquels le Groupe opère, contre les conséquences financières de toute responsabilité que ceux‐ci pourraient encourir à raison de dommages corporels, matériels et immatériels résultant de fautes, d’erreurs de fait ou de droit, d’oublis, d’omissions, de négligences, d’inexactitudes commis par eux ou leurs préposés et causés aux tiers, y compris les clients du Groupe, dans l’exercice de leurs activités professionnelles. Ce programme d’assurance comprend également un volet « défense pénale » qui couvre le paiement des honoraires des mandataires (avocats, avoués, huissiers, experts) et des frais nécessaires pour assurer la défense du Groupe en cas de poursuites pour un sinistre grave. Le montant total de ces garanties est plafonné par sinistre et par année d’assurance, avec des sous‐plafonds par type de dommages. Cette assurance est constituée d’une police « master » complétée par des polices « locales » dans les pays dans lesquels le Groupe opère conformément à la règlementation locale. Cette police « master » a vocation à intervenir en complément desdites polices « locales » ; • un programme d’assurance de responsabilité civile des dirigeants et mandataires sociaux, souscrit auprès d’AIG (apériteur) et de Liberty, dont l’objet est principalement de couvrir les administrateurs, les dirigeants et les mandataires sociaux des entités du Groupe dans le monde entier contre les conséquences pécuniaires des réclamations introduites à leur encontre et imputables à toute faute professionnelle commise dans l’exercice de leurs fonctions. Le programme couvre également les frais de défense civile, pénale et administrative des personnes assurées ; • une police d’assurance couvrant les déplacements professionnels (police « Individuel Accidents »), souscrite auprès d’AIG, visant à couvrir tout salarié, mandataire social, dirigeant ou administrateur de la Société ou toute personne ayant un ordre de mission de la Société, y compris expatriés ou détachés, contre les dommages survenus à l’occasion de leurs déplacements professionnels (aériens, terrestres, etc.). Le montant total de ces garanties est plafonné par sinistre (à chaque fois, avec des sous‐plafonds par type de dommages). Cette police est complétée par une assurance souscrite auprès de Covéa Fleet, garantissant les véhicules personnels des collaborateurs en mission, en cas de dommages matériels et immatériels et sans limitation en cas de dommages corporels survenant en France. Les polices d’assurance souscrites par le Groupe contiennent des plafonds, des exclusions et des franchises qui pourraient l’exposer, en cas de survenance d’un sinistre significatif ou d’une action en justice intentée à son encontre, à des conséquences défavorables. Il ne peut en outre être exclu que, dans certains cas, le Groupe soit obligé de verser des indemnités et/ou des dépenses insuffisamment ou non couvertes par les polices d’assurance. 3.2.1.2 ASSURANCES SPÉCIFIQUES AUX SOCIÉTÉS DE PROJETS Dans l’exercice de ses activités de développement et opération de projets photovoltaïques et éoliens, ainsi que d’installations de stockage, le Groupe se protège, par le recours à des polices d’assurance, contre les dommages et incidents qui pourraient survenir et affecter une installation.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 136 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 La politique générale d’assurance du Groupe repose sur les principes suivants : • chaque projet du Groupe doit être couvert par : – une police construction « tous risques chantiers » couvrant à la fois la Société et la société de projet contre les risques de dommages matériels accidentels et pertes de recettes y associées, responsabilité civile (y compris les risques environnementaux accidentels) pouvant survenir lors de la phase de construction de l’installation. Le recours à une police de type « tous risques chantiers » ou « tous risques chantier montage essai » (Construction All Risks) permet une indemnisation sans recherche préalable de responsabilité aux fins d’éviter de longues interruptions de chantiers ; – lorsque l’installation est entrée en opération, une assurance exploitation couvrant les risques de responsabilité civile (y compris les risques environnementaux accidentels), de dommages matériels accidentels et pertes de recettes y associées, causés par ou à l’installation (par exemple : incendies, vols et actes de vandalisme, catastrophes naturelles etc.) ; – une police d’assurance de responsabilité civile spécifique incluant les risques environnementaux accidentels si ce volet n’est pas inclus dans les polices construction ou exploitation ; – en fonction des risques du projet, le Groupe peut être également amené à souscrire une police d’assurance spécifique afin de couvrir les dommages matériels et pertes de recettes y associées en cas d’acte terroriste tant en phase de construction qu’en opération. • si chaque projet bénéficie de couvertures propres, distinctes de celles des autres projets, ces couvertures doivent être en ligne avec la politique de couverture d’assurances du Groupe. Dans le cas spécifique des projets solaires français, des conditions standards ont été fixées dans des polices cadres négociées en amont par le Groupe auprès d’assureurs de premier rang, notamment par le biais de courtiers en assurances. Ainsi, à la date du présent document, des polices cadres ont été conclues avec AXA France et Gothaer pour couvrir les actifs photovoltaïques et éoliens du Groupe situés en France tant en construction qu’en opération afin de couvrir respectivement les risques de responsabilité civile ainsi que les risques dommages matériels accidentels et pertes de recettes y associées ; • concernant les activités internationales, le Groupe a entrepris un chantier d’harmonisation et de rationalisation de ses polices d’assurance internationales. Plusieurs programmes d’assurance exploitation ont été souscrits en 2020 auprès d’assureurs de premier rang, avec comme assureur apériteur HDI pour les installations photovoltaïques et de stockage en Australie et AGCS pour les autres installations en exploitation implantées à l’international, afin de couvrir les risques de dommages matériels accidentels et pertes de recettes y associées ou dette et coûts opérationnels fixes. Les polices construction couvrant lesdits projets sont, quant à elles, conclues au terme de procédures d’appels d’offres (de type request for quotation) organisées avec le support d’un courtier international ; • les polices d’assurance sont généralement auditées par les prêteurs qui financent le projet, lesquels demandent à être désignés en tant que co‐assurés afin de pouvoir, le cas échéant, bénéficier d’éventuelles indemnités d’assurances en cas de sinistre par voie de subrogation dans le cadre des contrats de prêts souscrits ; • enfin, les polices d’assurance souscrites par les sociétés de projets contiennent des plafonds, franchises et exclusions qui sont calibrés projet par projet et dont le niveau est adéquatement fixé au terme des travaux d’audit du Groupe, en concertation avec les banques de financement. Compte tenu de l’aggravation du risque terrorisme au Mozambique, la police construction couvrant le projet d’installation photovoltaïque Metoro a été résiliée fin juin 2022 à l’initiative des assureurs du fait de l’évacuation complète du site motivée par les attaques perpétrées en 2022 à proximité du chantier. Ce projet reste assuré via une police d’assurance couvrant les risques de violence politique. Le Groupe est en contact avec un courtier local afin d’étudier la faisabilité d’une police construction avec les assureurs locaux. À cette politique générale, s’ajoute la mise en place de certaines polices d’assurance locales obligatoires en fonction des pays concernés. Afin de veiller à la mise en place de polices d’assurance cohérentes et d’un niveau de couverture satisfaisant, le Groupe a notamment défini des lignes directrices pour déterminer l’organisation à suivre en matière d’assurances lors des phases de construction des projets qu’il développe. À la date du présent document, le Groupe a mis en place une politique de couverture des principaux risques assurables avec des montants de garantie qu’il estime compatibles avec la nature de ses activités. Le Groupe n’envisage pas, à l’avenir, de difficultés particulières pour conserver des niveaux d’assurance adéquats dans la limite des disponibilités et des conditions de marché. L’actuel durcissement des marchés de l’assurance peut avoir des conséquences, à terme, sur les montants de franchise ou les limites des polices, ainsi que sur la disponibilité de certaines garanties, mais le Groupe n’anticipe pas de difficultés à assurer ses actifs dans des conditions acceptables et cohérentes avec sa politique de gestion des risques. Au cours des dernières années, le Groupe n’a pas connu de sinistre significatif ayant conduit à une remise en cause de ses polices d’assurances. 3.2.2 GESTION DES RISQUES La gestion des risques se rapporte aux mesures mises en œuvre par le Groupe pour recenser, analyser et maîtriser les risques auxquels il est soumis dans le cadre de ses activités, en France et à l’étranger. Le Groupe accorde une grande importance à la culture des risques et a engagé une démarche structurée visant à conduire une politique active en matière de gestion des risques permettant de s’assurer que ses risques majeurs et opérationnels soient connus et maîtrisés. Le dispositif déployé est applicable à l’ensemble du Groupe, comprenant toutes ses activités, fonctions et territoires.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 137 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 La maîtrise des risques est considérée comme une priorité par le Groupe qui a construit une démarche cohérente de gestion des risques et de contrôle interne. Les dispositifs de gestion des risques et de contrôle interne du Groupe reposent sur un ensemble de moyens, de politiques, de procédures, de comportements et d’actions visant à s’assurer que les mesures nécessaires sont prises pour : • vérifier l’efficacité des opérations et l’utilisation efficiente des ressources ; • identifier, analyser et maîtriser les risques susceptibles d’avoir un impact significatif sur le patrimoine, les résultats, les opérations ou la réalisation des objectifs du Groupe, qu’ils soient de nature opérationnelle, commerciale, juridique ou financière, ou qu’ils soient liés à la conformité aux lois et réglementations. Une organisation et des outils structurants ont été mis en place pour supporter les dispositifs à tous les niveaux de l’organisation du Groupe. 3.2.2.1 CARTOGRAPHIE DES RISQUES Le Groupe a mis au point une cartographie des risques afin de prévenir les risques majeurs relatifs à son activité, tels que décrits au paragraphe 3.1.1 « risques liés au secteur d’activité » du présent document, avec le support d’un consultant externe spécialisé sur ces sujets. Le processus d’élaboration de la cartographie des risques, qui a été mis en place en 2016, a permis d’identifier les principaux risques auxquels le Groupe est exposé et d’évaluer chacun d’eux selon une méthodologie définie. Le processus d’élaboration de la cartographie des risques implique fortement le management de l’ensemble des activités et fonctions du Groupe, permettant de tenir compte des objectifs et des enjeux de toutes les parties prenantes. L’exercice consiste notamment à identifier les risques les plus significatifs pour le Groupe, regroupés en différentes familles (développement, opérationnel, financier...). Une description des risques et de leurs causes est réalisée et pour chacun de ces risques, leur probabilité de réalisation, leurs impacts potentiels sur le Groupe, ainsi que leur degré de maîtrise actuel sont évalués. À la suite de l’évaluation de la maîtrise de ces risques, des plans d’action sont définis pour les risques jugés insuffisamment maîtrisés. L’avancement de la mise en place des plans d’action est de la responsabilité du Comité exécutif. Tous les trois ans, les principaux risques auxquels le Groupe est confronté font l’objet d’un processus de cartographie visant à réviser leur classification au regard de l’évolution de l’environnement au sein duquel le Groupe évolue. Ainsi, au cours du second semestre 2022, le Groupe a effectué une revue approfondie de cette cartographie des risques et de ses dispositifs de maîtrise dans un contexte général marqué notamment par la sortie de la crise sanitaire, une instabilité géopolitique et macro‐économique forte, tout particulièrement en Europe, et une forte volatilité des marchés des matières premières. Cette révision a été réalisée en impliquant l’ensemble des fonctions de Neoen, et le Comité exécutif. Au cours du quatrième trimestre 2022, cette cartographie mise à jour, et de manière plus globale l’environnement des risques ont été analysés par le Comité exécutif et validés par le Comité d’audit. Dans un contexte de tension générale sur le marché de l’emploi dans les principaux pays où opère le Groupe, particulièrement exacerbée pour les compétences clefs mobilisées tout au long de la chaîne de valeur des activités renouvelables, le Groupe a observé deux phénomènes notables au cours de l’année 2022. D’une part, une multiplication des sollicitations adressées par des concurrents ou des acteurs émergents, à des employés clefs du Groupe, et de manière plus générale à des fonctions indispensables à la réalisation de ses projets (développement, construction, et financement notamment). D’autre part, une inflation, sur le marché du travail, des rémunérations proposées aux profils qualifiés recherchés par le Groupe, rendant plus complexes les processus de recrutement sur des fonctions centrales pour la poursuite de sa croissance. Celui‐ci a en conséquence pris la décision, en accord avec le Comité d’audit, de réévaluer à « élevée » la qualification du risque lié la capacité de rétention des collaborateurs clés et à l’embauche et la rétention de nouveaux employés qualifiés. S’agissant des autres risques, il ne semble pas que leur niveau d’importance net se soit accru ou modifié par rapport à la situation antérieure. 3.2.2.2 CADRE ORGANISATIONNEL DE LA GESTION DES RISQUES ET DU CONTRÔLE INTERNE Les rôles et responsabilités en termes de gestion des risques et contrôle interne ont été clairement définis au sein du Groupe. La responsabilité du management sur ces domaines est inscrite dans la culture même du Groupe et ancrée dans les différentes instances de management, notamment celles de suivi de projets et d’activité (développement, construction et comités de direction locaux). Le Comité exécutif se situe au cœur de la démarche. Il est responsable de sa conception, et porte et pilote l’ensemble des sujets en matière de gestion des risques et de contrôle interne. Il s’assure de la mise en place au sein du Groupe des procédures de contrôle interne et des plans d’action issus de la cartographie des risques. Le directeur financier Groupe a plus spécifiquement la charge, en s’appuyant sur ses équipes internes et des prestataires externes dédiés, de coordonner la mise en place, l’animation et le reporting du dispositif de contrôle interne. Il coordonne également le processus de mise à jour de la cartographie des risques. De plus, des business process owners ont été désignés au sein du Comité exécutif pour gérer les outils de contrôle (moyens, politiques, procédures, actions, etc.) nécessaires à la maîtrise de chaque processus. Enfin, le Comité d’audit joue un rôle clef en matière de gestion des risques et de contrôle interne, en exigeant un reporting au moins annuel et en challengeant les dispositifs mis en œuvre par le Groupe. Ce reporting est effectué sous la responsabilité du directeur financier Groupe.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 138 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Focus sur l’élaboration de l’information comptable et financière L’élaboration de l’information comptable et financière s’effectue sur la base de systèmes d’information permettant d’assurer le suivi de l’exhaustivité et de la correcte évaluation des transactions, ainsi que de l’élaboration des informations comptables et financières, conformément aux principes et méthodes comptables en vigueur et appliqués par la Société, tant pour ses comptes annuels que pour ses comptes consolidés. Ces derniers sont élaborés de manière semestrielle (comptes consolidés) et annuelle (comptes sociaux et comptes consolidés), sous la responsabilité de la Direction financière Groupe, de la manière suivante : • diffusion des principes et méthodes comptables Groupe sous forme d’un manuel de procédures ; • préparation et transmission par la Direction financière d’instructions de consolidation, à l’attention des filiales, comprenant un calendrier détaillé ; • réalisation des comptes consolidés selon les informations transmises par l’ensemble des entités du Groupe, couvrant l’intégralité du périmètre de consolidation ; • utilisation d’un outil unique centralisé. Les équipes de contrôle financier centrales opèrent lors des clôtures une révision des comptes, une revue analytique des évolutions du réalisé, d’une période sur l’autre, ainsi qu’une analyse des écarts par rapport au budget et aux atterrissages financiers. Ce dispositif est complété par les interventions et travaux de certification des commissaires aux comptes pour les comptes annuels de la Société et consolidés du Groupe. 3.2.2.3 DISPOSITIF DE CONTRÔLE INTERNE Le dispositif de contrôle interne du Groupe a pour objectif de fiabiliser les informations comptables et financières produites et de s’assurer du respect des lois et réglementations en vigueur applicables au Groupe et de l’efficacité des opérations. Il repose principalement sur un environnement de contrôle, des activités de contrôle et un pilotage dynamique de ce sujet. Néanmoins, si des faiblesses significatives dans les contrôles internes du Groupe venaient à survenir à l’avenir, elles pourraient entraîner des inexactitudes significatives dans ses états financiers consolidés, ce qui pourrait l’obliger à retraiter ses résultats financiers ou entraîner une perte de confiance des investisseurs dans la fiabilité et l’exhaustivité de ses rapports financiers et ainsi avoir une incidence négative sur le cours de bourse des actions de la Société. L’environnement de contrôle repose notamment sur la culture d’entreprise diffusée. Le Groupe a défini et déployé une charte éthique et démontre une culture managériale sensible à la gestion des risques. L’organisation du Groupe et la définition claire des rôles et responsabilités, soutenue par la chart of authorities en place, contribuent également à un environnement de contrôle solide. La chart of authorities fait l’objet de révisions régulières afin d’assurer sa cohérence avec les besoins du Groupe au fur et à mesure de sa croissance. Les activités de contrôle ont été définies pour dix processus majeurs qui ont été identifiés par le Groupe, qu’ils soient opérationnels, supports ou transverses. Pour chacun d’eux, des activités de contrôle ont été répertoriées et diffusées dans des « matrices de contrôle ». Ce travail a été effectué sous la responsabilité de business process owner. Les activités de contrôle ont été définies en fonction des risques opérationnels identifiés dans chacun des processus et au regard des risques identifiés dans la cartographie des risques. Elles ont été détaillées et explicitées afin de garantir la facilité de déploiement par l’ensemble des filiales du Groupe. Au cours de l’année 2022, l’ensemble des activités de contrôle attachées aux dix processus majeurs ont été revues par les business process owners, et adaptées lorsque cela s’est avéré nécessaire. En complément de cette organisation, un ensemble d’outils concrets (checklist, modèles de documents...) a été conçu et diffusé au sein du Groupe pour une meilleure appropriation et mise en place de ces activités de contrôle, et ce de façon homogène sur tous les territoires. Enfin, la mise en œuvre du dispositif de contrôle interne est évaluée annuellement. Des campagnes d’auto‐évaluation du contrôle interne ont ainsi été réalisées historiquement, la première ayant été lancée en 2017 et une deuxième d’audit croisé entre départements ayant été réalisée fin 2018. Chaque manager concerné a ainsi évalué, sur son périmètre de responsabilité ou celui de son collègue, l’efficacité des activités de contrôle définies par le Groupe. Cela permettait d’évaluer le niveau de déploiement du contrôle interne au sein du Groupe, mais également de définir des plans d’action dans le but de renforcer les activités insuffisamment maîtrisées aujourd’hui. Les résultats de ces campagnes ont été reportés au Comité exécutif et au Comité d’audit. Par ailleurs, le Groupe a déployé, à partir du second semestre 2019, une campagne d’audit externe, visant à vérifier, d’une part la correcte exécution des activités de contrôle définies, et d’autre part le bon fonctionnement des dispositifs de maîtrise des risques majeurs ainsi que de tout autre risque majeur qui aurait été identifié entre deux exercices de cartographie des risques. Cet audit, qui avait porté spécifiquement sur les contrôles concourant à l’établissement des états financiers et à la production de l’information financière du Groupe, sur un périmètre ciblé sur la France, a été réalisé en 2020, sur le périmètre des entités australiennes du Groupe, puis en 2021 sur le périmètre des entités salvadoriennes du Groupe et sur certains contrôles applicables aux entités françaises et à la Société, et enfin en 2022 sur le périmètre des entités finlandaises du Groupe et certains contrôles applicables aux entités françaises du Groupe qui n’avaient pas jusque‐là fait l’objet d’un contrôle externe. Il a vocation à être étendu en 2023 à d’autres pays du Groupe, selon une logique de rotation géographique et par process. Enfin, s’agissant du contrôle interne en matière de compliance, celui‐ci est présenté au paragraphe 3.2.2.1 « cartographie des risques » du présent document. Bien que le Groupe ait établi des politiques et des procédures de contrôle interne afin de prévenir les activités frauduleuses, ces politiques et procédures pourraient ne pas prévenir et protéger le Groupe contre les fraudes ou les autres actes criminels commis par ses employés ou agents ou ceux de ses sociétés affiliées.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 139 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Dans l’éventualité où les employés ou les agents du Groupe ou ceux de ses sociétés affiliées se livreraient à des activités frauduleuses ou à des activités criminelles ou contraires à l’éthique, le Groupe pourrait subir des sanctions financières, faire l’objet d’enquêtes menées par les autorités pénales ou réglementaires ou être l’objet de litiges ou différends, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable significative sur sa réputation, ses activités, sa situation financière ou ses résultats. 3.2.2.4 GESTION DES RISQUES FINANCIERS Gestion du risque de taux Le Groupe est exposé aux risques de marché au titre de ses activités d’investissements. Cette exposition est principalement liée aux fluctuations des taux d’intérêts de ses dettes relatives aux projets. Une description de ce risque est faite au sein du paragraphe 3.1.3 « Risque lié au niveau de levier et au mode de financement du Groupe », qui constitue un risque spécifique pour le Groupe au sens de l’article 16 du Règlement (UE) 2017/1129 du Parlement européen et du Conseil. Le tableau suivant résume l’exposition du Groupe par type de taux aux 31 décembre 2021 et 31 décembre 2022 : (en millions d’euros) 31.12.2022 31.12.2021 Dettes à taux fixes 1 690,0 1 213,5 Dettes à taux variables 1 819,3 1 693,3 Instruments financiers dérivés de taux passifs ‐ 46,7 Instruments financiers dérivés de taux actifs (302,7) (30,4) TOTAL DES DETTES FINANCIERES APRES EFFET DES COUVERTURES 3 206,6 2 923,0 Par principe, les financements de projets souscrits généralement à taux variable et les flux d’intérêts variables font l’objet d’une couverture qui représente en général 75 % ou plus du montant financé à taux variable. Les couvertures sur le risque de taux d’intérêt sont effectuées au moyen d’instruments contractés de gré à gré (swaps de taux), avec des contreparties bancaires internationales, qui sont valorisés à leur juste valeur et, pour la part de couvertures des années futures évaluée efficace, enregistrés dans les capitaux propres du Groupe. Les variations de ces justes valeurs sont inscrites à l’état du résultat global figurant dans les comptes consolidés en section 4.1 – note 20.2 « dette nette » du présent document. La politique de gestion des risques du Groupe a pour objectif de limiter et de maîtriser les effets des variations des taux d’intérêt et leurs répercussions sur le résultat et les flux de trésorerie.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 140 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Le tableau suivant présente le recours aux instruments dérivés par le Groupe, aux 31 décembre 2021 et 31 décembre 2022, afin de couvrir son exposition au risque de taux : Montants notionnels par échéance Juste valeur Enregistrés en capitaux propres Enregistrés en résultat (en millions d’euros) Inférieur à 5 ans Supérieur à 5 ans Total Au 31 décembre 2021 Swaps de taux ‐ Solaire (340,3) (336,4) (676,7) (12,1) 15,8 ‐ Swaps de taux ‐ Eolien (200,6) (435,9) (636,5) (6,9) 28,8 ‐ Swaps de taux ‐ Holdings 112,5 ‐ 112,5 (0,2) 0,2 ‐ Caps de taux 62,6 84,3 146,9 2,9 1,7 ‐ TOTAL (365,7) (688,0) (1 053,7) (16,3) 46,4 - Au 31 décembre 2022 Swaps de taux ‐ Solaire (184,4) (508,5) (692,9) 110,6 114,3 ‐ Swaps de taux ‐ Eolien (378,6) (488,3) (866,8) 182,6 168,8 ‐ Swaps de taux ‐ Holdings ‐ ‐ ‐ 9,6 9,6 ‐ Caps de taux ‐ ‐ ‐ ‐ 1,9 ‐ TOTAL (562,9) (996,8) (1 559,7) 302,7 294,6 - Gestion du risque de contrepartie Le risque de contrepartie correspond au risque de défaillance des cocontractants, en particulier des contreparties aux contrats de vente d’électricité, dans l’exécution de leurs obligations contractuelles, susceptibles de causer une perte financière pour le Groupe. Ce risque fait l’objet d’une description dans les catégories « risque lié à l’expansion du Groupe sur des marchés émergents » et « risque lié à la résiliation d’un contrat de vente d’électricité ou des défauts ou retards de paiement par les contreparties » du paragraphe 3.1.2 du présent document, qui constituent des risques spécifiques pour le Groupe au sens de l’article 16 du Règlement (UE) 2017/1129 du Parlement européen et du Conseil. Le tableau suivant résume la situation des comptes clients et comptes rattachés aux 31 décembre 2021 et 31 décembre 2022 : (en millions d’euros) 31.12.2022 31.12.2021 Créances clients 106,6 81,6 Dépréciations créances clients ‐ ‐ TOTAL CLIENTS ET COMPTES RATTACHES 106,6 81,6 Le Groupe vend la majeure partie de l’électricité produite par ses installations dans le cadre de contrats de vente d’électricité ou contrats pour différence conclus avec des contreparties étatiques (États ou entreprises contrôlées par un État), des entreprises de distribution d’électricité, ainsi qu’auprès d’un nombre limité d’acheteurs privés. Pour autant, la part des entités privées ainsi que des contreparties de marché (exposition spot) est amenée à croître à l’avenir. Le Groupe pourrait par ailleurs concevoir et développer certains de ses projets en vue de vendre leur production sur les marchés spot ou à terme de l’électricité, dans le respect des objectifs fixés en matière d’exposition aux risques de marchés de l’électricité. Pour mémoire, le Groupe a pour objectif que la part de sa capacité installée en opération dont les revenus sont exposés aux prix de marché ne dépasse pas 20 % de sa capacité en opération totale hors installations de stockage dédiées, directement raccordées aux réseaux. Ce seuil exclut les actifs vendant leur production sur les marchés spot préalablement à l’entrée en vigueur de leur PPA (phase dite d’early generation). Lorsque la contrepartie au contrat de vente d’électricité est une entreprise privée, sa notation de crédit est prise en compte dans le calcul du taux de rentabilité interne (« TRI ») cible du projet sous‐jacent. Lorsque tout ou partie des ventes d’électricité d’une centrale est effectuée sur le marché, une prime de risque spécifique, fonction de la proportion des ventes d’électricité effectuée sur les marchés, est également ajoutée dans le calcul du TRI cible du projet. S’agissant par ailleurs du risque de contrepartie associé à la gestion de sa trésorerie et à ses opérations de couverture de taux ou de change, le Groupe place ses disponibilités, quasi‐disponibilités, et conclut des contrats de couverture de taux d’intérêt ou de change auprès d’institutions financières de premier rang.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 141 FACTEURS ET GESTION DES RISQUES 3 Gestion du risque de liquidité Le risque de liquidité correspond à l’incapacité que pourrait avoir le Groupe à faire face à ses engagements financiers immédiats ou à court terme. Il fait l’objet d’une description au sein du paragraphe 3.1.3 « risques liés à la situation financière du Groupe », qui constitue un risque spécifique pour le Groupe au sens de l’article 16 du Règlement (UE) 2017/1129 du Parlement européen et du Conseil. Ainsi, pour prévenir ce risque, le Groupe procède plusieurs fois par an à une analyse de ses besoins en liquidité sur un horizon de 12 mois glissants. En date d’arrêté des comptes et compte tenu de ses obligations actuelles et des investissements prévus dans le cadre de l’exécution par la Société de son plan d’investissement au cours des douze prochains mois, celle‐ci ne dispose pas des ressources financières suffisantes sur la période considérée. Le montant net supplémentaire de trésorerie nécessaire à la poursuite des activités de la Société au cours des douze prochains mois est estimé à environ 335,0 millions d’euros. Une augmentation de capital constitue ainsi la solution privilégiée par la Société pour financer la poursuite de ses activités nécessaires à son développement sur la période considérée 21 . Cependant, dans le cas où la Société retarderait certains projets prévus dans le cadre de l’exécution de son plan d’investissement, l’insuffisance de trésorerie n’interviendrait plus au cours des douze prochains mois. Le tableau suivant résume les ressources disponibles (position de liquidité) du Groupe aux 31 décembre 2021 et 31 décembre 2022 (se reporter à la section 4.1 – note 22.5 « risques de liquidité » du présent document) : 21 Un prospectus a été approuvé par l’Autorité des Marchés Financiers le 6 mars 2023 et publié le 7 mars 2023. Le 29 mars 2023, Neoen a réalisé une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription de 750,4 millions d’euros. Cette opération est détaillée à la section 2.7 du présent document. (en millions d’euros) 31.12.2022 31.12.2021 Trésorerie et équivalents de trésorerie : 622,7 592,6 dont placements à court terme 40,6 67,9 dont disponibilités 582,2 524,6 - Dont trésorerie à reverser à EDF OA (1) 90,3 - Autorisations de découverts disponibles 288,0 238,0 TOTAL 910,7 830,5 (1) Au 31 décembre 2022, la trésorerie des actifs en exploitation comprend 90,3 millions d’euros correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat d’achat, que le Groupe considère devoir être amené à reverser à EDF OA, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur (se référer à la section 4.1 – note 20.2 du présent document). Les placements à court terme réalisés par le Groupe sont entièrement disponibles par la Société qui les détient et ne présentent pas de risques de changement de valeur.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 145 4.1.2 ETAT DU RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ En millions d’euros Notes Exercice 2022 Exercice 2021 Résultat net de l’ensemble consolidé 45,740,2Différences de conversion (1) 11,137,0Couverture de flux de trésorerie (instruments financiers dérivés de taux) 20.3 348,7100,6Impôts différés liés aux couvertures de flux de trésorerie (96,7)(26,9)Autres ‐ 0,5Eléments recyclables par résultat 263,1111,2Résultat global de l’ensemble consolidé 308,8151,4Dont résultat global - part du groupe 297,3145,9Dont résultat global des participations ne donnant pas le contrôle 11,45,5(1) En 2022, les différences de conversion s’expliquent essentiellement par l’évolution favorable du taux de change du dollar américain vis-à-vis de l’euro à hauteur de 28,9 millions d’euros, compensée par l’évolution défavorable du dollar australien vis-à-vis de l’euro à hauteur de (17,2) millions d’euros. En 2021, les différences de conversion s’expliquaient essentiellement par l’évolution favorable du taux de change du dollar américain et du dollar australien vis-à-vis de l’euro, à hauteur respectivement de 27,7 millions d’euros et de 8,8 millions d’euros. 4.1.3 ETAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE CONSOLIDÉE En millions d’euros Notes 31.12.2022 31.12.2021 Goodwill 12.1 0,70,7Immobilisations incorporelles 12.2 290,5269,3Immobilisations corporelles 12.3 4 566,93 677,6Participations dans les entreprises associées et coentreprises 14 24,416,6Instruments financiers dérivés non courants 20.3 312,930,4Autres actifs financiers non courants 15 99,983,0Autres actifs non courants (1) 10,711,1Impôts différés actifs 11.2 56,858,3Total des actifs non courants 5 362,94 147,0Stocks 6.2 10,68,7Clients et comptes rattachés 5.2 106,681,6Autres actifs courants 16 108,0115,3Instruments financiers dérivés courants 20.3 35,9‐ Trésorerie et équivalents de trésorerie 17 622,8592,6Total des actifs courants 883,9798,2Actifs destinés à être cédés 3.4 26,8‐ Total de l’actif 6 273,54 945,1

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 146 En millions d’euros Notes 31.12.2022 31.12.2021 Capital 229,3214,1Primes 1 247,41 053,4Réserves 375,159,2Actions propres (3,2)(3,1)Résultat de l’exercice part du groupe 45,241,0Capitaux propres part du groupe 18 1 893,71 364,7Participations ne donnant pas le contrôle 18 20,59,2Capitaux propres 18 1 914,31 373,9Provisions non courantes 19 115,375,8Financements des projets non courants 20.2 2 702,32 140,1Financements corporate non courants 20.2 407,9337,5Instruments financiers dérivés non courants 20.3 32,223,3Autres passifs non courants (2) 17,931,6Impôts différés passifs 11.2 194,085,7Total des passifs non courants 3 469,82 694,1Provisions courantes 19 1,00,3Financements des projets courants 20.2 397,3427,7Financements corporate courants 20.2 1,81,3Instruments financiers dérivés courants 20.3 12,623,3Fournisseurs et comptes rattachés 6.4 242,4340,4Autres passifs courants 21 206,284,1Total des passifs courants 861,2877,1Passifs destinés à être cédés 3.4 28,2‐ Total du passif 6 273,54 945,1(1) Les autres actifs non courants correspondent essentiellement à des rabais constatés d’avance par le Groupe, conformément à ses obligations contractuelles, dans le cadre de l’exécution d’un contrat de vente d’électricité long terme en Australie. Les passifs associés à ces obligations contractuelles sont comptabilisés en autres passifs non courants et courants. (2) Les autres passifs non courants correspondent principalement à des paiements différés, à plus d’un an, liés à l’acquisition d’actifs en développement en Europe.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 147 4.1.4 TABLEAU DE VARIATION DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDÉS En millions d’euros Nombre d’actions Capital Primes Réserves et résultat Actions propres Capitaux propres - part du groupe Participations ne donnant pas le contrôle Total des capitaux propres Capitaux propres au 31 décembre 2020 85 550 712171,1502,3(36,5)(0,1)636,84,8641,6Résultat net de la période ‐ ‐ 41,0‐ 41,0(0,8)40,2Autres éléments du résultat global ‐ ‐ 104,9‐ 104,96,2111,2Résultat global de la période - - - 145,9- 145,95,5151,4Augmentation(s) et réduction(s) de capital 21 505 97343,0551,20,0‐ 594,1(2,4)591,7Distribution(s) de dividendes ‐ ‐ 0,0‐ 0,0(0,2)(0,2)Paiements en actions ‐ ‐ 8,5‐ 8,5‐ 8,5Transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle (0,0)‐ 0,7‐ 0,71,62,2Variation des actions propres ‐ ‐ (9,0)(3,0)(12,1)‐ (12,1)Variations de périmètre et autres variations 0,00,0(9,4)‐ (9,3)(0,0)(9,3)Capitaux propres au 31 décembre 2021 107 056 685214,11 053,4100,3(3,1)1 364,79,21 373,9Résultat net de la période ‐ ‐ 45,2‐ 45,20,545,7Autres éléments du résultat global ‐ ‐ 252,1‐ 252,111,0263,1Résultat global de la période - - - 297,3- 297,311,4308,8Augmentation et réduction de capital (1) 7 612 81315,2194,0(0,3)‐ 208,8(1,5)207,4Distribution(s) de dividendes ‐ ‐ (10,7)‐ (10,7)‐ (10,7)Paiements en actions ‐ ‐ 7,9‐ 7,9‐ 7,9Transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle (2) 0,0‐ (1,3)‐ (1,3)1,30,0Variation des actions propres (3) ‐ ‐ (1,9)(0,1)(2,1)‐ (2,1)Variations de périmètre et autres variations (4) (0,0)‐ 29,0‐ 29,00,029,0Capitaux propres au 31 décembre 2022 114 669 498229,31 247,4420,3(3,2)1 893,720,51 914,3(1) Se référer à la note 18. (2) Au cours de l’exercice 2022, les transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle concernent des acquisitions complémentaires de titres de participation dans des entités déjà contrôlées par le Groupe. (3) Au cours de l’exercice 2022, Neoen S.A. a acheté 51 000 de ses propres actions en vue de leur attribution dans le cadre de plans de stock-options ou d’actions gratuites, et augmenté son nombre de titres auto détenus (+ 20 561) dans le cadre d’un contrat de liquidité (confié à Kepler Chevreux et conformément à la charte de déontologie reconnue par l’Autorité des marchés financiers (AMF)), pour un montant total de 2,1 millions d’euros. (4) Au cours de l’exercice 2022, les variations de périmètre et autres variations correspondent à l’émission des OCEANEs vertes 2022 dont 35,6 millions d’euros nets d’impôts différés ont été reconnus en composante capitaux propres conformément à IFRS 9 – instruments financiers, partiellement compensée par l’extinction de la composante capitaux propres des OCEANEs 2019 lors de leur conversion, pour (6,5) millions d’euros nets d’impôts différés (se référer à la note 1.3).

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 148 4.1.5 TABLEAU DES FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉS En millions d’euros Notes Exercice 2022 Exercice 2021 Résultat net de l’ensemble consolidé 45,740,2Éliminations : de la quote‐part de résultat dans les entreprises associées 14 (0,5)(0,3)des amortissements et provisions 10, 12 et 19 176,9117,5de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie 9 (2,8)(0,0)des plus ou moins‐values de cession (1) 9 et 10 (12,5)(42,0)des charges et produits calculés liés aux paiements en actions 7.3 3,83,2des autres produits et charges sans incidence de trésorerie (2) 13,83,9de la charge (produit) d’impôt 11 32,613,3du coût de l’endettement financier 20.1 135,6106,5Incidence de la variation du besoin en fonds de roulement (3) 81,644,3Impôts décaissés (encaissés) (17,2)(10,6)Flux net de trésorerie lié aux activités opérationnelles 457,0276,0Acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise (4) (15,6)(32,2)Cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée (5) 26,272,1Acquisitions d’immobilisations corporelles et incorporelles (6) (1 111,2)(754,5)Cessions d’immobilisations corporelles et incorporelles 1,10,2Variation d’actifs financiers (15,4)3,2Dividendes reçus 1,21,9Flux net de trésorerie lié aux activités d’investissement (1 113,7)(709,2)Augmentation de capital de la société mère (7) 18 48,1592,1Contribution des investisseurs minoritaires aux augmentations (réductions) de capital 01.4 (1,5)(2,4)Transactions aves les participations ne donnant pas le contrôle (8) (6,0)‐ Cession (acquisition) nette d’actions propres 01.4 (2,1)(12,1)Emissions d’emprunts 20.2 1 192,4419,3Dividendes payés (9) (2,1)(0,2)Remboursements d’emprunts 20.2 (439,2)(272,0)Intérêts financiers versés (108,3)(81,3)Flux net de trésorerie lié aux activités de financement 681,3643,5Incidence de la variation des taux de change 9,47,3Effet du reclassement de la trésorerie lié aux actifs détenus en vue de la vente 3.4 (3,9)0,0Variation de trésorerie 30,2217,6Trésorerie à l’ouverture 17 592,5374,9Trésorerie à la clotûre 17 622,7592,5Variation de la trésorerie nette 30,2217,6(1) En 2022, les plus ou moins-values de cessions correspondent principalement aux produits nets issus des opérations de farm-down pour 16,4 millions d’euros et aux mises au rebut des coûts de développement immobilisés pour (4,0) millions d’euros. En 2021, les plus ou moins-values de cession correspondaient principalement aux produits nets issus des opérations de farm-down pour 50,0 millions d’euros et aux mises au rebut des coûts de développement immobilisés pour (8,1) millions d’euros. (2) En 2022, les autres produits et charges sans incidence de trésorerie comprennent essentiellement des charges financières liées au refinancement de la dette mezzanine portée par Neoen Production 2. (3) En 2022, l’incidence de la variation du besoin en fonds de roulement comprend essentiellement une hausse (i) des dettes de + 90,3 millions d’euros correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat d’achat, que le Groupe considère devoir être amené à reverser à EDF OA, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur (se référer à la note 21.2), (ii) de + 16,3 millions d’euros des indemnités contractuelles reconnues en cas de retard dans la construction des centrales, ou constatées dans le cadre du non-respect d’obligations relatives aux contrats d’achats, et (iii) de + 8,8 millions d’euros des dettes fournisseurs, compensée par une hausse des créances clients pour (37,2) millions d’euros correspondant principalement aux mises en service de l’exercice. En 2021, l’incidence de la variation du besoin en fonds de roulement résultait des encaissements constatés au titre d’indemnités contractuelles compensant des pertes de chiffre d’affaires liées à des retards dans la mise en service de certaines centrales, et de l’encaissement de créances de TVA historiques sur des centrales en construction. (4) En 2022, les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise concernent principalement des projets en développement au Canada, en Equateur et en Finlande. En 2021, les acquisitions concernaient des projets en développement en Irlande, en Finlande, en Suède et en France. (5) En 2022, les cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée correspondent à l’opération de farm-down de la centrale éolienne de Saint-Sauvant pour 14,9 millions d’euros, et à l’encaissement d’une composante du prix de cession d’une opération de farm-down conclue en 2021 pour 11,3 millions d’euros. En 2021, les cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée correspondaient principalement aux opérations de farm-down des centrales solaires de Grabels (Hérault) et Lagarde (Vaucluse), des centrales solaires de Lugos (Gironde) et Miremont (Haute-Garonne), et des projets éoliens Le Berger (Meuse) et Les Beaux Monts (Yonne). (6) Les acquisitions de l’exercice portent sur des investissements en immobilisations incorporelles pour (44,5) millions d’euros (se référer à la note 12.2) et corporelles pour (964,2) millions d’euros (se référer à la note 12.3) et intègrent la variation des dettes sur fournisseurs d’immobilisations pour (102,5) millions d’euros. (7) En 2022, l’augmentation de capital correspond principalement à la composante capitaux propres des OCEANEs vertes émises en septembre 2022 pour 47,4 millions d’euros (se référer à la note 1.3). En 2021, ce montant correspondait principalement à l’augmentation de capital réalisée le 9 avril 2021 pour 591,2 millions d’euros après prise en compte des frais d’émission. (8) En 2022, les transactions avec les participations ne donnant pas le contrôle correspondent au paiement du solde du put de 19,9 % associé à la centrale de Mutkalampi (option de vente exercée en 2021). (9) En 2022, Neoen S.A. a procédé au premier versement de dividende de son histoire, dont (2,1) millions d’euros en numéraire (se référer à la note 1.3).

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 150 NOTE 1. INFORMATIONS GÉNÉRALES ET RÉFÉRENTIEL COMPTABLE 1 Pour une définition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la Section 9.6 du Document d’Enregistrement Universel de l’année 2022. NOTE 1.1. INFORMATIONS GÉNÉRALES Neoen est une société anonyme enregistrée et domiciliée en France, et cotée sur le marché Euronext, compartiment A. Son siège social est situé au 22 rue Bayard, 75008 Paris depuis le 21 février 2022. Les états financiers consolidés de la société Neoen comprennent la Société et ses filiales dont elle détient le contrôle, ainsi que les intérêts dans les entreprises associées et coentreprises (l’ensemble désigné comme « le Groupe »). Le Groupe développe et exploite des centrales de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables (solaire, éolien) et de stockage. Avec près de 6,6 GW de projets en opération et construction (dont 228 MW sous gestion) et 0,8 GW de projets awarded 1 au 31 décembre 2022 (soit près de 7,4 GW de projets sécurisés – portefeuille secured 1 ), Neoen est le premier producteur indépendant français d’énergies exclusivement renouvelables. Le Groupe dispose par ailleurs d’un pipeline de projets en développement avancé de 11,9 GW (advanced 1 pipeline) et de plus de 5,0 GW de projets au stade early stage 1 . Le Groupe exerce ses activités dans les zones géographiques Australie, Europe‐Afrique et Amériques. Les états financiers consolidés du Groupe au 31 décembre 2022 ont été arrêtés par le Conseil d’administration le 28 février 2023. Ils seront soumis à l’approbation des actionnaires le 10 mai 2023. NOTE 1.2. DECLARATION DE CONFORMITE ET RÉFÉRENTIEL COMPTABLE Déclaration de conformité Les états financiers consolidés du Groupe au 31 décembre 2022 ont été préparés conformément aux normes IFRS (International Financial Reporting Standards) telles que publiées par l’IASB (International Accounting Standards Board) et adoptées par l’Union Européenne à cette date. L’ensemble des textes adoptés par l’Union européenne est disponible sur le site internet de la Commission européenne à l’adresse suivante : https://eur‐lex.europa.eu/legal‐content/EN/ TXT/?uri=CELEX%3A02008R1126‐20220101.Evolution du référentiel comptable Pour l’établissement de ses états financiers au 31 décembre 2022, le Groupe a appliqué les mêmes normes, interprétations et méthodes comptables que dans ses états financiers de l’exercice clos au 31 décembre 2021, à l’exception des textes entrés en vigueur le 1 er janvier 2022, mentionnés au paragraphe ci‐après. Nouveaux textes d’application obligatoire au 1 er janvier 2022 • Amendements à IAS 16 – Immobilisations corporelles – Produits générés avant l’utilisation prévue • Amendements à IAS 37 – Coûts à prendre en compte pour déterminer si un contrat est déficitaire • Amendements à IFRS 3 – Référence au Cadre conceptuel • Améliorations annuelles des normes IFRS (cycle 2018‐2020) Les états financiers n’ont pas été impactés par l’application de ces amendements et améliorations. Interprétations finales du Comité d’interprétation de l’exercice 2022 • Décision d’agenda de l’IFRIC relative aux règles de présentation applicables aux dépôts à vue soumis à restriction par un contrat avec un tiers (IAS 7) – avril 2022 Les états financiers n’ont pas été impactés par l’application de cette interprétation. Nouveaux textes d’application non obligatoire au 1 er janvier 2022 • Amendements à IAS 1 – Présentation des états financiers et Practice Statement 2 – Informations à fournir sur les méthodes comptables, d’application obligatoire au 1 er janvier 2023 • Amendements à IAS 8 – Définition des estimations comptables et changement de méthode, d’application obligatoire au 1 er janvier 2023 • Amendement à IAS 12 – Impôts différés relatifs à des actifs et passifs issus d’une transaction unique, d’application obligatoire au 1 er janvier 2023 • Amendements à IAS 1 – Classement des passifs en courant / non courant, d’application obligatoire au 1 er janvier 2024 (sous réserve d’adoption par l’Union Européenne) • Amendement à IFRS 16 – Passif de location relatif à une cession‐bail, d’application obligatoire au 1 er janvier 2024 (sous réserve d’adoption par l’Union Européenne) Ces nouveaux textes n’ont pas été appliqués par anticipation par le Groupe ou ne sont pas applicables.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 151 NOTE 1.3. ÉVÉNEMENT DE L’EXERCICE Plan d’attribution d’actions gratuites Le 14 mars 2022, le Conseil d’administration a décidé d’attribuer gratuitement 164 046 actions de Neoen S.A. à certains salariés du Groupe. L’attribution des actions ne sera définitive qu’au terme d’une période d’acquisition d’une durée de 3 ans, à condition que les bénéficiaires soient toujours présents au sein du Groupe et que les conditions de performance fixées par le Conseil d’administration dans le règlement du plan, et portant notamment sur l’atteinte d’objectifs financiers et de développement, soient remplies. Au cours de l’exercice 2022, le Groupe a comptabilisé cette opération conformément à la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Celle‐ci s’est traduite par un impact de (0,3) million d’euros en charges de personnel. Augmentation de capital réservée aux salariés Le 19 avril 2022, Neoen S.A. a réalisé une augmentation de capital réservée à ses salariés et mandataires sociaux en France. Celle‐ci proposait à chaque bénéficiaire l’acquisition de 118 actions nouvelles au prix préférentiel de souscription de 22,30 euros par action (bénéficiant d’une décote de 30 % par rapport à la moyenne des cours de clôture de l’action des vingt dernières séances de bourse précédant le jour de fixation du prix par le Président‐directeur général, le 14 mars 2022, sur subdélégation du Conseil d’administration) et un abondement à raison d’une action offerte pour une action souscrite. Au cours de l’exercice 2022, le Groupe a comptabilisé cette opération conformément à la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Celle‐ci s’est traduite par un impact de 1,1 million d’euros en capitaux propres et de (0,4) million d’euros en charges de personnel. Paiement du dividende au titre de l’exercice 2021 Lors de l’Assemblée Générale du 25 mai 2022, les actionnaires ont approuvé la première mise en distribution d’un dividende dans l’histoire du Groupe à hauteur de 0,10 euro par action avec option pour le paiement du dividende en actions nouvelles. Chaque actionnaire pouvait ainsi recevoir, soit 100 % du dividende en numéraire, soit 100 % du dividende en actions ordinaires nouvelles. A la clôture de la période d’exercice de l’option (du 3 juin 2022 au 17 juin 2022 inclus), près de 80 % des droits ont été exercés en faveur du paiement du dividende en actions. Cette opération a entraîné la création de 252 486 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,2 % du capital), et le versement de 2,1 millions d’euros de dividende en numéraire. Conversion d’OCEANEs Neoen S.A. a procédé le 28 octobre 2022, conformément à leurs termes et conditions, au remboursement anticipé de la totalité des obligations à option de conversion en actions nouvelles et/ou d’échange en actions existantes (OCEANEs), émises le 7 octobre 2019 et à échéance octobre 2024, d’un montant d’environ 200 millions d’euros. Les porteurs d’obligations avaient la faculté d’exercer leur droit à l’attribution d’actions Neoen à raison de 1,078 action pour 1 obligation présentée jusqu’au 19 octobre 2022. Le nombre d’obligations présentées à la conversion s’est élevé à 6 614 676 obligations (soit 99,78 % de l’ensemble des obligations émises), soit un montant nominal total de 199 564 774,92 euros. Neoen a ainsi émis au total 7 130 619 actions nouvelles. Conformément à IAS 32 « instruments financiers ‐ présentation », cette opération s’est traduite par l’extinction du coût amorti de la composante dette pour 191,3 millions d’euros, par contrepartie des capitaux propres du Groupe pour 190,8 millions d’euros et de la trésorerie pour 0,4 million d’euros (correspondant aux 14 425 obligations non présentées à la conversion et qui ont été remboursées en numéraire le 28 octobre 2022). Emission d’OCEANEs vertes Le 14 septembre 2022, Neoen S.A. a procédé à l’émission d’obligations vertes à option de conversion et/ou d’échange en actions nouvelles ou existantes pour un montant nominal de 300 millions d’euros. Ces obligations ont été émises avec une dénomination de 100 000 euros chacune et portent intérêt à un taux annuel de 2,875 % payable semestriellement à terme échu les 14 mars et 14 septembre de chaque année, et pour la première fois le 14 mars 2023. Le prix de conversion / d’échange a été fixé à 51,4999 euros, correspondant à une prime de 35 % par rapport au cours de référence de l’action de la Société. A moins qu’elles n’aient été converties, échangées, remboursées, ou rachetées et annulées, ces obligations seront remboursées au pair le 14 septembre 2027. Conformément aux principes fixés par la norme IAS 32 « instruments financiers : présentation », cette émission a été traitée comme un instrument composé, la composante dette (obligation sans option de conversion) s’élevant, nette de frais, à environ 249,9 millions d’euros et la composante capitaux propres (option de conversion) à près de 47,4 millions d’euros, nette de frais (se référer aux notes 18 et 20.2). Le taux d’intérêt effectif de la composante dette s’élève à 7,00 %. Cession de la centrale éolienne de Saint-Sauvant Le 29 septembre, le Groupe a cédé à Sergies, partenaire historique dans le développement du projet, acteur local et énergéticien intégré, 95 % de ses parts dans la centrale éolienne de Saint‐Sauvant sur la base d’une valeur d’entreprise de 65,5 millions d’euros. D’une puissance de 20,6 MW et localisée dans le département de la Vienne, cette centrale est entrée en service au cours du premier semestre 2022. Neoen conserve

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 152 une détention minoritaire, la supervision de la centrale pour les deux prochaines années, une présence locale à travers un contrat de community management et bénéficie d’une option de rachat lui permettant de prendre le contrôle de la société de projet dans 30 ans. Cette opération réalisée dans le cadre de l’activité farm-down a généré un produit net de 16,4 millions d’euros comptabilisé en autres produits et charges opérationnels courants (se reporter à la note 9). Situation de la centrale solaire de Metoro au Mozambique A la suite d’une détérioration soudaine et importante à la fin du premier semestre 2022, du contexte sécuritaire à proximité du site de la centrale solaire en construction de Metoro au Mozambique, l’ensemble des équipes mobilisées localement avaient été évacuées, les forces armées mozambicaines avaient été déployées autour du site pour en assurer la protection, et les travaux de construction avaient été arrêtés pour une durée indéterminée. Depuis cette date, la situation sécuritaire ne s’est pas améliorée de manière notable, rendant hypothétique toute perspective de relance du chantier. Compte tenu du très fort degré d’incertitude entourant l’avenir du projet le Groupe a ainsi enregistré dans ses comptes au 31 décembre 2022 une perte de valeur d’un montant de (19,9) millions d’euros (se référer à la note 10 « éléments non courants de l’activité opérationnelle »). Non-respect de covenants de certains financements de projets Au 31 décembre 2022, un actif du Groupe en Australie ne respecte toujours pas, suite notamment à des problématiques opérationnelles, son ratio minimum de couverture du service de la dette, comme cela était déjà le cas au 31 décembre 2021. En conséquence, le Groupe a maintenu l’accélération dans ses comptes de la dette de financement de projet sans recours afférente, présentée en endettement financier courant, pour un montant de 128,7 millions de dollars australiens (soit 82,0 millions d’euros) au 31 décembre 2022. Le Groupe est parallèlement toujours en cours de négociation en vue d’une résolution de ce cas de défauts avec les établissements prêteurs, qui ont continué, au cours de l’année, à assurer le financement de cet actif. Par ailleurs, outre l’absence d’accord en vue de la prononciation de la réception technique provisoire de la centrale mexicaine d’El Llano (PA – Provisional Acceptance), entraînant le maintien de certaines non‐conformités documentaires au sens des contrats de financement, les difficultés opérationnelles rencontrées par celle‐ci, au cours de l’année 2022, ont entraîné une situation de non‐respect du ratio minimum du service de la dette de financement de projet sans recours. La part non courante de la dette financière afférente continue ainsi à être présentée en dettes courantes (pour 124,1 millions de dollars américains, soit 116,3 millions d’euros) dans les comptes du Groupe au 31 décembre 2022. Le Groupe travaille activement à la résolution des difficultés opérationnelles avec le contractant EPC, préalable à la prononciation de la réception technique provisoire et à la sortie de la situation de défaut financier actuelle. Les établissements prêteurs continuent par ailleurs à apporter leur soutien au projet. A ce titre, la société a ainsi obtenu un waiver en date du 1 er février 2023. Les autres sociétés financées par des dettes projets et, mezzanines, ainsi que Neoen S.A., dans le cadre de son crédit syndiqué, respectaient en revanche leurs covenants de ratios financiers de Debt Service Coverage Ratio (DSCR) minimum, ou de fonds propres minimum. Enfin, la situation de la centrale de Metoro constitue un cas de défaut technique au sens de la documentation de financement. La dette financière afférente à cette centrale est ainsi présentée en dettes courantes (pour 30,1 millions de dollars américains, soit 28,2 millions d’euros) dans les comptes du Groupe au 31 décembre 2022. Au total, 226,6 millions d’euros de dettes ont ainsi été accélérées dans les comptes consolidés annuels 2022. Conflit russo-ukrainien Neoen n’a pas d’activité et ne dispose d’aucun actif en Russie et en Ukraine. Ainsi, le conflit en cours en Ukraine n’a à ce jour pas eu d’incidence significative directe sur le Groupe ni sur la continuité de son activité. Toutefois, en l’absence de visibilité sur la suite de ce conflit, Neoen considère que ses activités pourraient être affectées, à l’avenir, par les impacts potentiels de ce conflit sur l’économie mondiale, et notamment en matière de prix de l’électricité, de cours des matières premières utilisées pour les composants nécessaires à la construction d’installations de production d’électricité d’origine renouvelable, ou encore de fonctionnement des chaines logistiques. NOTE 1.4. ESTIMATIONS ET JUGEMENTS Pour établir les comptes du Groupe, et dans la mesure où des éléments inclus dans les états financiers ne peuvent être précisément évalués, la direction procède à des estimations, et recourt à l’exercice de jugements et hypothèses susceptibles d’avoir une incidence sur les montants d’actifs, passifs, produits et charges inclus dans les états financiers, ainsi que sur les informations communiquées dans les annexes. La direction exerce son jugement en prenant en compte l’expérience passée et les autres facteurs jugés pertinents au regard des conditions économiques, et revoit ses estimations et appréciations de manière régulière. Les hypothèses revêtant par nature un caractère incertain, les montants figurant dans les futurs états financiers pourraient différer des estimations actuelles. Les principaux sujets impactant de façon significative les états financiers et dépendant d’estimations et de jugements, au 31 décembre 2022, sont les suivants : • la détermination de la valeur recouvrable des goodwills, des immobilisations incorporelles et corporelles (notes 12.1 « goodwills », 12.2 « immobilisations incorporelles » et 12.3 « immobilisations corporelles ») ; • la durée d’amortissement des actifs de production (note 12.3 « immobilisations corporelles ») ;

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 153 • l’activation d’impôts différés, lorsqu’il est probable que le Groupe disposera de bénéfices imposables futurs sur lesquels les pertes fiscales pourront être imputées (note 11 « impôts ») ; • la détermination de la durée des contrats de location et du taux d’actualisation à appliquer aux loyers à payer, dans le cadre de l’application d’IFRS 16 « contrats de location » (note 12.3 « immobilisations corporelles ») ; • l’activation des frais de développement (note 12.2 « immobili‐ sations incorporelles ») ; • l’évaluation des provisions pour démantèlement (note 19 « provisions ») ; • l’évaluation de la juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (note 20.4 « juste valeur des actifs et passifs financiers ») ; • la détermination de la juste valeur des actions gratuites et des stock‐options (note 7.1 « charges de personnel »).NOTE 1.5. PRISE EN COMPTE DES ENJEUX CLIMATIQUES DANS L’ETABLISSEMENT DES ÉTATS FINANCIERS DU GROUPE Neoen considère la prise en compte croissante des enjeux climatiques comme une opportunité, puisqu’elle favorise l’émergence de politiques nationales et internationales en faveur des énergies renouvelables. En effet, les activités de Neoen contribuent activement à la réduction des émissions de gaz à effet de serre, ce qui est souvent un objectif politique prioritaire annoncé par les gouvernements et les institutions internationales. Le développement, la construction, la détention et l’exploitation de parcs solaires, éoliens et de centrales de stockage, à travers le monde, permettent ainsi de contribuer à l’accélération du rythme de la transition énergétique. Neoen porte en conséquence une attention prioritaire, dans sa stratégie comme dans ses décisions financières, aux enjeux climatiques locaux et globaux. Neoen a ainsi identifié, dans son processus de clôture des comptes les principaux risques associés à ces enjeux climatiques, afin d’évaluer leurs impacts potentiels sur les états financiers, en procédant notamment à : • la revue de la durée d’utilité de certains actifs, qui pourraient être particulièrement exposés aux enjeux climatiques ; • l’intégration dans les tests de dépréciation des actifs des impacts attendus sur les flux futurs, au regard notamment des exigences d’entretien et de maintenance ainsi que de couverture assurantielle ; • l’évaluation des risques afin de déterminer le montant des provisions pour risques qui s’avèreraient nécessaires. Les principaux risques identifiés résultent à la fois de la possible matérialisation d’un risque physique et d’un risque de transition lié à l’évolution des réglementations. Le risque physique porte sur la survenance d’évènements climatiques extrêmes, dont l’intensité est susceptible d’augmenter, et qui pourraient avoir une incidence défavorable sur les installations et les activités du Groupe. A ce titre, bien que le risque associé à la survenance d’évènements climatiques extrêmes soit d’un niveau modéré, le Groupe n’a pas observé d’incidence matérielle dans ses états financiers clos au 31 décembre 2022, ayant pu bénéficier : • de la diversification géographique et technologique de son portefeuille de projets, étant précisé que les projets construits ont tous bénéficié, pendant leur phase de développement, d’une analyse de risques climatiques qui a écarté les sites les plus exposés ; • de la construction des actifs selon des normes (sismiques, vent, inondation, etc.) robustes ; • du suivi en temps réel des conditions climatiques dans les zones dans lesquelles opèrent les actifs du Groupe, permettant d’effectuer des prévisions de production d’électricité à partir d’études statistiques fondées sur l’historique des conditions météorologiques locales ; • de la couverture assurantielle de ses actifs, au sein de laquelle les questions météorologiques occupent une place fondamentale. Celle‐ci comprend aussi bien la couverture des actifs physiques (dommages aux biens) que celle des revenus escomptés des actifs (pertes d’exploitation) ou de la dette et des coûts opérationnels fixes, selon les cas, ainsi que des frais supplémentaires d’opération et maintenance pendant la réparation d’un sinistre. Cette couverture adaptée permet de protéger autant que possible le Groupe et ses actifs contre l’incertitude liée aux événements météorologiques extrêmes. Neoen est également exposé aux enjeux règlementaires de son secteur (nature et ampleur des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables visant à accélérer la transition énergétique, contraintes en matière d’utilisation de matériels et matériaux bas carbone, ou encore obligations spécifiques de recyclages et de démantèlement). Le Groupe a exercé son jugement pour l’appréciation de l’impact de ces risques réglementaires sur les états financiers consolidés de l’exercice. Les évolutions réglementaires connues ou prévisibles à court terme et notamment les dispositifs de Price Cap mis en œuvre par les différents pays Européens, visant à limiter la capacité des producteurs d’énergie renouvelables à bénéficier, pour la partie non contractée de leur production, des prix de marché de l’électricité actuellement élevés sont intégrées dans les flux de trésorerie prévisionnels. Les évolutions règlementaires connues ou prévisibles à moyen terme sont quant à elles appréhendées au travers de tests de sensibilité. Compte tenu de l’impératif de poursuite de la décarbonation de la production électrique dans les différents pays où opère le Groupe, celui‐ci considère que les évolutions réglementaires ne devraient pas avoir d’impact significatif sur la durée de vie de ses actifs. La prise en compte des enjeux liés au changement climatique n’a ainsi pas eu d’impact matériel en 2022 sur les jugements exercés et les principales estimations nécessaires à l’établissement des états financiers.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 154 NOTE 2. MÉTHODES DE CONVERSION Monnaie de présentation des comptes consolidés Les états financiers consolidés du Groupe sont présentés en millions d’euros. Monnaie fonctionnelle La monnaie fonctionnelle d’une entité est la monnaie de l’environnement économique dans lequel cette entité opère principalement. La monnaie fonctionnelle de Neoen S.A. et de ses filiales situées dans la zone euro est l’euro. Pour les autres entités du Groupe, la monnaie fonctionnelle correspond à la monnaie locale à l’exception de certains actifs et sociétés de développement, qui au regard des facteurs de détermination de monnaie fonctionnelle, ont pour monnaie fonctionnelle le dollar américain. Ceci concerne spécifiquement les actifs et sociétés de développement du Groupe au Mexique, en Argentine, en Jamaïque, au Mozambique et en Zambie.Traduction des opérations en monnaies étrangères Les opérations en monnaies étrangères sont converties dans la monnaie fonctionnelle au cours du jour de la transaction. À chaque arrêté comptable : • les actifs et passifs monétaires libellés en monnaies étrangères sont convertis au cours de clôture. Les différences de change en résultant sont comptabilisées dans le résultat de la période ; • les actifs et passifs non monétaires libellés en monnaies étrangères sont comptabilisés au cours historique en vigueur à la date de la transaction. Conversion des états financiers des filiales dont la monnaie fonctionnelle est différente de l’euro L’état de situation financière est converti en euros au taux de change en vigueur à la clôture de l’exercice. Le résultat et les flux de trésorerie sont convertis sur la base des taux de change moyens : ces cours moyens sont des valeurs approchées des cours en date de transaction en l’absence de fluctuation significative. Les différences résultant de la conversion des états financiers de ces filiales sont enregistrées en « différences de conversion » au sein des autres éléments du résultat global. Les goodwills et ajustements de juste valeur provenant de l’acquisition d’une entité étrangère sont considérés comme des actifs et passifs de l’entité étrangère. Ils sont donc exprimés dans la monnaie fonctionnelle de l’entité.NOTE 3. COMPOSITION DU GROUPE NOTE 3.1. PRINCIPES COMPTABLES Méthodes de consolidation Les filiales contrôlées au sens d’IFRS 10 « états financiers consolidés » sont intégrées globalement. Le Groupe contrôle une entité lorsqu’il est exposé ou qu’il détient un droit à des rendements variables en raison de ses liens avec l’entité, et qu’il a la capacité d’influer sur ces rendements du fait du pouvoir qu’il détient sur celle‐ci. Le Groupe détient principalement des sociétés holding qui détiennent à leur tour, directement ou indirectement, des sociétés projets portant les centrales de production ou de stockage d’énergie. Les modifications du pourcentage de détention du Groupe dans une filiale n’entraînant pas de perte du contrôle sont comptabilisées comme des transactions portant sur les capitaux propres. Lorsque le Groupe perd le contrôle d’une filiale, il décomptabilise les actifs et passifs ainsi que toute participation ne conférant pas le contrôle et les autres éléments de capitaux propres relatifs à cette filiale. Le profit ou la perte éventuel(le) résultant de la perte de contrôle est comptabilisé(e) en résultat net. Tout intérêt conservé dans l’ancienne filiale est évalué à sa juste valeur à la date de perte de contrôle. Toutes les transactions, produits et charges, et soldes bilantiels internes aux filiales sont éliminés en consolidation. Conformément à la norme IFRS 11 « partenariats », un partenariat est une entreprise sur laquelle le Groupe et une ou plusieurs autres parties exercent un contrôle conjoint en vertu d’un accord contractuel. Le Groupe exerce un contrôle conjoint sur un partenariat lorsque les décisions concernant les activités pertinentes du partenariat requièrent le consentement unanime du Groupe et des autres parties partageant le contrôle. Une coentreprise est un partenariat dans lequel les parties qui exercent un contrôle conjoint sur l’entreprise ont des droits sur l’actif net de celle‐ci. Les entités associées sont des entités dans lesquelles le Groupe a une influence notable sur les politiques financières et opérationnelles sans en avoir le contrôle ou le contrôle conjoint. Les intérêts du Groupe dans les entités associées et les coentreprises sont comptabilisés selon la méthode de la mise en équivalence. Ils sont comptabilisés initialement au coût qui inclut le goodwill et les coûts de transaction. Après la comptabilisation initiale, les états financiers consolidés incluent la quote‐part du Groupe dans le résultat et les autres éléments du résultat global

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 155 des entités mises en équivalence, jusqu’à la date à laquelle l’influence notable ou le contrôle conjoint prennent fin. La liste des principales filiales, coentreprises et entreprises associées est présentée en note 3.2.Regroupements d’entreprises Conformément aux dispositions de la norme IFRS 3 « regroupements d’entreprises », les regroupements d’entreprises sont comptabilisés selon la méthode de l’acquisition lorsque l’ensemble des activités et des actifs repris répond à la définition d’une entreprise, dont le contrôle est transféré au Groupe. Selon cette méthode, les actifs acquis, les passifs et les passifs éventuels assumés sont évalués à leur juste valeur sauf exception. Les goodwill correspondent à la différence entre la juste valeur de la contrepartie transférée lors du regroupement d’entreprises augmentée, le cas échéant, de la juste valeur de la quote‐part antérieurement détenue et de la valeur des participations ne donnant pas le contrôle, et le montant des actifs identifiables acquis et des passifs et passifs éventuels assumés à la date d’acquisition. Ils sont déterminés de façon provisoire lors de l’acquisition et peuvent être révisés dans un délai de douze mois à compter de la date d’acquisition. Pour chaque regroupement d’entreprises, le Groupe peut évaluer les participations ne conférent pas le contrôle soit à leur juste valeur soit sur la base de leur quote‐part dans l’actif net identifiable de l’entreprise acquise évalué à la juste valeur à la date d’acquisition. Le Groupe définit au cas par cas l’option qu’il applique pour comptabiliser les participations ne conférant pas le contrôle. En application de la norme IFRS 3 « regroupements d’entreprises » : • les frais d’acquisition sont comptabilisés en autres produits et charges opérationnels non courants lorsqu’ils sont encourus ; • les ajustements de prix d’acquisition conditionnels sont estimés initialement à leur juste valeur et inclus dans la contrepartie transférée. Passée la période d’évaluation de douze mois, les variations de valeur ultérieures des passifs afférents sont comptabilisées en compte de résultat.Acquisition d’actifs hors du champ d’application d’IFRS 3 Pour déterminer si un ensemble d’activités et d’actifs donné constitue une entreprise (« business »), et donc s’il y a regroupement d’entreprise et non acquisition d’un groupe d’actifs isolés, le Groupe évalue si les éléments de l’entités acquises incluent au minimum un intrant (« input ») et un processus substantiel, qui ensemble contribuent de manière significative à générer des biens et services. Pour les entités projet qui ne produisent pas encore d’outputs, il est considéré en général qu’il n’y a pas de processus substantiels acquis dans la mesure où il n’y a pas de reprise d’employés et pas encore de contrats relatifs à l’exploitation de l’actif sous‐ jacent. Le Groupe a choisi de procéder à « un test de concentration » qui permet d’évaluer si un ensemble d’activités et d’actifs acquis ne constitue pas une entreprise. Le test est concluant si la quasi‐ totalité des justes valeurs des actifs bruts acquis est concentrée en un unique actif identifiable ou un groupe d’actifs identifiables similaires. Dans le cadre de l’acquisition d’entités projets le test remplit ces conditions. Dans la mesure où les processus acquis ne peuvent pas être considérés comme substantiels et où le test de concentration est rempli, il est considéré en général que les entités projet au stade de développement ne répondent pas à la définition d’une entreprise. Leur acquisition est donc comptabilisée comme l’acquisition d’un groupe d’actifs isolés en dehors du champ d’application d’IFRS 3. Si l’opération est traitée comme une acquisition d’actifs isolés alors le coût d’acquisition (incluant les frais d’acquisition) doit être alloué aux actifs et passifs individuels identifiables d’après leurs justes valeurs relatives à la date d’acquisition, i.e. aucun goodwill ni impôt différé n’est comptabilisé. Dans ce cadre, le Groupe a choisi d’appliquer l’approche suivante : • évaluer les actifs et passifs évalués initialement autrement qu’au coût selon les dispositions d’évaluation initiales des normes applicables à ceux‐ci ; • déduire la valorisation de ces actifs et passifs du coût d’acquisition ; • puis allouer le coût d’acquisition résiduel aux différents actifs et passifs au prorata de leur juste valeur. Actifs et passifs destinés à être cédés Conformément à IFRS 5 « actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées », les actifs non courants (et les groupes destinés à être cédés) classés comme détenus en vue de la vente sont évalués au plus faible de leur valeur comptable et de leur juste valeur diminuée des coûts de la vente. Les actifs non courants et les groupes destinés à être cédés sont classés comme détenus en vue de la vente s’il est prévu que leur valeur comptable sera recouvrée par le biais d’une transaction de vente plutôt que par l’utilisation continue. Cette condition est remplie seulement lorsque la vente est hautement probable et que l’actif (ou le groupe destiné à être cédé) est disponible en vue de la vente immédiate dans son état actuel. La direction doit s’être engagée à l’égard de la vente, laquelle devrait répondre, dans l’année suivant son classement, aux critères de comptabilisation à titre de vente réalisée. Lorsque le Groupe est engagé à l’égard d’un plan de cession impliquant la perte de contrôle d’une filiale, il doit classer tous les actifs et les passifs de cette filiale comme détenus en vue de la vente lorsque les critères établis ci‐dessus sont remplis, que le Groupe conserve ou non une participation ne donnant pas le contrôle dans son ancienne filiale après la vente. Lorsque le Groupe, notamment dans le cadre de son activité de farm-down, est engagé à l’égard d’un plan de vente impliquant la sortie d’une participation, ou d’une partie d’une participation, dans une entreprise associée, la participation ou la partie de la participation dans l’entreprise associée qui sera cédée est classée comme détenue en vue de la vente lorsque les critères susmentionnés sont remplis. Le Groupe cesse alors d’appliquer la méthode de la mise en équivalence pour cette partie qui est classée comme détenue en vue de la vente. Toute partie

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 156 conservée d’une participation dans une entreprise associée qui n’a pas été classée comme détenue en vue de la vente continue d’être comptabilisée selon la méthode de la mise en équivalence. NOTE 3.2. FILIALES ET ENTITES MISES EN EQUIVALENCE Au 31 décembre 2022, le Groupe est composé de 362 sociétés consolidées (« méthode de l’intégration globale ») et de 5 sociétés comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. Pour rappel, au 31 décembre 2021, le Groupe était composé de 340 sociétés consolidées (« méthode de l’intégration globale ») et de 4 sociétés comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. La liste des principales entités opérationnelles présentées ci‐dessous, a notamment été déterminée à partir de leur contribution aux indicateurs financiers suivants : chiffre d’affaires, total actif ou dette. Au cours de l’exercice 2022, les sociétés Neoen Jules GmbH et Neoen Mistral Gmbh ont fait usage de la disposition dérogatoire de l’article 264, paragraphe 3, du Code de commerce allemand (HGB) en ce qui concerne l’établissement d’une annexe, du rapport de gestion et de la publication des comptes annuels. Les filiales significatives du Groupe sont : Méthode de consolidation Dénomination sociale Pays Pourcentage d’intérêt 31/12/2022 Pourcentage d’intérêt 31/12/2021 Société mère Neoen S.A. France Mère Mère Intégration globale Altiplano Solar Argentine 100 % 100 % La Puna Solar Argentine 100 % 100 % Bulgana Windfarm Australie 100 % 100 % Coleambally Solar Australie 100 % 100 % Goyder Wind Farm 1 Pty Ltd Australie 100 % 100 % Hornsdale Power Reserve Australie 100 % 100 % HWF 1 Australie 70 % 70 % HWF 2 Australie 80 % 80 % HWF 3 Australie 80 % 80 % Kaban Wind Pty Ltd Australie 100 % 100 % Numurkah Solar Farm Australie 100 % 100 % Victoria Big Battery Australie 100 % 100 % Western Downs Green Power Hub Australie 100 % 100 % Hedet Finlande 80 % 80 % Mutkalampi Finlande 100 % 100 % Yllikkala Power Reserve One Finlande 100 % 100 % Centrale Eolienne du Pays entre Madon et Moselle France 100 % 100 % Neoen International France 100 % 100 % Neoen Production 1 France 100 % 100 % Neoen Production 2 France 100 % 100 % SPV AGS Mexique 100 % 100 % Capella Solar El Salvador 100 % 100 % Providencia Solar El Salvador 100 % 100 %

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 157 NOTE 3.3. EVOLUTION DU PERIMETRE Dans le cadre de son développement, le Groupe est régulièrement amené à réaliser des créations de sociétés, et peut être amené à acquérir des entités en phase de développement relativement peu avancé ou offrant des perspectives de croissance ou de repowering. Par ailleurs et depuis l’exercice 2021, le Groupe procède de manière régulière mais sélective, à la cession totale ou d’une quote‐ part majoritaire de participations dans des entités détenant des projets ou actifs de son portefeuille sécurisé (farm-down). Opération de farm‐down – cession de titres de participations Le 29 septembre, le Groupe a cédé 95 % de ses parts dans la centrale éolienne de Saint‐Sauvant. Cette opération a généré un produit net de 16,4 millions d’euros comptabilisé en autres produits et charges opérationnels courants (se reporter à la note 9). Acquisitions de projets en développement En 2022, les principales opérations ayant affecté le périmètre du Groupe sont des acquisitions de projets en phase de développement. Ces acquisitions de filiales ont été qualifiées d’acquisitions d’actifs isolés plutôt que de regroupements d’entreprises au sens de la norme IFRS 3 « regroupements d’entreprises ». Les projets acquis et intégrés au périmètre de consolidation selon la méthode de l’intégration globale sont les suivants : • acquisition à hauteur de 100 % des titres de participation du projet solaire Fox Coulee au Canada ; • acquisition à hauteur de 100 % des titres de participation du projet solaire Cumandacobuendo en Equateur. Par ailleurs, le Groupe a acquis 80,1 % des titres de participation du projet éolien Lumivaara en Finlande (société consolidée selon la méthode de la mise en équivalence). Le Groupe a alloué les prix d’acquisition aux différents actifs identifiables acquis et passifs repris, ce qui a conduit à comptabiliser des actifs incorporels pour 1,5 million d’euros et corporels pour 4,6 millions d’euros au cours de l’exercice 2022. Rachat de participations ne donnant pas le contrôle Le Groupe a acquis la participation des actionnaires minoritaires de l’entité française Zambia Sunlight One S.A.S., portant ainsi sa participation dans l’entité de 68,7 % à 100 %. En conséquence, l’entité zambienne Bangweulu Power Company Ltd, elle‐même détenue par l’entité Zambia Sunlight One S.A.S., est désormais détenue à hauteur de 80,35 % contre 58,75 % auparavant. Cette opération n’a pas eu d’impact significatif sur les états financiers du Groupe. Autres cessions et liquidations Les entités Pedregal Solar et Nahualpa Solar (Salvador), ainsi qu’Atria Solar (Argentine), toutes détenues à 100 %, ont été liquidées. Le Groupe a par ailleurs cédé 100 % de sa participation dans l’entité Blue Mahoe Energy Company Ltd (Jamaïque). Ces opérations n’ont pas eu d’impact significatif sur les états financiers du Groupe. NOTE 3.4. ACTIFS ET PASSIFS DESTINES A ETRE CEDES Au 31 décembre 2022, les actifs et passifs destinés à être cédés présentés sur l’état de la situation financière consolidée correspondent uniquement à ceux de la centrale solaire de Cabrela au Portugal, dont le Groupe a engagé la cession, conclue au cours du mois de février 2023, dans le cadre de son activité de farm-down (se référer à la note 26). Les principales catégories d’actifs et de passifs, classés en actifs et passifs destinés à la vente sont les suivantes : En millions d’euros 31.12.2022 Actifs non courants 22,3 Actifs courants 0,6 Trésorerie et équivalents de trésorerie 3,9 Actifs destinés à être cédés 26,8 Passifs non courants 25,7 Passifs courants 2,5 Passifs destinés à être cédés 28,2

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 158 NOTE 4. INFORMATION SECTORIELLE Principe comptable Selon IFRS 8, un secteur opérationnel est une composante d’une entreprise : • qui s’engage dans des activités susceptibles de lui faire percevoir des produits et supporter des charges ; • dont les résultats opérationnels sont régulièrement suivis par le principal décideur opérationnel ; • pour laquelle des informations financières distinctes sont disponibles. Conformément à la norme IFRS 8 « secteurs opérationnels », l’information sectorielle est présentée sur la base de l’organisation interne et du reporting utilisé par les membres du Comité de direction et du Conseil d’Administration, principaux décideurs opérationnels du Groupe. Le Groupe a par ailleurs retenu la répartition suivante pour ses secteurs opérationnels : • solaire : ce secteur correspond à l’activité de production d’énergie photovoltaïque ; • éolien : ce secteur correspond à l’activité de production d’énergie éolienne ; • stockage : ce secteur correspond à l’activité liée aux batteries indépendantes, directement connectées au réseau ; • farm-down : ce secteur correspond à la cession totale ou d’une quote‐part majoritaire de participations dans des entités détenant des projets ou actifs du portefeuille sécurisé du Groupe ; • développement et investissements : ce secteur correspond principalement aux activités de développement et de financement. Au titre des informations complémentaires, les principaux indicateurs financiers publiés sont détaillés par zones géographiques. Ces dernières sont définies ci‐après : • Australie : cette zone regroupe les activités de production en Australie ; • Europe – Afrique : cette zone regroupe les activités de production dans les pays d’Europe et d’Afrique ; • Amériques : cette zone regroupe les activités de production dans les pays d’Amérique du Nord, Amérique Centrale, Amérique du Sud et dans les Caraïbes.EBITDA ajusté L’EBITDA ajusté est utilisé dans l’évaluation de la performance car le Comité de direction et le Conseil d’administration jugent que cette information est la plus pertinente pour comprendre les résultats de chaque secteur par rapport à celle d’autres entités intervenant dans ces activités. La notion d’EBITDA ajusté correspond au résultat opérationnel courant, qui inclut les produits nets de cessions d’actifs du portefeuille sécurisé résultant de l’activité de farm-down, retraité : • des dotations aux amortissements opérationnels courants ; • de la charge de personnel résultant de l’application de la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions » ; • et des variations de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (se référer à la note 20.3) enregistrées en autres produits et charges opérationnels courants. Le Groupe a en effet été amené à signer progressivement des contrats d’achat d’électricité de moyen et long terme avec des contreparties commerciales, dits « Corporate Power Purchase Agreements » (« CPPA »). Parmi ceux‐ci, certains, mis en œuvre récemment, prévoient un règlement financier entre les parties et sont des instruments financiers dérivés au sens de la norme IFRS 9 « instruments financiers ». La variation de juste valeur de ces contrats, qui n’ont pas été qualifiés d’instruments de couverture, est comptabilisée en résultat opérationnel courant dans les états financiers du Groupe. Cette variation, associée à l’évolution des prix de marché de l’électricité, qui ont connu une volatilité exceptionnelle au cours de l’exercice 2022 dans les différentes géographies où opère le Groupe, a un caractère volatile et non maîtrisable, et est appelée à s’éteindre au moment de la livraison de la production physique sous‐jacente. Le Groupe a donc décidé de retraiter la variation de juste valeur de ces instruments financiers dérivés énergie (qui est par ailleurs sans incidence en trésorerie) de l’EBITDA et de l’EBIT, indicateurs alternatifs de performance retenus dans son information sectorielle (se référer à la note 20.3).

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 163 En millions d’euros Eolien Solaire Stockage Farm- down (2) Développement & Investissements (3) Eliminations (4) Exercice 2021 TOTAL Compte de résultat Chiffre d’affaires 135,1 162,3 34,4 ‐ 77,2 (75,5) 333,6 EBITDA (1) 105,0 137,3 30,2 50,0 2,1 (24,2) 300,4 EBIT ajusté 57,7 82,1 16,3 50,0 (7,6) (8,9) 189,6 Bilan Immobilisations corporelles et incorporelles 1 769,7 1 957,2 330,9 ‐ 22,7 (133,6) 3 946,9 Tableau des flux de trésorerie Acquisition d’immobilisations corporelles et incorporelles 364,6 318,8 107,4 ‐ (1,7) (34,7) 754,5 (1) Les notions d’EBITDA ajusté et d’EBIT ajusté sont définies ci-dessus. (2) Le secteur d’activité farm-down a été mis en place à la suite de la décision du Groupe de procéder, de manière régulière mais sélective à compter de l’exercice 2021, à la cession totale ou d’une quote-part majoritaire de participations dans des entités détenant des projets ou actifs de son portefeuille sécurisé. (3) Le chiffre d’affaires de ce secteur est essentiellement réalisé au moyen des ventes de services effectuées par Neoen S.A. auprès des autres entités du Groupe (éliminées en consolidation, à l’exception des montants facturés aux participations du Groupe qui ne sont pas consolidées) mais également à travers des ventes de services à des tiers. (4) Les éliminations concernent principalement l’annulation des facturations de services rendus par Neoen S.A. à ses sociétés de projets au titre du développement, de la supervision et de la gestion administrative des actifs de production ainsi que l’activation des coûts de développement conformément à IAS 38 « immobilisations incorporelles ».NOTE 5. VENTES NOTE 5.1. CHIFFRE D’AFFAIRES Principes comptables Le chiffre d’affaires est comptabilisé lorsque chaque obligation de performance est satisfaite, à savoir lorsque le contrôle du bien ou du service est transféré au client pour le montant que le Groupe s’attend à recevoir. Les produits des activités ordinaires figurent nets de rabais et de remises. Le chiffre d’affaires est constitué essentiellement : • de ventes d’électricité produite par les centrales éoliennes et photovoltaïques ; • de ventes d’électricité et de services produits par les unités de stockage (service de régulation de fréquence, d’inertie ou de réserve de capacité et de déplacement d’énergie (Load shifting) ou arbitrage) ; • de ventes de certificats verts proportionnels à la production, selon la réglementation applicable ; • d’autres prestations de supervision et administratives.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 164 Vente d’électricité et certificats verts Le Groupe distingue les revenus sous contrats, majoritairement long terme, de ceux provenant des ventes à court terme sur le marché. L’énergie est vendue : • soit conformément aux différents contrats dont les prix de vente sont définis par décret, dans le cadre d’appels d’offres, ou encore à l’issue de négociations bilatérales ; • soit sur le marché. Le chiffre d’affaires est reconnu en fonction des quantités produites et / ou injectées au cours de la période. Le chiffre d’affaires des ventes de certificats verts est reconnu lors de la livraison physique, i.e. à la date de transfert de propriété.Ventilation du chiffre d’affaires En millions d’euros Solaire Eolien Stockage Autre Exercice 2022 Solaire Eolien Stockage Autre Exercice 2021 Electricité 138,9 134,4 ‐ ‐ 273,3 118,4 80,0 (0,0) ‐ 198,4 Certificats verts 17,7 18,2 ‐ ‐ 35,9 16,6 34,3 ‐ ‐ 50,9 Ventes d’énergies sous contrat 156,5 152,7 - - 309,2 135,0 114,3 (0,0) - 249,3 Electricité 30,4 58,0 73,5 ‐ 161,9 23,9 12,1 28,4 ‐ 64,3 Certificats verts 6,0 3,7 ‐ 0,0 9,7 2,4 7,9 ‐ ‐ 10,3 Ventes d’énergies sur le marché 36,3 61,7 73,5 0,0 171,5 26,3 20,0 28,4 - 74,7 Prestations de services (1) ‐ ‐ ‐ 0,6 0,6 ‐ ‐ ‐ 1,6 1,6 Autres prestations (2) 1,2 2,3 18,1 0,3 21,9 0,9 0,9 6,0 0,1 8,0 Autres produits 1,2 2,3 18,1 0,9 22,5 0,9 0,9 6,0 1,7 9,6 Total Chiffres d’affaires 194,1 216,6 91,6 0,9 503,2 162,3 135,1 34,4 1,7 333,6 (1) Il s’agit principalement de prestations de gestion administrative, de supervision, ou encore de développement, pour des entités hors groupe. (2) Correspond principalement à des services fournis aux réseaux par les batteries australiennes.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 165 NOTE 5.2. CLIENTS ET COMPTES RATTACHES Principes comptables Créances clients et comptes rattachés Le Groupe vend majoritairement l’électricité qu’il produit dans le cadre de contrats sous obligations d’achat (dont les conditions sont précisées dans des décrets ou règlements d’appels d’offres) et de manière minoritaire, mais croissante, dans le cadre de contrats bilatéraux conclus avec des contreparties commerciales. Les créances constatées en date de clôture correspondent essentiellement à des factures non échues de vente d’électricité et de certificats verts, dont l’évolution s’explique principalement par la croissance du nombre de centrales en opération. A cela s’ajoutent des indemnités contractuelles compensant des pertes de chiffre d’affaires liées à des retards dans la mise en service de certains actifs. Compte tenu de la qualité des signataires des contrats de vente d’électricité, le Groupe considère que le risque de crédit lié aux créances clients est négligeable.Dépréciations des créances clients et comptes rattachés La norme IFRS 9 « Instruments financiers » exige de tenir compte du risque de crédit relatif aux actifs financiers sur la base du principe des « pertes attendues », ce qui implique de reconnaitre des dépréciations sur des créances commerciales non encore échues. Au 31 décembre 2022, le Groupe a effectué une revue, sur la base de la qualité et de la solvabilité des clients de son portefeuille de créances commerciales. Au regard de la nature de ses activités et de ses clients aucune « perte attendue » n’a été identifiée étant donnée la nature des créances en portefeuille.Détail des créances clients et comptes rattachés En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Valeur nette des Clients et comptes rattachés - en début de période 81,6 73,2 Variations liées à l’activité 25,9 6,9 Variation de périmètre (1,7) (1,1) Reclassements et autres (0,3) 0,0 Effet de la variation des taux de change 1,1 2,6 Valeur nette des Clients et comptes rattachés - en fin de période 106,6 81,6 Sur l’exercice 2022, les variations liées à l’activité correspondent essentiellement à l’impact des centrales mises en service dans l’année. Le bilan ne présentait aucune créance client échue significative au 31 décembre 2022 ainsi qu’au 31 décembre 2021.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 166 NOTE 6. ACHATS ET STOCKS NOTE 6.1. ACHATS DE MARCHANDISES ET VARIATION DE STOCKS Les achats de marchandises et les variations de stocks au cours de l’exercice 2022 se composent principalement : • d’achats pour (3,9) millions d’euros ; • des variations de stocks de certificats verts générés par des centrales en Australie et au Mexique pour 1,7 million d’euros. Ce poste comprenait sur l’exercice 2021 des achats pour (1,3) million d’euros, et des variations de stocks de certificats verts pour 3,8 millions d’euros. NOTE 6.2. STOCKS Principes comptables Les stocks sont constitués principalement des certificats verts en Australie et au Mexique. Les sociétés de projets australiennes opérant des centrales solaires et éoliennes génèrent, au rythme de leur production, des certificats verts (Large-Scale Generation Certificates ‐ LGCs) qui, pour la part excédant les engagements prévus dans le cadre de leur contrat d’achat de long terme (Power Purchase Agreement - PPA) avec leurs contreparties, ont vocation à être vendus sur le marché. Dans un objectif de couverture du risque de prix visant à limiter son exposition à la volatilité du marché spot, le Groupe avait créé la société Neoen Energy Management Australia (NEMA) en 2020. Cette société acquiert ainsi chaque trimestre auprès des sociétés de projets (dès lors que leurs contrats de financement les y autorisent) les certificats verts excédant les engagements pris dans le cadre des PPA. D’autre part, elle procède conformément à une politique de risque soumise à approbation préalable des organes de direction à une couverture du risque de prix sur l’horizon de liquidité accessible, à travers la réalisation de ventes à terme auprès de contreparties externes, donnant lieu à livraison physique l’année suivant la production de ces certificats verts. Par ailleurs, NEMA réalise également des ventes ponctuelles sur les marchés de gré à gré, portant sur des stocks de certificats verts acquis auprès des sociétés de projets australiennes, et n’ayant pas fait l’objet de contrats de ventes à terme. Les certificats verts font l’objet d’une comptabilisation en stock, conformément aux principes fixés par la norme IAS 2 « stocks », et ce jusqu’à leur transfert physique auprès des contreparties externes l’année suivant leur production, ce qui déclenche la reconnaissance du produit associé en chiffre d’affaires. Ces certificats verts sont comptabilisés dans la rubrique « Achats de marchandises et variation de stocks » au compte de résultat et dans la rubrique « Stocks » au bilan. Les certificats verts (Clean Energy Certificates ‐ CELs) produits par la centrale d’El Llano au Mexique sont également comptabilisés dans la rubrique « Achats de marchandises et variation de stocks » au compte de résultat et dans la rubrique « Stocks » au bilan, et ce jusqu’à leur remise physique conformément aux obligations prévues dans le cadre de son PPA.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 167 Détails des stocks Les stocks s’élèvent à 10,6 millions d’euros au 31 décembre 2022 contre 8,7 millions d’euros au 31 décembre 2021. Ils incluent principalement des stocks de certificats verts en Australie et au Mexique.NOTE 6.3. CHARGES EXTERNES En millions d’euros Exercice 2022 Exercice 2021 Entretiens et réparations (35,9) (26,0) Autres charges externes (75,8) (42,4) Total charges externes (111,7) (68,3) Les charges d’entretiens et de réparations correspondent essentiellement aux coûts de maintenance des centrales en exploitation. Les autres charges externes comprennent principalement : • des charges d’exploitation des centrales en opération (coûts de connexion aux réseaux, coûts associés à la gestion de la fréquence du réseau, assurances) ; • des achats d’électricité par des installations de stockage dédiées ; • des frais de structure (honoraires, consulting, sous‐traitance, informatique, assurance) ; • et des charges de développement non activées car ne répondant pas aux critères d’activation définis par la norme IAS 38 « immobilisations incorporelles ». La hausse des charges externes s’explique essentiellement par la croissance des activités du Groupe.NOTE 6.4. FOURNISSEURS ET COMPTES RATTACHES En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Fournisseurs 60,3 51,6 Fournisseurs d’immobilisations 182,1 288,7 Fournisseurs et comptes rattachés - en fin de période 242,4 340,4 Les fournisseurs d’immobilisations comprennent essentiellement des dettes relatives à la construction des centrales. La variation correspond principalement à une baisse de – 114,3 millions d’euros en Australie liée à l’avancement des chantiers, et – 20,1 millions d’euros en France, partiellement compensée par une augmentation de + 17,7 millions d’euros en Finlande et + 6,5 millions d’euros au Portugal.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 168 NOTE 7. CHARGES ET AVANTAGES AU PERSONNEL NOTE 7.1. CHARGES DE PERSONNEL Principes comptables Charges de personnel Les charges de personnel allouées au développement des projets sont comptabilisées à l’actif lorsque les projets remplissent les critères d’activation requis par la norme IAS 38 « immobilisations incorporelles ». Le Groupe considère que ces critères sont atteints au moment où un projet rentre dans le portefeuille de développement, c’est‐à‐dire lorsque les éléments contractuels et les études techniques indiquent que la faisabilité d’un projet est probable (le plus souvent à la phase early stage). Les autres charges de personnel figurent en charges au compte de résultat.Avantages postérieurs à l’emploi Les avantages au personnel comprennent des régimes à cotisations définies et des régimes à prestations définies. Les régimes à cotisations définies désignent les régimes d’avantages postérieurs à l’emploi en vertu desquels le Groupe n’a pas d’obligation au‐delà du versement des cotisations à différents organismes sociaux. Les cotisations à payer à un régime à cotisations définies sont comptabilisées en charges lorsque le service correspondant est rendu. Les régimes à prestations définies désignent les régimes qui garantissent aux salariés des ressources complémentaires, notamment pour les indemnités de fin de carrière versées aux salariés. Cette garantie de ressources complémentaires constitue pour le Groupe une obligation pour laquelle un passif est calculé. Le calcul du passif s’effectue en estimant le montant des avantages que les employés auront accumulés en contrepartie des services rendus pendant l’exercice et les exercices précédents. Charges de personnel Sur l’exercice 2022, les charges de personnel s’élèvent à (23,6) millions d’euros contre (17,6) millions d’euros sur l’exercice 2021. L’augmentation des charges de personnel est principalement liée à l’augmentation des effectifs du Groupe. Compte tenu de l’âge moyen des effectifs du Groupe, il n’a pas été constaté de passif au titre des avantages du personnel à prestations définies, la provision n’étant pas matérielle en date de clôture.NOTE 7.2. REMUNERATION DES DIRIGEANTS Les dirigeants représentent les membres du comité exécutif du Groupe. En millions d’euros Exercice 2022 Exercice 2021 Avantages du personnel à court terme 3,0 2,4 Paiements fondés sur des actions 3,1 2,3 Rémunérations des dirigeants 6,0 4,7

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 169 NOTE 7.3. PAIEMENTS FONDES SUR DES ACTIONS Principes comptables Conformément à la norme IFRS 2 « paiements fondés sur des actions », la juste valeur des options et attributions gratuites d’actions est déterminée selon des méthodes adaptées à leurs caractéristiques. S’agissant de plans réglés en instruments de capitaux propres, la juste valeur est déterminée en date d’attribution. Les options de souscription, sans condition de performance du cours de l’action, sont évaluées selon le modèle de Black and Scholes. La juste valeur à la date d’attribution des options de souscription d’actions est comptabilisée en charges sur la période d’acquisition des droits de l’option, en fonction de la probabilité d’exercice de ces options avant leur échéance, avec en contrepartie une augmentation des réserves consolidées. Le montant comptabilisé en charges est ajusté pour refléter le nombre de droits pour lesquels il est estimé que les conditions de service et de performance hors marché seront remplies, de telle sorte que le montant comptabilisé in fine est basé sur le nombre réel de droits qui remplissent les conditions de service et les conditions de performance hors marché à la date d’acquisition. Pour les droits à paiement fondé sur des actions assortis d’autres conditions, l’évaluation à la juste valeur à la date d’attribution reflète ces conditions et les écarts entre l’estimation et la réalisation ne donnent lieu à aucun ajustement ultérieur. Concernant la juste valeur des plans d’actions gratuites, celle‐ci est basée sur le cours de l’action en date d’attribution (pour les plans antérieurs à la cotation de la société, la juste valeur a été estimée sur la base de la dernière augmentation de capital), et tient compte des perspectives de versement de dividendes sur la période d’acquisition des droits. La charge est étalée sur la période d’acquisition des droits en contrepartie des réserves consolidées. À chaque clôture, le Groupe évalue la probabilité de perte, par les bénéficiaires, des droits aux options ou aux actions attribuées gratuitement avant la fin de la période d’acquisition. Le cas échéant, l’impact de la révision de ces estimations est constaté en résultat avec en contrepartie une variation des réserves consolidées.Détail des plans de souscription d’actions Plan 2016 Plan 2018 Plan 2018 TOTAL Date de l’AG 17/03/2014 29/05/2018 04/07/2018 Date de la décision du Président 23/12/2016 30/05/2018 05/07/2018 Nombre total d’actions pouvant être souscrites ou achetées 235 000 45 000 65 000 Début de la période d’exercice des options 24/12/2019 31/05/2021 06/10/2020 Date d’expiration de la période d’exercice 23/12/2021 30/05/2023 05/07/2023 Prix de souscription ou d’achat 6,00 € 10,00 € 10,00 € Prix de souscription ou d’achat ajusté suite à l’augmentation de capital du 9 avril 2021 (1) 5,55 € 9,25 € 9,25 € Nombre d’options Existantes au 1 er janvier 2021 63 166 40 000 35 000 138 166 Notifiées ‐ ‐ ‐ ‐ Annulées ‐ ‐ ‐ ‐ Exercées 66 339 16 215 4 000 86 554 Ajustement suite à l’augmentation de capital du 9 avril 2021 (1) 3 173 3 240 2 835 9 248 Existantes au 1 er janvier 2022 - 27 025 33 835 60 860 Notifiées ‐ ‐ ‐ ‐ Annulées ‐ ‐ ‐ ‐ Exercées ‐ 11 215 23 025 34 240 Existantes au 31 décembre 2022 - 15 810 10 810 26 620

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 170 Pour évaluer la juste valeur de ces plans, le Groupe a utilisé le modèle de Black & Scholes avec les hypothèses suivantes : • un taux de volatilité de 23 % depuis le plan du 30 mai 2018 contre 18 % auparavant (compte tenu de la volatilité des sociétés comparables) ; • un taux d’intérêt sans risque correspondant à l’OAT 5 ans à la date d’attribution ; • une maturité moyenne des plans d’un an au‐delà de la période d’acquisition. Détail des plans d’attribution d’actions gratuites Plan 2018 Plan 2019 Plan 2020 Plan 2021 Plan 2022 TOTAL Date de l’AG 29/05/2018 02/10/2018 26/05/2020 26/05/2020 25/05/2021 Date de la décision d’attribution du Président / Conseil d’administration 30/05/2018 10/07/2019 02/07/2020 10/03/2021 14/03/2022 Nombre total d’actions attribuées gratuitement 107 500 297 000 140 000 272 302 164 046 Date d’acquisition des actions 31/05/2021 11/07/2022 03/07/2023 11/03/2024 14/03/2025 Date de fin de période de conservation ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Nombre d’actions attribuées gratuitement Existantes au 1 er janvier 2021 105 000 292 000 140 000 - - 537 000 Notifiées ‐ ‐ ‐ 272 302 272 302 Annulées ‐ 18 903 5 406 9 108 ‐ 33 417 Attribuées définitivement 113 510 ‐ ‐ ‐ ‐ 113 510 Ajustement suite à l’augmentation de capital du 9 avril 2021 (1) 8 510 22 348 11 354 22 058 ‐ 64 270 Existantes au 1 er janvier 2022 - 295 445 145 948 285 252 - 726 645 Notifiées ‐ ‐ ‐ ‐ 164 046 164 046 Annulées ‐ 2 703 30 657 5 946 ‐ 39 306 Attribuées définitivement 292 742 ‐ ‐ ‐ 292 742 Existantes au 31 décembre 2022 - - 115 291 279 306 164 046 558 643 (1) A la suite de l’augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription, réalisée le 9 avril 2021, et conformément aux dispositions légales applicables et aux stipulations des plans d’actions attribuées gratuitement et des plans d’options de souscription d’actions, le Président-directeur général a procédé, sur délégation du Conseil d’administration, à l’ajustement des droits des bénéficiaires d’actions gratuites et d’options de souscription d’actions (coefficient de 1,081). Le plan d’attribution d’actions gratuites du 10 juillet 2019 est arrivé à échéance le 11 juillet 2022. Les 292 742 actions attribuées l’ont été via l’utilisation de 129 724 actions existantes et auto‐détenues par Neoen S.A. et la création de 163 018 actions nouvelles avec pour incidence la comptabilisation en réserves de (4,9) millions d’euros. La charge liée à l’attribution d’actions gratuites et d’options de souscription d’actions s’élève à (3,8) millions d’euros sur l’exercice 2022 contre (3,2) millions d’euros sur l’exercice 2021.NOTE 8. IMPÔTS, TAXES ET VERSEMENTS ASSIMILÉS Conformément à IFRIC 21, le Groupe comptabilise les taxes dès leur exigibilité d’un point de vue fiscal. La charge associée aux impôts, taxes et versements assimilés s’élève à (10,0) millions d’euros sur l’exercice 2022 contre (7,5) millions d’euros sur l’exercice 2021.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 171 NOTE 9. AUTRES PRODUITS ET CHARGES OPÉRATIONNELS COURANTS Principes comptables Les autres produits et charges opérationnels courants comprennent principalement : • les variations de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie non‐qualifiés de couverture, au titre de contrats de vente d’électricité auprès de contreparties commerciales (Corporate Power Purchase Agreements – CPPA) conclus en vue de la couverture économique du risque associé à la variation des prix de l’électricité et relatifs à la production de certaines centrales ; • les plus‐values de cession des entités détenant des projets ou des actifs du portefeuille sécurisé, réalisées dans le cadre de l’activité de farm-down. Ces plus‐values correspondent aux produits de cession diminués de la valeur comptable de l’actif net des entités cédées, et des frais de cession. En cas de complément de prix éventuel à recevoir en trésorerie dans le futur, celui‐ci est comptabilisé dans ce même poste à sa juste valeur à la date de cession, puis réévalué à chaque clôture jusqu’à son paiement ou son extinction. Lorsque le Groupe conserve une quote‐part minoritaire dans l’entité projet, la réévaluation à sa juste valeur de la quote‐part conservée est également incluse dans ce poste ; • des compensations contractuelles consécutives aux pertes de revenus résultant de retards dans la mise en service de certaines centrales, du fait des contractants chargés de leur construction, ainsi que des pénalités résultant de retards dans la mise en service de centrales ou dans le démarrage de contrats de vente d’électricité conclus par des centrales du Groupe. Autres produits et charges opérationnels courants En millions d’euros Exercice 2022 Exercice 2021 Variations de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie 2,8 ‐ Farm-down 16,4 50,0 Autres produits opérationnels courants 40,9 20,2 Autres charges opérationnelles courantes (3,4) (15,8) Total autres produits et charges opérationnels courants 56,8 54,4 Les variations de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, correspondent à des Corporate Power Purchase Agreements (« CPPA ») non‐qualifiés de couverture, conclus en vue de la couverture économique du risque associé à la variation des prix de l’électricité en Finlande et en Australie, respectivement pour (42,9) millions d’euros et pour 45,7 millions d’euros. Les produits de farm-down comptabilisés au cours de l’exercice 2022, correspondent à la cession de 95 % de la centrale éolienne de Saint‐Sauvant, pour un produit net de cession de 15,2 millions d’euros et 1,2 million d’euros de réévaluation de la quote‐part de 5 % conservée. En 2021, les produits de farm-down correspondaient principalement aux plus‐values de cession des centrales solaires de Lugos (Gironde), Miremont (Haute‐Garonne), Grabels (Hérault) et Lagarde (Vaucluse) ainsi que des projets éoliens Le Berger (Meuse) et Les Beaux Monts (Yonne) en France. Les autres produits opérationnels courants comptabilisés au cours de l’exercice 2022 comprennent principalement des compensations contractuelles consécutives aux pertes de revenus résultant de retards dans la mise en service de certaines centrales, du fait des contractants chargés de leur construction à hauteur de 25,9 millions d’euros, et une exonération partielle de pénalités reconnues historiquement au titre de contrats de vente d’électricité pour 12,1 millions d’euros.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 172 NOTE 10. ELÉMENTS NON COURANTS DE L’ACTIVITÉ OPÉRATIONNELLE Principes comptables Les autres produits et charges opérationnels non courants regroupent les opérations non courantes de montants significatifs qui, par leur nature ou leur caractère inhabituel, peuvent nuire à la lisibilité de la performance de l’activité opérationnelle courante du Groupe. Il peut s’agir : • des plus ou moins‐values de cession ; • des dépréciations importantes et inhabituelles d’actifs non courants, corporels ou incorporels ; • de certaines charges significatives liées à des opérations de restructuration ou transactions inhabituelles ; • d’autres charges et produits opérationnels tels qu’une provision ou une pénalité relative à un litige d’une matérialité significative ; • des frais d’acquisition liés aux variations de périmètre (se reporter aux notes 3.3 et 12.1). Détail des éléments non courants de l’activité opérationnelle En millions d’euros Exercice 2022 Exercice 2021 Frais de développement antérieurs (4,0) (8,1) Résultat des cessions d’actifs 0,1 0,1 Autres produits et charges opérationnels non courants (3,8) (8,0) Dépréciation des coûts de développement activés (15,7) (5,7) Autres dépréciations d’actifs (13,1) (10,5) Reprise de dépréciation des coûts de développement activés 1,6 5,8 Dépréciations d’actifs non courants (27,3) (10,4) Les frais de développement immobilisés pour lesquels le Groupe, à la suite d’événements externes hors de son contrôle, considère que les critères d’activation prévus par la norme IAS 38 « immobilisations incorporelles » ne sont plus respectés, sont comptabilisés en autres charges opérationnelles non courantes sur la période. En 2022, les dépréciations des coûts de développement activés concernent principalement des pertes de valeurs relatives à la centrale de Metoro au Mozambique pour (8,8) millions d’euros (se référer à la note 1.3 « évènements de l’exercice »), et à un projet intégré en Australie, ayant perdu en compétitivité du fait de la réalisation d’un autre projet dans le même secteur géographique, pour (2,5) millions d’euros. Les autres dépréciations d’actifs en 2022 correspondent pour (11,1) millions d’euros à la perte de valeur comptabilisée sur les actifs de la centrale de Metoro au Mozambique (se référer à la note 1.3 « évènements de l’exercice »). Les autres dépréciations d’actifs en 2021 correspondaient à une perte de valeur sur la centrale de Numurkah en Australie. Les reprises de dépréciation des coûts de développement activés concernent les projets abandonnés par le Groupe.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 173 NOTE 11. IMPÔTS Principes comptables Impôts sur les résultats Les impôts sur les résultats comprennent la charge (le produit) d’impôt exigible et la charge (le produit) d’impôt différé, calculés conformément aux législations fiscales en vigueur dans les pays où les résultats sont taxables. Les impôts exigibles et différés sont généralement comptabilisés en résultat, en autres éléments du résultat global ou en capitaux propres de façon symétrique à l’opération sous‐jacente. La charge (le produit) d’impôt exigible est le montant estimé de l’impôt dû au titre du résultat imposable de la période, déterminé en utilisant les taux d’impôt adoptés à la date de clôture. L’impôt différé résulte des différences temporelles entre les valeurs comptables des actifs et des passifs et leurs bases fiscales. Cependant, aucun impôt différé n’est constaté pour : • les différences temporelles imposables générées par la comptabilisation initiale d’un goodwill ; • les différences temporelles liées à la comptabilisation initiale d’un actif ou d’un passif dans une transaction qui n’est pas un regroupement d’entreprises et qui n’affecte ni le bénéfice comptable, ni le bénéfice imposable (perte fiscale) à la date de transaction ; • les différences temporelles liées à des participations dans des filiales, coentreprises et entreprises associées dès lors que le Groupe contrôle la date à laquelle les différences temporelles s’inverseront et qu’il est probable que ces différences ne s’inverseront pas dans un avenir prévisible. Les actifs et passifs d’impôt différé sont évalués aux taux d’impôt attendus sur l’exercice au cours duquel l’actif sera réalisé ou le passif réglé et qui ont été adoptés à la date de clôture. En cas de changement de taux d’impôt, les impositions différées font l’objet d’un ajustement au nouveau taux en vigueur et l’ajustement est imputé au compte de résultat, sauf s’il se rapporte à un sous‐jacent dont les variations sont des éléments imputés en autres éléments du résultat global, notamment au titre de la comptabilisation de juste valeur des instruments de couverture, ou en capitaux propres. Les impôts différés sont revus à chaque clôture pour tenir compte notamment des changements de législation fiscale et des perspectives de recouvrement des différences temporelles déductibles. Un actif d’impôt différé est comptabilisé de façon systématique dans la limite du renversement des différences temporelles imposables. Au‐delà, il n’est comptabilisé que dans la mesure où il est probable que le Groupe disposera de bénéfices futurs imposables sur lesquels cet actif pourra être imputé. Le Groupe s’appuie, pour déterminer les conditions d’utilisation de ses actifs d’impôts différés, sur des plans d’affaires à long terme établis pour chacun de ses projets en exploitation et en construction, et revus dès l’apparition d’indices de perte de valeur et a minima annuellement. Le Groupe n’a actuellement aucune incertitude fiscale significative dans le champ d’application d’IFRIC 23 « incertitude relative aux traitements fiscaux ». Autres impôts et taxes En France, la loi de finance 2010 a introduit une contribution économique territoriale en remplacement de la taxe professionnelle (CET). La CET intègre deux contributions : la cotisation foncière des entreprises (CFE) et la cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises (CVAE). Pour les exercices présentés, le Groupe a comptabilisé la CFE en résultat opérationnel courant dans le poste « Impôts, taxes et versements assimilés », et a considéré que l’assiette de la CVAE entrait dans le champ d’application de la norme IAS 12 « impôts sur le résultat ».NOTE 11.1. IMPÔTS SUR LES RESULTATS La ventilation de la charge d’impôt s’établit comme suit : En millions d’euros Exercice 2022 Exercice 2021 Résultat avant impôts 78,3 53,5 Impôts sur les résultats (32,6) (13,3) Impôts exigibles (22,6) (14,6) Impôts différés (10,0) 1,4 Taux effectif d’impôt 41,6 % 24,8 %

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 174 La charge d’impôt s’élève à (32,6) millions d’euros en 2022 contre (13,3) millions d’euros en 2021, soit respectivement un taux effectif d’impôt de 41,6 % contre 24,8 %. L’impôt exigible de (22,6) millions d’euros, contre (14,6) millions d’euros en 2021, est composé de : • (16,2) millions d’euros d’impôt sur les sociétés en 2022 contre (11,3) millions d’euros en 2021. Cette hausse est principalement due : – à l’augmentation de l’impôt exigible en Australie, résultant notamment de la hausse du résultat imposable de la batterie Hornsdale Power Reserve et de la centrale solaire de Western Downs ; – à l’augmentation de l’impôt sur les autres géographies, notamment en France du fait de la consommation intégrale de stocks de déficits ordinaires sur certaines centrales ; • (5,5) millions d’euros de retenues à la source en 2022, utilisées en crédits d’impôts à hauteur de 4,8 millions d’euros, contre (2,5) millions d’euros en 2021, utilisées en crédits d’impôts à hauteur de 1,7 million d’euros ; • (0,9) million d’euros de cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises (CVAE) en 2022, stable par rapport à 2021. La différence entre la charge d’impôt effective et la charge d’impôt théorique s’analyse comme suit : En millions d’euros Exercice 2022 Exercice 2021 Résultat avant impôts 78,3 53,5 Taux d’impôt sur les bénéfices applicable à la maison mère 25,0 % 26,5 % Charge théorique d’impôt (19,6) (14,2) Différences de taux d’imposition (4,6) (0,5) Effets des changements de taux ‐ 1,9 Différences permanentes (6,9) 4,9 Impôts sans bases (2,3) (1,6) Variations d’actifs d’impôts sur déficits reportables 0,3 0,4 Déficits fiscaux générés sur la période non activés (2,0) (2,2) Imputations de déficits antérieurs non activés 2,6 ‐ Autres (0,2) (2,0) Charge réelle d’impôt (32,6) (13,3) La différence de 13,0 millions d’euros entre la charge d’impôt théorique de (19,6) millions d’euros et la charge réelle d’impôt de (32,6) millions d’euros en 2022 s’explique principalement par : • des différences entre le taux d’imposition de la société mère et le taux d’imposition des filiales étrangères pour (4,6) millions d’euros ; • des différences permanentes pour (6,9) millions d’euros. Elles intègrent essentiellement : – l’impact des opérations de farm-down (1,4 million d’euros) correspondant à la plus‐value de cession consolidée de la centrale Saint‐Sauvant ; – l’effet des charges encourues au titre de l’application de la norme IFRS 2 « paiements en actions » pour (1,6) million d’euros ; – l’incidence de la perte de valeur de la centrale solaire Metoro au Mozambique pour (5,8) millions d’euros ; – l’incidence de produits ne donnant pas lieu à une charge d’impôt dans plusieurs géographies pour un total de 1,8 million d’euros ; • des impôts sans bases pour (2,3) millions d’euros qui correspondent principalement à la CVAE et à des retenues à la source non utilisables en tant que crédit d’impôt ; • des perspectives de bénéfices et des limitations temporelles dans l’utilisation des déficits fiscaux sur certaines géographies, qui ont amené le Groupe à déprécier ou ne pas reconnaître d’actifs d’impôts différés au titre de certaines pertes fiscales, pour un montant net (1,8) million d’euros ; • l’utilisation de déficits antérieurement non reconnus pour 2,6 millions d’euros, principalement au Mexique. En 2021, la différence de (0,9) million d’euros entre la charge d’impôt théorique de (14,2) millions d’euros et la charge réelle d’impôt de (13,3) millions d’euros s’expliquait principalement par : • l’effet du changement de taux d’imposition en Argentine (passage de 25 % à 35 %) affectant positivement les bases d’impôts différés sur déficits reportables activés (1,9 million d’euros) ; • des différences permanentes pour 4,9 millions d’euros. Elles intégraient essentiellement : – l’impact des opérations de farm-down (10,0 millions d’euros) réalisées en France, et relevant de l’application du régime des plus‐values long terme ; – l’effet des charges encourues au titre de l’application de la norme IFRS 2 « paiements en actions » pour (0,6) million d’euros ; – l’incidence de charges ne donnant pas lieu à économies d’impôt dans plusieurs géographies pour un total de (3,4) millions d’euros.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 175 • des impôts sans bases pour (1,6) million d’euros qui correspondaient principalement à la CVAE pour (0,6) million d’euros, ainsi qu’à des retenues à la source pour (0,8) million d’euros ; • des perspectives de bénéfices et des limitations temporelles dans l’utilisation des déficits fiscaux sur certaines géographies, qui avaient amené le Groupe à déprécier ou ne pas reconnaître d’actifs d’impôts différés au titre de certaines pertes fiscales, pour (1,8) million d’euros ; • d’autres impacts incluant essentiellement les conséquences des règles fiscales en vigueur en Argentine en matière d’hyperinflation.NOTE 11.2. IMPÔTS DIFFERES Les impôts différés actifs et passifs inscrits au bilan ont pour origine les éléments suivants : En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Amortissements dérogatoires (170,6) (155,0) Instruments financiers (81,0) 5,3 Déficits reportables et crédits d’impôts non utilisés 112,3 128,2 Autres éléments 2,1 (5,9) Impôts différés nets (137,2) (27,4) Impôts différés actif 56,8 58,3 Impôts différes passif 194,0 85,7 La variation des stocks d’impôts différés sur amortissements dérogatoires provient essentiellement, pour les centrales en exploitation, de la différence entre la durée d’amortissement fiscale et la durée d’amortissement comptable de certaines immobilisations. L’augmentation du stock d’impôt différé passif sur les instruments financiers provient principalement de la variation positive de juste valeur des instruments financiers dérivés de taux enregistrée en autres éléments du résultat global, conséquence de l’impact de la hausse significative des taux d’intérêts forward sur la période, dans l’ensemble des zones géographiques où opère le Groupe. La variation des impôts différés sur déficits reportables et crédits d’impôts non utilisés de (15,9) millions d’euros s’explique essentiellement par : • la reconnaissance de nouveaux impôts différés pour 12,3 millions d’euros, majoritairement en Australie ; • des consommations de déficits pour (28,2) millions d’euros dont principalement en Australie pour (22,9) millions d’euros, en France pour (2,4) millions d’euros et en Zambie pour (1,3) million d’euros. Le montant des stocks de déficits ordinaires non reconnus au 31 décembre 2022 s’élève à 4,3 millions d’euros, correspondant à un stock d’impôt différé de 0,7 million d’euros. La variation des impôts différés s’analyse comme suit : En millions d’euros Impôts différés actifs Impôts différés passifs Total Impôts différés nets - en début de période 58,3 85,7 (27,4) Comptabilisés en résultat net 42,9 52,9 (10,0) Comptabilisés en autres éléments du résultat global 12,7 105,6 (92,8) Comptabilisés directement en capitaux propres (1) ‐ 9,6 (9,6) Effet des variations de périmètre (0,1) (2,8) 2,7 Compensation des impôts différés (57,0) (57,0) 0,0 Impôts différés nets - en fin de période 56,8 194,0 (137,2) (1) La variation de 9,6 millions d’euros d’impôts différés passifs comptabilisés directement en capitaux propres correspond à la constatation des impôts différés sur la composante capitaux propres des OCEANEs vertes émises en 2022 pour + 11,9 millions d’euros, partiellement compensée par l’extinction des impôts différés relatifs à la composante capitaux propres des OCEANEs émises en 2019 et converties en 2022 pour – 2,2 millions d’euros.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 176 NOTE 12. GOODWILL, IMMOBILISATIONS INCORPORELLES ET CORPORELLES NOTE 12.1. GOODWILL Principes comptables Goodwill Se reporter à la note 3.1 – Principes comptables Dépréciation Se reporter aux principes comptables de la note 13 – Dépréciation des goodwills et des immobilisations. Le goodwill présenté est lié à l’acquisition en 2019 de centrales éoliennes irlandaises en exploitation. Ce dernier a fait l’objet d’un test de valeur au 31 décembre 2022 qui n’a pas mis en évidence de perte de valeur.NOTE 12.2. IMMOBILISATIONS INCORPORELLES Principes comptables Les principales immobilisations incorporelles comptabilisées par le Groupe concernent les dépenses liées au développement des projets. L’activation des dépenses liées au développement des projets est réalisée en conformité avec la norme IAS 38 « immobilisations incorporelles ». Les coûts directs et indirects, externes ou internes, de développement sont immobilisés à partir du moment où les critères d’activation sont remplis. Ces critères d’activation sont les suivants : • la faisabilité technique du projet ; • l’intention d’achever l’immobilisation incorporelle et de la mettre en service ou de la vendre ; • la capacité à mettre en service l’immobilisation incorporelle ; • la probabilité de générer des avantages économiques futurs ; • la disponibilité des ressources techniques et financières pour achever le développement du projet ; • la capacité à évaluer de façon fiable les dépenses attribuables à l’immobilisation au cours de son développement. Le Groupe considère que ces critères sont remplis au moment où un projet rentre dans le portefeuille de développement, c’est‐à‐ dire lorsque les éléments contractuels et les études techniques indiquent que la faisabilité d’un projet est probable (le plus souvent à la phase early stage). Lorsque les conditions pour la comptabilisation d’une immobilisation générée en interne ne sont pas remplies, les dépenses liées au développement de projets sont comptabilisées en charges durant l’exercice au cours duquel elles sont encourues. Les dépenses rattachées à ces projets cessent d’être capitalisées à la mise en service industrielle. Dès lors que le Groupe estime que la probabilité de succès s’amoindrit à la suite de facteurs externes à caractère inhabituel, les dépenses liées au développement sont dépréciées et comptabilisées en « Dépréciation d’actifs non courants ». Lors de l’abandon d’un projet, les dépenses de développement liées à ce projet sont enregistrées en charges au sein des « Autres produits et charges opérationnels non courants » (se reporter à la note 10). Le Groupe distingue les frais de développement « Etudes » et « Opération » en fonction de l’état d’avancement du projet à la clôture. Le terme « Opération » regroupe les phases de construction et d’exploitation des centrales. A partir de la mise en service de la centrale, l’amortissement est calculé selon le mode linéaire sur la durée d’utilité de l’actif sous‐jacent. Les autres immobilisations incorporelles sont amorties linéairement en fonction de leur durée de vie estimée. Les principales catégories d’immobilisations incorporelles et leur durée d’amortissement retenue par le Groupe sont les suivantes : • logiciels : 1 à 3 ans ; • frais de développement : 6 à 30 ans, en ligne avec la durée d’utilité estimée des centrales de production d’énergies et des installations de stockage.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 177 Variation des immobilisations incorporelles En millions d’euros Frais de développement immobilisés ‐ Opération Frais de développement immobilisés ‐ Etudes (4) Autres immobilisations incorporelles (5) Total Valeurs Brutes Au 31 décembre 2021 114,2 68,4 109,4 292,0 Acquisitions (1) 8,2 35,9 0,4 44,5 Diminutions (2) (0,6) (4,0) ‐ (4,5) Variation de périmètre (3) ‐ ‐ 1,5 1,5 Effet de la variation des taux de change 0,4 (0,2) 0,9 1,1 Reclassements et autres 9,2 (5,0) (6,2) (2,0) Au 31 décembre 2022 131,4 95,1 106,0 332,5 Amortissements et dépréciations Au 31 décembre 2021 (11,8) (3,8) (7,0) (22,7) Dotation aux amortissements (2,7) 0,0 (2,6) (5,3) Dépréciation pour perte de valeur (6) (8,8) (6,9) ‐ (15,7) Reprise sur provision pour perte de valeur 0,0 1,6 ‐ 1,6 Effet de la variation des taux de change 0,0 0,1 0,0 0,1 Reclassements et autres 0,0 (0,0) 0,0 0,0 Au 31 décembre 2022 (23,3) (9,1) (9,5) (42,0) Valeurs nettes Au 31 décembre 2021 102,4 64,5 102,4 269,3 Au 31 décembre 2022 108,1 85,9 96,5 290,5 (1) Au cours de l’exercice 2022, le Groupe a activé des charges directement imputables au développement de projets pour un montant de 44,5 millions d’euros. Ces investissements concernent principalement des projets localisés en Australie, en France, en Finlande, en Irlande, au Portugal, en Suède, en Equateur, au Mexique, en Italie et au Canada. (2) Les diminutions concernent les mises au rebut de la période. (3) Les variations de périmètre du poste « Autres immobilisations incorporelles » comprennent les écarts d’évaluation relatifs aux entités acquises au cours de la période. (4) Au 31 décembre 2022, le poste « Frais de développement immobilisés – Etudes » s’élève à 85,9 millions d’euros en valeur nette, et comprend 11,3 millions d’euros de dépenses activées relatives aux projets dont le tarif est sécurisé. (5) Les autres immobilisations incorporelles sont principalement constituées d’actifs relatifs à des projets en développement, ayant été acquis auprès de tiers. (6) Les coûts de développement de la centrale de Metoro au Mozambique ont été intégralement dépréciés à hauteur de 8,8 millions (se référer à la note 1.3 « évènements de l’exercice », paragraphe « situation de la centrale solaire de Metoro au Mozambique »). Les autres dépréciations concernent principalement des projets en Australie, en France et au Mexique.NOTE 12.3. IMMOBILISATIONS CORPORELLES Principes comptables Immobilisations corporelles Les immobilisations corporelles sont enregistrées à leur coût d’acquisition en conformité avec la norme IAS 16 « immobilisations corporelles ». Les immobilisations acquises au travers de regroupements d’entreprises sont évaluées à leur juste valeur. Le coût d’une immobilisation corporelle comprend, le cas échéant, l’estimation des coûts relatifs au démantèlement et à la remise en état du site sur lequel elle est située, à raison de l’obligation que le Groupe encourt. Les coûts des emprunts servant à financer les actifs qualifiés (centrales) jusqu’à la mise en service sont incorporés dans le coût d’entrée des immobilisations. L’amortissement, calculé dès la date de mise en service de l’immobilisation, est comptabilisé en charge sur la durée d’utilité estimée, selon le mode linéaire et sur les bases suivantes : • centrales de production d’énergie : 30 ans ; • centrales de stockage d’énergie : 10 à 20 ans ; • agencements et installations : 3 à 10 ans ; • matériel et mobilier de bureau, informatique : 3 à 4 ans.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 178 Les modes d’amortissement, les durées d’utilité et les valeurs résiduelles sont revus à chaque date de clôture et ajustés si nécessaire. Les actifs de production en cours correspondent essentiellement aux centrales en cours de construction.Méthodes comptables appliquées aux contrats de location Le Groupe loue des terrains pour ses installations de production d’électricité et des espaces de bureaux pour ses activités administratives. Les contrats de location de terrains couvrent généralement une période de 18 à 99 ans incluant pour certains une option de renouvellement à la main du Groupe. Les durées retenues par le Groupe incluent les périodes de renouvellement dans la mesure où le Groupe estime qu’il est raisonnablement certain que les clauses de renouvellement seront exercées (compte tenu du caractère stratégique des emplacements considérés). La durée des contrats de location de bureaux est comprise entre 1 et 10 ans. Au début d’un contrat, le Groupe évalue si un contrat est, ou contient, un contrat de location. Le contrat est ou contient un contrat de location si le contrat confère le droit de contrôler l’utilisation d’un actif identifié pour une période de temps en échange d’une contrepartie. Pour évaluer si un contrat donne le droit de contrôler un actif identifié tout au long de la durée d’utilisation du bien, le Groupe évalue si : • le contrat implique l’utilisation d’un actif identifié – ceci peut être spécifié de façon explicite ou implicite, et doit être physiquement distinct ou représenter substantiellement la capacité d’un actif physiquement distinct. Si le fournisseur possède un droit substantiel de substitution, alors l’actif n’est pas identifié ; • le Groupe a le droit d’obtenir la quasi‐totalité des avantages économiques de l’utilisation de l’actif tout au long de la période d’utilisation ; • le Groupe a le droit de décider de l’utilisation de l’actif. Le Groupe a ce droit lorsqu’il dispose des droits de décision les plus pertinents pour déterminer comment et dans quel but est utilisé l’actif. Dans de rares cas, lorsque la décision sur la manière et l’objectif dont l’actif est utilisé est prédéterminée, le Groupe a le droit de diriger l’utilisation de l’actif si : – le Groupe a le droit d’exploiter l’actif, ou – le Groupe a conçu le bien d’une manière qui prédétermine comment et à quelles fins il sera utilisé. Au moment de la création ou de la réévaluation d’un contrat qui contient une composante de location, le Groupe a choisi de ne pas séparer les éléments non liés au contrat de location et de comptabiliser le contrat de location comme une composante locative unique. Le Groupe comptabilise un actif au titre du droit d’utilisation et une dette locative au début du bail : • l’actif au titre du droit d’utilisation est initialement évalué au coût, lequel comprend le montant initial de la dette locative ajusté des paiements de location effectués à la date de mise en service ou avant la date de mise en service, et additionné de tous les coûts directs marginaux encourus, déduction faite des primes incitatives de location reçues ; • l’actif lié aux droits d’utilisation est ensuite amorti selon la méthode linéaire à partir de la date d’entrée en vigueur du contrat jusqu’à la date de fin du contrat. En outre, la valeur de l’actif lié aux droits d’utilisation est ajustée pour tenir compte de certaines réévaluations de la dette locative et le cas échéant, diminuée en cas de pertes de valeur, conformément à IAS 36 « dépréciation d’actifs » ; • la dette locative est initialement évaluée à la valeur actuelle des paiements de location qui n’ont pas encore été effectués, actualisés en utilisant le taux marginal d’emprunt du preneur (taux d’intérêt que le preneur aurait à payer pour emprunter, pour une durée et avec une garantie similaire, les fonds nécessaires pour se procurer un bien de valeur similaire à l’actif au titre du droit d’utilisation dans un environnement économique similaire). Les paiements de location inclus dans l’évaluation de la dette locative comprennent les éléments suivants : • les paiements fixes, y compris les paiements fixes en substance ; • les paiements locatifs variables qui dépendent d’un indice ou d’un taux, initialement évalués à l’aide de l’indice ou du taux à la date d’entrée en vigueur ; • les loyers dans une période de renouvellement facultative si le Groupe est raisonnablement certain d’exercer une option de prolongation.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 179 La dette locative est réévaluée en cas de variation des loyers futurs résultant d’un changement d’indice ou de taux ou si le Groupe modifie son évaluation quant à l’opportunité d’exercer une option de prolongation ou de résiliation. Lorsque la dette locative est réévaluée, un ajustement est apporté à la valeur comptable de l’actif lié aux droits d’utilisation ou est comptabilisé en résultat si le montant de l’actif lié aux droits d’utilisation a été réduit à zéro. Contrats de location à court terme et contrats de location d’actifs à faible valeur Le Groupe a choisi de ne pas comptabiliser les actifs liés au droit d’utilisation et les dettes locatives pour les contrats à court terme dont le bail a une durée inférieure ou égale à 12 mois et les locations d’actifs de faible valeur. Le Groupe comptabilise les loyers liés à ces contrats de location en charges. Dépréciation des actifs reconnus au titre du droit d’utilisation Se reporter aux principes comptables de la note 12.2.Variation des immobilisations corporelles En millions d’euros Actifs de production Actifs de production en‐cours Droits d’utilisation sur actifs loués (5) Autres immobilisations corporelles Total Valeurs Brutes Au 31 décembre 2021 3 215,5 709,6 223,6 30,3 4 179,0 Acquisitions (1) (0,0) 955,8 ‐ 8,3 964,1 Cessions ‐ (1,1) (1,5) (0,4) (3,1) Variations de périmètre (2) (27,1) 3,5 (1,8) 4,6 (20,7) Effet de la variation des taux de change 39,7 (12,3) 0,4 0,8 28,6 Reclassements et autres (3) 593,0 (575,5) 50,4 0,1 68,1 Au 31 décembre 2022 3 821,2 1 080,1 271,2 43,7 5 216,2 Amortissements et dépréciations Au 31 décembre 2021 (484,7) (1,0) (13,2) (2,6) (501,5) Dotation aux amortissements (136,3) (0,0) (8,4) (0,9) (145,6) Dépréciation pour perte de valeur (4) ‐ (13,0) ‐ (0,1) (13,1) Cessions ‐ 0,0 1,0 0,4 1,4 Variations de périmètre (2) 0,5 ‐ 0,1 ‐ 0,6 Effet de la variation des taux de change (0,7) 0,1 (0,0) (0,0) (0,6) Reclassements et autres 9,3 0,0 0,3 (0,0) 9,6 Au 31 décembre 2022 (612,0) (13,8) (20,2) (3,2) (649,2) Valeurs nettes Au 31 décembre 2021 2 730,8 708,6 210,5 27,7 3 677,6 Au 31 décembre 2022 3 209,2 1 066,2 250,9 40,5 4 566,9 (1) Les acquisitions de la période correspondent aux centrales en construction ou en pré-construction, et notamment : – en Australie : 419,6 millions d’euros dont principalement les centrales de Kaban (143,1 millions d’euros), de Western Downs (127,6 millions d’euros), de Goyder (110,2 millions d’euros), et de Capital Battery (35,5 millions d’euros) ; – en Europe - Afrique : 511,8 millions d’euros dont principalement les centrales éoliennes Mutkalampi (285,8 millions d’euros) et Björkliden (19,7 millions d’euros) en Finlande, des centrales éoliennes et solaires en France (respectivement 31,1 millions d’euros et 59,7 millions d’euros), deux centrales solaires au Portugal (38,6 millions d’euros), trois centrales solaires en Irlande (21,8 millions d’euros) et la centrale de Storen en Suède (34,8 millions d’euros) ; – dans la zone Amériques : 32,5 millions d’euros dont principalement la centrale solaire d’Itzoteno (15,8 millions d’euros) au Mexique, et les centrales de stockage Providencia et Capella au Salvador (6,4 millions d’euros). (2) Les variations de périmètre correspondent : – au farm-down de Saint-Sauvant en France pour (26,7) millions d’euros sur les actifs nets de production et pour (1,7) millions d’euros nets sur les droits d’utilisation ; – à l’acquisition d’un projet en développement au Canada pour 3,7 millions d’euros et d’un terrain en Equateur pour 4,6 millions d’euros. (3) Les reclassements et autres sur les actifs de production incluent principalement 21,7 millions d’euros liés aux actifs de démantèlement des centrales nouvellement mises en service, 17,5 millions d’euros liés à la réévaluation des provisions pour démantèlement (se référer à la note 19), et le reclassement de (17,0) millions d’euros des actifs nets de production de la centrale solaire Cabrela au Portugal selon les principes de la norme IFRS 5 « actifs non courants détenus en vue de la ventre et activités abandonnées » (se référer à la note 3.4). Les reclassements et autres sur les droits d’utilisation (50,4 millions d’euros) correspondent essentiellement aux nouveaux baux entrés en immobilisations selon la norme IFRS 16 « contrats de location », ainsi qu’aux prolongations ou indexations de baux en cours. (4) Au cours de l’exercice 2022, une perte de valeur de (11,1) millions d’euros a été comptabilisée sur les actifs de la centrale de Metoro au Mozambique, compte tenu du contexte sécuritaire précaire et du fort degré d’incertitude concernant le devenir du projet (se référer à la note 1.3 « évènements de l’exercice ». (5) Il s’agit essentiellement de droits d’utilisation sur des terrains (pour les centrales en construction et en exploitation), pour un montant de 234,5 millions d’euros, ainsi que de droits d’utilisation relatifs à des bureaux, pour un montant de 16,5 millions d’euros.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 180 NOTE 13. DÉPRÉCIATION DES GOODWILLS ET DES IMMOBILISATIONS Principes comptables Conformément à IAS 36 « dépréciation d’actifs », le Groupe examine à la fin de chaque période de présentation de l’information financière s’il existe un indice de perte de valeur sur les actifs incorporels et corporels. S’il existe de tels indices, le Groupe effectue un test de dépréciation afin d’évaluer si la valeur nette comptable de l’actif est supérieure à sa valeur recouvrable, définie comme la valeur la plus élevée entre la juste valeur diminuée des coûts de sortie et la valeur d’utilité. De plus, pour les actifs incorporels à durée d’utilité indéterminée (goodwill) et les immobilisations en cours, un test de dépréciation est effectué annuellement, qu’il y ait un indice de perte de valeur ou non. La plupart des actifs immobilisés du bilan sont relatifs aux actifs de production (centrales en développement, en construction ou en opération). Ces actifs, qui ont une durée d’utilité déterminée, font l’objet de tests de dépréciation dès lors que des indicateurs de perte de valeur se manifestent. Dans le cadre de l’activité du Groupe, seuls les projets ayant une rentabilité suffisante à l’origine sont construits et opérés. Dans la mesure où, sans incident de production, les ressources générées par le projet sont prévisibles, à l’exception de celles qui sont associées aux volumes d’électricité vendus sur les marchés spot, le risque de ne pas générer le niveau de flux de trésorerie attendu est relativement faible. L’évaluation de la valeur d’utilité d’un actif s’effectue par actualisation des flux futurs de trésorerie générés par l’actif. Les actifs qui ne génèrent pas de flux de trésorerie largement indépendants sont regroupés avec d’autres actifs de manière à former des Unités Génératrices de Trésorerie (UGT). Le Groupe a retenu comme UGT chaque projet. Les données utilisées pour mettre en œuvre les tests par la méthode des flux de trésorerie actualisés sont issues des business plans du projet couvrant la durée des contrats de vente d’électricité, et une période de vente sur les marchés courant de la fin des contrats de vente jusqu’à la date de fin de durée d’utilité des actifs sous‐jacents. Les hypothèses sous‐jacentes sont systématiquement mises à jour à la date du test.Dépréciation des actifs Au cours de l’exercice 2022, le Groupe a constaté un indice de perte de valeur sur la totalité des coûts de développement et sur une partie des actifs corporels de la centrale solaire de Metoro au Mozambique, pour respectivement (8,8) millions d’euros et (11,1) millions d’euros (se référer à la note 1.3). La perte de valeur est comptabilisée en résultat opérationnel non courant (se référer à la note 10). Au cours de l’exercice 2021, le Groupe avait constaté un écart de performance opérationnelle et financière par rapport au plan d’affaire initial pour ses actifs solaires australiens, dans un contexte de révision à la baisse, par les principaux acteurs de marché, des prévisions long terme des prix de l’électricité captés par les actifs solaires en Australie. Les tests de perte de valeur avaient conduit à comptabiliser sur la centrale de Numurkah une dépréciation d’un montant de (16,4) millions de dollars australiens, soit (10,4) millions d’euros, en résultat opérationnel non courant. Au 31 décembre 2022, un nouveau test portant sur la valorisation de ces actifs a été réalisé. Les résultats font apparaître que la perte de valeur comptabilisée en 2021 reste identique. Le Groupe n’a donc pas constaté de dépréciations complémentaires. Une variation de + 1 % du coût des fonds propres aurait un impact de (5,7) millions de dollars australiens sur la valorisation de la centrale de Numurkah, soit (3,8) millions d’euros. Au cours de l’exercice 2020, les actifs corporels des centrales en Argentine avaient fait l’objet d’un test de dépréciation suite à des indices de perte de valeur identifiés notamment du fait de retards dans le remboursement de créances de TVA. Une perte de valeur avait ainsi été comptabilisée pour (15,3) millions de dollars américains, soit (13,4) millions d’euros dans les états financiers consolidés au 31 décembre 2020. Le test a été actualisé en 2022, en retenant un coût des fonds propres de 13 % et aucune perte de valeur complémentaire n’a été constatée. Une variation de + 1 % du coût des fonds propres entraînerait une dépréciation complémentaire de (6,6) millions de dollars américains, soit (6,2) millions d’euros. Il n’existe aucun autre indice de perte de valeur nécessitant la mise en œuvre de tests de dépréciation complémentaires sur les actifs corporels au bilan du Groupe en date de publication de ses comptes consolidés.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 181 NOTE 14. PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES ASSOCIÉES ET COENTREPRISES La variation des participations dans les entreprises associées et coentreprises s’analyse comme suit : En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Participations dans les entreprises associées et coentreprises - début de période 16,6 7,3 Dividendes versés (0,7) (1,1) Variation de périmètre 7,2 9,8 Quote‐part de résultat dans les entreprises associées 0,5 0,3 Variation de juste valeur 0,8 0,2 Participations dans les entreprises associées et coentreprises - fin de période 24,4 16,6 Les participations dans les entreprises associés correspondent aux participations du Groupe dans la société Seixal au Portugal, et dans les sociétés Storbotet Vind AB (participation acquise en 2021) et Pk Lumivaara Oy (participation acquise en 2022) en Finlande.NOTE 15. AUTRES ACTIFS FINANCIERS NON COURANTS Principes comptables Les autres actifs financiers non courants sont constitués par des dépôts de garantie liés aux contrats de financement, des dépôts à terme, des prêts et des titres non consolidés. Les autres actifs financiers non courants sont classés et évalués comme suit : • les dépôts de garantie et les dépôts à terme sont comptabilisés au coût amorti ; • les titres non consolidés sont comptabilisés à la juste valeur conformément à la norme IFRS 9 « instruments financiers ». Autres actifs financiers non courants En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Dépôts de garantie 79,0 67,2 Titres non consolidés 5,0 3,8 Prêts à plus d’un an 15,9 12,1 Autres actifs financiers non courants 99,9 83,0 Les dépôts de garantie correspondent principalement : • aux comptes de réserve de financements mis en place dans le cadre des financements de projets relatifs aux actifs de production (Debt Service Reserve Account ou DSRA) ; • aux dépôts constitués dans le cadre de réponses à des appels d’offres.Les titres non consolidés correspondent aux participations minoritaires dans les groupements solaire Cestas et, suite aux opérations de farm-down de 2021 et 2022, dans les centrales éoliennes Le Berger, Les Beaux Monts et Saint‐Sauvant.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 182 NOTE 16. AUTRES ACTIFS COURANTS En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Créances fiscales et sociales 65,8 63,8 Charges constatées d’avance 9,8 8,2 Fournisseurs débiteurs et autres débiteurs 32,3 43,2 Autres actifs courants 108,0 115,3 Les créances fiscales et sociales se composent essentiellement de crédits de TVA en attente de récupération associés à la construction de centrales de production d’électricité. Les fournisseurs débiteurs et autres débiteurs comprennent essentiellement les acomptes versés à des fournisseurs dans le cadre de la construction de centrales.NOTE 17. TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE Principes comptables La trésorerie comprend les disponibilités ainsi que les placements à court terme qui sont considérés comme liquides, convertibles en un montant de trésorerie connu et qui sont soumis à un risque négligeable de changement de valeur au regard des critères prévus par IAS 7 « état des flux de trésorerie ». Les découverts sont exclus de la notion de trésorerie et équivalents de trésorerie et sont comptabilisés en tant que dettes financières courantes.Trésorerie et équivalents de trésorerie En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Disponibilités 582,2 524,6 Placements à court terme 40,6 67,9 Trésorerie et équivalents de trésorerie 622,8 592,6 La trésorerie et équivalents de trésorerie au 31 décembre 2022 s’établit à 622,8 millions d’euros contre 592,6 millions d’euros au 31 décembre 2021, soit une variation de + 30,3 millions d’euros, et correspond principalement aux disponibilités et équivalents de trésorerie : • détenues par Neoen S.A. pour 246,9 millions d’euros, dont l’évolution sur l’exercice 2022 de – 32,7 millions d’euros s’explique principalement par : – l’émission de nouvelles obligations convertibles (OCEANES vertes 2022) à échéance 2027 pour + 300,0 millions d’euros ; – des dividendes reçus et des remboursements de comptes courants par les sociétés de projets pour + 46,8 millions d’euros ; – des investissements sous forme d’apports en fonds propres et en comptes courants dans les nouveaux projets et les actifs en construction pour – 390,3 millions d’euros, notamment en Australie, en France, au Portugal, en Suède, au Canada et en Finlande ; – le financement des activités de développement et des coûts de structure pour – 87,1 millions d’euros ; – le paiement par les sociétés projets de prestations de développement pour + 97,3 millions d’euros notamment en France et en Finlande ; • localisées dans les sociétés projets et holdings associées pour 376,0 millions d’euros, dont la variation sur l’exercice 2022 de + 63,0 millions d’euros résulte : – pour les actifs en construction, de tirages de dettes seniors et d’apports en fonds propres venant financer la construction des centrales ; et,

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 183 – pour les actifs en exploitation et holdings de financement, des flux de trésorerie générés par l’activité, ayant notamment vocation à assurer le remboursement des financements de projets et la rémunération des apports effectués par les actionnaires. Au 31 décembre 2022, la trésorerie des actifs en exploitation comprend 90,3 millions d’euros correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles‐ci et le tarif de leur contrat d’achat, que le Groupe considère devoir être amené à reverser à EDF OA, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur (se référer à la note 21.2). Les placements à court terme correspondent principalement à des comptes à termes souscrits par Neoen S.A. pour 35,5 millions d’euros. Le rapprochement entre le montant de trésorerie et équivalents de trésorerie apparaissant au bilan et le montant de trésorerie nette figurant dans le tableau de flux de trésorerie s’établit de la façon suivante : En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Trésorerie et équivalents de trésorerie 622,8 592,6 Découverts bancaires (0,2) (0,1) Trésorerie nette du tableau de flux de trésorerie 622,7 592,5NOTE 18. CAPITAUX PROPRES ET DETAIL DES INSTRUMENTS DILUTIFS Politique de gestion du capital Le groupe Neoen gère son capital dans le cadre d’une politique financière prudente et rigoureuse, qui repose, depuis la création de la Société, sur un souci d’optimisation constant de sa structure financière, lui permettant de financer son développement, conformément à ses objectifs de croissance de capacité installée et de taux de rentabilité interne (TRI). Celle‐ci s’inscrit dans une perspective de diversification, à la fois géographique et technologique, mais aussi de son exposition au risque de change. Au‐delà du respect des covenants et des engagements financiers pris dans le cadre de ses financements de projets, très majoritairement sans recours sur la société mère du Groupe, et ses financements corporate, le groupe Neoen suit ainsi de manière plus particulière, dans une perspective de gestion de sa structure de capital, les ratios de dette nette sur EBITDA ajusté et de levier financier sur capital investi, sur une base all-in incluant la totalité de la dette du Groupe, qu’elle soit corporate ou mise en place pour le financement de ses projets. Cette politique de gestion du capital vise ainsi à lui permettre de continuer à investir dans des projets générateurs de valeur, et de maximiser de ce fait la création de valeur pour ses actionnaires, dont son actionnaire de contrôle depuis plus de 10 ans, Impala S.A.S. Le groupe Neoen est ainsi susceptible de procéder à des ajustements réguliers de cette politique, au regard notamment de l’évolution des conditions économiques et d’accès aux marchés de la dette et des capitaux, et dans ce cadre, d’émettre de nouvelles actions, de procéder au rachat d’actions propres, ou d’autoriser des plans de paiement fondés sur des actions. Le groupe Neoen n’est sujet à aucune exigence externe en termes de capitaux propres minimum, excepté les exigences légales.Capitaux propres Les mouvements affectant les capitaux propres du Groupe au cours des exercices 2021 et 2022 sont détaillés dans le tableau de variation des capitaux propres consolidés. Capital social Au cours de la période des augmentations du capital social ont été réalisées du fait de : • l’exercice de 34 240 options de souscription d’actions à un prix d’exercice de 9,25 euros ; • la création de 32 450 actions dans le cadre d’une augmentation de capital réservée aux salariés ; • la création de 252 486 actions pour la fraction payée en actions du dividende au titre de l’exercice 2021 (se référer à la note 1.3 « évènements de l’exercice ») ; • la création de 163 018 actions dans le cadre d’un plan d’action gratuites arrivé à échéance le 11 juillet ; • la création de 7 130 619 actions dans le cadre de la conversion des OCEANEs émises le 7 octobre 2019 (se référer à la note 1.3 « évènements de l’exercice »). Ces opérations d’un montant total de 209,2 millions d’euros, dont 15,2 millions d’euros de capital social et 194,0 millions d’euros de prime d’émission, ont porté le capital social à 229,3 millions d’euros et la prime d’émission à 1 247,4 millions d’euros.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 184 Actions propres Au 31 décembre 2022, Neoen S.A. détient directement ou indirectement 146 347 actions propres, issues de programmes de rachat d’actions en vue de leur attribution et d’un contrat de liquidité, représentant 3,2 millions d’euros en date de clôture.Dividendes L’Assemblée Générale des actionnaires du 25 mai 2022 a approuvé la mise en distribution d’un dividende de 0,10 euro par action avec option pour le paiement du dividende en actions nouvelles. Cette option s’est traduite par la souscription de 252 486 actions nouvelles, soit un taux de réinvestissement d’environ 80 % et le versement de 2,1 millions d’euros de dividende en numéraire (se référer à la note 1.3 « évènements de l’exercice »). Participations ne donnant pas le contrôle En millions d’euros Pourcentage d’intérêt non contrôlé Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle Participations ne donnant pas le contrôle Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle Participations ne donnant pas le contrôle Nom de l’entité Pays d’activité 31.12.2022 31.12.2021 Exercice 2022 31.12.2022 Exercice 2021 31.12.2021 HWF 1 & Holdco Australie 30,0 % 30,0 % 0,7 6,2 0,3 2,1 HWF 2 & Holdco Australie 20,0 % 20,0 % 0,5 4,4 0,4 2,1 HWF 3 & Holdco Australie 20,0 % 20,0 % 0,6 5,8 0,2 3,0 Hedet Finlande 19,9 % 19,9 % (0,1) (0,2) (0,0) (1,0) Hexagone France 40,0 % 40,0 % (0,0) 3,6 (0,0) 3,7 EREC Jamaïque 50,0 % 50,0 % (0,4) (1,6) (1,1) (1,1) Metoro Mozambique 25,0 % 25,0 % (0,6) (0,4) (0,1) 0,2 Aura Power ‐ Rio Maior AMLA Portugal 51,0 % 51,0 % (0,3) 0,5 (0,1) (0,1) Bosona Suède 49,0 % 49,0 % (0,0) 0,5 (0,0) 0,6 Bangweulu Power Company Zambie 19,7 % 41,2 % 0,2 1,8 (0,2) 0,1 Autres (0,2) (0,2) (0,1) (0,3) Participations ne conférant pas le contrôle 0,5 20,5 (0,8) 9,2

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 185 Le résultat global, l’actif net et le tableau des flux de trésorerie des participations ne donnant pas le contrôle au 31 décembre 2022 s’analyse comme suit : En millions d’euros HWF 1 & Holdco HWF 2 & Holdco HWF 3 & Holdco Hedet Björkliden Vindpark Ab EREC Aura Power - Rio Maior SA Metoro Bangweulu Power Company Autres Compte de résultat Chiffre d’affaires 22,4 18,1 19,7 8,1 - 6,9 - 0,2 4,8 0,1 Résultat net 2,5 2,6 3,0 (0,5) (0,4) (0,8) (0,5) (2,6) 1,0 (0,3) - dont part du groupe 1,7 2,1 2,4 (0,4) (0,3) (0,4) (0,2) (1,9) 0,8 (0,2) - dont participations ne donnant pas le contrôle 0,7 0,5 0,6 (0,1) (0,1) (0,4) (0,3) (0,6) 0,2 (0,1) Résultat global 4,7 2,8 3,2 0,7 (0,1) (0,5) 0,7 (0,6) 0,8 (0,2) Etat de la situation financière Actifs courants 5,6 4,4 6,2 2,9 17,1 3,9 0,4 8,4 3,3 2,1 Actifs non courants 131,0 122,0 131,8 91,7 24,7 54,0 45,5 21,8 43,4 9,1 Passifs courants 8,5 7,1 7,6 37,8 31,5 12,9 32,7 43,6 11,7 4,2 Passifs non courants 129,1 114,4 127,2 58,4 10,8 48,5 12,1 2,8 32,8 3,2 Actif net (0,9) 4,8 3,0 (1,5) (0,5) (3,5) 1,1 (16,3) 2,2 3,8 Données relatives à la variation de trésorerie Flux net de trésorerie généré par les activités opérationnelles 14,3 13,5 16,0 4,0 26,6 3,7 27,9 0,4 2,1 1,4 Flux net de trésorerie généré par les activités d’investissement (0,8) (0,6) (0,6) 0,0 (19,7) (0,3) (27,9) (6,3) (0,2) (2,1) Flux net de trésorerie généré par les activités de financement (15,1) (13,7) (14,8) (4,7) 6,9 (4,5) (0,0) 0,3 (3,4) 1,8 dont dividendes payés 0,0 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Incidence de la variation des taux de change 0,0 (0,0) (0,1) ‐ ‐ 0,2 ‐ 0,7 0,2 0,0 Variation nette de la trésorerie des activités poursuivies (1,6) (0,8) 0,6 (0,6) 13,7 (0,9) 0,0 (4,9) (1,2) 1,1 Trésorerie nette à l’ouverture 2,5 1,6 1,7 1,5 0,3 3,4 0,2 10,5 3,2 0,6 Trésorerie nette à la clotûre 0,9 0,8 2,3 0,9 14,0 2,5 0,2 5,6 2,0 1,7

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 186 Le résultat global, l’actif net et le tableau des flux de trésorerie des participations ne donnant pas le contrôle au 31 décembre 2021 s’analyse comme suit : En millions d’euros HWF 1 & Holdco HWF 2 & Holdco HWF 3 & Holdco Hedet EREC Metoro Bangweulu Power Company Autres Compte de résultat Chiffre d’affaires 19,0 15,3 16,4 7,9 6,2 - 4,5 0,0 Résultat net 1,1 1,8 0,9 (0,2) (2,2) (0,4) (0,5) (0,5) - dont part du groupe 0,8 1,4 0,7 (0,2) (1,1) (0,3) (0,3) (0,4) - dont participations ne donnant pas le contrôle 0,3 0,4 0,2 (0,0) (1,1) (0,1) (0,2) (0,2) Résultat global 2,5 1,9 1,7 0,2 (1,1) (0,1) 0,3 0,1 Etat de la situation financière Actifs courants 4,4 3,1 3,3 3,3 5,5 13,8 4,4 1,4 Actifs non courants 118,2 110,3 119,4 91,5 51,9 28,2 40,5 16,6 Passifs courants 9,5 7,9 8,6 38,0 12,9 42,9 12,1 13,3 Passifs non courants 128,9 114,0 126,6 61,9 47,2 1,8 34,3 1,7 Actif net (15,8) (8,5) (12,5) (5,1) (2,6) (2,8) (1,5) 2,9 Données relatives à la variation de trésorerie Flux net de trésorerie généré par les activités opérationnelles 17,4 15,1 17,4 3,1 3,3 (1,4) 1,4 2,0 Flux net de trésorerie généré par les activités d’investissement (0,0) (0,0) (0,1) (2,9) (0,4) (17,3) (0,0) (3,3) Flux net de trésorerie généré par les activités de financement (17,3) (15,4) (16,6) (5,2) (3,9) 22,4 (3,2) 0,6 dont dividendes payés (0,6) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Incidence de la variation des taux de change 0,1 0,1 0,1 ‐ 0,3 0,7 0,3 0,0 Variation nette de la trésorerie des activités poursuivies 0,1 (0,2) 0,8 (4,9) (0,7) 4,4 (1,5) (0,7) Trésorerie nette à l’ouverture 2,4 1,8 0,9 6,4 4,1 6,0 4,7 1,8 Trésorerie nette à la clotûre 2,5 1,6 1,7 1,5 3,4 10,5 3,2 1,1

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 187 Instruments dilutifs Principes comptables Le résultat de base par action et le résultat dilué par action sont calculés conformément à la norme IAS 33 « résultat par action ». Résultat de base par action : le résultat de la période (part du Groupe) est rapporté au nombre moyen pondéré d’actions en circulation après déduction des actions propres détenues. Résultat dilué par action : le résultat de la période (part du Groupe) ainsi que le nombre moyen pondéré d’actions en circulation après déduction des actions propres détenues, pris en compte pour le calcul du résultat de base par action, sont ajustés des effets de tous les instruments potentiellement dilutifs. Les options d’achat et les actions gratuites ont un effet dilutif dès lors que leur prix d’exercice est inférieur au prix du marché. (En nombre d’actions) 31.12.2022 31.12.2021 31.12.2021 31.12.2020 Avant prise en compte des instruments dilutifs nombre d’actions 114 669 498 107 056 685 107 056 685 85 550 712 nombre d’actions auto‐détenues 146 347 204 510 204 510 10 639 nombre d’actions hors auto‐détenues 114 523 151 106 852 175 106 852 175 85 540 073 Nombre moyen d’actions sur la période avant dilution (1) 110 687 663 96 196 124 Nombre moyen d’actions ajustées (3) 110 687 663 103 136 139 Instruments dilutifs (2) Actions Gratuites 558 643 726 645 726 645 537 000 Stock‐options 26 620 60 860 60 860 138 166 OCEANE 2019 ‐ 7 126 283 7 126 283 6 629 101 OCEANE 2020 3 966 664 3 955 626 3 955 626 3 679 653 OCEANE 2022 5 825 253 TOTAL 10 377 180 11 869 414 11 869 414 10 983 920 Après prise en compte des instruments dilutifs nombre d’actions 125 046 678 118 926 099 118 926 099 96 534 632 nombre d’actions auto‐détenues 146 347 204 510 204 510 10 639 nombre d’actions hors auto‐détenues 124 900 331 118 721 589 118 721 589 96 523 993 Nombre moyen d’actions sur la période après dilution (1) 121 810 960 107 622 791 Nombre moyen d’actions ajustées (3) 121 810 960 115 022 621 (1) Nombre moyen d’actions sur l’exercice hors actions auto-détenues et avant prise en compte des facteurs d’ajustement décrits en note (2) ci-après. (2) A la suite de l’augmentation de capital du 9 avril 2021 avec maintien du droit préférentiel de souscription et conformément aux dispositions légales applicables et aux stipulations des plans d’actions attribués gratuitement et plans d’options de souscription d’actions et des termes et conditions des OCEANEs émises par Neoen S.A. le 7 octobre 2019 (les « OCEANEs 2019 ») et le 2 juin 2020 (les « OCEANEs vertes 2020 »), le Président-directeur général a procédé, sur délégation du Conseil d’administration, à l’ajustement des droits des bénéficiaires d’actions gratuites, d’options de souscription d’actions (coefficient de 1,081) et des OCEANEs 2019 et des OCEANEs vertes 2020 (coefficient de 1,075). A la suite de la distribution d’un premier dividende au cours du premier semestre 2022 et conformément aux dispositions légales applicables et aux stipulations des termes et conditions des OCEANEs et OCEANEs vertes 2020, le Président-directeur général a procédé, sur délégation du Conseil d’administration, à l’ajustement des OCEANEs 2019 et des OCEANEs vertes 2020 (coefficient de 1,078). Les OCEANEs 2019 ont fait l’objet au cours de l’année 2022 d’une conversion dans leur très grande majorité, et pour la fraction résiduelle d’un remboursement (se référer à la note 1.3 « évènements de l’exercice »). (3) Conformément à la norme IAS 33 « résultat par action », le nombre d’actions ordinaires (utilisé pour le calcul du résultat par action de base et dilué) de toutes les périodes précédant l’augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription réalisée le 9 avril 2021 est corrigé d’un facteur d’ajustement, traduisant l’effet de l’augmentation de capital et s’élevant à 1,075.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 188 NOTE 19. PROVISIONS Principes comptables Provisions Des provisions sont constituées, lorsqu’à la date de clôture, le Groupe a une obligation juridique ou implicite résultant d’un événement passé et dont il est probable qu’elle engendrera une sortie de ressources représentative d’avantages économiques dont le montant peut être estimé de manière fiable. Le montant comptabilisé en provisions est évalué en application de la norme IAS 37 « provisions, passifs éventuels et actifs éventuels » sur la base de l’estimation la plus probable de la dépense nécessaire pour éteindre l’obligation actuelle à la date de clôture. Lorsque l’effet de la valeur temps est significatif, le montant de la provision comptabilisée correspond à la valeur actualisée des dépenses attendues jugées nécessaires pour éteindre l’obligation correspondante. L’augmentation des provisions enregistrée pour refléter l’écoulement du temps et relative à l’actualisation est comptabilisée en charges financières. Litiges et passifs éventuels Le Groupe exerce son jugement au cas par cas dans l’évaluation des risques encourus et constitue une provision dès lors qu’il s’attend à une sortie probable de ressource. Dans le cas où aucune estimation fiable ne peut être faite, car jugée sans fondement ou trop peu étayée, il existe une obligation potentielle ou actuelle qui ne peut pas être comptabilisée (passif éventuel). Provisions pour démantèlement Lorsqu’une obligation légale ou contractuelle de démanteler une centrale existe, une provision pour démantèlement est constatée en contrepartie de l’actif afférent. Les provisions pour démantèlement font l’objet d’une estimation régulière, sur la base de devis de prestataires externes. En cas de changement significatif de l’estimation, la variation de la provision est ajoutée ou déduite du coût de l’actif lié. Dans le cas d’un ajout au coût d’un actif, le Groupe examine si celui‐ci est une indication que la nouvelle valeur comptable de l’actif peut ne pas être entièrement recouvrable. S’il existe une telle indication, un test de dépréciation est effectué. Si une diminution de la provision excède la valeur comptable de l’actif, l’excédent est comptabilisé en résultat net. Une fois que l’actif correspondant a atteint la fin de sa durée d’utilité, toutes les variations ultérieures du passif sont comptabilisées en résultat net au fur et à mesure qu’elles se produisent.Provisions courantes et non courantes Les principaux mouvements ayant affecté les provisions au cours de l’année 2022 se présentent comme suit : Provisions non courantes Provisions courantes En millions d’euros Provisions pour démantèlement Autres provisions Total Provisions pour démantèlement Autres provisions Total Total Au 31 décembre 2021 75,4 0,4 75,8 0,3 0,0 0,3 76,1 Constituées sur la période 21,7 ‐ 21,7 ‐ ‐ ‐ 21,7 Effet de l’actualisation des taux (1) 17,5 ‐ 17,5 ‐ ‐ ‐ 17,5 Désactualisation 2,0 ‐ 2,0 ‐ ‐ ‐ 2,0 Variations de périmètre (1,1) (0,0) (1,1) ‐ ‐ ‐ (1,1) Effet de la variation des taux de change 0,2 ‐ 0,2 (0,0) ‐ (0,0) 0,2 Reclassements et autres (0,7) ‐ (0,7) 0,7 ‐ 0,7 (0,0) Au 31 décembre 2022 115,0 0,4 115,3 1,0 0,0 1,0 116,3 (1) Dans le contexte actuel d’augmentation significative des taux d’intérêt et de l’inflation depuis le début de l’exercice, le Groupe a revu les paramètres de calcul de ses provisions pour démantèlement au 31 décembre 2022. Ces modifications ont été comptabilisées conformément à IFRIC 1 « variation des passifs existants relatifs au démantèlement ou à la remise en état et des autres passifs similaires », et ont entraîné une augmentation des provisions pour démantèlement pour un montant de 17,5 millions d’euros, en contrepartie du coût des actifs liés.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 189 NOTE 20. FINANCEMENT ET INSTRUMENTS FINANCIERS NOTE 20.1. RESULTAT FINANCIER En millions d’euros Exercice 2022 Exercice 2021 Charges d’intérêts sur emprunt (113,9) (77,2) Charges financières sur instruments dérivés (14,9) (23,9) Charges d’intérêts sur obligations locatives (6,8) (5,4) Coût de l’endettement financier (135,6) (106,5) Produits et charges d’intérêts sur prêts d’actionnaires (1,0) (0,8) Gains et pertes de change (6,9) (4,3) Autres produits et charges financiers (9,2) (6,1) Total autres produits et charges financiers (17,1) (11,2) Résultat financier (152,7) (117,7) La variation du coût de l’endettement financier s’explique : • principalement par l’augmentation du nombre de centrales en exploitation sous financement ; • effet partiellement compensé par l’impact du remboursement progressif des financements des centrales en opération. La hausse des taux d’intérêts en 2022 n’a quant à elle eu qu’un impact limité sur la hausse du coût de l’endettement financier du fait de la stratégie de couverture du Groupe (se référer à la note 20.2 « dette nette »). Les charges financières sur instruments financiers dérivés de taux correspondent au recyclage en résultat de la juste valeur des instruments financiers dérivés de taux considérés comme efficaces, précédemment accumulée en autres éléments du résultat global. En 2022, les gains et pertes de change s’élèvent à (6,9) millions d’euros, dont (5,2) millions d’euros associés à l’exposition du Groupe en Argentine (notamment au titre de crédits de TVA libellés en pesos argentins). En 2021, les gains et pertes de change s’élevaient à (4,3) millions d’euros, et étaient principalement constitués par des pertes de change sur crédits de TVA libellés en pesos argentins. Les autres produits et charges financiers sont principalement composés de commissions et de frais bancaires, de coûts des cautions et des garanties, de charges de désactualisation des provisions pour démantèlement et autres passifs non courants, en augmentation notamment sous l’effet de la croissance du nombre d’actifs en exploitation, et d’autres produits et charges financiers non récurrents. En 2022, ils comprennent notamment (1,4) million d’euros de charge nette liée au refinancement de Neoen Production 2. En 2021, ils incluaient (1,6) millions d’euros de charges supportées dans le cadre de remboursements anticipés d’emprunts.NOTE 20.2. DETTE NETTE Principes comptables Passifs financiers Les passifs financiers comprennent les dettes financières et les instruments financiers dérivés ayant une valeur de marché négative. Les emprunts sont initialement comptabilisés à la juste valeur à l’origine, diminuée des coûts de transaction qui leur sont directement attribuables. À chaque clôture, les emprunts sont évalués au coût amorti en utilisant la méthode du taux d’intérêt effectif et sont ventilés au bilan en : • dettes financières non courantes pour la part exigible à plus d’un an ; • dettes financières courantes pour la part remboursable à moins d’un an.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 190 Instruments financiers dérivés de taux L’objectif de la direction financière du Groupe Neoen est de couvrir le risque de variabilité de la future charge d’intérêts résultant du financement à taux variable d’une partie substantielle des investissements du Groupe. Pour couvrir son exposition aux risques de taux, le Groupe utilise des produits dérivés sous forme principalement de swaps de taux. La plupart des dérivés de taux utilisés par le Groupe sont qualifiés d’instruments de couverture de flux de trésorerie (Cash-Flow Hedge). La comptabilité de couverture est applicable si les conditions prévues par la norme IFRS 9 sont remplies : • la relation de couverture doit être clairement désignée et documentée à la date de la mise en place de l’instrument de couverture ; • le lien économique entre l’élément couvert et l’instrument de couverture doit être documenté, ainsi que les potentielles sources d’inefficacité ; • l’inefficacité rétrospective doit être mesurée à chaque arrêté. La couverture de flux de trésorerie permet de couvrir les variations de valeur des flux futurs hautement probables des intérêts provenant du besoin de financement du Groupe. Les variations de juste valeur de l’instrument financier dérivé sont comptabilisées en autres éléments du résultat global (réserve de couverture de flux de trésorerie) pour la « partie efficace » de la couverture et en résultat de la période, au sein du résultat financier, pour la « partie inefficace ». Les gains ou pertes accumulés en capitaux propres sont rapportés en résultat dans la même rubrique que l’élément couvert, à savoir le résultat financier au moment où le flux de trésorerie couvert affecte le résultat. Lorsque l’instrument dérivé est résilié ou que l’inefficacité de la relation de couverture conduit à sa déqualification, les gains ou pertes accumulés au titre de l’instrument dérivé sont maintenus en autres éléments du résultat global (réserve de couverture de flux de trésorerie) et reconnus de manière symétrique aux flux couverts. Dans le cas où le flux futur n’est plus attendu, les gains et pertes antérieurement comptabilisés en capitaux propres sont alors rapportés au compte de résultat. Lorsqu’ils ne sont pas considérés comptablement comme des instruments de couverture de flux futurs de trésorerie (Cash-Flow Hedge), les variations de juste valeur de ces instruments sont enregistrées en résultat, au sein du résultat financier. Les instruments financiers dérivés ayant une juste valeur positive sont comptabilisés à l’actif et ceux ayant une juste valeur négative sont comptabilisés au passif.Analyse de la dette nette En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Financements seniors des projets 2 717,6 2 199,6 Financements obligataires des projets 77,4 117,5 Dettes locatives 264,4 219,7 Financements corporate 409,7 338,8 Investisseurs minoritaires et autres 40,2 31,0 Instruments financiers dérivés de taux passifs ‐ 46,7 Total dettes financières 3 509,3 2 953,4 Investisseurs minoritaires et autres (40,2) (31,0) Total dettes financières ajustées 3 469,1 2 922,4 Placements à court terme (40,6) (67,9) Disponibilités (582,2) (524,6) Total trésorerie et équivalents de trésorerie (622,8) (592,6) Dépôts de garantie (79,0) (67,2) Instruments financiers dérivés de taux actifs (302,7) (30,4) Total autres actifs (381,7) (97,6) Total dette nette 2 464,6 2 232,2

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 191 La dette nette a augmenté de + 232,4 millions d’euros au 31 décembre 2022. Cette évolution s’explique principalement par l’émission de financements seniors pour les actifs en construction, et de nouvelles OCEANEs vertes émises en 2022, effets partiellement compensés par la conversion des OCEANEs 2019, le refinancement de la dette mezzanine de Neoen Production 2, et enfin l’appréciation de la juste valeur des instruments financiers dérivés de taux sur la période, dans un contexte de remontée des taux d’intérêts forward. Au 31 décembre 2022, les disponibilités prises en compte dans le calcul de la dette nette incluent 90,3 millions d’euros, correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles‐ci et le tarif de leur contrat d’achat, que le Groupe considère devoir être amené à reverser à EDF OA, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur. Par ailleurs, du fait de la forte hausse des taux d’intérêts forward sur l’exercice, la juste valeur positive des instruments financiers de taux a fortement augmenté, pour atteindre 302,7 millions d’euros. Hors prise en compte de ces deux éléments, à caractère temporaire, la dette nette se serait établie à 2 857,6 millions d’euros. Ventilation des dettes financières courantes / non courantes En millions d’euros Non courantes Courantes 31.12.2022 Non courantes Courantes 31.12.2021 Financements seniors des projets 2 331,0 386,7 2 717,6 1 795,1 404,5 2 199,6 Financements obligataires des projets 73,9 3,5 77,4 102,3 15,3 117,5 Dettes locatives 257,5 6,9 264,4 212,1 7,7 219,7 Financements corporate 407,9 1,8 409,7 337,5 1,3 338,8 Investisseurs minoritaires et autres 39,9 0,3 40,2 30,8 0,3 31,0 Instruments financiers dérivés de taux passifs ‐ ‐ ‐ 23,3 23,3 46,7 Total dettes financières 3 110,2 399,1 3 509,3 2 501,0 452,4 2 953,4Ventilation des dettes financières par devises (contre-valeur en millions d’euros au cours de clôture) EUR USD AUD Autres 31.12.2022 Financements seniors des projets 1 076,2 529,1 1 112,4 ‐ 2 717,6 Financements obligataires des projets 77,4 ‐ ‐ ‐ 77,4 Dettes locatives 200,4 4,0 48,8 11,2 264,4 Financements corporate 409,7 0,0 0,0 0,0 409,7 Investisseurs minoritaires et autres 24,0 13,9 2,2 0,1 40,2 Instruments financiers dérivés de taux passifs ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Total Dettes financières 1 787,7 547,0 1 163,3 11,3 3 509,3 (contre-valeur en millions d’euros au cours de clôture) EUR USD AUD Autres 31.12.2021 Financements seniors des projets 811,1 515,7 872,8 ‐ 2 199,6 Financements obligataires des projets 50,9 12,7 54,0 ‐ 117,5 Dettes locatives 161,4 12,7 45,4 0,3 219,7 Financements corporate 337,7 ‐ 1,2 ‐ 338,8 Investisseurs minoritaires et autres 15,9 12,8 2,3 0,1 31,0 Instruments financiers dérivés de taux passifs 13,5 12,8 20,4 ‐ 46,7 Total Dettes financières 1 390,4 566,8 995,9 0,3 2 953,4

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 192 Ventilation des dettes financières par typologie de taux En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Dettes à taux fixes 1 690,0 1 213,5 Dettes à taux variables 1 819,3 1 693,3 Instruments financiers dérivés de taux passifs ‐ 46,7 Instruments financiers dérivés de taux actifs (302,7) (30,4) Total des dettes financières après effet des couvertures 3 206,6 2 923,0 Les financements de projets souscrits généralement à taux variable et les flux d’intérêts variables font l’objet d’une couverture qui représente en général 75 % ou plus du montant financé à taux variable. Ventilation du total des dettes financières par échéance En millions d’euros A moins d’un an (1) Entre un et cinq ans A plus de cinq ans 31.12.2022 Financements seniors des projets 386,7 713,9 1 617,1 2 717,6 Financements obligataires des projets 3,5 16,7 57,2 77,4 Dettes locatives 6,9 20,3 237,3 264,4 Financements corporate 1,8 156,1 251,8 409,7 Investisseurs minoritaires et autres 0,3 3,6 36,3 40,2 Instruments financiers dérivés de taux passifs ‐ ‐ ‐ ‐ Total Dettes financières 399,1 910,6 2 199,6 3 509,3 En millions d’euros A moins d’un an Entre un et cinq ans A plus de cinq ans 31.12.2021 Financements seniors des projets 404,5 511,5 1 283,6 2 199,6 Financements obligataires des projets 15,3 32,3 70,0 117,5 Dettes locatives 7,7 15,4 196,6 219,7 Financements corporate 1,3 337,5 ‐ 338,8 Investisseurs minoritaires et autres 0,3 3,8 27,0 31,0 Instruments financiers dérivés de taux passifs 23,3 14,1 9,2 46,7 Total Dettes financières 452,4 914,6 1 586,4 2 953,4 (1) Au 31 décembre 2022, les financements seniors des projets à moins d’un an incluent l’accélération des dettes des centrales d’El Llano au Mexique pour 116,3 millions d’euros (124,1 millions de dollars américains), de la centrale de Coleambally en Australie pour 82,0 millions d’euros (128,7 millions de dollars australiens), et de la centrale de Metoro au Mozambique pour 28,2 millions d’euros (30,1 millions de dollars américains) (se référer à la note 1.3 « évènements de la période »).

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 193 Ventilation par flux des dettes financières Variations sans effet de trésorerie En millions d’euros 31.12.2021 Flux de trésorerie Effet de la variation des taux de change Variation de périmètre Variation de juste valeur et coût amorti Intérêts courus Autres variations 31.12.2022 Financements seniors des projets 2 199,6 548,5 19,3 (30,7) 7,0 (0,6) (25,4) 2 717,6 Financements obligataires des projets 117,5 (46,1) 1,9 ‐ 3,9 0,2 ‐ 77,4 Dettes locatives 219,7 (5,8) 0,4 (1,8) ‐ 0,7 51,1 264,4 Financements corporate 338,8 248,2 0,0 ‐ 1,0 1,8 (180,2) 409,7 Investisseurs minoritaires et autres 31,0 8,4 0,8 (0,1) ‐ ‐ (0,0) 40,2 Instruments financiers dérivés de taux passifs 46,7 ‐ 1,6 ‐ (48,2) ‐ ‐ ‐ Total Dettes financières 2 953,4 753,2 24,0 (32,5) (36,4) 2,1 (154,6) 3 509,3 Variations sans effet de trésorerie En millions d’euros 31.12.2020 Flux de trésorerie Effet de la variation des taux de change Variation de périmètre Variation de juste valeur et coût amorti Intérêts courus Autres variations 31.12.2021 Financements seniors des projets 1 948,7 198,2 53,7 (7,6) 5,3 1,1 0,2 2 199,6 Financements obligataires des projets 154,4 (37,4) 0,0 ‐ 0,6 (0,0) (0,0) 117,5 Dettes locatives 167,9 (4,4) 1,8 (5,4) ‐ (2,2) 62,0 219,7 Financements corporate 339,4 (10,1) 0,0 ‐ 1,1 (0,0) 8,5 338,8 Investisseurs minoritaires et autres 29,2 1,1 1,0 (0,4) ‐ ‐ 0,1 31,0 Instruments financiers dérivés de taux passifs 109,8 (0,0) 2,0 (0,3) (64,9) ‐ (0,0) 46,7 Total Dettes financières 2 749,4 147,3 58,5 (13,6) (57,9) (1,1) 70,8 2 953,4

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 194 Financements seniors des projets Au cours de l’exercice 2022, les financements seniors de projets ont augmenté de + 518,1 millions d’euros, ceci s’explique principalement par : • de nouveaux emprunts émis dans le cadre du financement des projets du Groupe à hauteur de 856,3 millions d’euros, dont notamment : – au sein de la zone Europe‐Afrique pour 535,0 millions d’euros (dont Mutkalampi en Finlande pour 306,4 millions d’euros, plusieurs centrales éoliennes et solaires en France pour respectivement 165,1 millions d’euros et 49,1 millions d’euros, et plusieurs centrales solaires en Irlande pour 14,3 millions d’euros) ; – au sein de la zone Australie pour 319,6 millions d’euros (dont principalement Kaban pour 140,0 millions d’euros, Western Downs pour 84,9 millions d’euros, Victorian Big Battery pour 45,6 millions d’euros, Goyder pour 33,1 millions d’euros et Capital Battery pour 15,6 millions d’euros). • des remboursements d’emprunts réalisés pour (307,8) millions d’euros ; • la variation de périmètre liée au farm-down de la centrale éolienne de Saint‐Sauvant en France pour (30,7) millions d’euros ; • des financements de projets reclassés en passifs destinés à être cédés pour (25,1) millions d’euros (correspondant à la centrale solaire de Cabrela au Portugal) ; • l’incidence des effets de change pour 19,3 millions d’euros ; • la variation du coût amorti des emprunts pour 7,0 millions d’euros. Au 31 décembre 2022, des financements de projets seniors ont été reclassés en financements courants pour un montant de 226,6 millions d’euros, contre 252,4 millions d’euros au 31 décembre 2021 (se référer à la note 1.3 « évènements de la période »). Financements obligataires des projets Les financements obligataires comprennent essentiellement des dettes juniors sur des entités détenant des projets. La diminution des financements obligataires pour – 40,2 millions d’euros s’explique principalement par le refinancement de la dette mezzanine de Neoen Production 2. Celui‐ci a donné lieu au remboursement intégral des trois tranches historiques (euros, dollars australiens, dollars américains) pour – 110,7 millions d’euros, et à l’émission d’une nouvelle dette, exclusivement en euros, pour + 77,7 millions d’euros nets de frais d’émission. Dettes locatives La hausse de + 44,7 millions d’euros par rapport à l’année précédente est principalement due à l’entrée en vigueur de nouveaux baux ou de réévaluations pour 52,4 millions d’euros, et à des remboursements pour (5,8) millions d’euros. Financements corporate Au 31 décembre 2022, les financements corporate correspondent principalement aux OCEANEs vertes émises en juin 2020 et en septembre 2022. L’augmentation de + 70,8 millions d’euros sur la période correspond principalement à l’émission des OCEANEs vertes 2022 pour + 249,8 millions d’euros (composante dette, nette de frais), compensée par la conversion des OCEANEs 2019 pour – 190,8 millions d’euros (auxquels s’ajoutent – 0,4 million remboursé en numéraire), ainsi qu’à l’amortissement des primes d’émission relatives aux OCEANEs et OCEANEs vertes pour + 10,6 millions d’euros. Investissements minoritaires et autres Ce poste est essentiellement constitué des apports en compte courant des actionnaires minoritaires dans le cadre de financement des projets. Instruments financiers dérivés de taux passifs Au 31 décembre 2022, l’ensemble des instruments financiers dérivés de taux ont une valorisation positive du fait de la hausse importante des taux d’intérêts forward sur la période dans l’ensemble des zones géographiques où opère le Groupe, et sont donc présentés à l’actif.NOTE 20.3. INSTRUMENTS FINANCIERS DERIVES Principes comptables Instruments financiers dérivés de taux Se référer à la note 20.2 « dette nette ». Instruments financiers dérivés énergie Afin de se couvrir contre la variation des prix spots de l’électricité associée à la production de certains actifs renouvelables du Groupe, qui ne bénéficient pas de mécanismes de soutien sous forme de tarifs de rachats ou de compléments de rémunération obtenus dans le cadre de guichets ouverts ou d’appels d’offres gouvernementaux, Neoen a été amené à signer progressivement des contrats d’achat d’électricité de moyen à long terme avec des contreparties commerciales, dits « Corporate Power Purchase Agreements » (« CPPA »). Parmi ceux‐ci, certains, mis en œuvre récemment, prévoient un règlement financier entre les parties (calculé par différence entre un prix fixe et le prix spot de l’électricité, et ayant pour sous‐jacent la production de l’actif physique associé) ainsi que, généralement, la remise par le Groupe des certificats verts (garanties d’origine ou LGCs) générés par la production. Ces contrats avec des contreparties commerciales, réglés financièrement, sont des instruments financiers dérivés au sens de la norme IFRS 9 « instruments financiers ».

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 195 Au 31 décembre 2022, ces instruments financiers dérivés, conclus en vue de la couverture économique du risque associé à la variation des prix de l’électricité, n’ont pas été désignés comme instruments de couverture. Par conséquent, les variations de juste valeur afférentes sont reconnues en résultat dans les autres produits et charges opérationnels courants (se référer à la note 9 « autres produits et charges opérationnels courants »). Spécifiquement, la valorisation des instruments financiers dérivés énergie repose sur des techniques d’évaluation particulières et fait notamment appel à des données non‐observables (en lien avec la durée des contrats), justifiant un classement en niveau 3, au sens d’IFRS 13 « évaluation de la juste valeur ». Afin de remédier à l’absence de prix à terme observables, conséquence notamment du profil de production intermittent des actifs renouvelables, le Groupe a simulé les prix futurs de l’électricité à partir de modèles internes tenant compte, à court terme de l’évolution spot et à terme des prix de gros observée sur les marchés locaux de l’électricité, ajustée du profil de production intermittent des actifs considérés, et à moyen et long terme, de perspectives de marché reposant sur les analyses réalisées par des cabinets de prospective spécialisés, reconnus comme experts sur ces marchés locaux. Conformément à la norme IFRS 13 « évaluation de la juste valeur », un ajustement a été pris en compte afin de refléter dans la juste valeur de ces instruments financiers dérivés énergie le risque de crédit de la contrepartie (dit « credit valuation adjustment ») et le risque de crédit propre de l’entreprise (dit « debit valuation adjustment »).Analyse des instruments financiers dérivés actifs et passifs évalués à la juste valeur Actifs Passifs Au 31 décembre 2022 (En millions d’euros) Non courant Courant Total Non courant Courant Total Instruments financiers dérivés énergie 41,3 4,8 46,1 32,2 12,6 44,9 Instruments financiers dérivés de taux 271,7 31,1 302,7 ‐ ‐ - Total 312,9 35,9 348,8 32,2 12,6 44,9 Actifs Passifs Au 31 décembre 2021 (En millions d’euros) Non courant Courant Total Non courant Courant Total Instruments financiers dérivés énergie ‐ ‐ - ‐ ‐ - Instruments financiers dérivés de taux 30,4 ‐ 30,4 23,3 23,3 46,7 Total 30,4 - 30,4 23,3 23,3 46,7NOTE 20.4. JUSTE VALEUR DES ACTIFS ET PASSIFS FINANCIERS Principes comptables La juste valeur d’un actif et d’un passif est le prix qui serait convenu entre des parties libres de contracter et opérant aux conditions du marché. La norme IFRS 13 « évaluation de la juste valeur » distingue 3 niveaux de juste valeur : • niveau 1 : prix coté sur un marché actif ; • niveau 2 : prix coté sur un marché actif pour un instrument similaire, ou autre technique d’évaluation basée sur des paramètres observables ; • niveau 3 : technique d’évaluation incorporant des paramètres non observables. Pour les instruments financiers dérivés, se reporter aux notes 20.2 et 20.3. La juste valeur des dettes fournisseurs et des créances clients correspond à la valeur comptable indiquée au bilan, l’effet de l’actualisation des flux futurs de trésorerie n’étant pas significatif.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 196 Analyse de la juste valeur des actifs et passifs financiers Au 31 décembre 2022 (En millions d’euros) Niveau Valeur comptable Juste valeur Coût amorti Juste valeur par résultat Dérivés documentés en Cash Flow Hedge Instruments financiers dérivés de taux 2 302,7 302,7 302,7 Instruments financiers dérivés énergie 3 46,1 46,1 46,1 Actifs financiers non‐courants 2 99,9 99,9 99,9 Autres actifs (courants et non‐courants) 2 118,7 118,7 118,7 Clients et comptes rattachés 2 106,6 106,6 106,6 Trésorerie et équivalents de trésorerie 1 622,8 622,8 622,8 Total actifs financiers 1 296,8 1 296,8 325,2 668,9 302,7 Dettes financières non courantes 2 3 110,2 2 938,9 3 110,2 Autres passifs (courants et non courants) 2 224,2 224,2 224,2 Instruments financiers dérivés de taux 2 ‐ ‐ ‐ Instruments financiers dérivés énergie 3 44,9 44,9 44,9 Dettes financières courantes 2 399,1 399,1 399,1 Fournisseurs et comptes rattachés 2 242,4 242,4 242,4 Total passifs financiers 4 020,7 3 849,3 3 975,8 44,9 - Au 31 décembre 2021 (En millions d’euros) Niveau Valeur comptable Juste valeur Coût amorti Juste valeur par résultat Dérivés documentés en Cash Flow Hedge Instruments financiers dérivés de taux 2 30,4 30,4 30,4 Actifs financiers non‐courants 2 83,0 83,0 83,0 Autres actifs (courants et non‐courants) 2 126,3 126,3 126,3 Clients et comptes rattachés 2 81,6 81,6 81,6 Trésorerie et équivalents de trésorerie 1 592,6 592,6 592,6 Total actifs financiers 914,0 914,0 291,0 592,6 30,4 Dettes financières non courantes 2 2 477,7 2 533,3 2 477,7 Autres passifs (courants et non courants) 2 115,7 115,7 115,7 Instruments financiers dérivés de taux 2 46,7 46,7 46,7 Dettes financières courantes 2 429,1 429,1 429,1 Fournisseurs et comptes rattachés 2 340,4 340,4 340,4 Total passifs financiers 3 409,4 3 465,1 3 362,8 - 46,7

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 197 NOTE 21. AUTRES PASSIFS COURANTS NOTE 21.1. DETTES FISCALES ET SOCIALES En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Dettes fiscales 35,6 27,4 Dettes sociales 13,1 11,7 Total dettes fiscales et sociales 48,6 39,1 NOTE 21.2. AUTRES PASSIFS COURANTS En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Produits constatés d’avance 15,1 15,8 Autres créditeurs 142,5 29,1 Total autres passifs courants 157,6 45,0 Les produits constatés d’avance se composent essentiellement de subventions d’exploitation qui sont transférées au compte de résultat de façon linéaire selon la durée d’utilité de l’actif sous‐jacent. Au 31 décembre 2022, les autres créditeurs comprennent 90,3 millions d’euros correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles‐ci et le tarif de leur contrat d’achat, que le Groupe considère devoir être amené à reverser à EDF OA, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur. Le solde résiduel correspond principalement à des dettes liées à des acquisitions d’actifs en développement, en Europe.NOTE 22. GESTION DES RISQUES NOTE 22.1. RISQUES DE TAUX Le Groupe est exposé aux risques de marché du fait de ses activités d’investissements. Cette exposition est principalement liée aux fluctuations des taux d’intérêts variables relatifs aux financements de ses projets. Ainsi, l’objectif de gestion du risque de taux du Groupe est de sécuriser et préserver l’équilibre économique des projets en limitant la variabilité future de la charge financière associée à leurs financements. Ceci repose sur la mise en place d’instruments financiers de couverture. Les couvertures sur le risque de taux d’intérêt sont effectuées au moyen d’instruments contractés de gré à gré, avec des contreparties de premier rang. Le Groupe contracte des instruments financiers, afin de couvrir son financement à taux variables, avec pour cible de couvrir à taux fixe un minimum de 75 % du besoin de financement à taux variable des projets. A ce titre, le Groupe a contracté des swaps de taux qui sont qualifiés de couverture de flux de trésorerie. Montants notionnels par échéance Au 31.12.2022 (En millions d’euros) Inférieur à 5 ans Supérieur à 5 ans Total Juste valeur (1) Enregistré en autres éléments du résultat global (2) Enregistré en résultat (3) Swaps de taux ‐ Solaire (184,4) (508,5) (692,9) 110,6 114,3 ‐ Swaps de taux ‐ Eolien (378,6) (488,3) (866,8) 182,6 168,8 ‐ Swaps de taux ‐ Holdings ‐ ‐ - 9,6 9,6 ‐ Caps de taux ‐ ‐ - ‐ 1,9 Total (562,9) (996,8) (1 559,7) 302,7 294,6 - (1) La juste valeur est uniquement composée de 302,7 millions d’euros d’instruments financiers dérivés de taux actifs à la clôture. (2) Il s’agit du stock enregistré en autres éléments du résultat global dans les capitaux propres du Groupe. (3) Le cas échéant, la part inefficace des instruments financiers dérivés de taux est enregistrée en résultat.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 198 Une hausse de 1 % des taux d’intérêts entraînerait, compte tenu des instruments de couverture de taux en vigueur, une augmentation annuelle du coût de l’endettement financier du Groupe de + 1,4 million d’euros. Une baisse de 1 % des taux d’intérêts entraînerait quant à elle une diminution annuelle du coût de l’endettement financier du Groupe de – 1,4 million d’euros.NOTE 22.2. RISQUE DE PRIX SUR L’ENERGIE Le risque de prix sur l’énergie est lié à la vente sur les marchés de gros au cours spot de la production électrique de certains des actifs éoliens et solaires du Groupe (notamment en Australie et en Finlande). Afin de limiter ce risque, le Groupe sécurise ses revenus futurs sur une longue période par des tarifs de rachat ou des compléments de rémunération obtenus dans le cadre d’appels d’offres publics, ainsi que par la contractualisation de « power purchase agreements », physiques et financiers. Montants notionnels par échéance Au 31.12.2022 (En millions d’euros) Inférieur à 5 ans Supérieur à 5 ans Total Juste valeur Enregistré en autres éléments du résultat global Enregistré en résultat Instruments financiers dérivés énergie 160,1 206,1 366,2 1,2 ‐ 2,8 Total 160,1 206,1 366,2 1,2 - 2,8 Une hausse de 5 % des prix de l’électricité entrainerait une diminution de la juste valeur des instruments financiers dérivés énergie de – 13,8 millions d’euros. Une diminution de 5 % des prix de l’électricité entrainerait une augmentation de la juste valeur des instruments financiers dérivés énergie de + 14,0 millions d’euros. NOTE 22.3. RISQUES DE CHANGE Les risques de change portent sur les transactions opérationnelles en devises étrangères (dollar américain et dollar australien principalement) qui ont tendance à augmenter avec le déploiement soutenu du Groupe à l’international. Afin d’éviter tout risque de change sur les actifs en opération, le Groupe finance systématiquement chacun de ses actifs dans la devise fonctionnelle de celui‐ci.NOTE 22.4. RISQUES DE CONTREPARTIE Compte tenu de la pluralité des fournisseurs et sous‐traitants disponibles sur les marchés sur lesquels intervient le Groupe, celui‐ci considère que l’insolvabilité de l’un d’entre eux ou d’une faible part ne pourrait avoir de conséquences significatives sur la poursuite de l’activité. Dans la mesure où les contrats de vente d’électricité ou contrats pour différence sont conclus avec des contreparties étatiques (Etats ou entreprises contrôlées par un Etat), des entreprises de distribution d’électricité et avec un nombre limité d’acheteurs privés, le Groupe considère que le risque de contrepartie lié aux créances clients est à ce jour non significatif. Le Groupe place ses disponibilités et quasi‐disponibilités auprès d’institutions financières de premier rang. Le Groupe souscrit des dérivés de taux de gré à gré avec des banques de premier rang dans le cadre de conventions qui prévoient de compenser les montants dus et à recevoir en cas de défaillance de l’une des parties contractantes. Ces accords de compensation conditionnels ne respectent pas les critères de la norme IAS 32 « instruments financiers : présentation » pour permettre la compensation des instruments dérivés actifs et passifs au bilan.NOTE 22.5. RISQUES DE LIQUIDITE Le risque de liquidité correspond à l’incapacité que pourrait avoir le Groupe à faire face à ses engagements financiers immédiats ou à court terme. Pour prévenir ce risque, le Groupe procède plusieurs fois par an à une analyse de ses besoins en liquidité sur un horizon de 12 mois glissants. En date d’arrêté des comptes et compte tenu de ses obligations actuelles et des investissements prévus dans le cadre de l’exécution par la Société de son plan d’investissement au cours des douze prochains mois, celle‐ci ne dispose pas des ressources financières suffisantes sur la période considérée. Le montant net supplémentaire de trésorerie nécessaire à la poursuite des activités de la Société au cours des douze prochains mois est estimé à environ 335,0 millions d’euros. Une augmentation de capital constitue ainsi la solution privilégiée par la Société pour financer la poursuite de ses activités nécessaires à son développement sur la période considérée. Cependant, dans le cas où la Société retarderait certains projets prévus dans le cadre de l’exécution de son plan d’investissement, l’insuffisance de trésorerie n’interviendrait plus au cours des douze prochains mois. La trésorerie détenue par les sociétés holdings et de développement s’élève au 31 décembre 2022 à 292,6 millions d’euros, contre 330,3 millions d’euros pour les sociétés projets (actifs en opération et en construction). La trésorerie des sociétés projets comprend 90,3 millions d’euros correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles‐ci et le tarif de leur contrat d’achat, que le Groupe considère devoir être amené à reverser à EDF OA, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 199 En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Trésorerie et équivalents de trésorerie 622,7 592,5 Lignes de crédit corporate disponibles 288,0 238,0 Total 910,7 830,5 Lignes de crédit corporate disponibles Le Groupe possède des lignes de crédit court terme d’un montant de 288,0 millions d’euros, dont 250,0 millions d’euros de crédit syndiqué non mobilisé à date, composé d’un prêt corporate de 175,0 millions d’euros, en augmentation de 50,0 millions d’euros par rapport au 31 décembre 2021 à la suite de la signature d’un amendement avec ses banques prêteuses au cours de l’exercice, et d’une ligne de crédit revolving de 75,0 millions d’euros, pour assurer notamment les besoins en fonds de roulement de la société mère. Lignes de crédit accordées aux projets Au 31 décembre 2022, le Groupe bénéficie d’engagements reçus au titre de ses financements de projets et d’exploitation pour un montant de 547,3 millions d’euros non utilisés à cette date (se référer note 23.2 « engagements hors bilan reçus »).NOTE 22.6. RISQUES LIES AUX EVOLUTIONS REGLEMENTAIRES Le Groupe vend de l’électricité très majoritairement dans le cadre de contrats de long‐terme faisant l’objet d’engagements fermes de la part de ses contreparties, dont de nombreux Etats. Dans certains pays, les Etats peuvent être amenés à remettre en cause rétroactivement certains tarifs de rachat bonifiés comme cela a été le cas en France en 2021, sans impact matériel sur les comptes du Groupe. Une remise en cause à l’avenir de certains tarifs de rachat serait susceptible d’impacter significativement les états financiers du Groupe. Le Groupe considère toujours que sa stratégie multi‐filière et multi‐pays a pour effet de limiter le risque lié aux évolutions réglementaires en réduisant son exposition à une technologie ou à un pays particulier. Le prix particulièrement compétitif de l’électricité produite par le Groupe dans la grande majorité de ses contrats constitue également une couverture naturelle contre ce risque.NOTE 23. ENGAGEMENTS HORS BILAN NOTE 23.1. ENGAGEMENTS HORS BILAN DONNES En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Garanties accordées à des fournisseurs 1 036,1 416,4 Maintenance 1 712,1 1 425,0 Autres engagements 358,8 283,1 Engagements donnés liés aux activités opérationnelles 3 107,0 2 124,4 Actifs donnés en garantie 4 728,4 3 836,2 Engagements donnés liés aux activités de financement 4 728,4 3 836,2 Total des engagements hors bilan donnés 7 835,4 5 960,6 Garanties accordées à des fournisseurs Dans le cadre de la construction de ses actifs de production, le Groupe peut être amené à octroyer temporairement des garanties à ses fournisseurs. Maintenance Dans le cadre de l’exploitation de ses actifs de production, le Groupe est amené à signer des contrats de maintenance pouvant s’étaler sur plusieurs exercices. Les prestations sont comptabilisées en charges l’année où elles sont réalisées.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 200 Autres engagements donnés Il s’agit principalement de garanties données par le Groupe dans le cadre du développement des projets telles que des garanties de soumission à des appels d’offres, des garanties de performance ou encore de démantèlement. Actifs donnés en garantie Les dettes contractées par le Groupe, dans le cadre de financements de projets, sont assorties, dans la plupart des cas, de nantissements sur l’ensemble des titres et avances en comptes courants d’associés ainsi que de gages sur les actifs en garantie de remboursement de la dette bancaire jusqu’à son extinction. NOTE 23.2. ENGAGEMENTS HORS BILAN REÇUS En millions d’euros 31.12.2022 31.12.2021 Engagements d’achat d’énergie 7 079,1 6 188,8 Autres engagements reçus 4 162,2 2 897,3 Engagements reçus liés aux activités opérationnelles 11 241,4 9 086,1 Lignes de crédits accordées aux projets 547,3 753,8 Lignes de crédits corporate accordées 288,0 238,0 Engagements reçus liés aux activités de financement 835,3 991,8 Total des engagements hors bilan reçus 12 076,6 10 077,9 Engagements reçus d’achat d’énergie Dans la majorité des cas, lorsqu’une unité de production d’électricité est construite, la société porteuse de projet et appelée à l’exploiter conclut un contrat à long terme de fourniture d’énergie. Le Groupe bénéficie d’engagements d’achat en général pour des périodes allant très majoritairement de 10 à 20 ans. Pour chaque actif sous‐jacent, l’engagement a été évalué sur la base des volumes de production estimés par le Groupe sur la durée du contrat d’achat et des prix de vente non inflatés. Autres engagements reçus Ceux‐ci comprennent principalement les garanties reçues de la part des constructeurs pour la bonne exécution de la construction des centrales ainsi que des fournisseurs au titre de la maintenance.NOTE 24. TRANSACTIONS AVEC LES PARTIES LIÉES Les comptes consolidés du groupe Neoen sont intégrés par intégration globale dans les comptes consolidés de la société mère de Neoen, Impala qui détient 44,59 % de son capital. Au cours de l’exercice 2022, des transactions ont été réalisées avec la société Impala. Les charges auprès d’Impala concernent principalement des management fees. Les transactions avec Impala et ses filiales ont été effectuées à des conditions normales de marché, pour des montants non significatifs. La rémunération des principaux dirigeants est fournie en note 7.2.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 202 4.2 RAPPORT DE CERTIFICATION DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES COMPTES CONSOLIDÉS DU GROUPE AU 31 DÉCEMBRE 2022 Exercice clos le 31 décembre 2022 A l’assemblée générale de la société Neoen Opinion En exécution de la mission qui nous a été confiée par l’assemblée générale, nous avons effectué l’audit des comptes consolidés de la société Neoen relatifs à l’exercice clos le 31 décembre 2022, tels qu’ils sont joints au présent rapport. Nous certifions que les comptes consolidés sont, au regard du référentiel IFRS tel qu’adopté dans l’Union européenne, réguliers et sincères et donnent une image fidèle du résultat des opérations de l’exercice écoulé ainsi que de la situation financière et du patrimoine, à la fin de l’exercice, de l’ensemble constitué par les personnes et entités comprises dans la consolidation. L’opinion formulée ci‐dessus est cohérente avec le contenu de notre rapport au comité d’audit. Fondement de l’opinion Référentiel d’audit Nous avons effectué notre audit selon les normes d’exercice professionnel applicables en France. Nous estimons que les éléments que nous avons collectés sont suffisants et appropriés pour fonder notre opinion. Les responsabilités qui nous incombent en vertu de ces normes sont indiquées dans la partie « Responsabilités des commissaires aux comptes relatives à l’audit des comptes consolidés » du présent rapport. Indépendance Nous avons réalisé notre mission d’audit dans le respect des règles d’indépendance prévues par le code de commerce et par le code de déontologie de la profession de commissaire aux comptes sur la période du 1 er janvier 2022 à la date d’émission de notre rapport, et notamment nous n’avons pas fourni de services interdits par l’article 5, paragraphe 1, du règlement (UE) n°537/2014. Justification des appréciations - Points clés de l’audit En application des dispositions des articles L.823‐9 et R.823‐ 7 du code de commerce relatives à la justification de nos appréciations, nous portons à votre connaissance les points clés de l’audit relatifs aux risques d’anomalies significatives qui, selon notre jugement professionnel, ont été les plus importants pour l’audit des comptes consolidés de l’exercice, ainsi que les réponses que nous avons apportées face à ces risques. Les appréciations ainsi portées s’inscrivent dans le contexte de l’audit des comptes consolidés pris dans leur ensemble et de la formation de notre opinion exprimée ci‐avant. Nous n’exprimons pas d’opinion sur des éléments de ces comptes consolidés pris isolément. A. Immobilisations produites en interne (Notes 12.2 de l’annexe aux comptes consolidés) Comme indiqué dans la note « 12.2 Immobilisations Incorporelles » de l’annexe, les frais de développement des différents projets de centrales de production d’énergie d’origine renouvelable, se composant des coûts directs et indirects, externes ou internes, liés au développement, sont portés à l’actif à partir du moment où le succès des projets correspondants est probable au regard des six critères IAS 38. Risque identifié et principaux jugements Le Groupe considère que ces critères sont remplis au moment où un projet rentre dans le portefeuille, c’est‐à‐dire lorsque les éléments contractuels et les études techniques indiquent que la faisabilité d’un projet est probable. A partir de la mise en service du projet, l’amortissement est calculé selon le mode linéaire sur la durée d’utilité de l’actif sous‐jacent estimée. De plus, lorsque le Groupe estime que la probabilité de succès s’amoindrit, les frais de développement sont dépréciés. Lors de l’abandon d’un projet, les coûts de développement liés à ce projet passent en charges au niveau des « Autres produits et charges opérationnelles non courants ». Au 31 décembre 2022, la valeur nette des projets en développement s’élève à 194,0 M€, le Groupe ayant activé 44,1 M€ de charges directement imputables au développement de projets au cours de l’année 2022. Nous avons considéré la comptabilisation et l’évaluation des projets en développement générés en interne comme un point clé de l’audit en raison du niveau de jugement de la Direction requis pour l’appréciation du respect des critères d’activation des coûts correspondants et de la sensibilité aux estimations et hypothèses utilisées par la Direction pour en déterminer la valeur recouvrable. Réponses apportées lors de notre audit Nos travaux ont notamment consisté à : • Apprécier, au regard des normes comptables en vigueur et des règles d’activation définies par le groupe, les modalités d’examen des critères d’activation, en particulier par entretien avec la Direction ; • Tester par sondage la concordance des montants inscrits à l’actif avec le fichier de suivi des projets établi par le groupe avec un retour à la documentation probante sous‐jacente ; • Examiner la conformité de la méthodologie appliquée par la Société pour la détermination de la valeur recouvrable des frais de développement aux normes comptables en vigueur ;

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 203 • Examiner, au regard de la durée d’utilité retenue pour ces projets en cours de développement, les modalités d’amortissement des frais de développement ; • Enfin nous avons vérifié le caractère approprié des informations fournies dans les notes 12 de l’annexe aux comptes consolidés. B. Instruments financiers de couverture (Notes 20 de l’annexe aux comptes consolidés) La société Neoen finance la construction et l’exploitation de certaines de ses centrales au travers d’emprunts à taux variables exposant l’entreprise à un risque de taux. Pour couvrir ce risque, Neoen met en place des couvertures de type Swap de taux ou Cap visant à fixer le taux d’intérêt en début de projet (ou à fixer le taux d’intérêt maximal). Comme indiqué dans la note 20 « Financement et Instruments financiers » de l’annexe, les instruments financiers dérivés ayant une valeur de marché positive sont comptabilisés à l’actif et ceux ayant une valeur de marché négative sont comptabilisés au passif. Ces instruments sont initialement évalués à la juste valeur à la date de la conclusion d’un contrat dérivé, puis réévalués ensuite à leur juste valeur à chaque date de clôture. Risque identifié et principaux jugements La société Neoen qualifie comptablement ces couvertures en Cashflow Hedge permettant de comptabiliser les variations de juste valeur des instruments de couverture en OCI pour leur part efficace, au regard de la norme IFRS 9. Nous considérons la comptabilisation des instruments financiers comme un point clé de l’audit en raison de l’importance des changements potentiels de juste valeur de ces instruments, de la part de jugement dans la documentation et l’analyse des couvertures, et des impacts comptables liés à leur qualification en tant qu’instruments de couverture de flux de trésorerie. Réponses apportées lors de notre audit Nos travaux ont notamment consisté à : • Analyser la conformité des méthodologies appliquées par le Groupe aux normes comptables en vigueur. • Evaluer la compétence des spécialistes mandatés par la société pour évaluer la juste valeur des instruments financiers et échangé avec la Direction afin d’obtenir une compréhension des périmètres d’intervention de ceux‐ci. • Valider le détail du portefeuille d’instruments financiers du Groupe que nous avons rapproché de la juste valeur déterminée par les spécialistes externes au Groupe. Nous avons rapproché ces états des confirmations bancaires et réalisé des tests de valorisation. • Revoir la documentation de couverture de flux de trésorerie établie, et revoir le traitement comptable appliqué aux instruments financiers et leurs impacts sur le compte de résultat et les autres éléments du résultat global en fonction de la qualification de ces instruments. • Enfin, nous avons vérifié que la note 20 de l’annexe aux comptes consolidés fournit une information appropriée. Vérifications spécifiques Nous avons également procédé, conformément aux normes d’exercice professionnel applicables en France, aux vérifications spécifiques prévues par les textes légaux et réglementaires des informations relatives au groupe, données dans le rapport de gestion du conseil d’administration. Nous n’avons pas d’observation à formuler sur leur sincérité et leur concordance avec les comptes consolidés. Autres vérifications ou informations prévues par les textes légaux et réglementaires Format de présentation des comptes consolidés destinés à être inclus dans le rapport financier annuel Nous avons également procédé, conformément à la norme d’exercice professionnel sur les diligences du commissaire aux comptes relatives aux comptes annuels et consolidés présentés selon le format d’information électronique unique européen, à la vérification du respect de ce format défini par le règlement européen délégué n° 2019/815 du 17 décembre 2018 dans la présentation des comptes consolidés destinés à être inclus dans le rapport financier annuel mentionné au I de l’article L.451‐1‐2 du code monétaire et financier, établis sous la responsabilité du Président‐Directeur Général. S’agissant de comptes consolidés, nos diligences comprennent la vérification de la conformité du balisage de ces comptes au format défini par le règlement précité. Sur la base de nos travaux, nous concluons que la présentation des comptes consolidés destinés à être inclus dans le rapport financier annuel respecte, dans tous ses aspects significatifs, le format d’information électronique unique européen. En raison des limites techniques inhérentes au macro‐ balisage des comptes consolidés selon le format d’information électronique unique européen, il est possible que le contenu de certaines balises des notes annexes ne soit pas restitué de manière identique aux comptes consolidés joints au présent rapport. Par ailleurs, il ne nous appartient pas de vérifier que les comptes consolidés qui seront effectivement inclus par votre société dans le rapport financier annuel déposé auprès de l’AMF correspondent à ceux sur lesquels nous avons réalisé nos travaux. Désignation des commissaires aux comptes Nous avons été nommés commissaires aux comptes de la société Neoen par l’assemblée générale du 13 septembre 2008 pour le Cabinet Constantin Associés, le mandat ayant été renouvelé lors de votre assemblée générale du 22 avril 2014 et depuis lors pour le cabinet Deloitte & Associés. Le Cabinet RSM Paris a été nommé par votre assemblée générale du 12 septembre 2018. Au 31 décembre 2022, Deloitte & Associés était dans la 15 ème année de sa mission sans interruption et le cabinet RSM Paris dans sa 5 ème année.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 204 Responsabilités de la direction et des personnes constituant le gouvernement d’entreprise relatives aux comptes consolidés Il appartient à la direction d’établir des comptes consolidés présentant une image fidèle conformément au référentiel IFRS tel qu’adopté dans l’Union européenne ainsi que de mettre en place le contrôle interne qu’elle estime nécessaire à l’établissement de comptes consolidés ne comportant pas d’anomalies significatives, que celles‐ci proviennent de fraudes ou résultent d’erreurs. Lors de l’établissement des comptes consolidés, il incombe à la direction d’évaluer la capacité de la société à poursuivre son exploitation, de présenter dans ces comptes, le cas échéant, les informations nécessaires relatives à la continuité d’exploitation et d’appliquer la convention comptable de continuité d’exploitation, sauf s’il est prévu de liquider la société ou de cesser son activité. Il incombe au comité d’audit de suivre le processus d’élaboration de l’information financière et de suivre l’efficacité des systèmes de contrôle interne et de gestion des risques, ainsi que le cas échéant de l’audit interne, en ce qui concerne les procédures relatives à l’élaboration et au traitement de l’information comptable et financière. Les comptes consolidés ont été arrêtés par le conseil d’administration. Responsabilités des commissaires aux comptes relatives à l’audit des comptes consolidés Objectif et démarche d’audit Il nous appartient d’établir un rapport sur les comptes consolidés. Notre objectif est d’obtenir l’assurance raisonnable que les comptes consolidés pris dans leur ensemble ne comportent pas d’anomalies significatives. L’assurance raisonnable correspond à un niveau élevé d’assurance, sans toutefois garantir qu’un audit réalisé conformément aux normes d’exercice professionnel permet de systématiquement détecter toute anomalie significative. Les anomalies peuvent provenir de fraudes ou résulter d’erreurs et sont considérées comme significatives lorsque l’on peut raisonnablement s’attendre à ce qu’elles puissent, prises individuellement ou en cumulé, influencer les décisions économiques que les utilisateurs des comptes prennent en se fondant sur ceux‐ci. Comme précisé par l’article L.823‐10‐1 du code de commerce, notre mission de certification des comptes ne consiste pas à garantir la viabilité ou la qualité de la gestion de votre société. Dans le cadre d’un audit réalisé conformément aux normes d’exercice professionnel applicables en France, le commissaire aux comptes exerce son jugement professionnel tout au long de cet audit. En outre : • il identifie et évalue les risques que les comptes consolidés comportent des anomalies significatives, que celles‐ci proviennent de fraudes ou résultent d’erreurs, définit et met en œuvre des procédures d’audit face à ces risques, et recueille des éléments qu’il estime suffisants et appropriés pour fonder son opinion. Le risque de non‐détection d’une anomalie significative provenant d’une fraude est plus élevé que celui d’une anomalie significative résultant d’une erreur, car la fraude peut impliquer la collusion, la falsification, les omissions volontaires, les fausses déclarations ou le contournement du contrôle interne ; • il prend connaissance du contrôle interne pertinent pour l’audit afin de définir des procédures d’audit appropriées en la circonstance, et non dans le but d’exprimer une opinion sur l’efficacité du contrôle interne ; • il apprécie le caractère approprié des méthodes comptables retenues et le caractère raisonnable des estimations comptables faites par la direction, ainsi que les informations les concernant fournies dans les comptes consolidés ; • il apprécie le caractère approprié de l’application par la direction de la convention comptable de continuité d’exploitation et, selon les éléments collectés, l’existence ou non d’une incertitude significative liée à des événements ou à des circonstances susceptibles de mettre en cause la capacité de la société à poursuivre son exploitation. Cette appréciation s’appuie sur les éléments collectés jusqu’à la date de son rapport, étant toutefois rappelé que des circonstances ou événements ultérieurs pourraient mettre en cause la continuité d’exploitation. S’il conclut à l’existence d’une incertitude significative, il attire l’attention des lecteurs de son rapport sur les informations fournies dans les comptes consolidés au sujet de cette incertitude ou, si ces informations ne sont pas fournies ou ne sont pas pertinentes, il formule une certification avec réserve ou un refus de certifier ; • il apprécie la présentation d’ensemble des comptes consolidés et évalue si les comptes consolidés reflètent les opérations et événements sous‐jacents de manière à en donner une image fidèle ; • concernant l’information financière des personnes ou entités comprises dans le périmètre de consolidation, il collecte des éléments qu’il estime suffisants et appropriés pour exprimer une opinion sur les comptes consolidés. Il est responsable de la direction, de la supervision et de la réalisation de l’audit des comptes consolidés ainsi que de l’opinion exprimée sur ces comptes.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 205 Rapport au comité d’audit Nous remettons au comité d’audit un rapport qui présente notamment l’étendue des travaux d’audit et le programme de travail mis en œuvre, ainsi que les conclusions découlant de nos travaux. Nous portons également à sa connaissance, le cas échéant, les faiblesses significatives du contrôle interne que nous avons identifiées pour ce qui concerne les procédures relatives à l’élaboration et au traitement de l’information comptable et financière. Parmi les éléments communiqués dans le rapport au comité d’audit, figurent les risques d’anomalies significatives que nous jugeons avoir été les plus importants pour l’audit des comptes consolidés de l’exercice et qui constituent de ce fait les points clés de l’audit, qu’il nous appartient de décrire dans le présent rapport. Nous fournissons également au comité d’audit la déclaration prévue par l’article 6 du règlement (UE) n°537‐2014 confirmant notre indépendance, au sens des règles applicables en France telles qu’elles sont fixées notamment par les articles L.822‐10 à L.822‐14 du code de commerce et dans le code de déontologie de la profession de commissaire aux comptes. Le cas échéant, nous nous entretenons avec le comité d’audit des risques pesant sur notre indépendance et des mesures de sauvegarde appliquées. Paris et Paris‐La Défense, le 1 er mars 2023 Les commissaires aux comptes RSM Paris Deloitte & Associés Etienne de BRYAS Benoit PIMONT

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 206 4.3 COMPTES ANNUELS DE NEOEN S.A. AU 31 DÉCEMBRE 2022 4.3.1 COMPTE DE RÉSULTAT (En millions d’euros) Notes Exercice 2022 Exercice 2021 Chiffre d’affaires 3.1 85,8 79,2 Autres produits (1) 3,0 1,8 PRODUITS D’EXPLOITATION 88,8 81,0 Autres achats et charges externes 5.1 (59,6) (46,1) Charges externes 5.1 (59,6) (46,1) Impôts, taxes et versements assimilés (1,2) (1,0) Salaires et traitements 8.1 (15,7) (20,4) Charges sociales 8.1 (8,7) (7,4) Charges de personnel 8.1 (24,4) (27,8) Dotations aux amortissements sur immobilisations 14 et 15 (0,6) (0,8) Dotations aux amortissements sur charges d’exploitation (2) (2,0) (1,2) Pertes et gains de change (0,0) (0,1) Autres charges (3) (0,3) (0,3) CHARGES D’EXPLOITATION (88,1) (77,2) RÉSULTAT D’EXPLOITATION 0,8 3,8 Produits financiers 10.1 68,9 54,0 Charges financières 10.1 (22,1) (15,9) Résultat financier 10.1 46,8 38,1 RÉSULTAT COURANT AVANT IMPÔTS 47,6 41,9 Produits exceptionnels 11 9,0 14,7 Charges exceptionnelles 11 (7,5) (13,8) Résultat exceptionnel 11 1,5 1,0 Intéressement / participation des salariés aux résultats de l’entreprise (1,2) (1,0) Impôts sur les bénéfices 12 (0,2) (6,1) RESULTAT NET 47,7 35,8 (1) Comprennent sur l’exercice 2022, les transferts de charges relatifs aux frais et honoraires liés à l’émission d’OCEANEs à échéance 2027, d’un montant nominal de 300 millions d’euros, réalisée le 14 septembre 2022 (2,7 millions d’euros), ainsi que des gains de change sur dettes et créances commerciales (0,3 millions d’euros). En 2021, il s’agissait principalement de transferts de charges relatifs aux frais et honoraires liés à l’extension de deux ans de la maturité d’un crédit syndiqué (0,9 million d’euros), de la reprise de dépréciation du compte courant BE Laneuveville à la suite de l’absorption de cette entité par Neoen Services (0,6 million d’euros), ainsi que de gains de change sur dettes et créances commerciales (0,2 million d’euros). (2) Correspondent à l’amortissement de frais liés à la mise en place des financements « OCEANEs » et « crédit syndiqué ». (3) Correspondent principalement aux rémunérations perçues par les mandataires sociaux non exécutifs.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 210 NOTE 1. RÈGLES ET MÉTHODES COMPTABLES Etablissement des comptes Les comptes sociaux au 31 décembre 2022 sont établis en conformité avec les dispositions légales et règlementaires applicables en France selon le règlement n° 2014‐03 de l’Autorité des Normes Comptables du 5 juin 2014 ainsi que les avis et recommandations ultérieurs de l’Autorité des Normes Comptables et tous les règlements l’ayant modifié par la suite. Ces comptes ont été préparés selon les mêmes principes et méthodes d’évaluation qu’au 31 décembre 2021. Changement de méthode d’évaluation Néant. Changement de méthode de présentation Néant. NOTE 2. ACTIVITÉ DE LA SOCIÉTÉ ET FAITS MARQUANTS DE L’EXERCICE Activité de la société Neoen S.A., société anonyme de droit français, a été initialement constituée et immatriculée au Registre du Commerce et des Sociétés de Paris le 29 septembre 2008, sous le numéro 508 320 017, sous forme de société par actions simplifiée. Ses actions ont été admises aux négociations sur le marché réglementé d’Euronext Paris le 17 octobre 2018. Tête du Groupe, Neoen, détient principalement des sociétés holding qui détiennent à leur tour, directement ou indirectement, des sociétés projets portant les centrales de production ou de stockage d’énergie. Faits marquants de l’exercice Plan d’attribution d’actions gratuites Le 14 mars 2022, le conseil d’administration a décidé d’attribuer gratuitement 164 046 actions de Neoen S.A. à certains salariés du Groupe. L’attribution des actions ne sera définitive qu’au terme d’une période d’acquisition d’une durée de 3 ans, à condition que les bénéficiaires soient toujours présents dans le Groupe et que les conditions de performance fixées par le Conseil d’administration dans le règlement du plan, et portant notamment sur l’atteinte d’objectifs financiers et de développement, soient remplies. Augmentation de capital réservée aux salariés Le 19 avril 2022, Neoen S.A. a mis en œuvre une augmentation de capital réservée à ses salariés et mandataires sociaux en France. Ce plan proposait à chaque bénéficiaire, l’acquisition d’un nombre maximum de 118 actions nouvelles au prix préférentiel de souscription de 22,30 euros par action (bénéficiant d’une décote de 30 % par rapport à la moyenne des cours de l’action des vingt dernières séances de bourse précédant le jour de fixation du prix par le Président‐directeur général, le 14 mars 2022, sur subdélégation du Conseil d’administration) et un abondement à raison d’une action offerte pour une action souscrite. Cette opération a donné lieu à la création de 32 450 actions d’une valeur nominale de 2 euros correspondant à une augmentation de capital de 394 267,50 euros dont 329 367,50 euros de prime d’émission. Paiement du dividende au titre de l’exercice 2021 Lors de l’Assemblée Générale du 25 mai 2022, les actionnaires ont approuvé la première mise en distribution d’un dividende dans l’histoire du Groupe, à hauteur de 0,10 euro par action, avec option pour le paiement du dividende en actions nouvelles. Chaque actionnaire pouvait ainsi recevoir, soit 100 % du dividende en numéraire, soit 100 % du dividende en actions ordinaires nouvelles. A la clôture de la période d’exercice de l’option (du 3 juin 2022 au 17 juin 2022 inclus), près de 80 % des droits ont été exercés en faveur du paiement du dividende en actions. Cette opération a entraîné la création de 252 486 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,2 % du capital), et le versement de 2,1 millions d’euros de dividende en numéraire. Emission d’OCEANEs vertes Le 14 septembre 2022, Neoen S.A. a procédé à l’émission d’obligations vertes à option de conversion et/ou d’échange en actions nouvelles ou existantes pour un montant nominal de 300 millions d’euros. Ces obligations ont été émises avec une dénomination de 100 000 euros chacune et portent intérêt à un taux annuel de 2,875 %, payable semestriellement à terme échu les 14 mars et 14 septembre de chaque année, et pour la première fois le 14 mars 2023.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 211 Le prix de conversion / d’échange a été fixé à 51,4999 euros, correspondant à une prime de 35 % par rapport au cours de référence de l’action de la Société. A moins qu’elles n’aient été converties, échangées, remboursées, ou rachetées et annulées, ces obligations seront remboursées au pair le 14 septembre 2027. Conversion d’OCEANEs La société a procédé le 28 octobre 2022, conformément à leurs termes et conditions, au remboursement anticipé, de la totalité des obligations à option de conversion en actions nouvelles et/ ou d’échange en actions existantes (OCEANEs) de la Société, émises le 7 octobre 2019 et à échéance octobre 2024, d’un montant d’environ 200 millions d’euros. Les porteurs d’obligations avaient la faculté d’exercer leur droit à l’attribution d’actions Neoen à raison de 1,078 actions Neoen pour 1 obligation présentée jusqu’au 19 octobre 2022. Le nombre d’obligations présentées à la conversion s’est élevé à 6 614 676 obligations (soit 99,78 % de l’ensemble des obligations émises), soit un montant nominal total de 199 564 774,92 euros. Neoen a ainsi émis au total 7 130 619 actions nouvelles par application du ratio d’attribution de 1,078 actions par obligation. Les 14 425 obligations non présentées à la conversion ont été remboursées en numéraire le 28 octobre 2022 pour un montant total de 435 672, 94 euros. Augmentations de capital Au cours de l’exercice, des augmentations du capital social ont été réalisées du fait de : • L’exercice de droits de conversion et/ou d’échange des OCEANEs à échéance 2024, entrainant la création de 7 130 619 actions ; • La création de 252 486 actions dans le cadre du paiement de dividendes réalisé le 23 juin ; • La création de 163 018 actions dans le cadre d’un plan d’attribution d’actions gratuites arrivé à échéance le 11 juillet ; • La création de 32 450 actions dans le cadre d’une augmentation de capital réservée aux salariés ; • L’exercice de 34 240 options de souscription d’actions à un prix d’exercice de 9,25 euros Ces opérations, d’un montant de 209 183 736,40 euros, dont 193 958 110,40 euros de prime d’émission, ont porté le capital social à 229 338 996 euros (se référer à la note 13). Conflit russo-ukrainien Neoen n’a pas d’activité et ne dispose d’aucun actif en Russie et en Ukraine. Ainsi, le conflit en cours en Ukraine n’a, à ce jour, pas eu d’incidence significative sur Neoen S.A. ni sur la continuité de son activité. Toutefois, en l’absence de visibilité sur la suite de ce conflit, Neoen considère que ses activités pourraient être affectées, à l’avenir, par les impacts potentiels de ce conflit sur l’économie mondiale. NOTE 3. VENTES NOTE 3.1. CHIFFRE D’AFFAIRES Le chiffre d’affaires est principalement constitué des prestations de services assurées par la Société auprès de ses filiales, dans le cadre du développement de projets ainsi que de la gestion et de la supervision des actifs en exploitation. Ces prestations sont comptabilisées en chiffre d’affaires au fur et à mesure de leur réalisation, conformément aux jalons prévus contractuellement. Ventilation du montant net de chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires par type d’activité et marché géographique se ventile de la façon suivante : (En millions d’euros) France Export Total Prestations de services 58,5 27,4 85,8 Chiffre d’affaires 58,5 27,4 85,8 Proportion en % 68 % 32 % 100 %

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 212 NOTE 3.2. CRÉANCES D’EXPLOITATION Principe comptable Les créances sont comptabilisées à leur valeur nominale. Elles sont dépréciées, le cas échéant, pour tenir compte des éventuelles difficultés de recouvrement. Les dépréciations éventuelles sont effectuées au cas par cas, sur la base notamment de la solvabilité des clients. Etat des créances d’exploitation Le poste se décompose de la façon suivante : (En millions d’euros) Valeur brute 31.12.2022 Dépréciation Valeur nette 31.12.2022 Valeur nette 31.12.2021 Créances clients et comptes rattachés 16,2 ‐ 16,2 36,5 Autres créances 10,2 ‐ 10,2 3,6 Avances et acomptes 2,8 ‐ 2,8 2,2 TOTAL 29,3 - 29,3 42,2 La diminution des créances clients s’explique principalement par la baisse des créances relatives aux conventions de développement, principalement avec des sociétés projets françaises, non encore encaissées au 31/12/2022, mais dont les encaissements interviendront au cours de l’année 2023. Les autres créances sont principalement composées de créances fiscales liées à des crédits d’impôt et à de la TVA à récupérer. NOTE 4. ECHÉANCIER DES CRÉANCES (En millions d’euros) Valeur brute 31.12.2022 < 1 an > 1 an Dont entrep. liées Créances rattachées à des participations 1 763,6 1 763,6 1 763,6 Titres de participation 78,2 78,2 78,2 Dépôts et cautions 14,8 0,1 14,7 Autres immobilisations financières 5,4 2,6 2,8 Total de l’actif immobilisé 1 861,9 2,7 1 859,2 1 841,8 Clients 16,2 16,2 État – Taxes sur la valeur ajoutée 4,1 4,1 État – Autres impôts et taxes 5,1 5,1 Débiteurs divers 3,8 3,8 Total de l’actif circulant 29,3 29,3 - - Charges constatées d’avance 0,7 0,7 TOTAL 1 891,9 32,6 1 859,2 1 841,8

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 213 NOTE 5. ACHATS NOTE 5.1. AUTRES ACHATS ET CHARGES EXTERNES Dans le cadre de sa politique de prix de transfert, l’ensemble des frais de développement encourus pour des projets internationaux du Groupe sont soit portés par Neoen S.A., soit refacturés par les sociétés de développement internationales à Neoen S.A. Ces frais de développement correspondent à des dépenses externes engagées principalement dans le cadre de l’obtention de permis, la réalisation d’études environnementales ou techniques ainsi qu’à des frais internes de personnel. (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Frais de développement France (6,1) (6,5) Frais de développement internationaux (34,5) (25,3) Études & sous‐traitance (2,0) (1,6) Honoraires (9,8) (7,4) Autres charges (7,3) (5,3) TOTAL (59,6) (46,1) Le groupe a intensifié ses investissements dans le développement de ses projets à l’international (+ 9,1 millions d’euros), principalement en Australie, Finlande et Italie. NOTE 5.2. DETTES D’EXPLOITATION Principe comptable Les dettes sont comptabilisées à leur valeur nominale. Etat des dettes d’exploitation Le poste se décompose de la façon suivante : (En millions d’euros) 31.12.2022 31.12.2021 Fournisseurs ‐ Groupe 11,4 5,3 Fournisseurs ‐ Hors Groupe 1,8 3,0 Factures non parvenues ‐ Groupe 1,0 0,0 Factures non parvenues ‐ Hors Groupe 4,5 2,9 TOTAL 18,7 11,2 Les dettes fournisseurs – Groupe sont composées de refacturation des frais de développement des projets internationaux par les sociétés de développement locales. Les dettes fournisseurs hors groupes sont composées principalement d’honoraires divers.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 214 NOTE 6. ECHANCIER DES DETTES (En millions d’euros) Valeur brute 31.12.2022 < 1 an De 1 à 5 ans > 5 ans Dont entrepr. liées Emprunts obligataires convertibles 473,0 3,0 470,0 Emprunts et dettes financières divers 20,6 20,6 16,7 Fournisseurs et comptes rattachés 18,7 18,7 Personnel et comptes rattachés 4,9 4,9 Sécurité sociale et autres organismes sociaux 3,9 3,9 Etats et autres collectivités publiques : 6,5 6,5 > Taxe sur la valeur ajoutée 5,8 5,8 > Autres impôts et comptes rattachés 0,7 0,7 Autres dettes 0,2 0,2 Produits constatés d’avance 0,3 0,3 TOTAL 527,9 37,3 470,0 20,6 16,7 NOTE 7. PROVISIONS Principe comptable Des provisions pour risques et charges sont constituées pour faire face aux sorties probables de ressources au profit de tiers, sans contrepartie pour la Société. Ces provisions sont estimées en prenant en considération les hypothèses les plus probables à la date d’arrêté des comptes. Détail des provisions par nature Le détail des provisions par nature est le suivant : (En millions d’euros) 31.12.2021 Dotations Reprises utilisées Reprises non utilisées 31.12.2022 Provisions pour litiges 0,4 0,4 Provisions pour risques ‐ ‐ Provisions pour charges (1) 4,7 2,7 (5,3) 2,1 Provisions pour pertes de change 0,6 1,2 (1,7) 0,1 TOTAL 5,6 3,9 (7,0) - 2,6 (1) Au 31 décembre 2022, les provisions sur les actions auto-détenues s’élèvent à 2,1 millions d’euros. Ces actions sont destinées à être attribuées aux bénéficiaires de plans d’actions gratuites lorsque ceux-ci arriveront à échéance, respectivement en 2023, 2024 et 2025. Elles sont ainsi dépréciées au prorata du temps écoulé sur la durée totale des plans.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 215 NOTE 8. CHARGES DE PERSONNEL ET RÉMUNÉRATION DES ORGANES DE DIRECTION ET D’ADMINISTRATION Principe comptable Engagements envers le personnel La Société s’affranchit de ses obligations de financement des retraites de son personnel par le versement de cotisations, calculées sur la base des salaires, aux organismes qui gèrent les programmes de retraites. En outre, une indemnité de départ à la retraite, déterminée en fonction de l’ancienneté et du niveau de rémunération, doit être versée aux salariés présents dans l’entreprise à l’âge de la retraite. L’engagement de la Société à ce titre, calculé selon la méthode des unités de crédits projetées n’est pas significatif, compte tenu du peu d’ancienneté acquise par les salariés à ce jour et de la moyenne d’âge de l’effectif, et n’a donc pas été comptabilisé. NOTE 8.1. CHARGES DE PERSONNEL ET EFFECTIF (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Charges de personnel Salaires et traitements (15,7) (20,4) Charges sociales (8,7) (7,4) CHARGES DE PERSONNEL (24,4) (27,8) Équivalent temps pleins (ETP) – Moyen Cadres 166 140 Employés et agent de maîtrise 3 3 EFFECTIF 169 143 La diminution du poste salaires et traitement est due principalement à : • L’impact de plans d’actions gratuites au bénéfice des salariés pour + 6,6 millions d’euros. Les actions auto‐détenues sont dépréciées au prorata du temps écoulé sur la durée totale des plans, générant une charge de (2,4) millions d’euros sur l’exercice 2022. En 2021, (9,0) millions d’euros avaient été reconnus au titre de l’impact de plans d’actions gratuites. • La hausse de la masse salariale pour ‐ 1,9 millions d’euros, liée essentiellement à l’augmentation des effectifs sur l’exercice. Les charges sociales, en revanche, progressent de ‐ 1,3 millions d’euros en raison principalement : • De la hausse de la masse salariale (0,8 million d’euros). • De la hausse des provisions au titre des cotisations sociales dans la cadre des plans d’actions gratuites en cours et arrivant à échéance en 2023, 2024 et 2025 (0,5 million d’euros).

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 216 NOTE 8.2. CARACTÉRISTIQUES DES PLANS D’OPTIONS D’ACHAT OU DE SOUSCRIPTION D’ACTIONS ET DES PLANS D’ATTRIBUTION D’ACTIONS GRATUITES AUX SALARIÉS Plans d’options d’achat ou de souscriptions d’actions Date d’attribution Nombre d’options attribuées Date de départ d’exercice Date d’expiration d’exercice Prix d’exercice Nombre d’options en circulation 30/05/2018 45 000 31/05/2021 30/05/2023 9,25 € 15 810 05/07/2018 65 000 06/10/2021 05/07/2023 9,25 € 10 810 TOTAL 110 000 26 620 Plans d’attributions d’actions gratuites Date d’attribution Nombre d’actions attribuées Date d’acquisition des actions Date de fin de période de conservation Nombre d’actions en circulation (1) 02/07/2020 140 000 03/07/2023 ‐ 115 291 10/03/2021 272 302 11/03/2024 ‐ 279 306 14/03/2022 164 046 14/03/2025 ‐ 164 046 TOTAL 576 348 558 643 (1) A la suite de l’augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription, réalisée le 9 avril 2021, et conformément aux dispositions légales applicables et aux stipulations des plans d’actions attribuées gratuitement et des plans d’options de souscription d’actions, le Président-directeur général a procédé, sur délégation du Conseil d’administration, à l’ajustement des droits des bénéficiaires d’actions gratuites et d’options de souscription d’actions (coefficient de 1,081). NOTE 9. ÉTAT DES AUTRES DETTES (En millions d’euros) 31.12.2022 31.12.2021 Dettes sociales 8,7 7,5 Dettes fiscales 6,5 11,8 Autres dettes 0,2 0,2 Produits constatés d’avance 0,3 0,0 TOTAL 15,6 19,4 La diminution, à hauteur de 5,3 millions d’euros, des dettes fiscales est essentiellement liée : • Aux dettes de TVA collectées sur les facturations de conventions de développement (3,0 millions d’euros). • A l’impôt sur les sociétés (2,3 millions d’euros) du fait notamment de la comptabilisation en 2022 d’une créance vis‐à‐vis de l’Etat relative à des crédits d’impôt liés à l’activité de filiales argentines.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 217 NOTE 10. ÉLÉMENTS FINANCIERS Principes comptables Valeurs mobilières de placement Les valeurs mobilières de placement représentent les emplois temporaires de trésorerie placés en SICAV et/ou en FCP de trésorerie. Elles sont comptabilisées à leur coût historique d’acquisition. Lors des cessions, les plus ou moins‐values sont calculées selon la méthode first-in first-out (FIFO). Une provision est constituée si la valeur liquidative est inférieure à la valeur comptable. Opérations en devises Les comptes de Neoen S.A. sont établis en euros. Les charges et produits en devises sont enregistrés pour leur contre‐valeur en euro à la date de l’opération. A la date de clôture, les dettes et les créances en devises étrangères sont converties et comptabilisées au bilan sur la base du dernier cours de change, en contrepartie des postes « écarts de conversion – actif/passif » au bilan. Les gains de change latents n’entrent pas dans la formation du résultat comptable. Les pertes latentes de change non compensées par une couverture de change font l’objet d’une provision pour pertes de change. Opérations de couverture Les principes de la comptabilité de couverture sont appliqués de façon obligatoire dès lors qu’une relation de couverture est identifiée en gestion et documentée. Les effets des instruments financiers utilisés par Neoen S.A. pour couvrir et gérer ses risques de change sont reconnus dans le compte de résultat de manière symétrique à ceux de l’élément couvert. NOTE 10.1. RÉSULTAT FINANCIER (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Produits financiers 68,9 54,0 Produits financiers de participations 59,7 48,5 Autres intérêts et produits assimilés 5,5 1,3 Reprises sur provisions et transferts de charges 0,8 2,3 Gains de change 2,8 1,9 Charges financières (22,1) (15,9) Dotations financières aux amortissements et provisions (0,1) (0,6) Intérêts et charges assimilées (17,6) (13,3) Pertes de change (4,4) (2,0) RESULTAT FINANCIER 46,8 38,1 La progression du résultat financier s’explique principalement par : • L’augmentation des intérêts sur comptes courants d’associés pour + 11,2 millions d’euros, liée à la poursuite de la croissance des investissements réalisés dans de nouveaux projets ; • La hausse des plus‐values sur cession de titres dans le cadre du contrat de liquidité (+ 0,7 million d’euros) ; • L’augmentation des charges d’intérêts associées aux OCEANEs (‐ 1,8 millions d’euros). Les nouvelles OCEANEs ont été émises en septembre 2022 pour un montant nominal de 300 millions d’euros et un taux d’intérêts de 2,875 % alors que les OCEANEs converties et remboursées en octobre 2022 portaient sur 200 millions d’euros à un taux d’intérêts de 1,875 % ; • Des pertes de change nettes, associées à l’activité de la société, en hausse (‐ 1,5 millions d’euros).

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 218 NOTE 10.2. ETAT DES DETTES FINANCIÈRES (En millions d’euros) 31.12.2022 31.12.2021 Emprunts 470,0 370,0 Intérêts courus sur emprunts 3,0 1,2 Autres dettes financières 20,6 20,0 TOTAL 493,6 391,2 La hausse des emprunts au cours de l’exercice 2022 s’explique principalement par l’émission de nouvelles OCEANEs vertes à échéance 2027 (300 millions d’euros) partiellement compensée par la conversion et le remboursement des OCEANEs émises en 2019 (200 millions d’euros). NOTE 11. RÉSULTAT EXCEPTIONNEL (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Produits exceptionnels 9,0 14,7 Produits exceptionnels sur opérations de gestion ‐ ‐ Produits exceptionnels sur opérations en capital 1,7 1,1 Reprises sur provisions et transferts de charges 7,3 13,7 Charges exceptionnelles (7,5) (13,8) Charges exceptionnelles sur opérations de gestion (2,5) (9,0) Charges exceptionnelles sur opérations en capital (4,9) (4,8) RESULTAT EXCEPTIONNEL 1,5 1,0 Les produits exceptionnels sur opérations en capital sont liés aux produits de cessions de filiales à d’autre entités du groupe dans le cadre de la structuration de nouveaux financements de projets. Les charges exceptionnelles sont essentiellement composées d’un mali sur actions auto‐détenues, pour (7,3) millions d’euros, lié d’une part aux actions ayant été définitivement attribuées lors de l’arrivée à échéance, le 11 juillet 2022, d’un plan d’attribution d’actions gratuites et d’autre part aux actions auto‐détenues dépréciées au prorata du temps écoulé sur la durée totale des plans encore ouverts. Ces charges sont compensées intégralement par un transfert de charges du même montant en produit exceptionnel (la charge associée à l’attribution d’actions gratuites étant ainsi comptabilisée en charges de personnel). NOTE 12. IMPÔTS Intégration fiscale La Société a opté à compter du 1 er janvier 2010, pour le régime d’intégration fiscale prévu aux articles 223A et suivants du CGI, avec ses filiales et sous‐filiales dont la liste au 31 décembre 2022 est la suivante : Neoen Biopower, Neoen Solaire, Neoen Services, Neoen Éolienne, Neoen International ainsi que Neoen Production 2, Neoen Investissement, Neoen Northern Hémisphère, Neoen Holding Jamaica, Neoen Holding Mexico, Neoen Holding El Salvador, Neoen Mexico, Neoen Investissement II, Zambian Sunlight, Neoen Production 3, Neoen Zéphyr, Neoen Finland III. Les filiales ci‐après ont rejoint le groupe d’intégration fiscale à compter du 1 er janvier 2022 : Zambian Sunlight, Neoen Production 3, Neoen Zéphyr, Neoen Finland III. En qualité de société mère intégrante, Neoen S.A. assume la consolidation des résultats fiscaux de toutes les sociétés membres et le paiement au Trésor de l’impôt correspondant. Elle reçoit de ses filiales le montant d’impôt qu’elles auraient dû supporter en l’absence d’intégration fiscale. En conséquence, au 31 décembre 2022, le montant de l’impôt dû par Neoen S.A. s’élève à 2,6 millions d’euros.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 220 Détermination des résultats fiscaux individuels sans le bénéfice de l’intégration fiscale Calculé sans le bénéfice de l’intégration fiscale Résultat fiscal Report déficitaire 31.12.2021 Consommation du déficit Base taxable IS théorique Neoen 40,9 ‐ ‐ 40,9 10,5 Neoen International (0,8) 11,4 ‐ (0,8) ‐ Neoen Services (0,0) ‐ ‐ (0,0) ‐ Neoen Eolienne 0,1 ‐ ‐ 0,1 0,0 Neoen Solaire 0,1 ‐ ‐ 0,1 0,0 Neoen Préfinancement France (0,0) 0,2 ‐ (0,0) ‐ Neoen Production 2 (7,5) 18,2 ‐ (7,5) ‐ Neoen Production 3 (0,0) 0,1 ‐ (0,0) ‐ Neoen Investissement 4,4 ‐ ‐ 4,4 1,1 Neoen Northern Hemisphere (1,0) 2,1 ‐ (1,0) ‐ Zambian Sunlight One (0,6) 0,8 ‐ (0,6) ‐ Neoen Holding Jamaica 0,6 ‐ ‐ 0,6 0,1 Neoen Holding Mexico 6,1 ‐ ‐ 6,1 1,6 Neoen Holding El Salvador (0,5) 1,6 ‐ (0,5) ‐ Neoen Zephyr 5,7 1,8 (1,8) 4,0 1,0 Neoen Holding Finland III (1,8) 1,1 ‐ (1,8) ‐ Neoen Holding Mexico II (1,0) ‐ ‐ (1,0) ‐ Neoen Investissement II (0,0) 0,0 ‐ (0,0) ‐ NOTE 13. CAPITAUX PROPRES Capital social Le 19 avril 2022, 32 450 actions d’une valeur nominale de 2 euros ont été créées dans le cadre d’une augmentation de capital réservée aux salariés pour un montant total de 394 267,50 euros, dont 329 367,50 euros de prime d’émission, portant le capital social à 214 178 270 euros. Ce même jour, la société a constaté l’exercice de 14 215 options de souscription d’actions à un prix d’exercice de 9,25 euros, pour un montant total de 131 488,75 euros, dont 103 058,75 euros de prime d’émission, portant le capital social à 214 206 700 euros. Entre le 19 avril 2022 et le 23 juin 2022, 3 000 options de souscription d’actions à un prix d’exercice de 9,25 euros ont été exercées, pour un montant total de 27 750 euros, dont 21 750 euros de prime d’émission, portant, en date du 23 juin 2022, le capital social à 214 212 700 euros. Le 23 juin 2022, il a été émis, dans le cadre de l’option de paiement du dividende en action attaché à l’exercice 2022, 252 486 actions nouvelles au prix unitaire de 33,99 euros, soit une augmentation du capital d’un montant nominal de 504 972 euros, assortie d’une prime d’émission de 8 077 027,14 euros. Le capital social a ainsi été porté à 214 717 672 euros. Le 11 juillet 2022, 163 018 actions ont été créées dans le cadre de l’arrivée à échéance d’un plan d’actions gratuites, portant ainsi le capital social à 215 043 708 euros. Le 26 octobre 2022, 7 130 619 actions ont été créées dans le cadre de la conversion des OCEANEs arrivant à échéance le 7 octobre 2024, portant ainsi le capital social à 229 304 946 euros. L’augmentation de capital était assortie d’une prime d’émission d’un montant total de 185 303 475,76 euros. Au cours du second semestre 2022, 17 025 options de souscription d’actions à un prix d’exercice de 9,25 euros ont été exercées, pour un montant total de 157 481,25 euros, dont 123 431,25 euros de prime d’émission, portant le capital social à 229 338 996 euros. Au 31 décembre 2022, le capital social est ainsi divisé en 114 669 498 actions ordinaires entièrement libérées, d’une valeur nominale de 2 euros.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 221 Actions propres Au 31 décembre 2021, Neoen S.A. détenait 204 510 actions (dont 52 961 issues d’un contrat de liquidité). Neoen a signé, le 17 mars 2022, un mandat pour le rachat d’un maximum de 50 000 actions sur une période allant du 17 mars 2022 au 24 mai 2022, pour un prix maximum d’achat de 35 euros par action. Dans le cadre de ce mandat, 1 000 actions ont été acquises sur la période pour un montant de 35 000 euros. Le 11 juillet 2022, la Société a utilisé 129 724 de ses actions auto‐détenues pour servir un plan d’actions gratuites arrivé à échéance. Neoen a signé, le 3 octobre 2022, un mandat pour le rachat d’un maximum de 50 000 actions sur une période allant du 4 octobre 2022 au 31 décembre 2022, pour un prix maximum d’achat de 36 euros par action. Dans le cadre de ce mandat, 50 000 actions ont été acquises pour un montant de 1,7 millions d’euros. Neoen S.A. détient ainsi au 31 Décembre 2022, 146 347 actions propres (dont 73 522 issues d’un contrat de liquidité) pour un montant net de 3,2 millions d’euros. Tableau de variation des capitaux propres (En millions d’euros) Ouverture Augmentations Diminutions Clôture Capital social ou individuel 214,1 15,2 229,3 Primes d’émission 1 053,4 194,0 0,0 1 247,4 Réserve légale 4,7 1,8 6,5 Autres réserves 53,8 23,3 0,4 76,7 Report à nouveau 8,0 8,0 Résultat de l’exercice 35,8 47,7 35,8 47,7 TOTAL 1 369,8 282,0 36,1 1 615,7 Le résultat de l’année 2021 de 35,8 millions d’euros a été partiellement distribué en dividendes pour 10,7 millions d’euros. 23,3 millions d’euros ont été affectés au poste « Autres réserves » et 1,8 millions d’euros en Réserve légale conformément aux règles d’affectation du résultat.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 222 NOTE 14. IMMOBILISATIONS CORPORELLES ET INCORPORELLES Principes comptables Les immobilisations incorporelles sont principalement constituées des logiciels, concessions et brevets et droits similaires et sont comptabilisées à leur coût d’acquisition. Pour toutes les immobilisations, l’amortissement est calculé sur la durée de vie économique prévue de l’immobilisation et selon le mode de consommation des avantages économiques liés. Les principales catégories sont : • Logiciels et autres immobilisations incorporelles : linéaire 3 ans ; • Installations générales, aménagements divers : linéaire 3 à 10 ans ; • Matériel informatique : linéaire 3 ans ; • Mobilier de bureau : linéaire 4 ans. L’amortissement est calculé sur la base du coût d’acquisition sous déduction, le cas échéant, d’une valeur résiduelle. La valeur résiduelle est le montant, net des coûts de sortie attendus, que la Société obtiendrait de la cession de l’actif sur le marché à la fin de son utilisation. À la clôture, la Société apprécie s’il existe des indices de perte de valeur des immobilisations. Lorsqu’il existe un indice de perte de valeur, un test de dépréciation est effectué : la valeur nette comptable de l’actif immobilisé est comparée à sa valeur actuelle. La valeur comptable d’un actif est dépréciée dès lors que la valeur actuelle est inférieure à sa valeur nette comptable. La valeur actuelle d’un bien est la valeur la plus élevée entre la valeur de marché et la valeur d’utilité du bien pour l’entreprise. Etat des immobilisations corporelles et incorporelles en valeurs brutes (En millions d’euros) 31.12.2021 Acquisitions Cessions 31.12.2022 Logiciels ‐ ‐ ‐ ‐ Autres immobilisations incorporelles 2,3 0,1 ‐ 2,3 Immobilisations incorporelles en cours 0,1 0,3 ‐ 0,3 Immobilisations incorporelles 2,3 0,3 - 2,7 Terrains 0,0 ‐ ‐ 0,0 Matériel de bureau, informatique et mobilier 1,3 0,3 ‐ 1,6 Autres immobilisations corporelles 0,3 2,0 ‐ 2,3 Immobilisations corporelles en cours 0,9 ‐ 0,9 0,0 Immobilisations corporelles 2,5 2,3 0,9 4,0 TOTAL 4,8 2,7 0,9 6,6

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 223 Etat des amortissements/dépréciations - immobilisations corporelles et incorporelles Amortissements Dépréciations (En millions d’euros) 31.12.2021 Dotations Reprises Dotations Reprises 31.12.2022 Logiciels ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Autres immobilisations incorporelles (1,9) (0,2) ‐ ‐ ‐ (2,1) Immobilisations incorporelles en cours ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Immobilisations incorporelles (1,9) (0,2) - - - (2,1) Matériel de bureau, informatique et mobilier (1,0) (0,7) 0,5 ‐ ‐ (1,3) Autres immobilisations corporelles ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Immobilisations corporelles (1,0) (0,7) 0,5 - - (1,3) TOTAL (2,9) (0,9) 0,5 - - (3,3) NOTE 15. IMMOBILISATIONS FINANCIÈRES Principes comptables Titres de participations et créances rattachées La valeur brute des titres de participations est comptabilisée au coût d’acquisition, comprenant les frais d’acquisitions directement liés. La valeur d’utilité, pour une participation donnée, est appréciée selon une approche multicritère (valeur actualisée nette des flux de trésorerie futurs, multiples de valorisation sur la base de comparables de marché) qui tient compte notamment des perspectives de rentabilité à moyen terme et long terme. A la clôture de l’exercice, une dépréciation est constituée lorsque la valeur d’utilité des titres est inférieure à la valeur nette comptable. Les créances rattachées à des participations correspondent principalement à des apports en compte courant réalisés par la Société, directement ou indirectement à travers des holdings intermédiaires, en faveur de ses filiales pour financer la construction des centrales renouvelables et des installations de stockage. Elles sont comptabilisées à leur valeur nominale. Une dépréciation est comptabilisée lorsque leur valeur d’utilité est inférieure à la valeur comptable. Autres immobilisations financières Au 31 décembre 2022, les autres immobilisations financières sont constituées de titres de la Société auto‐détenus (se reporter à la note 13 ‐ « Capitaux Propres »). Contrat de liquidité Les opérations liées au contrat de liquidité que la société a passé avec un prestataire de services d’investissement sont comptabilisées en conformité avec l’avis du comité d’urgence de la CNC no 98‐D et avec le bulletin no 137 de la CNCC de mars 2005 : • Les actions propres détenues sont comptabilisées en immobilisations financières. Une dépréciation est enregistrée par référence au cours moyen de bourse du dernier mois de l’exercice si celui‐ci est inférieur au coût d’achat. Pour la détermination du résultat de cession, la méthode FIFO est appliquée ; • Les espèces versées à l’intermédiaire et non encore utilisées sont comptabilisées en disponibilités.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 224 Etat des immobilisations financières en valeurs brutes (En millions d’euros) 31.12.2021 Augmentations Diminutions 31/12/2022 Titres de participation 70,4 7,9 (0,2) 78,2 Créances rattachées à des participations 1 375,7 429,0 (41,1) 1 763,6 Dépôts et cautions 14,2 0,8 (0,2) 14,8 Autres immobilisations financières 7,8 6,5 (8,9) 5,4 TOTAL 1 468,1 444,3 (50,4) 1 861,9 L’augmentation des titres de participation (+ 7,9 millions d’euros) et des créances rattachées à des participations (+ 429,0 millions d’euros) s’explique essentiellement par la réalisation d’apports en capital et en comptes courants d’associés dans le cadre du financement de la construction des centrales du Groupe, notamment en Australie pour 204 millions d’euros et en Europe pour 167 millions d’euros, auxquels s’ajoutent les intérêts liés à la rémunération des comptes courants pour 15 millions d’euros. La diminution des créances (‐ 41,1 millions d’euros) est principalement liée aux remontées de trésorerie de centrales en opération. Les autres immobilisations financières ont diminué de ‐ 2,4 millions d’euros sur l’exercice en raison de l’attribution définitive d’actions dans le cadre du plan d’attribution d’actions gratuites arrivé à échéance le 11 juillet 2022 pour (4,9) millions d’euros. Cette attribution est compensée par l’acquisition de nouvelles actions auto‐détenues pour 1,7 millions d’euros et l’acquisition d’actions dans le cadre du contrat de liquidité pour 0,8 million d’euros. Etat des amortissements/dépréciations - immobilisations financières (En millions d’euros) 31.12.2021 Dotations Reprises 31.12.2022 Titres de participation ‐ ‐ Créances rattachées à des participations ‐ ‐ Dépôts et cautions ‐ ‐ Autres immobilisations financières ‐ (0,6) 0,5 (0,0) TOTAL - (0,6) 0,5 (0,0) NOTE 16. COMPTES DE RÉGULARISATION ACTIF (En millions d’euros) 31.12.2022 31.12.2021 Charges constatées d’avance 0,7 0,4 Charges à repartir (1) 5,5 4,5 Ecart de conversion actif 0,1 0,6 TOTAL 6,3 5,5 (1) Correspondent aux frais et honoraires pour 3,1 millions d’euros, associés à un crédit syndiqué conclu le 12 mars 2020 et amendé le 25 juin 2021, et le 15 juin 2022, pour 2,3 millions d’euros associés à l’émission obligataire à option de conversion et/ou d’échange en actions nouvelles ou existantes (« OCEANEs vertes ») réalisée le 2 juin 2020 et pour 2,7 millions d’euros associés à l’émission obligataire à option de conversion et/ou d’échange en actions nouvelles ou existantes (« OCEANEs vertes ») réalisée le 14 septembre 2022. Au 31 décembre 2022, 2,7 millions d’euros ont été amortis. NOTE 17. COMPTES DE RÉGULARISATION PASSIF (En millions d’euros) 31.12.2022 31.12.2021 Ecart de conversion passif 0,9 0,2 TOTAL 0,9 0,2

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 225 NOTE 18. TABLEAU/LISTE DES FILIALES ET PARTICIPATIONS (En milliers d’euros) Devise des données filiales Capital Social Réserves et report à nouveau Résultat du dernier exercice clos Quote- part du capital détenu (en%) Valeur brute des titres détenus Valeur nette des titres détenus Prêts et avances consentis par la société Cautions et avals donnés par la Société C.A.H.T du dernier exercice clos Dividendes encaissés par la Société dans l’exercice NEOEN INTERNATIONAL EUR 100 (9 692) (6 592) 100,0 % 100 100 633 628 0 0 0 NEOEN SERVICES EUR 539 539 (189) 100,0 % 9 9 1 708 0 0 1 000 NEOEN EOLIENNE EUR 37 16 435 1 608 100,0 % 37 37 18 221 0 0 4 000 NEOEN SOLAIRE EUR 37 2 141 7 100,0 % 37 37 31 463 0 10 300 NEOEN BIOPOWER EUR 37 7 (10) 100,0 % 37 37 0 0 0 230 NEOEN PRODUCTION 1 EUR 10 (4 834) 2 676 100,0 % 10 10 0 0 0 0 NEOEN PRODUCTION 2 EUR 50 003 52 312 (6 910) 100,0 % 50 003 50 003 62 941 0 0 0 NEOEN PRODUCTION 3 EUR 3 (76) (10) 100,0 % 3 3 123 773 0 0 0 EOLIENNES VESLY EUR 10 (75) (9) 100,0 % 10 10 423 0 0 0 CENTRALE EOLIENNE CHAMPS AU ROY EUR 10 (71) (5) 100,0 % 10 10 68 0 0 0 CENTRALE SOLAIRE ORION 9 EUR 5 (37) (12) 100,0 % 5 5 332 0 0 0 PV LE CHAMP DE MANOEUVRE EUR 5 (95) (7) 100,0 % 5 5 99 0 0 0 NEOEN INVESTISSEMENT EUR 20 6 694 806 100,0 % 20 20 172 410 0 0 0 NEOEN NORTHERN HEMISPHERE EUR 20 (3 827) (5 565) 100,0 % 20 20 578 576 0 0 0 NEOEN STOCKAGE EUR 3 437 530 100,0 % 3 3 1 030 0 1 977 0 NEOEN STOCKAGE FRANCE EUR 3 (22) 20 100,0 % 3 3 7 408 0 0 0 NEOEN INVESTISSEMENT II EUR 1 (29) (43) 100,0 % 1 1 6 366 0 0 0 NEOEN ARGENTINA ARS 163 (368) (1 942) 99,8 % 2 357 2 357 1 374 0 56 0 NEOEN AUSTRALIA AUD 10 798 (2 632) (1 235) 100,0 % 10 545 10 545 (0) 0 27 279 0 NEOEN ECUADOR AMLA USD 609 22 77 100,0 % 568 568 0 0 1 107 0 NEOEN RENEWABLES FINLAND OY EUR 1 647 124 (346) 100,0 % 1 647 1 647 0 0 5 399 0 NEOEN RENEWABLES CROATIA LLC HRK 50 42 251 100,0 % 51 51 321 0 893 0 NEOEN IRELAND EUR 0 (146) (321) 100,0 % 0 0 8 202 0 2 390 0 NEOEN RENEWABLES ITALIA SRL EUR 10 1 143 42 100,0 % 1 110 1 110 1 227 0 2 061 0 NEOEN RENEWABLES JAMAICA LIMITED JMD 330 (186) (87) 100,0 % 365 365 0 0 203 0 NEOEN MEXICO MXN 794 (277) (42) 100,0 % 759 759 0 0 107 0 NEOEN SERVICIOS MEXICO MXN 2 159 (1 176) (216) 99,0 % 1 917 1 917 0 0 1 468 0 NEOEN MOZAMBIQUE MZN 738 (554) (242) 99,8 % 659 659 0 0 0 0 NDEVELOPMENT EUR 50 612 (68) 100,0 % 50 50 500 0 1 990 0 NPINVESTMENT EUR 50 10 393 2 590 100,0 % 602 602 7 250 0 0 0 NPINVESTMENT II EUR 85 6 015 (474) 100,0 % 4 425 4 425 7 393 0 0 0 NPI III EUR 155 1 191 (151) 100,0 % 155 155 43 202 0 0 0 NEOEN RENEWABLE SWEDEN AB SEK 2 339 63 100,0 % 2 2 214 0 2 040 0 NEOEN EL SALVADOR USD 412 (71) 191 100,0 % 376 376 0 0 1 419 0 SPICA SOLAR USD 2 0 0 100,0 % 2 2 0 0 0 0 NEOEN ZAMBIA RENEWABLES ZMW 14 165 (154) 100,0 % 1 784 1 784 0 0 169 0 NEOEN NEW ZEALAND LIMITED NZD 0 0 (2) 100,0 % 0 0 169 0 0 0 NEOEN RENEWABLES CANADA INC CAD 347 0 (13) 100,0 % 371 371 169 0 498 0

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 226 NOTE 19. AUTRES INFORMATIONS Identité de la société mère consolidante La Société est une société anonyme (SA) enregistrée et domiciliée en France. La Société a été immatriculée le 29 septembre 2008. Nom et siège de l’entreprise qui établit des états financiers consolidés de l’ensemble le plus grand NEOEN SA, 22 rue Bayard ‐ 75008 Paris, SIREN 508 320 017 Nom et siège de l’entreprise qui établit des états financiers consolidés de l’ensemble le plus petit NEOEN SA, 22 rue Bayard ‐ 75008 Paris, SIREN 508 320 017 Lieu où des copies des états financiers consolidés visés peuvent être obtenues NEOEN SA, 22 rue Bayard ‐ 75008 Paris, SIREN 508 320 017 Informations relatives aux dirigeants Les rémunérations (avantages court terme : part fixe et part variable, avantages en nature et jetons de présence) versées par la société aux membres du comité exécutif et aux membres du conseil d’administration s’élèvent respectivement à : (En millions d’euros) Exercice 2022 Exercice 2021 Rémunération versée aux membres du comité exécutif 1,5 1,7 Rémunération versée aux membres du conseil d’administration 0,2 0,2 TOTAL 1,7 1,9 Informations concernant les parties liées Le 14 janvier 2021, Neoen AMLA a remboursé la totalité de l’emprunt contracté auprès de la BPI réduisant ainsi sa dette de 10,5 millions d’euros. Les transactions effectuées avec les parties liées au cours de l’exercice 2022 concernent exclusivement la convention d’assistance avec la Société Impala pour 0,1 million d’euros. NOTE 20. ENGAGEMENTS HORS BILAN Opérations de couverture Les opérations de couverture de change existantes dans les comptes de Neoen S.A. visent à couvrir l’exposition associée : • aux apports en fonds propres ou comptes courants d’associés libellés en devises étrangères en faveur de sociétés de projets du Groupe, dès lors qu’ils sont connus avec précision ; • aux remontées de trésorerie en devises étrangères prévues depuis les sociétés de projets du Groupe sous formes de dividendes ou de remboursements de comptes courants d’associés. Engagements donnés Neoen S.A. s’est portée caution pour certaines de ses filiales dans le cadre d’appels d’offres, de la mise en place de financements de projet et de la construction de centrales, dans les conditions suivantes : (En millions d’euros) Total < 1 an de 1 à 5 ans > 5 ans Garanties liées aux activités de financement 53,3 36,3 0,0 16,9 Garanties liées aux activités de développement 63,3 31,1 32,0 0,2 Garanties liées aux opérations 883,8 337,0 517,8 28,9 TOTAL 1 000,3 404,5 549,8 46,0

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 227 Engagements reçus (En millions d’euros) Total < 1 an de 1 à 5 ans > 5 ans Garanties liées aux activités de financement 0,5 ‐ 0,4 0,1 TOTAL 0,5 - 0,4 0,1 NOTE 21. ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE Néant. 4.4 RAPPORT DE CERTIFICATION DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES COMPTES ANNUELS DE NEOEN S.A. AU 31 DECEMBRE 2022 Exercice clos le 31 décembre 2022 À l'assemblée générale de la société NEOEN, Opinion En exécution de la mission qui nous a été confiée par l’assemblée générale, nous avons effectué l’audit des comptes annuels de la société NEOEN relatifs à l’exercice clos le 31 décembre 2022, tels qu’ils sont joints au présent rapport. Nous certifions que les comptes annuels sont, au regard des règles et principes comptables français, réguliers et sincères et donnent une image fidèle du résultat des opérations de l’exercice écoulé ainsi que de la situation financière et du patrimoine de la société à la fin de cet exercice. L’opinion formulée ci‐dessus est cohérente avec le contenu de notre rapport au comité d’audit. Fondement de l’opinion Référentiel d’audit Nous avons effectué notre audit selon les normes d’exercice professionnel applicables en France. Nous estimons que les éléments que nous avons collectés sont suffisants et appropriés pour fonder notre opinion. Les responsabilités qui nous incombent en vertu de ces normes sont indiquées dans la partie « Responsabilités des commissaires aux comptes relatives à l’audit des comptes annuels » du présent rapport. Indépendance Nous avons réalisé notre mission d’audit dans le respect des règles d’indépendance, prévues par le code de commerce et par le code de déontologie de la profession de commissaire aux comptes sur la période du 1er janvier 2022 à la date d’émission de notre rapport, et notamment nous n’avons pas fourni de services interdits par l’article 5, paragraphe 1, du règlement (UE) n° 537/2014. Justification des appréciations - Points clés de l’audit En application des dispositions des articles L.823‐9 et R.823‐ 7 du code de commerce relatives à la justification de nos appréciations, nous portons à votre connaissance les points clés de l’audit relatifs aux risques d’anomalies significatives qui, selon notre jugement professionnel, ont été les plus importants pour l’audit des comptes annuels de l’exercice, ainsi que les réponses que nous avons apportées face à ces risques. Les appréciations ainsi portées s’inscrivent dans le contexte de l’audit des comptes annuels pris dans leur ensemble et de la formation de notre opinion exprimée ci‐avant. Nous n’exprimons pas d’opinion sur des éléments de ces comptes annuels pris isolément. Nous avons déterminé qu’il n’y avait pas de point clé d’audit à communiquer dans notre rapport. Vérifications spécifiques Nous avons également procédé, conformément aux normes d’exercice professionnel applicables en France, aux vérifications spécifiques prévues par les textes légaux et règlementaires.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 228 Informations données dans le rapport de gestion et dans les autres documents sur la situation financière et les comptes annuels adressés aux actionnaires Nous n’avons pas d’observation à formuler sur la sincérité et la concordance avec les comptes annuels des informations données dans le rapport de gestion du conseil d’administration et dans les autres documents sur la situation financière et les comptes annuels adressés aux actionnaires. Nous attestons de la sincérité et de la concordance avec les comptes annuels des informations relatives aux délais de paiement mentionnées à l’article D.441‐6 du code de commerce. Informations relatives au gouvernement d’entreprise Nous attestons de l’existence, dans la section du rapport de gestion du conseil d’administration consacrée au gouvernement d’entreprise, des informations requises par les articles L.225‐37‐4, L.22‐10‐10 et L.22‐10‐9 du code de commerce. Concernant les informations fournies en application des dispositions de l’article L.22‐10‐9 du code de commerce sur les rémunérations et avantages versés ou attribués aux mandataires sociaux ainsi que sur les engagements consentis en leur faveur, nous avons vérifié leur concordance avec les comptes ou avec les données ayant servi à l’établissement de ces comptes et, le cas échéant, avec les éléments recueillis par votre société auprès des entreprises contrôlées par elle qui sont comprises dans le périmètre de consolidation. Sur la base de ces travaux, nous attestons l’exactitude et la sincérité de ces informations. Concernant les informations relatives aux éléments que votre société a considéré susceptibles d’avoir une incidence en cas d’offre publique d’achat ou d’échange, fournies en application des dispositions de l’article L.22‐10‐11 du code de commerce, nous avons vérifié leur conformité avec les documents dont elles sont issues et qui nous ont été communiqués. Sur la base de ces travaux, nous n’avons pas d’observation à formuler sur ces informations. Autres informations En application de la loi, nous nous sommes assurés que les diverses informations relatives aux prises de participation et de contrôle, à l’identité des détenteurs du capital ou des droits de vote vous ont été communiquées dans le rapport de gestion. Autres vérifications ou informations prévues par les textes légaux et réglementaires Format de présentation des comptes annuels destinés à être inclus dans le rapport financier annuel Nous avons également procédé, conformément à la norme d’exercice professionnel sur les diligences du commissaire aux comptes relatives aux comptes annuels et consolidés présentés selon le format d’information électronique unique européen, à la vérification du respect de ce format défini par le règlement européen délégué n° 2019/815 du 17 décembre 2018 dans la présentation des comptes annuels destinés à être inclus dans le rapport financier annuel mentionné au I de l’article L.451‐1‐2 du code monétaire et financier, établis sous la responsabilité Président‐Directeur Général. Sur la base de nos travaux, nous concluons que la présentation des comptes annuels inclus dans le rapport financier annuel respecte, dans tous ses aspects significatifs, le format d’information électronique unique européen. Il ne nous appartient pas de vérifier que les comptes annuels qui seront effectivement inclus par votre société dans le rapport financier annuel déposé auprès de l’AMF correspondent à ceux sur lesquels nous avons réalisé nos travaux. Informations résultant d’autres obligations légales et réglementaires Désignation des commissaires aux comptes Nous avons été nommés commissaires aux comptes de la société NEOEN par l’assemblée générale du 13 septembre 2008 pour le Cabinet Constantin Associés, le mandat ayant été renouvelé lors de votre assemblée générale du 22 avril 2014 et depuis lors pour le cabinet Deloitte & Associés. Le Cabinet RSM Paris a été nommé par votre assemblée générale du 12 septembre 2018. Au 31 décembre 2022, Deloitte & Associés était dans la 15 ème année de sa mission sans interruption et le cabinet RSM Paris dans sa 5 ème année. Responsabilités de la direction et des personnes constituant le gouvernement d’entreprise relatives aux comptes annuels Il appartient à la direction d’établir des comptes annuels présentant une image fidèle conformément aux règles et principes comptables français ainsi que de mettre en place le contrôle interne qu’elle estime nécessaire à l’établissement de comptes annuels ne comportant pas d’anomalies significatives, que celles‐ci proviennent de fraudes ou résultent d’erreurs. Lors de l’établissement des comptes annuels, il incombe à la direction d’évaluer la capacité de la société à poursuivre son exploitation, de présenter dans ces comptes, le cas échéant, les informations nécessaires relatives à la continuité d’exploitation et d’appliquer la convention comptable de continuité d’exploitation, sauf s’il est prévu de liquider la société ou de cesser son activité. Il incombe au comité d’audit de suivre le processus d’élaboration de l’information financière et de suivre l’efficacité des systèmes de contrôle interne et de gestion des risques, ainsi que le cas échéant de l’audit interne, en ce qui concerne les procédures relatives à l’élaboration et au traitement de l’information comptable et financière. Les comptes annuels ont été arrêtés par le conseil d’administration.

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES 4 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 229 Responsabilités des commissaires aux comptes relatives à l’audit des comptes annuels Objectif et démarche d’audit Il nous appartient d’établir un rapport sur les comptes annuels. Notre objectif est d’obtenir l’assurance raisonnable que les comptes annuels pris dans leur ensemble ne comportent pas d’anomalies significatives. L’assurance raisonnable correspond à un niveau élevé d’assurance, sans toutefois garantir qu’un audit réalisé conformément aux normes d’exercice professionnel permet de systématiquement détecter toute anomalie significative. Les anomalies peuvent provenir de fraudes ou résulter d’erreurs et sont considérées comme significatives lorsque l’on peut raisonnablement s’attendre à ce qu’elles puissent, prises individuellement ou en cumulé, influencer les décisions économiques que les utilisateurs des comptes prennent en se fondant sur ceux‐ci. Comme précisé par l’article L.823‐10‐1 du code de commerce, notre mission de certification des comptes ne consiste pas à garantir la viabilité ou la qualité de la gestion de votre société. Dans le cadre d’un audit réalisé conformément aux normes d’exercice professionnel applicables en France, le commissaire aux comptes exerce son jugement professionnel tout au long de cet audit. En outre : • il identifie et évalue les risques que les comptes annuels comportent des anomalies significatives, que celles‐ci proviennent de fraudes ou résultent d’erreurs, définit et met en œuvre des procédures d’audit face à ces risques, et recueille des éléments qu’il estime suffisants et appropriés pour fonder son opinion. Le risque de non‐détection d’une anomalie significative provenant d’une fraude est plus élevé que celui d’une anomalie significative résultant d’une erreur, car la fraude peut impliquer la collusion, la falsification, les omissions volontaires, les fausses déclarations ou le contournement du contrôle interne ; • il prend connaissance du contrôle interne pertinent pour l’audit afin de définir des procédures d’audit appropriées en la circonstance, et non dans le but d’exprimer une opinion sur l’efficacité du contrôle interne ; • il apprécie le caractère approprié des méthodes comptables retenues et le caractère raisonnable des estimations comptables faites par la direction, ainsi que les informations les concernant fournies dans les comptes annuels ; • il apprécie le caractère approprié de l’application par la direction de la convention comptable de continuité d’exploitation et, selon les éléments collectés, l’existence ou non d’une incertitude significative liée à des événements ou à des circonstances susceptibles de mettre en cause la capacité de la société à poursuivre son exploitation. Cette appréciation s’appuie sur les éléments collectés jusqu’à la date de son rapport, étant toutefois rappelé que des circonstances ou événements ultérieurs pourraient mettre en cause la continuité d’exploitation. S’il conclut à l’existence d’une incertitude significative, il attire l’attention des lecteurs de son rapport sur les informations fournies dans les comptes annuels au sujet de cette incertitude ou, si ces informations ne sont pas fournies ou ne sont pas pertinentes, il formule une certification avec réserve ou un refus de certifier ; • il apprécie la présentation d’ensemble des comptes annuels et évalue si les comptes annuels reflètent les opérations et événements sous‐jacents de manière à en donner une image fidèle. Rapport au comité d’audit Nous remettons au comité d’audit un rapport qui présente notamment l’étendue des travaux d’audit et le programme de travail mis en œuvre, ainsi que les conclusions découlant de nos travaux. Nous portons également à sa connaissance, le cas échéant, les faiblesses significatives du contrôle interne que nous avons identifiées pour ce qui concerne les procédures relatives à l’élaboration et au traitement de l’information comptable et financière. Parmi les éléments communiqués dans le rapport au comité d’audit, figurent les risques d’anomalies significatives que nous jugeons avoir été les plus importants pour l’audit des comptes annuels de l’exercice et qui constituent de ce fait les points clés de l’audit, qu’il nous appartient de décrire dans le présent rapport. Nous fournissons également au comité d’audit la déclaration prévue par l’article 6 du règlement (UE) n° 537‐2014 confirmant notre indépendance, au sens des règles applicables en France telles qu’elles sont fixées notamment par les articles L.822‐ 10 à L.822‐14 du code de commerce et dans le code de déontologie de la profession de commissaire aux comptes. Le cas échéant, nous nous entretenons avec le comité d’audit des risques pesant sur notre indépendance et des mesures de sauvegarde appliquées. Paris et Paris‐La Défense, le 1 er mars 2023 Les commissaires aux comptes RSM Paris Deloitte & Associés Etienne de BRYAS Benoit PIMONT

Le développement durable est au coeur des activités de Neoen, producteur indépendant d’énergies 100 % renouvelables. « Produire durablement et à grande échelle l’électricité renouvelable la plus compétitive. » Neoen s’implique dans la lutte contre le changement climatique en déployant ses parcs solaires, éoliens et ses unités de stockage de grande taille, à travers le monde et contribue ainsi à l’accélération de la transition énergétique. Au-delà de notre cœur de métier de développeur et de producteur d’énergies renouvelables de premier rang, nous souhaitons également développer des pratiques responsables et durables afférentes à notre modus operandi, à nos interactions avec les communautés et à la maîtrise de notre empreinte environnementale. Nous assumons ainsi notre responsabilité, notre rôle à jouer et notre contribution à l’atteinte des Objectifs de Développement Durable de l’ONU. Fournir une énergie verte pour réduire les émissions Neoen s’implique dans la lutte contre le changement climatique en développant, détenant et exploitant des parcs solaires, éoliens et des centrales de stockage de grande taille, à travers le monde. La taille de nos centrales existantes, notre ambition pour de futures centrales, contribuent à accélérer le rythme de la transition énergétique. Promouvoir l’accès à une énergie abordable et propre Les parcs solaires et éoliens de Neoen fournissent une énergie à prix compétitif, tirant à la baisse les prix de l’électricité. Le stockage par batterie joue également son rôle dans la réduction des coûts de l’énergie, en offrant des solutions compétitives aux problèmes de réseau. C’est ainsi qu’en Australie, la centrale de stockage de Hornsdale Power Reserve a permis aux consommateurs d’économiser plus de 95 millions d’euros sur ses deux premières années de fonctionnement. Prioriser la sécurité Promouvoir une culture forte en matière d’hygiène, sécurité et environnement (HSE) pour nos collaborateurs, nos prestataires et nos sous-traitants. Promouvoir la diversité Respecter les principes d’équité, d’inclu- sion et de non-discrimination, remédier aux inégalités de genre. favoriser l’économie locale Offrir des retombées économiques locales et régionales grâce à la création d’emplois, d’opportunités pour les fournisseurs locaux et en développant les compétences. réduire les inégalités Respecter les principes d’équité, d’inclu- sion et de non-discrimination, remédier aux inégalités de genre. Réduire nos émissions, favoriser le recyclage Calculer et limiter notre empreinte carbone. Anticiper le démantèlement futur de nos centrales et le recyclage des matériaux. Protéger la biodiversité Eviter, réduire et compenser les impacts sur l’environnement et la biodiversité, tout au long de la vie de nos projets. Travailler avec éthique Respecter et mettre en oeuvre nos valeurs, en particulier l’intégrité, à tous les niveaux de la société. Consulter et partager Développer des relations transparentes et régulières avec les parties prenantes et les communautés locales. Partager les bénéfices de la transition énergétique en soutenant de nombreuses initiatives des collectivités locales. DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 232 Dans ce présent chapitre, il est à noter que toutes les références aux salariés et collaborateurs incluent également les salariées et collaboratrices. 5.1 LA RSE, AU COEUR DE NOTRE ORGANISATION

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 233 5.1.1 DES VALEURS FORTES PARTAGÉES AU SEIN DU GROUPE Neoen s’appuie sur des valeurs fortes qui guident ses relations et ses actions avec l’ensemble des parties prenantes : • l’audace, soit la capacité à devenir l’un des leaders mondiaux des énergies renouvelables, en concevant et en déployant des solutions énergétiques innovantes, compétitives et performantes ; • l’intégrité, qui permet de conduire les projets en toute transparence, partout dans le monde. Neoen choisit des partenaires qui agissent selon ce même principe ; • l’engagement, en plaçant le respect des engagements pris auprès des contreparties internes et externes au cœur de son développement ; • l’esprit de corps, la loyauté et la solidarité guidant, au quotidien, l’action des équipes. Neoen a traduit son attachement à ces valeurs et les engagements qui y sont associés au sein de sa charte éthique. Cette dernière est diffusée auprès de l’ensemble de ses salariés qui s’engagent à la respecter. Neoen s’est également engagé en 2022 à intégrer le Pacte mondial des Nations Unies (UN Global Compact) dans sa stratégie, sa culture et dans ses opérations quotidiennes. 5.1.2 FINANCEMENT DURABLE Dans la lignée de son positionnement et de ses convictions, Neoen a eu très tôt à cœur d’intégrer la composante environnementale dans les modes de financement de ses projets. Ainsi, depuis 2015, Neoen a lancé plusieurs émissions d’obligations vertes (green bonds) afin de financer son activité. Ces financements ont été validés en tant que green bonds conformes aux principes applicables aux obligations vertes (green bonds principles), tels que publiés par l’International Capital Market Association (ICMA). Cette validation a été assurée par l’agence Moody’s ESG Solutions (ex Vigeo Eiris), expert reconnu en développement durable, à la suite de sa due diligence « ESG » (Environnementale, Sociale et Gouvernance). Neoen a été pionnier en 2020 en réalisant la toute première émission d’obligations convertibles vertes en Europe, les OCEANEs vertes. En 2022, Neoen a poursuivi dans cette voie en lançant une nouvelle émission d’un montant nominal de 300 millions d’euros. Le produit de l’émission de ces nouvelles OCEANEs vertes a été affecté au financement ou au refinancement de projets de production d’énergie renouvelable (énergie solaire photovoltaïque et éolienne) ou de stockage d’énergie. En mars 2020, Neoen a par ailleurs conclu son premier crédit syndiqué d’un montant total de 200 millions d’euros et a indexé ses conditions financières sur des indicateurs Environnementaux, Sociaux et de Gouvernance. Neoen a fait le choix d’intégrer à ce crédit des critères ESG en ligne avec ses engagements : la prévention de la corruption et sa propre notation ESG assurée par l’agence Moody’s ESG Solutions. Un troisième critère a été adopté en juin 2021, relatif à des engagements de recyclage pour ses nouveaux contrats d’équipement au cours de la période 2021‐2025. Les conditions du crédit sont ajustées en fonction de la performance ESG de Neoen sur ces trois critères, mesurée annuellement. 5.1.3 SUSTAINABILITY FRAMEWORK Neoen a décidé d’adopter le Sustainability Framework, un cadre pour une politique de développement durable ambitieuse. Une première version du Framework établie en mars 2021, constitue désormais une référence commune pour tous les pays de Neoen. Ce dernier est construit autour de trois piliers : • Nos équipes ; • Nos projets ; • Nos communautés. Les engagements pris dans le cadre du Sustainability Framework sont identifiables dans la Déclaration de performance extra‐financière à l’aide du logo SF.

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 235 5.2 PRÉSENTATION DES PRINCIPAUX RISQUES EXTRA‐FINANCIERS La cartographie des risques de Neoen a servi de référence pour l’identification des principaux risques extra‐financiers dont les thématiques relèvent de la Déclaration de Performance Extra‐financière (DPEF). Actualisée au second semestre 2022 et validée par le Comité d’audit, elle présente et classe les risques en fonction de leur impact potentiel et de leur probabilité d’occurrence. Les risques extra‐financiers de Neoen sont gérés selon la même méthodologie que les risques opérationnels liés à son activité, tels que les risques de nature juridique ou les risques financiers. L’ensemble des risques présentés font l’objet d’une description détaillée au sein du chapitre 3. Neoen a identifié parmi l’ensemble des risques Groupe plusieurs risques importants, comprenant une dimension extra‐financière, détaillés dans le tableau ci‐après. Ce dernier met en relation les axes stratégiques issus du Sustainability Framework avec les risques et opportunités du Groupe et les indicateurs clé de performance (KPI) suivis. Les politiques, dispositifs et actions mis en œuvre sont détaillés dans les chapitres ci‐après. Enfin, en 2021, Neoen a réalisé une analyse de matérialité, avec l’appui d’un cabinet conseil de référence, avec l’objectif de s’assurer que les attentes des parties prenantes internes et externes ‐ collaborateurs, clients, fournisseurs, prêteurs, actionnaires notamment ‐ étaient bien identifiées par Neoen et reflétées dans les axes stratégiques.

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 236 Axes stratégiques* Risques/ Enjeux matériels Politiques, procédures de diligence raisonnable Indicateurs Résultats 2020 Résultats 2021 Résultats 2022 Cible Travailler selon des principes éthiques Risque de corruption dans le cadre de l’expansion du Groupe sur des marchés émergents § 5.3.1 Travailler avec intégrité § 3.1.2 Risques liés à l’activité et à la stratégie du Groupe Part des collaborateurs s’engageant à respecter la charte éthique de Neoen 58 % 100 % 100 % 100 % Part des collaborateurs formés à la formation anti‐corruption et compliance*** 39 % 95,9 % 95,8 % 100 % Part des collaborateurs formés dans la population considérée à risques*** 52 % 62,2 % 100 % Risque auprès des fournisseurs et contractants dont les pratiques ne respectent pas les droits humains (travail des enfants, travail forcé, santé et sécurité, etc.), ce qui peut entraîner une violation des droits humains et nuire à la réputation de l’entreprise. § 5.3.2 Nous approvisionner de manière responsable sur toute la chaîne de valeur Part de contractants de premier rang*** 100 % 100 % 100 % 100 % Part des fournisseurs majeurs certifiés ISO 9 001 et ISO 14001 100 % ISO 9001 96 % ISO 14001 96 % ISO 9001 96 % ISO 14001 100 % ISO 9001 100 % ISO 14001 Attirer et fidéliser les collaborateurs Risques liés à la capacité de rétention des cadres et salariés clés § 5.3.3 Gestion des talents Part de collaborateurs ayant reçu au moins une formation dans l’année*** 79,8 % 100 % 100 % ‐ Taux d’attrition des effectifs permanents*** 14,7 %** 15,4 %** 19,4 % - Réduire nos émissions Contribution à la transition énergétique § 5.3.4 Nous engager pour le climat Tonnes de CO2 équivalent évitées grâce à la production*** 1 994 589 2 230 831 2 587 092 ‐ Donner la priorité à la sécurité Risques liés à la santé et sécurité des salariés et des sous‐traitants § 5.4.1 Donner la priorité à la sécurité LTIFR*** n.d. 5.5 2.3 2.75 % des sites en construction ayant fait l’objet d’un audit HSE en 2022*** n.d. 48 % 79 % 100 % % des prestataires maintenance audités en 2022 n.d. n.d. 62 % 100 % Protéger la biodiversité Protection des ressources naturelles § 5.4.2 Utiliser de manière responsable les ressources % de centrales entrées en opération en 2021 ayant fait l’objet d’une étude d’impact environnemental*** n.d. 100 % 91 % 100 % Intégrer / Favoriser le recyclage Déchets et économie circulaire § 5.4.3 Favoriser l’économie circulaire Nouveaux MW couverts par une clause de recyclage (photovoltaïques et batteries)*** n.d. 250 MW 975 MW ‐ Consulter et interagir Risques liés à l’opposition de l’implantation d’une installation par les populations locales § 5.5.1 Dialoguer avec les territoires % de centrales entrées en opération, ayant fait l’objet d’une concertation ou d’informations*** 85 % 100 % 100 % 100 % *Axes stratégiques du Sustainability Framework (https://neoen.com/app/uploads/2022/09/NEOEN_SUSTAINABILITY_FRAMEWORK_FR_2022.pdf) ** Changement de méthode en 2022 avec l’exclusion des mobilités internes et correction des données 2021 et 2020 *** Indicateurs clé de performance La transition énergétique représente une opportunité de développement pour le Groupe compte tenu de l’importante contribution de Neoen à la réduction des émissions de gaz à effet de serre par la production d’énergie 100 % renouvelable. Pour autant, Neoen reste vigilant quant à l’empreinte environnementale de ses projets et actifs.

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 238 L’intégrité est l’une des quatre valeurs de Neoen et l’une de ses boussoles au quotidien. Les collaborateurs de Neoen sont formés à l’identification des risques de corruption, dans chaque pays où le Groupe opère. POLITIQUE Dans le cadre de l’expansion de Neoen et l’exposition aux risques de corruption potentiels liés à certaines implantations du Groupe, renforcer notre culture de l’intégrité dans tous nos pays est essentiel. La politique anti‐corruption, en vigueur depuis plusieurs années, a été consolidée en 2022 avec la nomination d’une responsable Compliance et le renforcement des différents processus et dispositifs existants. La politique anti‐corruption de Neoen s’appuie sur : • Une cartographie des risques de corruption, actualisée en 2022 ; • Une charte éthique et un code de conduite anti‐corruption auxquels doivent adhérer l’ensemble des collaborateurs. Ces documents ont été complétés en 2022 suite à la mise à jour de la cartographie des risques de corruption et aux évolutions réglementaires ; • Un dispositif de sensibilisation des collaborateurs s’appuyant sur le déploiement des formations anti‐corruption pour les nouveaux salariés et une formation plus spécifique pour les collaborateurs les plus exposés. En 2022, le parcours a été revu afin de proposer une formation actualisée en lien avec la cartographie des risques de corruption mise à jour ; • Un dispositif d’alerte externalisé ayant pour objectif de recueillir des signalements relatifs à l’existence de situations contraires aux valeurs d’intégrité formalisées de Neoen ; • Un dispositif d’évaluation des tierces parties visant l’application d’actions proportionnées aux risques de corruption. Ce dispositif qui était déjà en place, a été systématisé en 2022 et le suivi a été centralisé ; • Un mécanisme de contrôle interne intégrant des procédures de conformité et associé à des audits externes des procédures. Ce dispositif est décrit au paragraphe 3.2.2.3 « dispositif de contrôle interne » du présent document. Aucun cas de corruption n’a été détecté et ce, depuis la création de la Société en 2008. Aucune alerte ayant trait à la corruption n’a été remontée en 2022. ACTIONS MISES EN ŒUVRE • Renforcement de la gouvernance en matière de corruption ; • Mise à jour de la cartographie des risques de corruption ; • Systématisation de l’évaluation des tierces parties ; • Poursuite du déploiement des formations anti‐corruption pour tous les nouveaux salariés et de la réalisation d’une formation plus spécifique, en présentiel, pour les collaborateurs les plus exposés. 100 % des collaborateurs ont signé la charte éthique SF 95,8 % des collaborateurs ont participé à la formation anti-corruption et compliance (95,9 % en 2021) AMLF 62,2 % des collaborateurs « exposés » ont eu une formation anti-corruption additionnelle (52 % en 2021) CHIFFRES CLÉS 5.3.1 TRAVAILLER AVEC INTÉGRITÉ

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 239 Neoen s’attache à retenir des fournisseurs ou contractants responsables et respectueux des normes les plus exigeantes et assure ensuite un contrôle du respect de ces règles, notamment à travers leur intégration dans les contrats EPC et le déploiement d’un dispositif d’audit et d’évaluation. Cette stratégie d’approvisionnement responsable nous permet de gérer de manière efficiente les risques potentiels liés à notre chaîne de valeur (non‐respect des droits humains, santé sécurité, etc.) et le risque réputationnel associé. POLITIQUE Neoen s’engage au respect des droits fondamentaux de ses collaborateurs, de ses sous‐traitants et fournisseurs. Ces engagements sont repris au sein de la charte éthique et du code de conduite anti‐corruption et sont déclinés tout le long de la chaine d’approvisionnement au travers d’un ensemble de mesures. Sélection des fournisseurs Neoen demande à ses fournisseurs, en amont de la sélection, de lui communiquer leurs certificats, leurs résultats HSE et qualité ainsi que leur rapport de développement durable. L’analyse des réponses est complétée par les évaluations d’Ecovadis, pour ceux en disposant déjà à cette étape. Si le contractant ou le fournisseur n’est pas enregistré sur la plateforme, Neoen demandera à ce qu’il initie une évaluation ESG par Ecovadis s’il est désigné lauréat. Durant la phase de sélection (RFP), les fournisseurs s’engagent à respecter les clauses ESG comprenant un volet dédié à la protection des droits humains, à la lutte contre le travail forcé et la corruption, ainsi que les engagements en matière de politique et de management HSE intégrés dans les contrats. Neoen partage également avec les contractants EPC les conclusions des études sociales (dans les pays émergents) et environnementales. Ces derniers sont ensuite tenus de mettre en œuvre les plans d’actions sociales (dans les pays émergents) et environnementales durant les phases de construction et de veiller à s’y conformer durant toute la phase d’opération. Mécanisme de contrôle et d’évaluation Neoen réalise des audits 360° et/ou des visites d’usine de ses fournisseurs de composants majeurs (modules, turbines, trackers, onduleurs) ainsi que des visites de site de ses contractants EPC, dès lors qu’il initie une nouvelle relation d’affaires (quand la situation sanitaire/politique le permet). Les visites de site intègrent une revue de points relatifs à la santé, la sécurité, l’environnement et la qualité. En cas de manquement majeur identifié lors d’un audit mené soit par Neoen, soit par un auditeur indépendant, Neoen peut être amené à exclure le fournisseur en fonction de la gravité du manquement observé. Du fait des contraintes liées à la pandémie du Covid 19, les audits et visites conduits par Neoen ont été principalement réalisés en Europe en 2022. ACTIONS MISES EN ŒUVRE • Contractualisation avec des fournisseurs de composants majeurs ou critiques de premier rang « Tier 1 », également certifiés ISO 9001 et ISO 14001 pour la fourniture et/ou l’installation des modules photovoltaïques, d’onduleurs de génératrices d’éoliennes, et des cellules de batteries ; • Réalisation, depuis début 2021, d’un reporting mensuel des données HSE des contractants EPC ; • Evaluation ESG des fournisseurs du Groupe à l’aide de la plateforme Ecovadis depuis fin 2021. 100 % de fournisseurs Tier 1 96 % de fournisseurs majeurs certifiés ISO 9001 et 14001 CHIFFRES CLÉS 5.3.2 S’APPROVISIONNER DE MANIÈRE RESPONSABLE

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 240 Neoen attache une grande valeur à son capital humain, lequel constitue l’un de ses atouts fondamentaux et cherche à favoriser l’émergence de talents parmi de ses collaborateurs. POLITIQUE L’incapacité de Neoen à retenir les meilleurs collaborateurs et à fidéliser ses équipes entraînerait une perte de compétences et d’expertise susceptible de nuire à sa performance. Le développement des carrières (mobilités, formations, prise de responsabilité, qualité de vie au travail) est donc un axe important de la politique Ressources Humaines. ATTIRER DE NOUVEAUX TALENTS Au 31 décembre 2022, l’effectif de Neoen était de 361 salariés dans le monde, contre 299 salariés au 31 décembre 2021, soit une augmentation de 20,7 % qui marque la croissance du Groupe tant en France qu’à l’international. La plupart des collaborateurs, à savoir 97,2 %, ont le statut de cadre. Neoen a poursuivi sa dynamique de recrutements soutenue, avec l’embauche en 2022 de 125 salariés. Les recrutements réalisés en 2022 concernent pour 57,6 % l’international, principalement sur des fonctions de développement et notamment avec l’ouverture d’un nouveau pays, le Canada (Alberta), d’un nouveau bureau en France (Nancy) et de trois nouveaux bureaux en Australie (Perth, Melbourne et Brisbane). La part des embauches dans l’effectif global, au 31 décembre 2022, est de 34,6 % (33,4 % en 2021), ce qui démontre la nécessité d’attirer de nouveaux talents pour poursuivre la dynamique de développement du Groupe. Pour cela, Neoen publie les postes ouverts sur son site internet et les relaie sur différents canaux de recrutement, notamment sur les pages Alumni de différentes écoles, des sites dédiés aux recrutements en environnement et développement durable, ainsi que via les réseaux sociaux pour les rendre accessibles au plus grand nombre. Le taux d’attrition (19,4 % en 2022) est en hausse par rapport à l’année 2021 (15.4 %) du fait du dynamisme du secteur des renouvelables. La demande de profils pointus dynamise les mouvements et nous incite à poursuivre nos efforts en matière de politique Ressources Humaines afin de fidéliser nos collaborateurs. ACTIONS MISES EN ŒUVRE • Renforcement de l’équipe Ressources Humaines permettant un accompagnement des équipes au quotidien et un développement de proximité des collaborateurs tout en favorisant leur adhésion à la culture et aux valeurs de Neoen ; • Formalisation des politiques de Ressources Humaines par pays ; • Mise en place systématique d’un pré‐audit sur les pratiques locales en matière de rémunération et avantages au moment de l’ouverture de nouveaux pays. Ce dispositif s’inscrit dans un effort d’harmonisation des pratiques au sein du Groupe tout en restant compétitif à l’échelle locale. 5.3.3 ATTIRER ET FIDÉLISER LES TALENTS 19,4 % Taux d’attrition en 2022 (15,4 % en 2021) 361 salariés (299 en 2021) CHIFFRES CLÉS

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 241 FAVORISER L’ENGAGEMENT DES SALARIÉS ET LA QUALITÉ DE VIE AU TRAVAIL La qualité de vie au travail des collaborateurs a un impact direct sur leur fidélisation, leur engagement et leur performance. Afin de favoriser la qualité de vie au travail, Neoen met notamment en œuvre des actions en faveur de l’équilibre vie personnelle/vie professionnelle des collaborateurs. • En 2022, définition d’une politique parentalité pour chaque pays européen qui tient compte des spécificités de chaque pays, tout en garantissant un niveau minimum pour les collaborateurs. Ce dispositif vient compléter le congé paternité de 3 jours minimum prévu pour l’ensemble des collaborateurs de Neoen mis en place en 2019 et la politique de parentalité déjà en place en Australie. • Pour les salariés en France, reconduction des différents dispositifs d’épargne salariale, à savoir l’abondement dans le cadre des accords de plan d’épargne entreprise (PEE) et de plan d’épargne retraite d’entreprise collectif (PER COL), l’actionnariat salarié Spring 2022 ainsi que l’intéressement (dont la prime a été augmentée en 2022). • Mise en place d’avantages propres à chaque pays afin d’inciter les collaborateurs à utiliser le vélo ou les transports en commun pour les déplacements domicile‐travail. Ces avantages se déclinent selon les spécificités locales (forfait mobilité durable en France, en Irlande possibilité d’acheter un vélo ou un abonnement de transport public via l’employeur avec le programme Taxsaver scheme, ou encore indemnisation monétaire lors de l’utilisation des transports en commun en Finlande). • Organisation du Solidarity Day dans 9 pays permettant aux collaborateurs de s’engager le temps d’une journée pour une association de leur choix et d’avoir un impact positif au‐delà de l’engagement de Neoen en faveur de la transition énergétique : 174 collaborateurs y ont participé pour un total de plus de 870 heures d’impact. • Organisation d’évènements destinés à renforcer la cohésion des équipes tant en interne (séminaires d’équipe, célébration des 10 ans de Neoen en Australie) qu’en externe, avec la participation à des événements sportifs du secteur (Foot Solaire de Finergreen, Championnat du monde des EnR en vélo, courses solidaires, challenge sportif). • Sensibilisation des collaborateurs à l’importance des relations de respect et de confiance à tous les niveaux de la hiérarchie afin de prévenir les risques de harcèlement et de discrimination. FAVORISER LA MOBILITÉ Il n’existe pas de parcours de carrière standard chez Neoen. Chaque collaborateur peut adapter son parcours en fonction de ses objectifs individuels et des opportunités offertes. La mobilité interne est un facteur majeur de développement des compétences des collaborateurs. Ainsi, Neoen confronte les collaborateurs à des postes et à des expériences nouvelles au sein de ses différentes filiales. Neoen encourage la mobilité internationale. A titre illustratif, en 2022, 7 salariés (y compris VIE) ayant été embauchés par une société du Groupe ont ensuite rejoint, à titre temporaire ou définitif, une autre société de Neoen. Cette dynamique se retrouve également dans la mobilité inter‐métiers : 6 salariés ont changé de fonction en 2022. Pour permettre aux collaborateurs de se projeter à long terme au sein du Groupe, Neoen privilégie les contrats à durée indéterminée qui permettent d’assurer un cadre de travail stable à ses collaborateurs. En 2022, 99,4 % des salariés bénéficiaient d’un contrat à long terme (CDI ou équivalent).

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 242 RESPONSABILISER LES ÉQUIPES La moyenne d’âge chez Neoen est de 35,2 ans. La part des 35 ans et moins (63,2 %) reste prédominante en 2022 et s’explique notamment par des recrutements importants sur cette tranche d’âge (75,2 % des recrutements). Forte de cette représentativité, l’entreprise propose des perspectives d’évolution rapide avec la possibilité de prendre des responsabilités. Ainsi, l’âge moyen des managers est de 41,4 ans (40,4 ans en 2021). SUIVRE ET RÉMUNÉRER LA PERFORMANCE L’entretien annuel est un moment clé du développement des collaborateurs. Il permet un échange avec le manager sur la performance et le développement, l’évaluation et la fixation des objectifs de l’année. L’entretien annuel est aussi l’occasion de faire un bilan du plan de développement et de définir les actions à mettre en place à la lumière de sa performance passée et des objectifs qui lui sont assignés. En 2022, 100 % des salariés de Neoen ont eu un entretien annuel avec leurs managers. Depuis 2021, des entretiens sont également réalisés à mi‐année pour suivre les objectifs fixés, et permettre ainsi leur mise à jour éventuelle. Neoen dispose d’une politique de rémunération attractive. La rémunération globale des collaborateurs est notamment basée sur le poste occupé, le degré de responsabilité et la performance individuelle du collaborateur et celle du Groupe. La rémunération peut également inclure des avantages qui varient selon les pratiques et règlementations en vigueur dans les pays tels que la prise en charge d’une partie des frais de restauration et de transport, l’assurance maladie, la prévoyance, les plans de retraite, ou encore la participation et l’intéressement. Par ailleurs, Neoen met en place des solutions d’accès au capital destinées à certains collaborateurs (actionnariat salarié, attribution gratuite d’actions). Se référer à la section 7.2.11 « actionnariat salarié » du présent document. DÉVELOPPER LES COMPÉTENCES En 2022, la politique de formation de Neoen a été revue et formalisée, pour accompagner le développement des collaborateurs. L’entreprise veille à assurer un niveau de compétences répondant à la fois : • Aux besoins spécifiques de l’entreprise ; • Aux souhaits de développement des collaborateurs. La politique de formation répond à trois objectifs : • Se conformer aux exigences règlementaires avec notamment des formations sur la sécurité (en particulier, les formations en vue de l’obtention de l’habilitation travaux en hauteur et de l’habilitation électrique) ; • Accompagner le développement et la croissance du Groupe pour répondre aux enjeux du business (ouverture de nouveaux pays et évolutions métier). Par ailleurs, en 2022, le cursus de formation a été complété par une formation en e-learning sur la cybersécurité déployée auprès de l’ensemble des collaborateurs ; • Accompagner les équipes pour les aider à développer les compétences requises pour leur poste telles que les formations techniques de négociation ou de management pour les nouveaux managers. Neoen attache une grande importance à la formation de l’ensemble de ses salariés à la lutte contre la corruption. Les nouveaux salariés bénéficient d’une sensibilisation systématique. Les salariés les plus exposés suivent une formation adaptée. En 2022, suite à la revue de la cartographie des risques de corruption, le contenu du parcours de formation a été actualisé.

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 244 La diversité est source de fierté et de dynamisme pour Neoen, avec plus de 40 nationalités présentes au sein de ses équipes. Les recrutements sont ouverts à tous, conformément aux principes d’égalité des chances et de non‐discrimination. Neoen applique une politique de tolérance zéro envers les actes de harcèlement sur le lieu de travail. POLITIQUE La diversité de la population managériale nourrit la performance du Groupe et passe notamment par la diversité des cultures et l’équilibre entre les hommes et les femmes. Neoen est convaincu que la mixité des genres est source de performance et porte une attention particulière à la mixité à tous les niveaux. Sa priorité est aujourd’hui d’améliorer la parité hommes/femmes dans l’ensemble de ses pays. Au 31 décembre 2022, 30,7 % de ses salariés sont des femmes AMLF et 22,8 % des postes de management sont occupés par des femmes AMLF . La part des femmes au sein de Neoen est en progression en 2022, ainsi que la part des femmes dans ses recrutements ce qui permettra à terme d’augmenter la part des femmes au sein du management. Neoen s’est donné pour objectif dans le cadre du Sustainability Framework, de dépasser le seuil de 32 % de femmes dans ses différentes régions (moyenne mondiale du secteur de l’énergie en 2021) et d’augmenter la part de postes de management occupés par des femmes. À compétences égales, Neoen veille à assurer un recrutement tendant à permettre une répartition égalitaire entre les femmes et les hommes et s’attache au moment de la revue annuelle des rémunérations à ne pas créer d’écart entre les hommes et les femmes. La mise en place et le suivi de la politique salariale se reflètent dans l’index d’égalité professionnelle en progression en 2022 : Neoen a obtenu cette année la note de 100/100 à l’Index de l’égalité professionnelle entre les femmes et les hommes (France), contre 98/100 au titre de l’année 2021. Pour attirer des candidats en situation de handicap, la Société continue de publier des annonces sur un site de recrutement dédié au handicap en France. En 2022, aucun des collaborateurs du Groupe n’est reconnu en situation de handicap. ACTIONS MISES EN ŒUVRE • Mise en avant de nos engagements en faveur de la diversité sur notre page Carrières et reprise de nos engagements dans l’ensemble des offres d’embauche publiées sur notre site. Sensibilisation aux objectifs de parité hommes/femmes lors des recrutements auprès des managers et des cabinets de recrutements ; • Meilleure anticipation des recrutements permettant d’assurer le choix entre les candidats des deux sexes ; • Poursuite des efforts de Neoen en faveur du recrutement des personnes en situation de handicap et développement des achats auprès des secteurs protégés. 30,7 % de femmes AMLF (28,8 % en 2021) + de 40 nationalités CHIFFRES CLÉS 5.3.4 PROMOUVOIR LA DIVERSITÉ

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 245 Énergéticien spécialisé et indépendant, Neoen a pour mission de concevoir et de mettre en œuvre les moyens de produire, durablement et à grande échelle, l’électricité renouvelable la plus compétitive. Ce faisant, Neoen participe activement à la décarbonation de l’énergie. POLITIQUE Le changement climatique est, pour Neoen, une opportunité puisqu’il favorise l’émergence de politiques nationales en faveur des énergies renouvelables. En effet, les activités de Neoen contribuent activement à la réduction des émissions de gaz à effet de serre, ce qui est souvent un objectif politique annoncé. Le développement, la détention et l’exploitation des parcs solaires, éoliens et des centrales de stockage de grande taille, à travers le monde permettent d’accélérer le rythme de la transition énergétique. Ainsi, au cours des 3 derniers exercices, Neoen a évité l’émission de plus de 6 800 000 tonnes de CO2, selon ses propres calculs, qui résultent de l’application stricte de la méthodologie dédiée proposée par la Banque européenne d’investissement (BEI). Par ailleurs, dans son Sustainability Framework, Neoen s’est donné comme objectif de calculer l’empreinte carbone (scope 1, 2 et 3) et de déployer au moins une nouvelle initiative « Greener Neoen 1 » chaque année. Neoen souhaite également réduire les émissions liées à son activité et a déjà déployé plusieurs initiatives : dialogue avec les fournisseurs clés, promotion des déplacements « bas carbone » (train, voiture électrique), package mobilité pour les collaborateurs effectuant leurs trajets à vélo, recyclage du matériel informatique à l’échelle mondiale... ACTIONS MISES EN ŒUVRE • En 2021, calcul de l’empreinte carbone de Neoen AMLF sur l’ensemble de ses activités 2020 (scopes 1, 2 et 3) intégrant l’empreinte carbone des centrales en phase de construction et d’opération ; • Ajout d’une clause de réemploi dans tous les contrats de maintenance éoliens autorisant l’usage de pièces de réemploi (garantie et certification équivalente) permettant notamment de réduire ses émissions de CO2 ; 1 « Greener Neoen » est un think tank interne formé spontanément par un groupe de collaborateurs. Son objectif est de pousser Neoen à aller « toujours plus loin » en ce qui concerne la réduction des émissions et le respect de l’environnement. • 208 MW de panneaux solaires low carbon achetés en 2022 et mise en production de 2 centrales avec les fondations en béton neutre en carbone (en Finlande et en Suède) ; • Réponse au questionnaire CDP pour la première fois en 2022 : note obtenue C ; • En 2022, compensation de 100 % des émissions dues aux déplacements professionnels de la société en 2021 (tonnes de CO2) par le financement de fours à cuissons « propres » pour des familles à faibles revenus au Mozambique et au Guatemala ; • Déploiement d’actions concrètes en faveur de la sobriété énergétique en France fin 2022. 2 587 092 tonnes de CO2 équivalent évitées grâce à la production de ses centrales d’électricité (2 231 000 tonnes de CO2 en 2021) 464 000 tonnes de CO2 émises sur les scopes 1, 2 et 3 en 2020 CHIFFRES CLÉS 5.3.5 RÉDUIRE NOS ÉMISSIONS DE GAZ À EFFET DE SERRE

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 Neoen exerce des activités pouvant exposer ses salariés et ses sous‐traitants à des risques relatifs à leur santé et à leur sécurité dans l’ensemble de ses implantations, d’abord sur ses chantiers et ses unités de production, mais également dans ses bureaux, et en particulier dans les pays ou les zones à risques. C’est la raison pour laquelle Neoen s’engage à garantir la santé et la sécurité de ses collaborateurs et de toute personne travaillant sur ses sites, en mettant en place des mesures strictes de contrôle et de réduction des risques ainsi que des procédures de remontée et d’investigation des incidents et accidents. POLITIQUE Les activités de construction, d’exploitation et de maintenance d’infrastructures de production d’électricité exposent à la survenance d’événements pouvant porter atteinte à la sécurité et/ ou à la santé des individus : risques techniques liés à l’utilisation de machines, à l’environnement sous tension électrique, à la circulation notamment dans des zones à risques, etc. Neoen promeut une forte culture en matière d’hygiène, sécurité et environnement (HSE), au travers de sa démarche HSE, garantissant que les prestataires et fournisseurs se conforment aux attentes du Groupe dans le strict respect des contraintes légales et réglementaires en la matière. Cette démarche vise à limiter les atteintes aux personnes (salariés de Neoen et contractants), aux biens et à l’environnement sur le lieu de travail que ce soit sur les chantiers des centrales en construction de Neoen ou au cours des phases de développement ou d’exploitation de celles‐ci. Cette démarche a été renforcée en 2022 par le biais d’une évaluation interne du niveau de maturité de culture HSE permettant la définition d’une stratégie à trois ans, qui a été validée par le Comité exécutif et diffusée aux collaborateurs. Cette politique doit permettre de maintenir durablement notre taux de fréquence des accidents de travail avec arrêt en deçà de deux (LTIFR). La nouvelle stratégie s’articule autour de cinq thématiques : le système de gestion HSE, le sourcing, le suivi et contrôle, la proactivité et enfin le leadership et les compétences. Les objectifs sont déclinés opérationnellement dans le plan de Gestion HSES (annexé aux contrats EPC et O&M) : • éviter toute blessure sérieuse du personnel ; • améliorer les conditions et réduire les risques de chaque poste de travail ; • promouvoir la remontée proactive d’informations sur les presqu’accidents et les situations dangereuses ; • investiguer chaque accident, presqu’accident et évènement à Haut Potentiel (intégration de ce concept, afin de permettre l’analyse et la correction d’évènements potentiellement tragiques) ; • promouvoir la culture HSE de Neoen (visites de site, quart d’heure sécurité, audits, formations...). Son déploiement passe par : • le renforcement de la Direction HSE au niveau du Groupe et des pays ; • la formation et la sensibilisation du Comité exécutif ainsi que des responsables de projets et d’exploitation ; • la réalisation d’une campagne d’audits HSE de façon plus systématique sur le périmètre des sites Neoen mais aussi chez ses prestataires. Dans le cadre de son Comité HSE, incluant les membres de son Comité exécutif, Neoen s’assure trimestriellement du contrôle de la performance du Groupe en matière de politique HSE et du suivi d’indicateurs relatifs aux objectifs précités. Aussi, Neoen s’engage à recueillir et analyser les taux de fréquence des prestataires, ainsi qu’à réaliser un audit de conformité HSE sur l’ensemble des sites en construction. ACTIONS MISES EN ŒUVRE • Création d’un poste de Responsable HSE régional en Australie et en Europe ; • Déploiement du programme de formation au leadership HSE pour le Comité exécutif et pour les responsables de projets ou d’exploitation dans tous les pays où Neoen opère ; • Précisions apportées quant aux objectifs et à la fréquence des audits HSE. Durant la phase de travaux, les sites en construction dont la capacité est supérieure à 20 MW sont audités tous les trois mois et tous les deux mois pour les sites de moindre capacité. 5.4.1 DONNER LA PRIORITÉ À LA SÉCURITÉ 2.3 Taux de fréquence 1 SF (collaborateurs Neoen et contractants) 62 % prestataires maintenance audités 79 % des sites en construction ont fait l’objet d’un audit HSE AMLF (cible de 100 %) 17 presqu’accidents reportés pour chaque accident avec arrêt CHIFFRES CLÉS

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 248 Au‐delà de son engagement à lutter contre le changement climatique par la production d’une énergie renouvelable, la conscience environnementale de Neoen se traduit au niveau de ses projets par la mise en œuvre des principes « Eviter, Réduire, Compenser ». POLITIQUE Avec une empreinte foncière souvent importante, Neoen est souvent confronté aux enjeux liés à l’utilisation des sols et à la protection de la biodiversité. Neoen porte une attention particulière au respect des écosystèmes sur les territoires d’implantation de ses projets tout au long du cycle de vie de ses installations. A ce titre, les équipes de développement, construction et exploitation de Neoen sont sensibilisées à la protection de l’environnement et au respect de la biodiversité. Ainsi, le développement d’un projet commence par la sélection d’un site d’implantation, rigoureusement sélectionné à la lumière d’éléments cartographiques et d’analyses terrain visant à identifier les impacts éventuels sur la faune, la flore, les sites patrimoniaux et archéologiques, etc. Tout projet est donc établi sur la base d’une étude d’impact environnemental qui permet d’éviter, de réduire ou de compenser les pressions exercées sur le milieu, conformément aux engagements pris dans le Sustainability Framework. De plus, dans les régions rurales, Neoen développe en partenariat avec des agriculteurs des projets agrisolaires qui permettent de concilier une activité de production agricole et de production d’énergie. Plusieurs engagements environnementaux et en faveur de la biodiversité sont ainsi pris de façon formelle par Neoen : • Le design de nos parcs photovoltaïques inclut, quand c’est possible, le perçage de trouées au niveau des clôtures (haies...) pour faciliter la mobilité des espèces animales autochtones ; • La construction de nos actifs respecte les périodes de reproduction des espèces environnantes ; • Pendant la construction et l’exploitation de nos centrales, Neoen établit des stratégies de prévention et de lutte contre la propagation des incendies adaptées au contexte local ; • De même, en phase d’opération de ses centrales, Neoen favorise le recours au pâturage ovin pour le contrôle de la végétation ; • En fin de vie des centrales, Neoen s’engage à un démontage des installations propice à la restauration et à la valorisation des milieux. ACTIONS MISES EN ŒUVRE • Réalisation des études d’impact environnemental par des écologues spécialisés pour les projets en développement de Neoen ; • Rédaction des « guidelines » biodiversité ; • Poursuite et approfondissement du déploiement d’une démarche « agrisolaire » en France (emploi d’un expert agrisolaire interne), en Australie, au Salvador et plus récemment en Croatie et en Irlande. 91 % des centrales entrées en opération en 2022 ont fait l’objet d’une étude d’impact environnemental AMLF CHIFFRES CLÉS 5.4.2 PROTÉGER LA BIODIVERSITÉ

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 249 AUSTRALIE Pour éviter la propagation des espèces invasives, tous les véhicules arrivant sur le site de Kaban sont vérifiés par un inspecteur certifié qui contrôle la présence éventuelle de ces espèces, sous forme de feuilles, fleurs, herbes et/ou graines. Le cas échéant, le véhicule est nettoyé dans une aire de lavage dédiée pour éliminer toute contamination ou boue résiduelle. Les résidus s’écoulent ensuite dans un bassin de rétention qui les stocke pour éviter leur propagation sur le site. IRLANDE Le blaireau est une espèce protégée en Irlande. Aussi, au cours de la construction du parc solaire de Hortland, des zones d’exclusion interdisant tous travaux ont été définies puis balisées afin de protéger les blaireaux éventuellement présents sur site. MEXIQUE Neoen, en partenariat avec l’Instituto Tecnológico de El Llano (ITEL), voisin de son projet, a décidé de lancer un programme de reforestation de 47 ha sur 3 ans. La serre financée par Neoen et installée sur les terrains de l’ITEL abritera une pépinière d’arbres locaux permettant de lutter contre la désertification. Ces arbustes sont également mellifères pour soutenir les apiculteurs locaux. FRANCE Pour les projets éoliens en France, Neoen compense la destruction éventuelle de haies, et plante également des haies supplémentaires (même si aucune destruction n’a lieu). Pour chaque mètre de haie détruit en 2022, au moins trois mètres de haies supplémentaires ont été plantés. Par ailleurs, pour chaque hectare de zone humide impacté, Neoen compense par la création d’une zone humide a minima de même taille, même dans les cas où la zone humide impactée est remise en état après la construction du parc éolien. JAMAÏQUE Bien que le site, compte‐tenu du climat, présente une végétation de type « proliférante », Neoen a absolument interdit d’avoir recours à des désherbants chimiques pour contrôler la végétation, afin de protéger l’environnement. Seule la coupe manuelle est pratiquée.

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 250 Neoen conçoit et opère des centrales dont la durée de vie est longue – au moins 25 ans – mais est très conscient de l’enjeu clé du recyclage des équipements principaux de ses centrales (panneaux photovoltaïques, batteries ...). C‘est la raison pour laquelle Neoen s’est engagée à analyser les diverses filières de recyclage des principaux matériaux de ses trois technologies : solaire, éolien et batteries. Neoen maintient un dialogue régulier avec ses fournisseurs. POLITIQUE En tant que propriétaire et exploitant à long terme de ses projets, Neoen est particulièrement attentif aux défis futurs en matière de démantèlement et de recyclage. L’entreprise entretient un dialogue régulier avec ses fournisseurs de technologie sur ce sujet, et nombre d’entre eux réalisent des investissements importants dans l’innovation. En phases de construction et d’opération, Neoen est soucieux de la bonne gestion des déchets générés sur l’ensemble de ses sites. Ainsi, les contractants EPC et O&M ont l’obligation de traiter les déchets en accord avec les règlementations locales. Même si aucun démantèlement d’installations n’a encore eu lieu compte‐tenu de la jeunesse de son parc, Neoen anticipe le futur démantèlement des panneaux photovoltaïques, en demandant à ses fournisseurs de panneaux solaires d’adhérer à Soren ou des organismes équivalents en Europe et au Canada. Cette clause de recyclage sera progressivement intégrée pour d’autres pays, dès l’émergence d’une filière de recyclage. Pour ses parcs éoliens, en attendant d’avoir à en démanteler, Neoen a ajouté une clause de réemploi dans tous les contrats de maintenance éoliens autorisant l’usage de pièces de réemploi (garantie et certification équivalente) afin de favoriser l’économie circulaire et réduire ses émissions de CO2. Le dialogue avec les fournisseurs en matière de recyclage est également en cours pour l’activité de stockage. Les batteries lithium‐ion utilisées par Neoen sont recyclables selon les procédés pyrométallurgie et hydrométallurgie (taux supérieur à 80 %, avec plus de 90 % pour le lithium, plus de 99 % pour les métaux). Une clause de recyclage a ainsi été intégrée aux contrats d’achats de batteries les plus récents. ACTIONS MISES EN ŒUVRE • Intégration d’une clause de recyclage dans tout nouveau contrat d’achat de composants, dans les pays où le secteur du recyclage est suffisamment développé. Cet engagement est notamment reflété dans le crédit syndiqué obtenu par Neoen en 2020, avec un objectif de 400 MW couverts par cette clause d’ici 2024 (solaire – hors France et batteries) ; • Entrée au Conseil d’Administration de Soren, l’éco‐organisme français qui gère le recyclage des panneaux photovoltaïques ; • Pour les nouveaux projets solaires en France, usage encouragé des panneaux solaires ayant une part de matière première recyclée, notamment le poly‐silicium : 208 MW en 2022 ; • Mise en œuvre du recyclage du matériel informatique des bureaux. * Capacité totale des projets (MW) pour lesquels une clause de recyclage a été négociée pour les équipements principaux, pour les achats de modules PV ou de batteries. 975 nouveaux MW couverts en 2022 par une clause de recyclage SF * CHIFFRES CLÉS 5.4.3 INTÉGRER LE RECYCLAGE

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 252 Neoen a conscience que le succès d’un projet dépend grandement du développement de relations transparentes et régulières avec les parties prenantes clés et les membres de la communauté locale. Il est donc important pour Neoen d’entretenir une dynamique « sans mauvaise surprise », et s’engage à bâtir de telles relations dès le démarrage du projet, s’adaptant au contexte local, tout en offrant à la communauté des occasions de s’exprimer. POLITIQUE Neoen s’engage à adopter une approche structurée avec les parties prenantes locales, qui va au‐delà de la réponse aux seules obligations règlementaires. En effet, l’implantation de chaque installation est décidée en concertation avec les autorités et communautés locales, dans chacun des pays du Groupe. Tout d’abord, des échanges préalables ont lieu avec les élus locaux pour assurer la compatibilité du projet avec les orientations des territoires. Puis, Neoen s’engage à mener des actions d’information et de communication à destination de la communauté (riverains, associations locales ...) afin de présenter le projet, ses enjeux, et d’en faciliter la compréhension, via des réunions, des courriers, des affichages, et/ou un site internet dédié aux réunions en face‐à‐face. Durant la phase de développement, des réunions publiques sont souvent organisées. Elles permettent aux équipes de Neoen de présenter les travaux envisagés, les intégrations paysagères du projet, les conclusions de l’étude d’impact social (dans les pays émergents et en Australie) et environnemental dudit projet, les mesures d’accompagnement prévues, et plus généralement de s’inscrire dans une démarche de concertation auprès des populations locales pour proposer des solutions satisfaisantes pour la communauté. A l’international, hors Europe, les actions de concertation auprès des communautés sont systématiquement pilotées par le chef de projet durant la phase de développement. Les relations avec la communauté peuvent également être soutenues par un « Community Liaison Officer (CLO) » pour les projets d’une ampleur ou d’une complexité importantes. Par ailleurs, pour répondre aux engagements pris dans le Sustainability Framework, un Community Engagement Plan 1 est développé pour les projets dont la capacité est supérieure à 50 MW. ACTIONS MISES EN ŒUVRE • Consultation de la communauté et partage de l’information, y compris lorsque cela ne relève pas d’une obligation légale (ex : lancement en 2022 des sites Internet des nouveaux projets) ; • Renforcement des équipes sociétales avec notamment la création de postes dédiés en Australie et Europe. 5.5.1 CONSULTER ET INTERAGIR 100 % de centrales entrées en opération en 2022 ont fait l’objet d’une concertation ou d’informations AMLF CHIFFRES CLÉS 1 Le Community Engagement Plan est un outil interne complet, guidant et jalonnant toutes les consultations et interactions qui vont avoir lieu durant la vie d’un projet, depuis les premières étapes de l’étude de faisabilité jusqu’à son démantèlement.

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 253 La construction et la mise en opération de centrales peuvent offrir d’importantes opportunités à l’échelle locale et/ou régionale, grâce à la création d’emplois, aux débouchés pour les fournisseurs locaux, à l’effet démultiplicateur des revenus et dépenses générés par les investissements. Mais Neoen a également pour objectif de faire bénéficier les territoires dans lesquels le Groupe s’implante de retombées positives sociales et culturelles. POLITIQUE L’impact des projets de Neoen n’est pas qu’économique. En tant que propriétaire et exploitant sur le long terme, Neoen s’engage à faire bénéficier les régions d’implantations des retombées des projets, en identifiant et finançant des initiatives locales et des projets de développement durable. L’investissement tant social que culturel des territoires revêt une dimension fondamentale pour l’ensemble des projets développés et opérés par Neoen. Neoen s’engage depuis 2021 à : • Maximiser son impact économique local, en interagissant avec les entreprises et les réseaux professionnels locaux, en privilégiant les fournisseurs et les travailleurs locaux autant que possible, et en cherchant à développer les compétences, les formations et les apprentissages. Un Local Participation Plan* est désormais développé, notamment pour les projets dont la capacité est supérieure à 100 MW. AMLF • Faire bénéficier les communautés des retombées des projets du Groupe. Neoen dédie annuellement un budget visant à financer des actions en faveur des communautés voisines de ses projets, pour chaque projet dont la capacité est supérieure à 50 MW. Dans les pays émergents, afin de cibler les actions prioritaires permettant de répondre aux besoins des communautés locales, un « Community Development Plan* » (CDP) est réalisé. AMLF • Créer une œuvre d’art qui met en valeur les énergies renouvelables et la culture locale pour chaque projet dont la capacité est supérieure à 50 MW. AMLF * Le Local Participation Plan est un document proche du Community Engagement Plan. Il identifie et répertorie l’ensemble des bénéfices économiques potentiels en termes de développement local et régional. ACTIONS MISES EN OEUVRE • Neoen a déployé dans les pays d’implantation de ses projets et centrales de nombreuses actions dont certaines sont présentées ci‐après. 5.5.2 FAVORISER LE DÉVELOPPEMENT ÉCONOMIQUE LOCAL

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 254 AUSTRALIE Grâce aux Community Benefit Funds mis en place pour chacun de ses projets, Neoen finance depuis plusieurs années des initiatives de développement local. Le programme de notre «Victorian Big Battery» comprend ainsi le financement de trois bourses d’études en ingénierie à destination de jeunes étudiantes et/ou aborigènes, au sein de l’Université de Deakin. Les boursiers auront la possibilité d’effectuer des stages chez Neoen. FRANCE Neoen collabore avec deux associations locales qui aident leurs bénéficiaires à se réinsérer dans le monde du travail. Leurs salariés seront chargés de l’entretien des chemins d’accès, des abords et des plateformes de grutages de ses deux plus grands parcs éoliens. EL SALVADOR 3 % des revenus des centrales solaires de Neoen au Salvador sont reversés à un Fonds d’investissement social consacré à des projets locaux de développement (santé, éducation et développement communautaire). Par exemple, dans le programme « grossesse et petite enfance », ce sont plus de 80 femmes enceintes et 260 enfants en bas âge qui ont bénéficié de soutien alimentaire, de visites médicales et de suivi de leur développement. FINLANDE En collaboration avec la municipalité, Neoen déploie un réseau de 40 km de fibre optique pour connecter à internet quatre villages situés à proximité du parc éolien de Mutkalampi. Neoen finance également un “sentier nature” de 53 km qui sera destiné à la marche, au vélo ou au ski de fond. MEXIQUE La centrale solaire d’Aguascalientes se trouve dans une région quasi‐désertique. Dix systèmes de captage des eaux de pluie (5 000 litres chacun) ont donc été installés dans les communautés avoisinantes. Ces modules permettent de filtrer et de potabiliser l’eau récoltée pour assurer une plus grande sécurité hydrique des habitants. Ce programme devrait être étendu en 2023. ZAMBIE Succès du “Live‐Up Project” qui a bénéficié à 500 foyers ! Grâce aux formations et à l’aide à la sélection des graines dispensées depuis 3 ans, les agriculteurs ont vu leurs rendements augmenter de près de 80%. Plus de 100 foyers participent au programme « pass‐on», dans lequel une chèvre ou quelques poules sont confiées à une famille, le temps qu’elles se reproduisent. Deux surfaces agricoles ont été équipées de systèmes solaires d’irrigation. Neoen s’est engagé à étendre ce programme à 1 000 foyers, pour les trois prochaines années.

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 256 Indicateurs sociaux 2020 2021 2022 Var. Financement 18 17 16 ‐6 % Achats 6 6 8 33 % Construction 23 23 26 13 % Competence Center 5 7 11 57 % Asset management 29 34 39 15 % Part des effectifs ayant 35 ans et moins 59,2 % 55,2 % 63,2 % 14 % Part des effectifs ayant 50 ans et plus 6,3 % 5,7 % 5 % -12 % Pourcentage de femmes dans les effectifs totaux 31 % 28,8 % 30,7 % 1,9 pts Europe‐Afrique 31,9 % 31,0 % 31,7 % 1,7 % Dont France 33,8 % 33,3 % 33,5 % 0,2 % Australie 30,9 % 28,1 % 27,6 % ‐2 % Amériques 27 % 18,4 % 30,8 % 12 % Part de femmes au sein du management 28,4 % 24,7 % 22,8 % -2 pts Pourcentage de femmes dans les recrutements (hors mobilités) 28 % 24,4 % 35,2 % 11 pts Nombre d’embauches (hors mobilités) 75 90 125 39 % Europe‐Afrique 49 62 87 40 % Dont France 34 45 53 18 % Australie 20 21 27 29 % Amériques 6 7 11 57 % Nombre de départs (hors mobilités) 36 45 61 36 % Europe‐Afrique 18 25 36 44 % Dont France 11 22 28 27 % Australie 10 14 16 14 % Amériques 8 6 9 50 % Ancienneté moyenne des salariés 2,5 ans 2,6 ans 3,1 ans 19 % Taux d’attrition (hors mobilités) 14,7 % 15,4 % 19,4 % 4 pts Nombre de mobilités inter-métier 8 5 6 20 % Nombre de mobilités géographiques (CDI, CDD) 5 10 5 -50 % Rémuneration Rémunération totale brute déclarée 19,5 M€ 23 M€ 29 M€ +26 % Dialogue social Nombre d’accords collectifs signés pendant l’année (France) 2 6 4 ‐33 % % de salariés couverts par un accord collectif ou une convention collective sur les conditions de travail France, Australie, Finlande : 76,5 % France, Australie, Finlande, Italie : 76,6 % France, Australie, Finlande, Italie : 78,7 % 2,1 pts % de salariés couverts par un comité en matière de santé et sécurité au travail France : 53,3 % France : 51,2 % France : 48,8 % ‐2,4 pts

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 258 5.6.1.3 INDICATEURS SOCIÉTAUX Indicateurs sociétaux 2020 2021 2022 Var. Ethique et intégrité % des collaborateurs ayant signé la charte éthique ‐ 100,0 % 100 % ‐ % des collaborateurs ayant participé à la formation anti‐corruption et compliance 58 % 95,9 % 95,8 % ‐0,1 pts % des collaborateurs « exposés » ayant eu une formation anti‐corruption additionnelle 39,4 % 52,4 % 62,2 % ‐9,8 pts Achats responsables Fournisseurs Tier 1 - 100 % 100 % ‐ Fournisseurs majeurs certifiés ISO 9001 - 100 % 96 % ‐4 pts Fournisseurs majeurs certifiés ISO 14001 ‐ 96 % 96 % ‐ Concertation et information Centrales entrées en opération en année N ayant fait l’objet d’une concertation ou d’informations n.d 100,0 % 100 % ‐ 5.6.1.4 INDICATEURS ENVIRONNEMENTAUX Indicateurs environnementaux 2020 2021 2022 Var. Recyclage Total des nouveaux MW couverts par une clause de recyclage n.d. 250 975 +290 % MW de panneaux « low carbon » achetés n.dn.d 208 ‐ Empreinte carbone et émissions évitées Tonnes de CO2 équivalent évitées grâce à la production des centrales d’électricité 1 995 000 2 231 000 2 587 092 16 % Tonnes de CO2 émises sur les scopes 1, 2 et 3 463 849 n.d n.d ‐ Dont Scope 1 1 090 n.d n.d ‐ Dont Scope 2 665 n.d n.d ‐ Dont Scope 3 461 941 n.d n.d ‐ Environnement Centrales entrées en opération en année N ayant fait l’objet d’une étude d’impact environnemental n.d 100,0 % 91,0 % ‐9 pts Neoen déclare n’avoir entrepris aucune activité de lobbying, ni directe ni indirecte. Par conséquent, le total des ressources consacrées aux pratiques de lobbying est de 0 EUR.

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 259 5.7 NOTE MÉTHODOLOGIQUE Neoen s’est engagé volontairement depuis 2019 dans la publication d’une DPEF dans son document d’enregistrement universel, en référence à la transposition en France de la directive européenne 2014/95/UE du 22 octobre 2014 relative à la publication d’informations sociales et environnementales (ord. 2017‐1180 du 19 juillet 2017, JO du 21 ; décret 2017‐1265 du 9 août 2017, JO du 11), modifiée par l’ordonnance n° 2017‐1180 du 19 juillet 2017 et le décret n° 2017‐1265 du 9 août 2017. La table de concordance avec les informations sociales, environnementales et sociétales devant figurer dans la DPEF ainsi que la liste prévue par l’article R. 225‐105 II du Code de commerce, sont publiées à la section 5.10 du présent document. La présente note méthodologique tend à préciser les méthodes de collecte des indicateurs sociaux, environnementaux et sociétaux. Périmètre de consolidation de la DPEF Les informations qui suivent se rapportent aux filiales de Neoen (au sens de l’article L. 233‐1 du Code de commerce) et aux sociétés qu’elle contrôle (au sens de l’article L. 233‐3 du Code de commerce), c’est‐à‐dire aux sociétés incluses dans le périmètre de consolidation par intégration globale de la Société. Les données et indicateurs 2022 ont été consolidés par les équipes locales, les différentes directions Groupe et la directrice RSE sur la base d’une information au 31 décembre 2022. Organisation de la RSE et du reporting Les différentes directions du Groupe ont la charge de définir et de déployer une démarche en réponse aux enjeux et problématiques qui leur sont propres sous la supervision du Comité exécutif. Les dispositifs déployés intègrent les attentes des parties prenantes internes et externes : collaborateurs, clients, fournisseurs, prêteurs, actionnaires et instances de régulation et de gouvernance nationales et internationales. En 2020, Neoen a confié le suivi de la démarche et des enjeux sociaux, environnementaux et sociétaux à la responsable CSR devenue directrice CSR en 2021 qui rapporte directement au président‐directeur‐général. De même, un certain nombre de ces sujets sont portés par la responsable HSES, recrutée en 2021. Par ailleurs, un comité CSR réunissant les membres du Comex ainsi que la responsable CSR a été créé : il se tient semestriellement depuis octobre 2020. Enfin, depuis 2022, le Comité Gouvernance et RSE du Conseil d’administration de Neoen, qui se réunit a minima une fois par an, pilote la stratégie RSE du Groupe. Informations sociales et santé-sécurité Les effectifs Les effectifs prennent en compte le nombre de salariés en contrat à durée indéterminé (CDI) et ceux en contrat à durée déterminée (CDD). Les salariés ayant un contrat d’alternance sont comptabilisés également dans les contrats à durée déterminée. Sont exclus des effectifs les salariés ayant un contrat en Volontariat International en Entreprise (VIE) et en stage. Index égalité hommes-femmes L’index égalité hommes‐femmes est calculé à partir de quatre indicateurs : l’écart de rémunération entre les hommes et les femmes, l’écart de répartition des augmentations individuelles, le nombre de salariées augmentées à leur retour de congé maternité et la parité parmi les dix plus hautes rémunérations. Croissance nette des effectifs Il s’agit de la croissance organique des employés de Neoen. Le taux de croissance ne prend pas en compte les nouveaux salariés suite aux opérations de cession, fusion et acquisition. Nombre d’heures de formation Cumul de l’ensemble des heures de formations réalisées sur l’année. Sont comptabilisées les formations internes et externes (y compris les formations e-learning) pour tous les effectifs en CDI et CDD. Nombre d’embauches dans l’effectif global Nombre d’embauches (CDI et CDD) dans le Groupe au cours de l’année N (hors mobilité géographique). Part des salariés formés sur l’année Le pourcentage de salariés formés correspond au nombre de salariés ayant reçu au moins une formation y compris e‐learning sur l’effectif moyen. Taux d’attrition Nombre de départs de salariés en CDI dans le Groupe au cours de l’année, rapporté à l’effectif permanent inscrit au 31 décembre de l’année précédente (x100). Les mobilités entre les pays ne sont pas comptabilisées. Part des collaborateurs formés à la formation anti-corruption et compliance Effectifs en CDI ou CDD ayant suivi la formation anti‐corruption au cours de l’année N et de l’année précédente rapporté à l’effectif présent au 31 décembre de l’année N. Ne sont pas pris en compte les collaborateurs qui sont partis, ni dans le nombre de salariés formés ni dans l’effectif au 31 décembre de l’année N.

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 260 Part des collaborateurs exposés ayant eu une formation anti-corruption additionnelle Nombre de salariés en CDI ou CDD parmi la population à risque ayant suivi la formation anticorruption au cours des années N, N‐1, N‐2 rapporté au nombre de collaborateurs considérés à risque présents au 30 septembre de l’année N. Ne sont pas pris en compte les collaborateurs qui sont partis ni dans le nombre de salariés formés ni dans l’effectif au 30 septembre de l’année N. La population exposée correspond aux collaborateurs impliqués dans le développement et la construction de projets dans tous les pays (sauf Europe et Australie) ainsi que les employés chargés des finances, des achats, du droit et de l’assurance présents dans tous les pays. Le dialogue social En matière de relations sociales, la Société et les filiales du Groupe sont soumises à des exigences légales et réglementaires différentes en matière de représentation du personnel en fonction des Etats dans lesquels elles sont situées. Neoen se conforme aux obligations locales en matière de représentation du personnel et de représentation syndicale. A titre d’exemple, en France, la représentation du personnel est assurée par le Comité Social et Economique (CSE). Les membres du CSE se réunissent avec l’employeur tous les deux mois. Taux de Fréquence 1 Il s’agit du nombre d’accidents avec arrêt (est comptabilisé chaque événement ayant entrainé plus d’un jour d’arrêt) rapporté au million d’heures travaillées par les collaborateurs de Neoen mais également par ses contractants lors de leur intervention sur les sites de Neoen. Les accidents de trajet ou non liés au travail ne sont pas considérés dans cet indicateur. Nombre d’accidents avec arrêt Il s‘agit des accidents ayant entrainé plus d’un jour d’arrêt. Le périmètre couvert comprend les activités réalisées par Neoen ou par ses contractants. L’indicateur publié couvre l’année 2022. Les accidents de trajet ou non liés au travail ne sont pas considérés dans cet indicateur. Evènement à Haut Potentiel Tout incident ou presque accident qui aurait pu, dans d’autres circonstances, entraîner un ou plusieurs décès. Le périmètre couvert comprend les activités réalisées par Neoen ou par ses contractants. L’indicateur publié couvre l’année 2022. Nombre de presque accidents Il s’agit du nombre d’événements qui n’a pas entraîné de blessure ou de dommage physique ou environnemental, mais qui avait le potentiel de le faire dans d’autres circonstances. Le périmètre couvert comprend les activités réalisées par Neoen ou par ses contractants. L’indicateur publié couvre l’année 2022. Pourcentage de sites en construction ayant fait l’objet d’un audit HSE Part de sites en construction ayant fait l’objet d’un audit HSE, incluant les audits par nos Owner Engineers, la responsable HSES Corporate et par des tierce parties. Informations environnementales Les émissions de CO2 évitées Les émissions de CO2 évitées sont égales à la différence entre les émissions générées par la production d’électricité renouvelable des centrales en opération et les émissions d’un scénario de référence qui aurait eu lieu en l’absence de cette production. Neoen calcule ses émissions selon la Méthodologie BEI (production en kWh x taux de CO2 évité par kWh) et a fait faire en 2021 une revue critique de cette méthodologie par la société Carbone 4. Empreinte Carbone du Groupe Neoen (Scopes 1, 2 et 3) Pour la première fois en 2021, Neoen a fait réaliser le calcul de son empreinte carbone par le cabinet Carbone 4, sur ses activités 2020 et qui porte sur les scopes 1, 2 et 3. La méthode de calcul reprend les principes issus de la Norme ISO 14069 et intègre deux méthodologies : le Greenhouse Gas protocol et la méthode du Bilan Carbone. Les facteurs d’émission peuvent être issus de la Base Carbone de l’ADEME, calculés par Carbone 4 à partir des informations mises à disposition par Neoen ou issus des bases de données du cabinet Carbone 4. Pourcentage de projets entrés en opération, qui ont fait réaliser une étude d’impact environnemental Pourcentage des projets entrés en opération, comptabilisés officiellement dans le portefeuille de projets remonté par la direction de Neoen, sur l’année écoulée, ayant fait réaliser une étude d’impact environnemental avant la mise en construction. Somme des MW couverts par une clause de recyclage dans le cadre de nouveaux contrats ou de contrats renégociés Capacité totale des projets (MW) des contrats fournisseurs, nouveaux ou nouvellement renégociés, dans lesquels une clause de recyclage a été intégrée. Le périmètre comprend les technologies solaires et de stockage, dans toutes les zones géographiques de Neoen (à l’exception de la France pour les technologies solaires). Informations sociétales Part de contractants Tier 1 Neoen ne travaille qu’avec des fournisseurs Tier 1 pour les principaux équipements de ses centrales (modules, onduleurs, génératrices éoliennes et cellules de batteries). Cette classification est établie par des tiers de référence, tels BNEF (Bloomberg) pour les panneaux solaires ou les batteries ou Wood MacKenzie pour les onduleurs ou les fournisseurs d’éoliennes, pour ne citer que les plus connus. Transparence fiscale Neoen a retenu des règles fiscales applicables à l’ensemble des pays et tient compte des règles d’éthique du Groupe. En tant que groupe international, Neoen s’acquitte des impôts, taxes, et droits, dans ses pays d’implantation. Neoen applique avec rigueur les règles fiscales et veille à être en conformité avec la réglementation locale, les traités internationaux et les directives des organisations internationales. Neoen ne dispose

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 261 d’implantations à l’étranger que dans l’objectif de développer ses activités ou de répondre à des besoins opérationnels. Pourcentage de projets en opération ayant fait l’objet d’une concertation Nombre d’actions de concertation publiques (réunions publiques, journées portes ouvertes) pour les projets entrés en opération (comptabilisés officiellement dans le portefeuille de projets remonté par la direction de Neoen) sur l’année écoulée. Exclusions Compte tenu de l’activité du Groupe, Neoen n’a pas détaillé les thématiques suivantes, car considérées comme non matérielles dans le cadre de son activité : • la lutte contre le gaspillage alimentaire ; • la lutte contre la précarité alimentaire ; • le respect du bien‐être animal ; • une alimentation responsable, équitable et durable ; • actions pour le sport et l’activité physique. Vérification externe Les données quantitatives et qualitatives communiquées dans ce rapport ont fait l’objet d’une vérification externe par RSM, nommé organisme tiers indépendant et commissaire aux comptes de la Société. Pour les informations considérées comme étant les plus importantes, des tests de détails ont été réalisés. 5.8 RAPPORT DE L’ORGANISME TIERS INDEPENDANT NEOEN Rapport de l’un des commissaires aux comptes, désigné organisme tiers indépendant, sur la déclaration consolidée de performance extra‐financière figurant dans le rapport de gestion du groupe (Exercice clos le 31 décembre 2022) A l’Assemblée générale de la société Neoen, En notre qualité de commissaire aux comptes de votre société (ci‐après « entité ») désigné organisme tiers indépendant (« tierce partie »), nous avons mené des travaux visant à formuler un avis motivé exprimant une conclusion d’assurance modérée sur les informations de nature historique ou extrapolée de la déclaration de performance extra‐financière consolidée, préparées selon les procédures de l’entité (ci‐après le « Référentiel »), pour l’exercice clos le 31 décembre 2022 (ci‐après respectivement les « Informations » et la « Déclaration »), présentée dans le rapport de gestion du groupe en application des dispositions des articles L. 225‐102‐1, R. 225‐105 et R. 225‐105‐1 du code de commerce. Préparation de la déclaration de performance extra-financière L’absence de cadre de référence généralement accepté et communément utilisé ou de pratiques établies sur lesquels s’appuyer pour évaluer et mesurer les Informations permet d’utiliser des techniques de mesure différentes, mais acceptables, pouvant affecter la comparabilité entre les entités et dans le temps. Par conséquent, les Informations doivent être lues et comprises en se référant au Référentiel dont les éléments significatifs sont présentés dans la Déclaration. Limites inhérentes à la préparation de l’information liée à la Déclaration Les Informations peuvent être sujettes à une incertitude inhérente en l’état des connaissances scientifiques et à la qualité des données publiques externes utilisées (ex : les facteurs d’émission de gaz à effet de serre, les trajectoires climatiques sectorielles,...). Certaines informations sont sensibles aux choix méthodologiques, hypothèses et/ou estimations retenues pour leur établissement et présentées dans la Déclaration (ex : le périmètre de reporting, les extrapolations effectuées sur les consommations d’énergie, les gaz à effet de serre scope 3 reportés...). Responsabilité de l’entité Il appartient au Comité exécutif : • de sélectionner ou d’établir des critères appropriés pour la préparation des Informations ; • d’établir une Déclaration conforme aux dispositions légales et réglementaires, incluant une présentation du modèle d’affaires, une description des principaux risques extra financiers, une présentation des politiques appliquées au regard de ces risques ainsi que les résultats de ces politiques, incluant des indicateurs clés de performance ; • ainsi que de mettre en place le contrôle interne qu’il estime nécessaire à l’établissement des Informations ne comportant pas d’anomalies significatives, que celles‐ci proviennent de fraudes ou résultent d’erreurs. La Déclaration a été établie en appliquant le Référentiel de l’entité tel que mentionné ci‐avant. Responsabilité du commissaire aux comptes désigné organisme tiers indépendant Il nous appartient, sur la base de nos travaux, de formuler un avis motivé exprimant une conclusion d’assurance modérée sur : • la conformité de la Déclaration aux dispositions prévues à l’article R. 225‐105 du code de commerce ; • la sincérité des informations fournies en application du 3° du I et du II de l’article R. 225‐105 du code de commerce, à savoir les résultats des politiques, incluant des indicateurs clés de performance, et les actions, relatifs aux principaux risques, ci‐après les « Informations ».

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 262 Comme il nous appartient de formuler une conclusion indépendante sur les Informations telles que préparées par la direction, nous ne sommes pas autorisés à être impliqués dans la préparation desdites Informations, car cela pourrait compromettre notre indépendance. Il ne nous appartient pas de nous prononcer sur : • le respect par l’entité des autres dispositions légales et réglementaires applicables, notamment en matière de plan de vigilance et de lutte contre la corruption et l’évasion fiscale ; • la conformité des produits et services aux réglementations applicables. Dispositions réglementaires et doctrine professionnelle applicable Nos travaux décrits ci‐après ont été effectués conformément aux dispositions des articles A. 225 1 et suivants du code de commerce, [et] à la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative à cette intervention tenant lieu de programme de vérification. Indépendance et contrôle qualité Notre indépendance est définie par les dispositions prévues à l’article L. 822‐11‐3 du code de commerce et le code de déontologie de la profession de commissaire aux comptes. Par ailleurs, nous avons mis en place un système de contrôle qualité qui comprend des politiques et des procédures documentées visant à assurer le respect des textes légaux et réglementaires applicables, des règles déontologiques et de la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative à cette intervention. Nature et étendue des travaux Nous avons planifié et effectué nos travaux en prenant en compte le risque d’anomalies significatives sur les Informations. Nous estimons que les procédures que nous avons menées en exerçant notre jugement professionnel nous permettent de formuler une conclusion d’assurance modérée. Nos travaux sont réalisés en respectant un programme de vérification et les exigences spécifiées associées relatives à la vérification. • nous avons pris connaissance de l’activité de l’ensemble des entités incluses dans le périmètre de consolidation et de l’exposé des principaux risques ; • nous avons apprécié le caractère approprié du Référentiel au regard de sa pertinence, son exhaustivité, sa fiabilité, sa neutralité et son caractère compréhensible, en prenant en considération, le cas échéant, les bonnes pratiques du secteur ; • nous avons vérifié que la Déclaration couvre chaque catégorie d’information prévue au III de l’article L. 225‐102‐1 en matière sociale et environnementale, ainsi que de respect des droits de l’homme et de lutte contre la corruption et l’évasion fiscale ; • nous avons vérifié que la Déclaration présente les informations prévues au II de l’article R. 225105 lorsqu’elles sont pertinentes au regard des principaux risques et comprend une explication des raisons justifiant l’absence des informations requises par le 2 eme alinéa du III de l’article L. 225‐102‐1 ; • nous avons vérifié que la Déclaration présente le modèle d’affaires et une description des principaux risques liés à l’activité de l’ensemble des entités incluses dans le périmètre de consolidation, y compris, lorsque cela s’avère pertinent et proportionné, les risques créés par ses relations d’affaires, ses produits ou ses services ainsi que les politiques, les actions et les résultats, incluant des indicateurs clés de performance afférents aux principaux risques ; • nous avons consulté les sources documentaires et mené des entretiens pour : – apprécier le processus de sélection et de validation des principaux risques ainsi que la cohérence des résultats incluant les indicateurs clés de performance retenus, au regard des principaux risques et politiques présentés, et – corroborer les informations qualitatives (actions et résultats) que nous avons considérées les plus importantes présentées en Annexe 1. Pour certains risques, nos travaux ont été réalisés au niveau de l’entité consolidante, pour les autres risques, des travaux ont été menés au niveau de l’entité consolidante et dans une sélection d’entités ; • Nous avons vérifié que la Déclaration couvre le périmètre consolidé, à savoir l’ensemble des entités incluses dans le périmètre de consolidation conformément à l’article L. 233‐16 ; • nous avons pris connaissance des procédures de contrôle interne et de gestion des risques mises en place par l’entité et avons apprécié le processus de collecte visant à l’exhaustivité et à la sincérité des Informations ; • pour les indicateurs clés de performance et les autres résultats quantitatifs que nous avons considérés les plus importants présentés en Annexe 1, nous avons mis en œuvre : – des procédures analytiques consistant à vérifier la correcte consolidation des données collectées ainsi que la cohérence de leurs évolutions ; – des tests de détail sur la base de sondages, consistant à vérifier la correcte application des définitions et procédures et à rapprocher les données des pièces justificatives. Ces travaux ont été menés auprès d’une sélection d’entités contributrices, à savoir les filiales françaises et internationales, et couvrent entre 45 % et 100 % des données consolidées sélectionnées pour ces tests ; • nous avons apprécié la cohérence d’ensemble de la Déclaration par rapport à notre connaissance de l’ensemble des entités incluses dans le périmètre de consolidation. Les procédures mises en œuvre dans le cadre d’une mission d’assurance modérée sont moins étendues que celles requises pour une mission d’assurance raisonnable effectuée selon la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes ; une assurance de niveau supérieur aurait nécessité des travaux de vérification plus étendus.

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE 5 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 264 5.9 PLAN DE VIGILANCE À la date du présent document, au regard du nombre de salariés employés, le Groupe n’est pas tenu d’élaborer un plan de vigilance tel que prévu à l’article L. 225‐102‐4 du Code de commerce. 5.10 TABLE DE CONCORDANCE DE LA DÉCLARATION DE PERFORMANCE EXTRA‐FINANCIERE Eléments requis Chapitre / Section ELÉMENTS DE LA DÉCLARATION DE PERFORMANCE EXTRA‐FINANCIÈRE 2022 Présentation du modèle d’affaires Principales activités de l’entreprise : chiffres clés, organisation et gouvernance Chapitre 0. Notre mission ; Nos métiers ; Un acteur multi‐local ; Notre modèle en quelques chiffres ; Gouvernance Description du modèle économique Chapitre 0. Nos métiers Stratégie : perspectives d’avenir et objectifs Chapitre 0. Notre ambition pour 2025 Présentation des principaux risques extra-financiers liés à l’activité de la société 3.1 et 5.2 Description des politiques appliquées par l’entreprise, résultats et indicateurs de performance Risques liés à l’éthique et à la corruption 5.3.1 Risques auprès des fournisseurs et contractants dont les pratiques ne respectent pas les droits humains 5.3.2 Risques liés à la capacité de rétention des cadres et salariés clés 5.3.3 Risques liés à la santé et sécurité des salariés et des sous‐traitants 5.4.1 Risques liés à l’opposition de l’implantation d’une installation par les populations locales 5.5.1 Autres thématiques et informations citées dans l’article L225-102-1 Les effets de l’activité quant au respect des droits de l’Homme 5.3.1 et 5.3.2 Les effets de l’activité quant à la lutte contre la corruption 5.3.1 La manière dont la société prend en compte le risque d’évasion fiscale 5.7 Changement climatique 5.3.5 Economie circulaire 5.4.3 Lutte contre le gaspillage alimentaire, lutte contre la précarité alimentaire, respect du bien‐être animal et alimentation responsable, équitable et durable N/A Accords collectifs et impacts 5.3 Lutte contre les discriminations, promotion des diversités et mesures prises en faveur des personnes handicapées 5.3.4 Engagements sociétaux 5.5.1 et 5.5.2 Actions visant à promouvoir la pratique d’activités physiques et sportives N/A

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 268 Le présent chapitre constitue le rapport sur le gouvernement d’entreprise visé à l’article L. 225‐37 du Code de commerce. Dans ce présent chapitre, « Société », « Neoen S.A. » ou « Neoen » fait référence à la société anonyme Neoen. Il rend compte notamment (i) de la composition, des conditions de préparation et d’organisation des travaux de Conseil d’administration et de ses comités et de la représentation équilibrée des hommes et des femmes, (ii) du Code de gouvernement d’entreprise auquel la Société se réfère ainsi que (iii) des rémunérations de l’ensemble des mandataires sociaux. Ce rapport a été élaboré par un groupe de travail comprenant notamment la direction juridique, la direction des ressources humaines et la direction financière. Le présent rapport a été examiné par le Comité Gouvernance et RSE 1 lors de sa séance du 17 février 2023, et approuvé par le Conseil d’administration du 28 février 2023. Il sera présenté aux actionnaires lors de la prochaine assemblée générale du 10 mai 2023. 1 Au cours de sa séance du 14 mars 2022, le Conseil d’administration a décidé d’élargir les attributions du Comité des nominations et des rémunérations à celles relatives à la matière sociétale et environnementale et par conséquent de changer son nom en Comité Gouvernance et RSE. 6.1 ETAT DE LA GOUVERNANCE La Société est une société anonyme à Conseil d’administration depuis le 12 septembre 2018. La Société se réfère au Code de gouvernement d’entreprise des sociétés cotées de l’Association Française des Entreprises Privées (AFEP) et du Mouvement des Entreprises de France (MEDEF) (le « Code AFEP/MEDEF »). Dans le présent chapitre, la numérotation des recommandations du Code AFEP/MEDEF est celle issue de sa version révisée du 20 décembre 2022. 6.1.1 COMPOSITION DU CONSEIL D’ADMINISTRATION Au 28 février 2023, date d’établissement du rapport sur le gouvernement d’entreprise par le Conseil d’administration, ce dernier est composé de sept membres et d’un censeur. La composition du Conseil d’administration est décrite dans les tableaux ci‐après. Il n’y a eu aucune modification dans la composition du Conseil au cours de l’exercice 2022, ni entre la clôture de cet exercice et le 28 février 2023. Les mandats d’administrateur de Monsieur Xavier Barbaro et de Sixto ont été renouvelés par l’assemblée générale du 25 mai 2022 pour une durée respectivement de quatre et trois ans.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 270 PRESIDENT-DIRECTEUR GENERAL XAVIER BARBARO Président-directeur général Adresse professionnelle : 22 rue Bayard ‐ 75008 Paris Âge : 47 ans Nationalité : Française Date d’expiration du mandat : Assemblée générale statuant en 2026 sur les comptes de l’exercice écoulé Nombre d’actions de la Société détenues : 1 709 807 (1) Xavier Barbaro est Président‐directeur général de Neoen. Il a débuté sa carrière chez Louis Dreyfus Communications (devenu Neuf Cegetel) à Paris en 2001, avant de rejoindre Louis Dreyfus Commodities à Genève en tant qu’attaché du directeur général, où il était en charge du business plan et où il a mené plusieurs projets en Asie. Il a ensuite rejoint Direct Energie en 2007 en tant que directeur du développement, avant de fonder Neoen en 2008. Xavier Barbaro est diplômé de l’École polytechnique, de l’École Nationale des Ponts et Chaussées et est titulaire d’un MBA de Harvard Business School. MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS À LA DATE DU DOCUMENT (2) MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS AU COURS DES CINQ DERNIÈRES ANNÉES ET QUI NE SONT PLUS OCCUPÉS (4) – Président‐directeur général de Neoen S.A.* (3) – Président de Cartusia S.A.S. – Gérant de la société civile Axholme. – Gérant de la société civile Casara. – Néant. (1) Nombre d’actions détenues directement ou indirectement (via Cartusia) par Monsieur Xavier Barbaro et les membres de sa famille. (2) Monsieur Xavier Barbaro a des mandats dans des filiales européennes du Groupe. (3) A la date du présent document, fonction principale de Monsieur Xavier Barbaro. (4) Monsieur Xavier Barbaro a exercé des mandats dans certaines filiales du Groupe. * Société française cotée ADMINISTRATEURS INDÉPENDANTS HELEN LEE BOUYGUES Administrateur indépendant Administrateur Référent Adresse professionnelle : 184 avenue Victor Hugo ‐ 75116 Paris Âge : 50 ans Nationalité : Américaine Date d’expiration du mandat : Assemblée générale statuant en 2025 sur les comptes de l’exercice écoulé Nombre d’actions de la Société détenues : 1 632 Helen Lee Bouygues a débuté sa carrière en 1995 chez J.P. Morgan, en tant qu’associate en fusions‐ acquisitions à New York et à Hong Kong. En 1997, elle est nommée Directrice du Développement de Pathnet, un fournisseur de services de télécommunications basé à Washington DC, puis rejoint en 2000 Cogent Communications où elle a exercé les fonctions de Treasurer, Chief Operating Officer et Chief Financial Officer jusqu’en 2004. Helen Lee Bouygues est ensuite nommée associée chez Alvarez & Marsal à Paris, qu’elle quitte en 2010 pour créer sa propre société de conseil. Elle intègre en 2014 McKinsey & Company, où elle devient associée en charge de la division Recovery and Transformation Services. Depuis février 2018, elle est Présidente de LB Associés, une société de conseil. Helen Lee Bouygues est titulaire d’un Bachelor of Arts, magna cum laude, de l’université de Princeton en Sciences Politiques et d’un MBA de Harvard Business School. MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS À LA DATE DU DOCUMENT MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS AU COURS DES CINQ DERNIÈRES ANNÉES ET QUI NE SONT PLUS OCCUPÉS – Présidente de LB Associés (1) . – Administrateur indépendant, Administrateur Référent et membre du Comité d’audit et membre du Comité Gouvernance et RSE de Neoen S.A.* – Présidente du Conseil d’administration de Conforama S.A. – Membre du Conseil d’administration et du Comité des comptes et de rémunération de Burelle S.A.* – Membre du Conseil d’administration et du Comité d’audit et Comité de rémunération de Latécoère S.A.* – Membre du Conseil d’administration et du Comité d’audit de Fives S.A.S. – Gouverneur et Présidente du Comité de Finance de l’Hôpital américain (Association). – Membre du Conseil d’administration et du Comité d’audit et Comité d’investissement de CGG S.A.* – Membre du Conseil de surveillance d’Arvella Investments S.A.S. – Membre du Conseil d’administration et du Comité d’audit et du Comité de stratégie informatique de Guarantee Trust Holding Company PLC. – Fondateur et directeur général de Lee Bouygues Partners. – Partner de McKinsey RTS France. – Membre du Conseil d’administration et du Comité d’audit de Novartex S.A.S. (1) A la date du présent document, fonction principale de Madame Helen Lee Bouygues. * Société française cotée

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 271 FONDS STRATEGIQUE DE PARTICIPATIONS (FSP) (1) Représenté par Christophe Gégout, administrateur indépendant Adresse professionnelle : 20 rue Royale ‐ 75008 Paris Âge : 46 ans Nationalité : Française Date d’expiration du mandat : Assemblée générale statuant en 2024 sur les comptes de l’exercice écoulé Nombre d’actions de la Société détenues (2) : 6 970 447 Christophe Gégout a débuté sa carrière en 2001 à la direction générale du Trésor puis, à partir de 2003, à la Direction du Budget. En 2007, il devient conseiller au ministère des Finances. Il rejoint le Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) en avril 2009 en qualité de directeur financier, puis directeur général adjoint en septembre 2015. Il est également président de CEA Investissement, filiale du CEA, depuis janvier 2010. Christophe Gégout est devenu en 2018 le nouveau président de l’Alliance nationale de coordination de la recherche pour l’énergie (Ancre), puis Senior Investment Director chez Meridiam, l’un des leaders mondiaux de l’investissement et de la gestion d’actifs dans les infrastructures publiques au service de la collectivité. Il est aujourd’hui associé et directeur général de Yotta Capital Partners S.A.S. Christophe Gégout est diplômé de l’École polytechnique, de Sciences Po Paris et de l’ENSAE (École nationale de la statistique et de l’administration économique). MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS À LA DATE DU DOCUMENT MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS AU COURS DES CINQ DERNIÈRES ANNÉES ET QUI NE SONT PLUS OCCUPÉS Mandats et fonctions de Monsieur Christophe Gégout – Associé – directeur général de Yotta Capital Partners S.A.S. (3) – Représentant permanent du FSP en qualité d’administrateur et Président du Comité d’audit de Neoen S.A.* – Membre du Conseil d’administration et président du Comité d’audit de Soitec S.A.* Mandats et fonctions du FSP – Membre du Conseil d’administration et Président du Comité d’audit de Neoen S.A.* – Membre du Conseil d’administration de SEB S.A.* – Membre du Conseil d’administration d’Arkema S.A.* – Membre du Conseil d’administration d’Eutelsat Communications S.A.* – Membre du Conseil de Surveillance de Tikehau Capital S.C.A.* – Membre du Conseil d’administration de Tikehau Capital Advisors S.A. – Membre du Conseil d’administration d’Elior S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Valeo S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Believe S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Soitec S.A.* Mandats et fonctions de Monsieur Christophe Gégout – Administrateur général adjoint du Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA). – Président du Conseil d’administration de CEA Investissement. – Membre du Conseil de surveillance de Supernova Invest. – Membre du Conseil d’administration de Séché environnement. – Représentant permanent de CEA, administrateur de FT1CI. – Représentant permanent de CEA Investissement, censeur au sein du Conseil de surveillance de Kalray*. – Membre du Conseil d’administration d’Allego BV. – Membre du Conseil d’administration de Zodiac Aerospace S.A. Mandats et fonctions du FSP – Membre du Conseil d’administration de Safran S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Zodiac Aerospace S.A.* (1) Pour plus d’informations concernant le Fonds Stratégique de Participations (FSP), le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 7.3.1 « répartition du Capital et des droits de vote » du présent document. (2) Le Fonds Stratégique de Participations, dont Monsieur Christophe Gégout est le représentant permanent, est actionnaire de la Société (se référer à la section 7.3 « actionnariat » du présent document). (3) A la date du présent document, fonction principale de Monsieur Christophe Gégout. * Société française cotée

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 272 SIXTO (1) Représentée par Bertrand Dumazy, administrateur indépendant Adresse professionnelle : 14/16 boulevard Garibaldi ‐ 92130 Issy les Moulineaux Âge : 51 ans Nationalité : Française Date d’expiration du mandat : Assemblée générale statuant en 2025 sur les comptes de l’exercice écoulé Nombre d’actions de la Société détenues : 1 350 Bertrand Dumazy est diplômé de l’ESCP Europe et titulaire d’un MBA (avec distinction) de Harvard Business School. Il débute sa carrière en 1994 chez Bain & Company en qualité de consultant, à Paris puis à Los Angeles. Il est ensuite directeur d’investissement chez BC Partners en 1999. En 2002, il rejoint le groupe Neopost, où il est directeur du marketing et de la stratégie. Il devient Président‐directeur général (PDG) de Neopost France en 2005, puis directeur financier du groupe en 2008. En 2011, il est nommé PDG du groupe Deutsch, leader mondial des connecteurs haute performance, qu’il a dirigé jusqu’à son rachat par TE Connectivity. En 2012, il rejoint le groupe Materis en qualité de directeur général adjoint, puis directeur général et enfin PDG du groupe rebaptisé Cromology. Il est nommé PDG du groupe Edenred en octobre 2015. MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS À LA DATE DU DOCUMENT MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS AU COURS DES CINQ DERNIÈRES ANNÉES ET QUI NE SONT PLUS OCCUPÉS Mandats et fonctions de Monsieur Bertrand Dumazy – Président‐directeur général d’Edenred S.E.* (2) – Représentant permanent de Sixto au Conseil d’administration et Président du Comité Gouvernance et RSE de Neoen S.A.* – Administrateur indépendant au Conseil d’administration et membre du Comité des nominations et de la gouvernance de L’Air liquide S.A.* Mandats et fonctions de Sixto – Membre du Conseil d’administration et Président du Comité Gouvernance et RSE de Neoen S.A.* Mandats et fonctions de Monsieur Bertrand Dumazy – Président de PWCE Participations S.A.S. (société du groupe Edenred). – Président du Conseil de surveillance d’Union Tank Exkstein GmbH & Co. KG (Allemagne ‐ société du groupe Edenred). Mandat de Sixto – Membre du Conseil d’administration de Terreal Holding S.A.S. (1) Sixto est une société spécialisée dans le secteur d’activité du conseil pour les affaires, de conseil aux entreprises, notamment le conseil en stratégie, en gestion et en investissement. (2) A la date du présent document, fonction principale de Monsieur Bertrand Dumazy. * Société française cotée

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 273 ADMINISTRATEURS BPIFRANCE INVESTISSEMENT (1) Représentée par Vanessa Giraud, administrateur Adresse professionnelle : 6/8 boulevard Haussmann – 75009 Paris Âge : 49 ans Nationalité : Française Date d’expiration du mandat : Assemblée générale statuant en 2025 sur les comptes de l’exercice écoulé Nombre d’actions de la Société détenues (2) : 5 030 869 Vanessa Giraud a commencé sa carrière en 1996 dans le secteur bancaire à l’international (Société Générale en Allemagne puis Inspection générale de Crédit Agricole Indosuez), avant de poursuivre dans le conseil en stratégie pour Arthur D. Little en 2001 (practices Telecom/Internet/Media/Electronics, Pharma, Oil&Gas). Vanessa a rejoint le pôle private equity de la Caisse des Dépôts en 2004, intégré à Bpifrance en 2013. Elle est actuellement la directrice du Pôle Fonds Impact Environnement et la directrice de la stratégie & ESG de la direction du Capital Développement. Vanessa est diplômée d’HEC, titulaire d’un certificat administrateur de sociétés de l’Institut Français des Administrateurs (IFA), et Chevalier de l’Ordre du Mérite Agricole. MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS À LA DATE DU DOCUMENT MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS AU COURS DES CINQ DERNIÈRES ANNÉES ET QUI NE SONT PLUS OCCUPÉS Mandats et fonctions de Madame Vanessa Giraud – Directrice du Pôle Fonds Impact Environnement et Directrice de la Stratégie & ESG de la Direction du Capital Développement au sein de Bpifrance Investissement (3) . – Représentant permanent de Bpifrance Investissement au Conseil d’administration de Neoen S.A.* – Membre du Comité de suivi de Malvaux Group S.A.S. – Censeur du Comité stratégique de Mobilitex S.A.S. Mandats et fonctions de Bpifrance Investissement (4) – Membre du Conseil d’administration de Neoen S.A.* – Membre du Conseil d’administration d’Abéo S.A.* – Membre du Conseil d’administration d’Adocia S.A.* – Membre du Conseil d’administration d’Advicenne Pharma S.A.* – Membre du Conseil d’administration d’Arkema S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Balyo S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Beneteau S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Euroapi S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Eutelsat Communications S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Fermentalg S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Forsee Power S.A.* – Censeur du Conseil d’administration de Getaround S.A.* – Membre du Conseil de surveillance de Kalray S.A.* – Censeur au Conseil d’administration de Maat Pharma S.A.* – Membre du Conseil d’administration de McPhy Energy S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Mersen S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Metabolic Explorer S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Nacon S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Seb S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Sensorion S.A.* – Membre du Conseil d’administration de SPIE S.A.* – Censeur du Conseil d’administration de Teract S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Verallia S.A.* – Membre du Conseil d’administration de Villmorin & Cie S.A.* – Membre au Conseil d’administration de Vantiva S.A.* – Censeur au Conseil d’administration de Voyageurs du Monde S.A.* Mandats et fonctions de Madame Vanessa Giraud – Représentant permanent de Bpifrance Investissement au Conseil de surveillance de Bois et Sciages de Sougy S.A. – Représentant permanent de Bpifrance Investissement au Conseil d’administration de Josso S.A. – Représentant permanent de Bpifrance Investissement au Conseil d’administration d’EO2 S.A. – Représentant permanent de Bpifrance Investissement et Président du Comité stratégique de Palettes Gestion Services S.A.S. – Représentant permanent de Bpifrance Investissement au Comité stratégique de Scierie de Savoie Lapierre & Martin S.A.S. – Représentant permanent de Bpifrance Investissement au Comité de suivi de G.M.I – Groupe Millet Industrie S.A.S. – Représentant permanent de Bpifrance Investissement au Comité de Surveillance de Trainvest S.A.S. – Représentant permanent de Bpifrance Investissement au Comité de Groupe Sirail S.A.S. – Représentant permanent de Bpifrance Investissement au Comité de suivi de Interior Rail S.A.S. – Représentant permanent de Bpifrance Investissement au Comité d’orientation stratégique de Syntony S.A.S. Mandats et fonctions de Bpifrance Investissement (4) – Membre du Conseil d’administration de Albioma S.A. – Membre du Conseil d’administration de Bastide le Confort Médical S.A. – Membre du Conseil d’administration de EOS Imaging S.A. – Censeur du Conseil d’administration de Gensight Biologics S.A. – Membre du Conseil d’administration de Lysogène S.A. – Membre du Conseil d’administration de Pixium Vision S.A. – Censeur du Conseil d’administration de Poxel S.A. – Membre du Conseil d’administration de Supersonic Imagine S.A. – Membre du Conseil d’administration de Txcell S.A. – Membre du Conseil de surveillance de Vergnet S.A. (1) Pour plus d’informations concernant Bpifrance Investissement, le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 7.3.1 « répartition du Capital et des droits de vote » du présent document. (2) Bpifrance Investissement, dont Madame Vanessa Giraud est le représentant permanent depuis le 22 septembre 2021 en remplacement de Madame Céline André, est actionnaire de la Société, par l’intermédiaire du FPCI Fonds ETI 2020 (se référer à la section 7.3 « actionnariat » du présent document). (3) A la date du présent document, fonction principale de Madame Vanessa Giraud. (4) En tant que société de gestion d’un important portefeuille de participations, la liste des mandats de Bpifrance Investissement présentée ci-dessus inclut uniquement ceux exercés au sein de sociétés cotées. * Société française cotée

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 274 STÉPHANIE LEVAN Administrateur Adresse professionnelle : 4 rue Euler ‐ 75008 Paris Âge : 51 ans Nationalité : Française Date d’expiration du mandat : Assemblée générale statuant en 2023 sur les comptes de l’exercice écoulé Nombre d’actions de la Société détenues : 1 091 Stéphanie Levan a commencé sa carrière chez Ernst & Young où elle assurait des missions d’audit et de conseil pendant cinq ans auprès de plusieurs sociétés françaises et étrangères cotées. Elle intègre ensuite le groupe Plastic Omnium, équipementier automobile et spécialiste de la collecte et gestion des déchets urbains, en tant que responsable de la consolidation groupe puis de l’audit interne. En septembre 2004, elle rejoint le groupe Louis Dreyfus en tant que responsable de la consolidation groupe puis, à l’occasion d’une scission, devient directeur financier du groupe Impala (anciennement Louis Dreyfus S.A.S.). Son rôle au sein du département consolidation du groupe Louis Dreyfus puis du groupe Impala lui permettent de bénéficier d’une bonne connaissance du Groupe depuis la création de la Société en 2008. Stéphanie Levan est diplômée de l’EDHEC et est expert‐comptable. MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS À LA DATE DU DOCUMENT MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS AU COURS DES CINQ DERNIÈRES ANNÉES ET QUI NE SONT PLUS OCCUPÉS – Directeur financier d’Impala SAS (1) – Administrateur et membre du Comité d’audit de Neoen S.A.* – Représentant permanent d’Impala SAS au Conseil d’administration et au Comité d’audit de Direct Energie*. (1) A la date du présent document, fonction principale de Madame Stéphanie Levan. * Société française cotée SIMON VEYRAT Administrateur Adresse professionnelle : 4 rue Euler ‐ 75008 Paris Âge : 32 ans Nationalité : Française Date d’expiration du mandat : Assemblée générale statuant en 2024 sur les comptes de l’exercice écoulé Nombre d’actions de la Société détenues (1) : 0 Simon Veyrat est chargé d’affaires au sein du groupe Impala depuis le 1 er octobre 2018, après avoir eu diverses expériences professionnelles au sein de cabinets d’avocats d’affaires dans le cadre de ses études. Simon Veyrat est diplômé de l’École des Hautes Etudes Commerciales de Paris (HEC Paris) en management et droit des affaires. Il est également diplômé en droit des affaires et fiscalités de l’université Sorbonne Paris 1 et titulaire du Certificat d’Aptitude à la Profession d’Avocat (CAPA). MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS À LA DATE DU DOCUMENT MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS AU COURS DES CINQ DERNIÈRES ANNÉES ET QUI NE SONT PLUS OCCUPÉS – Chargé d’affaires au sein du Groupe Impala (2) . – Administrateur de Neoen S.A.* – Président de Clapioca S.A.S. – Néant. (1) Monsieur Simon Veyrat est actionnaire indirect de la Société, à travers Impala SAS, dont il est actionnaire minoritaire. (2) A la date du présent document, fonction principale de Monsieur Simon Veyrat. * Société française cotée

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 275 6.1.2 CENSEUR DU CONSEIL D’ADMINISTRATION Le Conseil d’administration peut procéder à la nomination de censeurs. Le Conseil d’administration s’assure notamment que les censeurs connaissent la réglementation relative aux abus de marché, et plus spécifiquement les règles d’abstention, d’utilisation et de communication d’une information privilégiée. Les censeurs sont appelés à assister comme observateurs aux réunions du Conseil d’administration et peuvent être consultés par celui‐ ci. Le Conseil d’administration peut confier des missions spécifiques aux censeurs ; ils peuvent faire partie, et présider, sous réserve du respect des recommandations du Code AFEP/MEDEF et du règlement intérieur du Conseil d’administration, notamment s’agissant des exigences d’indépendance, des comités créés par le Conseil d’administration (à l’exception du Comité d’audit). L’éventuelle rémunération des censeurs est fixée par le Conseil d’administration. Le Conseil d’administration peut décider de reverser aux censeurs une quote‐part de l’enveloppe globale annuelle de rémunération qui lui est allouée par l’assemblée générale et autoriser le remboursement des dépenses engagées par les censeurs dans l’intérêt de la Société. JACQUES VEYRAT Censeur (1) Adresse professionnelle : 4 rue Euler ‐ 75008 Paris Âge : 60 ans Nationalité : Française Date d’expiration du mandat : Assemblée générale statuant en 2026 sur les comptes de l’exercice écoulé Nombre d’actions de la Société détenues (2) : 0 Jacques Veyrat a démarré sa carrière en 1989 au Comité interministériel de restructuration industrielle (direction du trésor), où il a été rapporteur jusqu’en 1991. De 1991 à 1993, il est secrétaire général adjoint du Club de Paris, puis devient conseiller technique au cabinet du ministre de l’Équipement des Transports, du Tourisme et de la Mer dès 1993. En 1995, il rejoint le groupe Louis Dreyfus, comme directeur général de Louis Dreyfus Armateurs jusqu’en 1998, puis Président‐directeur général de Louis Dreyfus Communications (Neuf Cegetel) de 1998 à 2008 et Président‐directeur général du groupe Louis Dreyfus jusqu’en 2011. Depuis 2011, il est Président de la société Impala SAS. Jacques Veyrat est un ancien élève de l’École polytechnique et du Collège des ingénieurs, ingénieur du corps des Ponts et Chaussées. MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS À LA DATE DU DOCUMENT MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS AU COURS DES CINQ DERNIÈRES ANNÉES ET QUI NE SONT PLUS OCCUPÉS – Président d’Impala SAS (3) – Censeur et membre du Comité Gouvernance et RSE de Neoen S.A.* – Président du Conseil d’administration de Fnac‐ Darty S.A.* – Administrateur de GBL (Groupe Bruxelles Lambert).** – Administrateur d’Iliad S.A.* – Censeur au sein du Conseil de surveillance de Louis Dreyfus Armateurs S.A.S. – Membre du Conseil de surveillance d’Eurazeo S.E.* – Administrateur de Direct Energie S.A.* – Administrateur d’ID Logistics Group S.A. – Administrateur d’Imerys S.A.* – Administrateur de HSBC France S.A. – Membre du Conseil de surveillance de Sucres et Denrées S.A. – Administrateur de Nexity S.A.* – Censeur au sein du Conseil d’administration d’ID Logistics Group S.A.* (1) Monsieur Jacques Veyrat a été nommé en qualité de censeur par le Conseil d’administration en date du 12 septembre 2018. Son mandat en qualité de censeur a été renouvelé pour une durée de quatre ans lors du Conseil d’administration du 14 mars 2022 sur proposition du Comité Gouvernance et RSE. (2) Monsieur Jacques Veyrat contrôle la société Impala SAS qui est l’actionnaire de référence de la Société. (3) A la date du présent document, fonction principale de Monsieur Jacques Veyrat. * Société française cotée ** Société belge cotée sur Euronext Bruxelles

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 277 Première nomination Dernier renouvellement de mandat Echéance du mandat en cours (1) Xavier Barbaro Président‐directeur général AG 2018 AG 2022 AG 2026 Helen Lee Bouygues Administrateur Référent AG 2018 AG 2021 AG 2025 FSP Représenté par Christophe Gégout Administrateur AG 2018 AG 2020 AG 2024 Sixto Représentée par Bertrand Dumazy Administrateur AG 2018 AG 2022 AG 2025 Bpifrance Investissement Représentée par Vanessa Giraud Administrateur AG 2018 AG 2021 AG 2025 Stéphanie Levan Administrateur AG 2018 AG 2019 AG 2023 Simon Veyrat Administrateur AG 2018 AG 2020 AG 2024 Jacques Veyrat Censeur CA 2018 CA 2022 AG 2026 (1) Les mandats d’administrateur des membres du Conseil d’administration viennent à échéance à l’issue de l’assemblée générale à tenir dans l’année indiquée, appelée à statuer sur les comptes de l’exercice écoulé. Proposition de renouvellement des mandats de Madame Stéphanie Levan Le mandat d’administrateur de Madame Stéphanie Levan arrive à échéance à l’issue de l’assemblée générale statuant en 2023 sur les comptes de l’exercice écoulé, soit à la prochaine assemblée générale annuelle. Il sera proposé à l’assemblée générale annuelle de la Société de renouveler le mandat de Madame Stéphanie Levan en qualité d’administrateur, pour une durée de quatre ans prenant fin à l’issue de l’assemblée générale ordinaire des actionnaires statuant en 2027 sur les comptes de l’exercice écoulé. Il est précisé que le Conseil d’administration du 15 décembre 2022 a considéré, après avis du Comité Gouvernance et RSE, que Madame Stéphanie Levan ne pouvait pas être qualifiée d’indépendante au regard des critères du Code AFEP/MEDEF auquel la Société se réfère en raison de sa désignation sur proposition de l’actionnaire de référence Impala SAS. Il est par ailleurs rappelé que Madame Stéphanie Levan est également membre du Comité d’audit. Le Conseil d’administration, sur proposition du Comité Gouvernance et RSE, a décidé de procéder au renouvellement de cette fonction, sous condition suspensive et avec effet à compter du renouvellement de son mandat d’administrateur, pour une durée coïncidant avec celle dudit mandat.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 278 6.2 ORGANISATION DU GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6.2.1 PRINCIPES GOUVERNANT LA COMPOSITION ET LE FONCTIONNEMENT DU CONSEIL D’ADMINISTRATION 6.2.1.1 RÈGLES APPLICABLES À LA COMPOSITION DU CONSEIL D’ADMINISTRATION La Société est administrée par un Conseil d’administration composé de trois membres au moins et dix‐huit membres au plus, nommés par l’assemblée générale ordinaire des actionnaires. La proportion des administrateurs de chaque sexe ne peut être inférieure à 40 % lorsque le Conseil d’administration est composé de plus de huit membres. Lorsque le Conseil d’administration est composé au plus de huit membres, l’écart entre le nombre des administrateurs de chaque sexe ne peut être supérieur à deux. Une personne morale peut être désignée administrateur mais elle doit, dans les conditions prévues par la loi, désigner une personne physique qui sera son représentant permanent au sein du Conseil d’administration. Le Conseil d’administration est renouvelé chaque année par roulement, de façon telle que ce roulement porte sur une partie des membres du Conseil d’administration. L’assemblée générale ordinaire fixe la durée du mandat des administrateurs à quatre ans, sous réserve des dispositions légales permettant la prolongation de la durée du mandat. Les fonctions d’un administrateur prendront fin à l’issue de la réunion de l’assemblée générale ordinaire des actionnaires ayant statué sur les comptes de l’exercice écoulé et tenue dans l’année au cours de laquelle expire le mandat dudit administrateur. Par exception, l’assemblée générale pourra, pour la mise en place ou le maintien d’un principe de renouvellement échelonné du Conseil d’administration, désigner un ou plusieurs administrateurs pour une durée différente n’excédant pas quatre ans ou réduire la durée des mandats d’un ou plusieurs administrateurs en fonction à une durée inférieure à quatre ans. Les fonctions de tout administrateur ainsi nommé ou dont la durée du mandat serait modifiée pour une durée n’excédant pas quatre ans prendront fin à l’issue de la réunion de l’assemblée générale ordinaire des actionnaires ayant statué sur les comptes de l’exercice écoulé et tenue dans l’année au cours de laquelle expire le mandat dudit administrateur. 6.2.1.2 RÈGLEMENT INTÉRIEUR DU CONSEIL D’ADMINISTRATION Le Conseil d’administration de la Société a adopté le 12 septembre 2018, et mis à jour le 17 avril 2019, le 25 mars 2020, le 18 décembre 2020, le 15 décembre 2021, le 14 mars 2022 et le 15 décembre 2022, un règlement intérieur décrivant la composition, les missions et les règles régissant son fonctionnement et de celles des comités en complément des dispositions législatives, réglementaires et statutaires applicables. Il est mis en ligne sur le site Internet de la Société, dans la rubrique « investisseurs – gouvernance ». Il prévoit notamment les précisions rappelées ci‐après. (i) Participation aux réunions du Conseil d’administration par visioconférence ou par tous autres moyens de communication – Consultation écrite des administrateurs Dans le respect des dispositions de l’article L. 225‐37 du Code de commerce et de l’article 14.3 des statuts, le règlement intérieur du Conseil prévoit la possibilité pour les administrateurs de participer aux réunions du Conseil par tous moyens de visioconférence ou de télécommunication permettant l’identification des administrateurs et garantissant leur participation effective. Ces modalités de participation ne sont pas applicables pour l’adoption des décisions prévues aux articles L. 232‐1 et L. 233‐16 du Code de commerce relatifs à l’établissement des comptes annuels et du rapport de gestion et à l’établissement des comptes consolidés et du rapport de gestion du Groupe, respectivement. Par ailleurs, conformément aux dispositions de l’article L. 225‐37 du Code de commerce, de l’article 14.3 des statuts et du règlement intérieur du Conseil, certaines décisions du Conseil d’administration (prévues par la règlementation) peuvent être prises par consultation écrite. (ii) Matières réservées au Conseil d’administration Aux termes de l’article 15 des statuts, le Conseil d’administration fixe la limitation des pouvoirs du directeur général, le cas échéant, aux termes de son règlement intérieur, en visant les opérations pour lesquelles l’autorisation préalable du Conseil d’administration est requise. Aux termes de l’article 4.2 du règlement intérieur du Conseil d’administration, sans préjudice des décisions expressément réservées par la loi aux assemblées générales d’actionnaires, et sans préjudice du pouvoir général du Conseil d’administration de se saisir de toute question intéressant la marche des affaires sociales, les décisions suivantes relatives à la Société et/ou l’une de ses filiales, selon le cas, et toute mesure conduisant en pratique aux mêmes conséquences que celle résultant de l’une des décisions suivantes, que le directeur général et/ou les directeurs généraux délégués souhaiteraient prendre seront soumises à l’accord préalable du Conseil d’administration, qui se prononcera à la majorité simple de ses membres présents ou représentés :

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 279 (i) toute acquisition ou cession (notamment par voie de vente, fusion, scission ou apport partiel d’actif) par la Société ou par l’une de ses filiales (ou de l’une ou l’autre) d’un actif ou d’une participation pour un prix unitaire supérieur à 20 000 000 euros (à l’exception des éventuelles opérations à réaliser par la Société ou l’une de ses filiales sur les actifs ou titres des filiales détenues, dans chaque cas, directement ou indirectement, à 100 % par la Société) ; (ii) l’approbation ou la modification du budget annuel de la Société ; (iii) tout investissement par la Société ou l’une de ses filiales, immédiatement ou à terme, en fonds propres ou dépense relatif à un projet non prévu au budget (y compris tout partenariat ou contrat de joint‐venture) d’un montant unitaire supérieur à 20 000 000 euros ; (iv) tout investissement ou dépense réalisé par la Société ou l’une de ses filiales relatif à un projet prévu au budget ou autorisé par le Conseil d’administration ou le Comité de surveillance, selon le cas, pour un montant qui entraîne un accroissement de plus de 15 % des fonds propres prévus au budget ou autorisé par le Conseil d’administration ou le Comité de surveillance, selon le cas, pour ledit projet ; (v) l’adoption d’un nouveau business plan ou toute modification du business plan en cours ; (vi) toute modification de la forme ou de l’objet social de la Société et tout changement stratégique dans la nature de ses activités ; (vii) tout transfert ou cession de la totalité ou quasi‐totalité des actifs de la Société ou toute fusion, scission, dissolution, liquidation de la Société (à l’exception des éventuelles opérations avec une société du Groupe qui ne sont que des opérations de réorganisation interne sans incidence sur les droits et obligations des associés) ; (viii) la conclusion ou la modification par la Société de toute convention d’emprunt ou de financement corporate auprès d’une personne autre qu’une société du Groupe ou un de ses actionnaires et toute garantie, tout cautionnement ou tout autre engagement de payer similaire de la Société d’un montant supérieur à 5 % du montant total de l’endettement du Groupe, étant précisé que tous les projets faisant partie de la même décision ou du même appel d’offre seront cumulés pour l’appréciation des seuils prévus au présent paragraphe (viii) ; (ix) la décision de (x) changer la place de cotation de la Société, (y) réaliser l’introduction en bourse de la Société sur un autre marché réglementé en plus de celui d’Euronext Paris et (z) réaliser l’introduction en bourse sur un marché réglementé ou régulé d’une filiale de la Société ; et (x) la décision de transférer le siège social hors de France (ou de déplacer les principaux centres de décision hors de France). (iii) Administrateur Référent Le Conseil d’administration peut décider de désigner un Administrateur Référent s’il l’estime utile ou nécessaire, dans les conditions fixées par l’article 1.3 de son règlement intérieur. Nomination de l’Administrateur Référent Lorsque la direction générale de la Société est assumée par le Président du Conseil d’administration, le Conseil d’administration peut désigner parmi ses membres qualifiés d’indépendants, sur recommandation du Comité Gouvernance et RSE, un Administrateur Référent (l’« Administrateur Référent »). L’Administrateur Référent est nommé pour une durée qui ne peut excéder celle de son mandat d’administrateur. Il est rééligible et peut être révoqué de ses fonctions d’Administrateur Référent, à tout moment, par le Conseil d’administration, étant précisé que ses fonctions prennent fin par anticipation dans l’hypothèse où la dissociation des fonctions de Président du Conseil d’administration et de directeur général interviendrait avant la fin de son mandat. Missions et pouvoirs de l’Administrateur Référent Les missions de l’Administrateur Référent sont les suivantes : Organisation des travaux du Conseil L’Administrateur Référent : • peut être consulté par le Président du Conseil d’administration sur les projets de calendrier des réunions soumis à l’approbation du Conseil et sur le projet d’ordre du jour de chaque réunion du Conseil d’administration. Il peut proposer au Président l’inscription de points à l’ordre du jour des réunions du Conseil d’administration, de sa propre initiative ou à la demande d’un ou plusieurs membres du Conseil d’administration ; • peut solliciter du Président la convocation du Conseil sur un ordre du jour déterminé ; • peut réunir les membres du Conseil d’administration en dehors de la présence des dirigeants mandataires sociaux en sessions dites executive sessions, de sa propre initiative ou à la demande d’un ou plusieurs membres du Conseil d’administration, sur un ordre du jour précis ; • préside les réunions du Conseil d’administration en l’absence du Président ; • veille au respect du règlement intérieur ; et • assiste le Comité Gouvernance et RSE dans les travaux d’évaluation du fonctionnement du Conseil d’administration et rend compte de cette évaluation au Conseil d’administration. Relations avec les administrateurs L’Administrateur Référent entretient un dialogue régulier et libre avec chacun des membres du Conseil d’administration, en particulier les administrateurs indépendants, et peut se faire si nécessaire leur porte‐parole auprès du Président. L’Administrateur Référent s’assure que les membres du Conseil d’administration soient en mesure d’exercer leur mission dans les meilleures conditions possibles et bénéficient notamment d’un haut niveau d’information en amont des réunions du Conseil d’administration. Fonctionnement des organes de gouvernance L’Administrateur Référent : • peut assister et participer à toute réunion des comités, y compris ceux dont il n’est pas membre. S’il n’est pas membre du Comité Gouvernance et RSE, il est associé de plein droit aux travaux de ce Comité ; et

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 280 • peut être désigné en qualité de président d’un ou plusieurs comités du Conseil d’administration. Gestion des conflits d’intérêts Nonobstant l’obligation de déclaration des conflits d’intérêts qui s’impose à chaque membre du Conseil d’administration prévue dans le règlement intérieur du Conseil d’administration, l’Administrateur Référent porte à l’attention du Conseil d’administration toute situation de conflit d’intérêts, même potentiel, qu’il aurait identifiée. Relations avec les actionnaires L’Administrateur Référent prend connaissance des demandes des actionnaires en matière de gouvernance et veille à ce qu’il leur soit répondu. Il assiste le Président‐directeur général pour répondre aux demandes d’actionnaires, se rend disponible pour rencontrer certains d’entre eux et fait remonter au Conseil d’administration les préoccupations éventuelles des actionnaires en matière de gouvernance. Ressources mises à disposition de l’Administrateur Référent et compte‐rendu de son activité En vue de l’exercice des missions visées ci‐dessus, l’Administrateur Référent a accès à tous les documents et informations qu’il juge nécessaires à l’accomplissement de ses missions. L’Administrateur Référent rend compte de ses travaux annuellement au Conseil d’administration lors de l’évaluation du fonctionnement du Conseil d’administration prévue dans le règlement intérieur du Conseil d’administration. Il est présent lors des assemblées générales d’actionnaires et peut être invité par le Président à rendre compte de son action au cours de ces assemblées. Bilan de l’activité de l’Administrateur Référent Au cours de l’exercice écoulé, Madame Helen Lee Bouygues, Administrateur Référent indépendant et membre du Comité d’audit et du Comité Gouvernance et RSE, a assisté à toutes les réunions du Conseil d’administration et de ses comités. Elle s’est entretenue régulièrement avec le Président‐directeur général, notamment en amont de chaque réunion afin de revoir les ordres du jour prévisionnels et s’assurer d’y aborder les sujets importants. Par ailleurs, ses principales activités au cours de l’exercice 2022 ont notamment consisté à : • contribuer à la préparation de l’émission d’obligations vertes à option de conversion et/ou d’échange en actions nouvelles ou existantes (OCEANEs vertes) réalisée le 7 septembre 2022 ; • participer, aux côtés du Président‐directeur général, à des réunions avec les membres du Comité exécutif pour échanger sur la stratégie du Groupe en matière de recrutement et de rétention des talents ; • diriger et présider les débats de la réunion du Conseil d’administration tenue hors la présence des dirigeants mandataires (executive session) le 23 septembre 2022 ; • revoir l’autoévaluation du fonctionnement du Conseil d’administration et de ses comités au cours de l’exercice 2022. En outre, Madame Helen Lee Bouygues s’est assurée de l’absence de situation de conflits d’intérêt des membres du Conseil d’administration durant cet exercice. Enfin, dans le cadre de ces diligences, Madame Helen Lee Bouygues a considéré que les organes de gouvernance ont fonctionné de manière satisfaisante au cours de l’exercice 2022. Dans ces conditions, elle n’a pas jugé nécessaire de solliciter le Président‐directeur général à l’effet de convoquer le Conseil sur un ordre du jour déterminé. 6.2.1.3 CODE DE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE La Société se conforme aux recommandations du Code AFEP/ MEDEF dans sa version antérieure au 20 décembre 2022, étant précisé que les nouvelles recommandations issues de la version révisée de ce Code publiée le 20 décembre 2022 sont applicables à la Société au plus tard lors de l’Assemblée générale statuant en 2024 sur les comptes de l’exercice écoulé, conformément aux mesures d’application dans le temps prévues lors de cette dernière révision. Le Code AFEP/MEDEF est consultable sur Internet à l’adresse suivante : www.medef.com. La Société tient à la disposition permanente des membres de ses organes sociaux des copies du Code AFEP/MEDEF. 6.2.1.4 EXAMEN DE L’INDÉPENDANCE DES ADMINISTRATEURS En application de l’article 1 (ii) du règlement intérieur du Comité Gouvernance et RSE, le Comité doit examiner « chaque année, avant la publication du rapport sur le gouvernement d’entreprise de la Société, la situation de chaque membre du Conseil d’administration au regard des critères d’indépendance adoptés par la Société, et soumet ses avis au Conseil en vue de l’examen, par ce dernier, de la situation de chaque intéressé au regard de ces critères ». Conformément au Code AFEP/MEDEF, auquel la Société se réfère, et au règlement intérieur du Conseil d’administration (article 1.2), sont considérés comme indépendants les administrateurs qui n’entretiennent aucune relation de quelque nature que ce soit avec la Société, le Groupe ou sa direction, qui puisse compromettre l’exercice de leur liberté de jugement. En particulier, les critères que doivent examiner le Comité Gouvernance et RSE et le Conseil d’administration afin de qualifier un administrateur d’indépendant sont les suivants : (i) ne pas être salarié ou dirigeant mandataire social exécutif de la Société, ni salarié, dirigeant mandataire social exécutif ou administrateur de sa société mère, d’une société ou entité du Groupe ou d’une société consolidée par la société mère et ne pas l’avoir été au cours des cinq années précédentes ; (ii) ne pas être dirigeant mandataire social exécutif d’une société dans laquelle la Société détient directement ou indirectement un mandat d’administrateur ou dans laquelle un salarié désigné en tant que tel ou un dirigeant mandataire social exécutif de la Société (actuel ou l’ayant été depuis moins de cinq ans) détient un mandat d’administrateur ;

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 281 (iii) ne pas être client, fournisseur, banquier d’affaires, banquier de financement, conseil, significatif de la Société ou de son Groupe ou pour lequel la Société ou son Groupe représente une part significative de l’activité ; (iv) ne pas avoir de lien familial proche avec un mandataire social de la Société ; (v) ne pas avoir été, au cours des cinq années précédentes, commissaire aux comptes de la Société ; (vi) ne pas être administrateur de la Société depuis plus de douze ans, étant précisé que la perte de la qualité d’administrateur indépendant intervient à la date des douze ans. Le Code AFEP/MEDEF indique que, concernant le critère mentionné au point (iii) ci‐dessus, l’appréciation du caractère significatif ou non de la relation entretenue avec la Société ou le Groupe doit être débattue par le Conseil d’administration et les critères quantitatifs et qualitatifs ayant conduit à cette appréciation être explicités dans le présent rapport sur le gouvernement d’entreprise. S’agissant des administrateurs détenant plus de 10 % du capital ou des droits de vote de la Société, ou représentant une personne morale détenant une telle participation, le Code AFEP/MEDEF recommande en outre que la qualification d’indépendant tienne compte de la composition du capital de la Société et de l’existence d’un conflit d’intérêts potentiel. Par ailleurs, le Code AFEP/MEDEF précise qu’un dirigeant mandataire social non exécutif ne peut être considéré comme indépendant s’il perçoit une rémunération variable en numéraire ou des titres ou toute rémunération liée à la performance de la Société ou du Groupe. Xavier Barbaro Helen Lee Bouygues FSP Sixto Bpifrance Investissement Stéphanie Levan Simon Veyrat Critère 1 : Ne pas avoir été salarié ou DMS de la Société, de sa société‐ mère, ou une filiale au cours des 5 années précédentes • • • • Critère 2 : Ne pas être DMS exécutif d’une société dans laquelle la Société détient un mandat • • • • • • • Critère 3 : Ne pas entretenir de relations d’affaires significatives avec la Société • • • • • • Critère 4 : Ne pas avoir de lien familial proche avec un mandataire social • • • • • • • Critère 5 : Ne pas avoir été commissaire aux comptes de la Société au cours des 5 années précédentes • • • • • • • Critère 6 : Ne pas être administrateur de la Société depuis plus de 12 ans • • • • • • • Critère 7 : Pour un DMS non exécutif, ne pas percevoir de rémunération variable liée à la performance • • • • • • Critère 8 : Analyse par le CA du statut de l’actionnaire important (> 10 % du capital de la Société) et de son administrateur représentant • • • • Administrateur indépendant NON OUI OUI OUI NON NON NON • Critères d’indépendance satisfaits

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 282 En application de ces critères, ont été précédemment considérés comme indépendants, à l’occasion de l’introduction en bourse de la Société en octobre 2018 et au cours des réunions du Conseil d’administration ultérieures et notamment celle du 15 décembre 2022 : Madame Helen Lee Bouygues, la société Sixto représentée par Monsieur Bertrand Dumazy et le Fonds Stratégique de Participations (FSP) représenté par Monsieur Christophe Gégout car ils respectent chacun tous les critères d’indépendance susvisés. Il est également précisé qu’aucun administrateur indépendant n’entretient de relations d’affaires avec la Société. En revanche, au regard de la composition du capital de la Société, deux administrateurs (Madame Stéphanie Levan et Monsieur Simon Veyrat), n’ont pas été considérés comme indépendants en raison de leur désignation sur proposition de l’actionnaire de référence de la Société, Impala SAS. Monsieur Xavier Barbaro assumant les fonctions de Président‐directeur général n’a pas été considéré comme indépendant car il est dirigeant mandataire social exécutif de la Société. L’indépendance de Bpifrance Investissement a été examinée en détail en décembre 2022 par le Comité Gouvernance et RSE et le Conseil d’administration. Bpifrance étant l’une des banques de financement du Groupe, cette relation ne permet pas à ce jour à Bpifrance Investissement de pouvoir être considéré comme membre indépendant du Conseil d’administration. 6.2.1.5 POLITIQUE DE DIVERSITÉ APPLIQUÉE AUX MEMBRES DU CONSEIL D’ADMINISTRATION AINSI QU’AU COMITÉ EXÉCUTIF ET POLITIQUE DE MIXITÉ DANS LES 10 % DE POSTES À PLUS FORTE RESPONSABILITÉ Diversité au sein du Conseil d’administration et de ses comités Le Conseil d’administration a mis en œuvre une politique de diversité visant à disposer d’une composition recherchant un bon équilibre et une juste répartition des expériences, qualifications, cultures, âges, nationalités et ancienneté, en adéquation avec les besoins de la Société. La recherche de cette diversité aboutit à une composition équilibrée au sein du Conseil d’administration tenant notamment compte des éléments suivants : (i) l’équilibre souhaitable de la composition du Conseil d’administration au vu de la composition et de l’évolution de l’actionnariat de la Société, (ii) le nombre souhaitable de membres indépendants, (iii) la proportion d’hommes et de femmes requise par la réglementation en vigueur et (iv) l’intégrité, la compétence, l’expérience et l’indépendance de chaque membre. Le Conseil d’administration réuni le 15 décembre 2021, sur proposition du Comité Gouvernance et RSE, a arrêté les termes de la politique de diversité applicable aux administrateurs, appréciée au regard d’une pluralité de critères exposés ci‐après. Lors de sa réunion du 15 décembre 2022, il a examiné sa mise en œuvre au cours de l’exercice 2022 et les résultats obtenus au cours dudit exercice, dont il ressort les éléments suivants :

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 283 Critères Politique et objectifs visés Modalité de mise en œuvre de la politique et résultats en 2022 Représentation équilibrée des hommes et des femmes Représentation équilibrée des hommes et des femmes au sein du Conseil et de l’ensemble des comités Au sein du Conseil : respect de l’exigence légale relative à l’écart de 2 maximum entre le nombre de membres de chaque sexe dès lors que le Conseil comporte au plus 8 membres et au‐delà, respect de la proportion de 40 % Composition du Conseil : • 42 % de femmes • Ecart de 1 entre le nombre de personnes de chaque sexe (étant précisé que l’exigence légale applicable en la matière est un écart de 2 maximum) Composition des comités : • Comité d’audit : 2/3 de femmes • Comité Gouvernance et RSE : 1/3 de femmes • Ecart de 1 entre le nombre de personnes de chaque sexe dans chaque comité Pluralité de nationalités – Profils internationaux Expérience internationale d’une partie des administrateurs et/ou présence d’au moins un administrateur de nationalité étrangère Dimension internationale du Conseil au regard de la présence de : • Madame Helen Lee Bouygues de nationalité américaine, dotée d’une expérience internationale, • Monsieur Bertrand Dumazy qui dirige un groupe largement présent à l’international, et • Monsieur Xavier Barbaro, Président‐directeur général de Neoen, qui a eu une expérience professionnelle antérieure à l’étranger et qui dirige actuellement le Groupe présent dans 16 pays Indépendance Proportion minimum de membres indépendants au sein du Conseil et des comités : • Conseil d’administration : 1/3 • Comité d’audit : 2/3 • Comité Gouvernance et RSE : + 50 % Représentation des administrateurs indépendants au sein du Conseil d’administration et des comités : • Conseil d’administration : 42 % de membres indépendants • Comité d’audit et Comité Gouvernance et RSE : 2/3 de membres indépendants Age Pas plus d’un tiers des administrateurs ne peut avoir plus de 70 ans Aucun administrateur n’a atteint l’âge de 70 ans Les administrateurs ont entre 32 et 51 ans, avec une moyenne de 46 ans Diversité des compétences et des expériences professionnelles Promotion et conservation d’une variété et d’une complémentarité des expertises et expériences des membres du Conseil d’administration, leur permettant d’appréhender rapidement et de manière approfondie les enjeux de développement du Groupe et de prendre des décisions réfléchies et de qualité Diversité des compétences : Certains administrateurs disposent de compétences en stratégie, d’autres de compétences financières, de compétences à l’international ou encore dans le domaine de la direction générale ou plus spécifiques (éthique et conformité, RSE, digital) Pour plus de détails, se référer au tableau des « compétences représentées au Conseil d’administration » ci‐dessous Diversité des expériences professionnelles : La plupart des administrateurs possèdent une vaste expérience professionnelle dans divers secteurs d’activité et à des postes de haut niveau, la plupart exerçant ou ayant déjà exercé des fonctions d’administrateur ou de mandataire social dans d’autres sociétés françaises ou étrangères, dont certaines sont cotées en bourse

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 284 COMPETENCES REPRESENTEES AU CONSEIL D’ADMINISTRATION Stratégie Finance International General Management Energie Ethique et conformité RSE Digital Xavier Barbaro      Helen Lee Bouygues           FSP Réprésenté par Christophe Gégout        Sixto Réprésentée par Bertrand Dumazy          Bpifrance Investissement Réprésentée par Vanessa Giraud      Stéphanie Levan    Simon Veyrat      Jacques Veyrat (1)        Comité d’audit  Comité Gouvernance et RSE (1) Monsieur Jacques Veyrat est censeur du Conseil d’administration Au regard de ce qui précède, le Conseil d’administration de la Société réuni le 15 décembre 2022, après avoir pris connaissance des conclusions du Comité Gouvernance et RSE, a constaté, que l’ensemble des objectifs de la politique de diversité étaient atteints et feraient l’objet d’un suivi annuel de la part du Comité Gouvernance et RSE. Ce suivi et la mise en œuvre de cette politique de diversité seront notamment assurés via la procédure de sélection des administrateurs qui reprend l’ensemble des critères pris en compte dans le cadre de la diversité de la composition du Conseil. Ces critères seront donc systématiquement examinés dans le cadre de la sélection des candidats au poste d’administrateur. Représentation équilibrée des hommes et des femmes au sein du Comité exécutif A titre préalable, il est précisé que l’instance dirigeante de la Société au niveau de laquelle des objectifs de mixité sont mis en place conformément au Code AFEP/MEDEF est le Comité exécutif de la Société. Les fonctions représentées au sein du Comité exécutif de la Société sont les suivantes : Président‐directeur général, directeur général délégué, directeur des opérations Groupe (COO), directeur financier Groupe et secrétaire général. La représentation des femmes au sein du Comité exécutif demeure à 20 % à l’instar de l’exercice précédent. La moyenne est de 22 % pour les sociétés du CAC 40 et de 24 % pour les sociétés du AMLBF 120. En revanche, compte tenu du secteur d’activité du Groupe et le profil majoritairement ingénieur des membres du Comité exécutif, les femmes sont moins représentées sur ce secteur du marché de l’emploi. Ainsi, en raison de ces contraintes, le Conseil d’administration réuni le 15 décembre 2022, sur proposition du Comité Gouvernance et RSE, a validé l’objectif du maintien d’un minimum de 20 % de femmes au sein du Comité exécutif de la Société. Par ailleurs, en cas de vacance à un poste au sein du Comité exécutif à pourvoir par un recrutement externe, la Société s’efforcera d’avoir des candidats des deux sexes pour maximiser ses chances d’avoir un meilleur équilibre dans la représentation des femmes et des hommes au sein de son Comité exécutif. En revanche, en cas de recrutement en interne conformément au plan de succession en place, il ne pourra pas nécessairement y avoir de mise en concurrence des candidats homme et femme. En conséquence, le Conseil d’administration réuni le 15 décembre 2022, après avoir pris connaissance des conclusions du Comité Gouvernance et RSE, a validé la politique de mixité présentée ci‐dessus.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 285 La Société continuera de réaliser un suivi annuel de la place des femmes dans son Comité exécutif et du profil de ses membres, en vue de se conformer à la politique de mixité hommes/femmes au sein des instances dirigeantes précitée. Résultats en matière de mixité dans les 10 % de postes à plus forte responsabilité Au 31 décembre 2022, les femmes représentaient 30,7 % de l’effectif total du Groupe (contre 28,8 % en 2021) et 27,8 % des 10 % des postes à plus forte responsabilité (contre 31 % en 2021). La croissance du Groupe se reflète dans la croissance des effectifs qui est de plus de 20 % en 2022. Ce qui représente 125 embauches dont plus de 50 % à l’international en particulier sur des fonctions d’ingénieur et chef de projet, fonctions où les femmes sont moins représentées sur le marché de l’emploi. La part des femmes au sein du Groupe est en progression en 2022, ainsi que la part des femmes dans les recrutements ce qui permettra à terme d’augmenter la part des femmes au sein du management. L’objectif de Neoen reste de dépasser 32 % de femmes au sein de son Groupe. Le Groupe continue de déployer ses efforts et veille également à avoir une répartition hommes / femmes satisfaisante et une grande diversité tant en termes de parcours que de nationalités (42 nationalités). 6.2.2 PRINCIPES RÉGISSANT LE FONCTIONNEMENT DE LA GOUVERNANCE 6.2.2.1 MODE DE GOUVERNANCE (i) Président-directeur général Unicité des fonctions de président du Conseil d’administration et de directeur général Monsieur Xavier Barbaro a été nommé Président‐directeur général, lors de la séance du Conseil d’administration du 12 septembre 2018, avec effet immédiat. Son mandat de Président‐ directeur général a été renouvelé pour une durée de 4 ans à l’issue de l’assemblée générale annuelle du 25 mai 2022. Suivant l’avis du Comité Gouvernance et RSE, le Conseil d’administration avait conclu que ne pas dissocier les fonctions de président du Conseil d’administration et de directeur général permettrait de s’inscrire dans une continuité avec la répartition entre les pouvoirs des organes sociaux statutaires de la Société sous sa précédente forme sociale de société par actions simplifiée, de sorte que le changement de forme sociale n’ait pas d’effet sur le mode d’exercice de la direction générale de la Société. En effet, Monsieur Xavier Barbaro exerçait les fonctions de Président de la Société et de président du Comité de surveillance de la Société sous sa forme antérieure de société par actions simplifiée jusqu’à sa transformation en société anonyme intervenue à cette même date, le 12 septembre 2018. Pour mémoire, le mandat d’administrateur de Monsieur Xavier Barbaro arrivait à échéance à l’issue de l’assemblée générale statuant en 2022 sur les comptes de l’exercice 2021. Lors de cette assemblée générale le mandat de Monsieur Xavier Barbaro en qualité d’administrateur a été renouvelé pour une durée de quatre ans prenant fin à l’issue de l’assemblée générale ordinaire des actionnaires statuant en 2026 sur les comptes de l’exercice écoulé. Il est également rappelé que, par ailleurs, Monsieur Xavier Barbaro était également Président‐directeur général de la Société et que son mandat arrivait également à échéance à l’issue de l’assemblée générale statuant en 2022 sur les comptes de l’exercice 2021. Le Conseil d’administration a décidé lors de sa réunion du 14 mars 2022 de procéder par anticipation au renouvellement de ses fonctions de Président‐ directeur général, sous condition suspensive et avec effet à compter du renouvellement de son mandat d’administrateur, pour une durée coïncidant avec celle dudit mandat. Le Conseil d’administration a également décidé de confirmer la poursuite du cumul des fonctions de Président du Conseil et directeur général pour les raisons suivantes : • le cumul des fonctions permet de continuer d’assurer la réactivité, l’efficacité et l’agilité dans la prise de décision : cette dernière est très caractéristique pour la prise des décisions au sein du Groupe et l’« unité de commandement » serait en parfaite cohérence avec le processus de décision existant au sein du Groupe ; • il permet aussi à la Société de parler d’une seule voix et de continuer de bénéficier d’un interlocuteur unique et d’une communication forte et cohérente ; • le cumul des fonctions de Président du Conseil et de directeur général permet également de continuer de maintenir la confiance et le dialogue instaurés entre la direction générale et le Conseil d’administration de la Société et ainsi d’assurer la cohésion entre la stratégie et la fonction opérationnelle ; • ce cumul est également justifié au regard de la performance et les qualités reconnues du Président‐directeur général en place. Enfin, ce cumul des fonctions permet d’assurer la continuité avec le mode de gouvernance antérieure qui s’est avérée efficace dans un Groupe qui comptait 299 salariés à la fin de l’année 2021. Pouvoirs du directeur général (article 16.2 des statuts) Le directeur général est investi des pouvoirs les plus étendus pour agir en toute circonstance au nom de la Société. Il exerce ces pouvoirs dans la limite de l’objet social et sous réserve de ceux que la loi et les statuts attribuent expressément aux assemblées d’actionnaires et au Conseil d’administration. Le directeur général représente la Société dans ses rapports avec les tiers. La Société est engagée même par les actes du directeur général qui ne relèvent pas de l’objet social, à moins qu’elle ne prouve que le tiers savait que l’acte dépassait cet objet ou qu’il ne pouvait l’ignorer compte tenu des circonstances, étant exclu que la seule publication des statuts suffise à constituer cette preuve. Le directeur général doit toutefois obtenir l’accord préalable du Conseil d’administration pour les opérations listées au paragraphe 6.2.1.2 (ii) « matières réservées au Conseil d’administration » du présent document.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 286 (ii) Directeur général délégué Nomination du directeur général délégué Sur proposition du directeur général, le Conseil d’administration peut nommer une ou plusieurs personnes physiques chargées d’assister le directeur général avec le titre de directeur général délégué. Le nombre maximum de directeurs généraux délégués est fixé à trois. Le Conseil d’administration de la Société, lors de sa réunion du 17 avril 2019, sur proposition du Président‐directeur général et après avoir recueilli l’avis du Comité Gouvernance et RSE, avait décidé de nommer Monsieur Romain Desrousseaux en qualité de directeur général délégué. Le mandat de Monsieur Romain Desrousseaux en qualité de directeur général délégué a été renouvelé lors de la réunion de Conseil d’administration du 14 mars 2022, et sur proposition du Comité Gouvernance et RSE, pour une durée coïncidant avec celle du mandat du Président‐directeur général. Le renouvellement du mandat de Monsieur Romain Desrousseaux a pris effet à l’issue de l’assemblée générale annuelle du 25 mai 2022. ROMAIN DESROUSSEAUX Directeur général délégué Adresse professionnelle : 22 rue Bayard ‐ 75008 Paris Âge : 47 ans Nationalité : Française Date d’expiration du mandat : Assemblée générale statuant en 2026 sur les comptes de l’exercice écoulé Nombre d’actions de la Société détenues : 504 493 (1) Romain Desrousseaux est directeur général délégué de Neoen et a pour mission principale de garantir la mise en œuvre de la stratégie du Groupe et d’accompagner en conséquence son développement à l’international. Il a commencé sa carrière en 1999 chez LDCom, en charge du programme d’investissement dans le réseau Internet haut débit. En 2008, il a rejoint le groupe Louis Dreyfus Commodities comme adjoint au directeur des systèmes d’information, puis il a repris la direction des opérations pour la région Afrique et Moyen‐Orient. Romain Desrousseaux est un ancien élève de l’École normale supérieure. Il a rejoint Neoen en 2013 en tant que directeur général adjoint en charge du développement des projets à l’international et membre du Comité exécutif. MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS À LA DATE DU DOCUMENT (2) MANDATS ET FONCTIONS EXERCÉS AU COURS DES CINQ DERNIÈRES ANNÉES ET QUI NE SONT PLUS OCCUPÉS – Directeur général délégué de Neoen S.A.* – Aucun (1) Nombre d’actions détenues par Monsieur Romain Desrousseaux et les membres de sa famille. (2) Monsieur Romain Desrousseaux a des mandats dans les filiales du Groupe à l’étranger. * Société française cotée Pouvoirs du directeur général délégué (article 16.3 des statuts) En accord avec le directeur général, le Conseil d’administration détermine l’étendue et la durée des pouvoirs accordés aux directeurs généraux délégués. À l’égard des tiers, le ou les directeurs généraux délégués disposent des mêmes pouvoirs que le directeur général. Le directeur général délégué et/ou les directeurs généraux délégués doivent toutefois obtenir l’accord préalable du Conseil d’administration pour les opérations listées au paragraphe 6.2.1.2 (ii) « matières réservées au Conseil d’administration » du présent document. (iii) Comité exécutif À la date du rapport sur le gouvernement d’entreprise approuvé par le Conseil d’administration le 28 février 2023, le Comité exécutif était composé de 5 membres : Xavier Barbaro Président‐directeur général Romain Desrousseaux Directeur général délégué Norbert Thouvenot Directeur des opérations Groupe Louis‐Mathieu Perrin Directeur financier Olga Kharitonova Secrétaire général La biographie de Monsieur Xavier Barbaro est présentée au paragraphe 6.1.1 du présent document. La biographie de Monsieur Romain Desrousseaux est présentée au paragraphe 6.2.2.1 (ii) du présent document. Norbert Thouvenot a débuté sa carrière en 1991 chez Alcatel comme directeur de projet export. En 1998, il entre chez Louis Dreyfus Communication (LDCOM) où il a occupé différentes fonctions (construction, BU internet et data...) avant de prendre la direction des activités opérationnelles du secteur résidentiel. Il rejoint ensuite le groupe Louis Dreyfus Commodities en 2006 en qualité de directeur monde des opérations industrielles, achats et Health & Safety. Norbert Thouvenot rejoint Neoen en 2015 en tant que directeur des opérations internationales. Il est ensuite nommé directeur des opérations Groupe en mai 2021. Norbert Thouvenot est diplômé de CentraleSupelec et est titulaire d’un International Master en Management de l’EM Lyon. Louis-Mathieu Perrin a commencé sa carrière en audit et conseil financier durant cinq années avant de rejoindre en 2006 Pictet Asset Management, initialement en tant qu’analyste avant de devenir Investment manager. Il intègre en 2009 EY, où il devient directeur associé, et intervient notamment auprès d’acteurs du secteur de l’énergie. En 2014, il est nommé directeur administratif et financier du groupe Direct Énergie, avant de partir chez Voodoo en 2018, dans des fonctions similaires. Il rejoint Neoen en 2019 en tant que directeur financier du Groupe. Louis‐ Mathieu Perrin est diplômé de Sciences Po Paris. Olga Kharitonova a débuté sa carrière en 2000 à Moscou au sein de l’European Business Club (association représentant les intérêts des entreprises européennes en Russie) avant de rejoindre Bureau Francis Lefebvre (devenu CMS Francis Lefebvre). Admise au Barreau des avocats de Paris en 2006,

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 287 elle a alors intégré le bureau parisien de Cleary Gottlieb Steen & Hamilton LLP où elle intervenait sur des opérations complexes de dimension internationale. Olga Kharitonova a rejoint Neoen en 2018, en qualité de secrétaire général du Groupe. Elle est diplômée de l’Université d’État de Moscou (Lomonossov), de Sciences Po Paris et est titulaire d’un DEA de droit des affaires de Paris I‐Sorbonne. (iv) Procédure de sélection des administrateurs La Société dispose d’une procédure de sélection des nouveaux administrateurs. Celle‐ci a vocation à être mise en œuvre lorsqu’il est envisagé de désigner un nouveau membre du Conseil d’administration en adjonction aux membres en fonction ou en remplacement d’un membre dont le poste est laissé vacant. Cette procédure de sélection est mise en œuvre par le Comité Gouvernance et RSE. Elle est pilotée par l’Administrateur Référent, en lien avec le Président du Comité Gouvernance et RSE. Les principales étapes de ce processus, après avoir identifié les critères de sélection et le profil recherché, sont l’examen des candidatures par l’Administrateur Référent en lien avec le président du Comité Gouvernance et RSE, le cas échéant, au regard de travaux menés par un cabinet de recrutement extérieur et/ou de profils proposés par les administrateurs, suivi d’un entretien individuel avec le Comité Gouvernance et RSE, lequel émet une recommandation au Conseil d’administration. Le choix définitif appartient au Conseil d’administration. En cas de mise en œuvre de cette procédure, un compte‐rendu sera présenté dans le rapport sur le gouvernement d’entreprise relatif à l’exercice concerné. (v) Plan de succession des mandataires sociaux Au titre de l’article 1(i) du règlement intérieur du Comité Gouvernance et RSE, ce dernier est tenu d’établir et de tenir à jour un plan de succession des membres du Conseil d’administration ainsi que des dirigeants mandataires sociaux de la Société pour être en situation de proposer rapidement au Conseil d’administration des solutions de succession notamment en cas de vacance imprévisible. Le Conseil d’administration, lors de sa réunion du 28 février 2023, après avoir recueilli l’avis du Comité Gouvernance et RSE, a examiné ce point et considéré, en ligne avec le plan de succession déjà applicable, ce qui suit : • le directeur général délégué nommé par le Conseil permettrait à la Société de le désigner dans le cadre de la succession immédiate du directeur général en cas de vacance imprévisible. Cette solution interne présenterait l’avantage d’une certaine forme de continuité et de la connaissance approfondie de l’entreprise par le successeur ainsi désigné, même si, selon les circonstances qui se présenteraient le moment venu, le Conseil pourrait souhaiter identifier un autre candidat dont le profil répondrait davantage au rôle de directeur général de la Société le moment venu ; • l’Administrateur Référent désigné par le Conseil pourrait, quant à lui, assumer un rôle de succession intérimaire immédiate de la fonction de Président du Conseil d’administration en cas de vacance imprévisible de ces fonctions. Compte tenu du rôle de l’Administrateur Référent, cela permettrait à la Société et à son Conseil d’administration de bénéficier également d’une certaine forme de continuité dans les organes sociaux et de la connaissance de la Société par le successeur ainsi désigné, même si, selon les circonstances qui se présenteraient le moment venu, le Conseil pourrait souhaiter identifier, que ce soit à titre intérimaire ou de manière plus pérenne, un autre candidat dont le profil répondrait davantage au rôle de Président du Conseil d’administration de la Société le moment venu. A l’issue de son examen de ce plan de succession, le Conseil d’administration a confirmé que ledit plan de succession était toujours applicable. S’agissant des membres du Conseil d’administration, sur recommandation du Comité Gouvernance et RSE, le Conseil d’administration a décidé lors de sa réunion du 28 février 2023 de poursuivre la démarche d’identification de candidats potentiels susceptibles de faire face à une situation de vacance imprévisible d’un administrateur, étant toutefois rappelé que trois des sept administrateurs sont des personnes morales, pour lesquelles la question de succession ne se pose pas, à l’exception de la société Sixto. Enfin, afin d’assurer une continuité du management en cas de vacance imprévisible d’un membre du Comité exécutif, le Conseil d’administration lors de sa réunion du 28 février 2023, sur recommandation du Comité Gouvernance et RSE, a reconduit le plan de succession des autres membres du Comité exécutif déjà en vigueur ; plan qui avait d’ailleurs été mis en œuvre par le Comité Gouvernance et RSE lors du départ de Monsieur Paul‐François Croisille et qui avait conduit à nommer Monsieur Norbert Thouvenot en remplacement. 6.2.2.2 RÈGLES RÉGISSANT LE FONCTIONNEMENT DU CONSEIL D’ADMINISTRATION (i) Missions (règlement intérieur – article 4.1) Le Conseil d’administration assume les missions et exerce les pouvoirs qui lui sont conférés par la loi, les statuts de la Société et les règlements intérieurs du Conseil d’administration et de ses comités. Il détermine et apprécie les orientations, objectifs et performances de la Société et veille à leur mise en œuvre, conformément à son intérêt social, en prenant en considération les enjeux sociaux et environnementaux de son activité. Sous réserve des pouvoirs attribués aux assemblées d’actionnaires et dans la limite de l’objet social, il se saisit de toute question intéressant la bonne marche de la Société et règle, par ses délibérations, les affaires qui la concernent. Le Conseil procède aux contrôles et vérifications qu’il juge opportuns et peut se faire communiquer les documents qu’il estime utiles à l’accomplissement de sa mission. Le Conseil d’administration s’attache en outre à promouvoir la création de valeur sur le long terme de l’entreprise en tenant compte notamment des dimensions sociales, sociétales et environnementales de ses activités. Il propose, le cas échéant, toute évolution statutaire de l’objet social qu’il estime opportune. Il est également informé de l’évolution des marchés, de

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 288 l’environnement concurrentiel et des principaux enjeux auxquels l’entreprise est confrontée y compris dans le domaine de la responsabilité sociale et environnementale. Le Conseil d’administration examine régulièrement, en lien avec la stratégie qu’il a définie, les opportunités et les risques tels que les risques financiers, juridiques, opérationnels, sociaux et environnementaux ainsi que les mesures prises en conséquence. À cette fin, le Conseil d’administration reçoit toutes les informations nécessaires à l’accomplissement de sa mission notamment de la part des dirigeants mandataires sociaux exécutifs. Le Conseil d’administration s’assure que les dirigeants mandataires sociaux exécutifs mettent en œuvre une politique de non‐discrimination et de diversité notamment en matière de représentation équilibrée des femmes et des hommes au sein des instances dirigeantes. En matière d’évaluation régulière des conventions portant sur des conventions courantes et conclues à des conditions normales, le Conseil d’administration s’assure qu’annuellement une réunion examine à nouveau le caractère courant des conventions poursuivies. Au cours de l’exercice social, un suivi des conventions courantes est mis en place et géré par un comité ad hoc composé du directeur financier Groupe et du secrétaire général. Ce suivi est synthétisé dans un tableau de suivi comportant la date de conclusion de la convention, ses principales caractéristiques ainsi que les raisons ayant poussées à la considérer comme courante. (ii) Compétence et expertise des administrateurs (règlement intérieur – articles 3.4 et 5) Chaque membre du Conseil d’administration doit présenter les qualités essentielles suivantes : • il doit être soucieux de l’intérêt social ; • il doit avoir une qualité de jugement, en particulier des situations, des stratégies et des personnes, qui repose notamment sur son expérience ; • il doit avoir une capacité d’anticipation lui permettant d’identifier les risques et les enjeux stratégiques ; • il doit être intègre, présent, actif et impliqué. Les compétences et les expériences des membres du Conseil d’administration sont par ailleurs décrites aux paragraphes 6.1.1 et 6.2.1.5 du présent document. Par ailleurs, chaque membre du Conseil d’administration peut bénéficier à sa demande, lors de sa nomination, d’une formation complémentaire sur les spécificités de la Société et des sociétés qu’elle contrôle, leurs métiers, leur secteur d’activité et leurs enjeux en matière de responsabilité sociale et environnementale. (iii) Déontologie (condamnations et faillites, liens familiaux, conflits d’intérêt, contrats de services) Condamnations et faillites À la connaissance de la Société, au cours des cinq dernières années : • aucune condamnation pour fraude n’a été prononcée à l’encontre d’un des membres du Conseil d’administration ou d’un dirigeant mandataire social ; • aucun des membres du Conseil d’administration ou dirigeant mandataire social n’a été concerné par une faillite, mise sous séquestre, liquidation ou placement d’entreprises sous administration judiciaire ; • aucune mise en cause et/ou sanction publique officielle n’a été prononcée à l’encontre de l’un des membres du Conseil d’administration ou d’un dirigeant mandataire social par des autorités statutaires ou réglementaires (y compris des organismes professionnels désignés) ; • aucun des membres du Conseil d’administration ou dirigeant mandataire social n’a été déchu par un tribunal du droit d’exercer la fonction de membre d’un organe d’administration, de direction ou de surveillance d’un émetteur, ni d’intervenir dans la gestion ou la conduite des affaires d’un émetteur. Liens familiaux À la connaissance de la Société, et à la date du présent document, hormis les liens familiaux existant entre Monsieur Jacques Veyrat (censeur et actionnaire de référence de la Société à travers la société Impala SAS) et Monsieur Simon Veyrat (membre du Conseil d’administration), son fils, il n’existe aucun lien familial entre les membres du Conseil d’administration, ou entre les membres du Conseil d’administration et les dirigeants mandataires sociaux de la Société. Conflits d’intérêts Aux termes de l’article 3.3 du règlement intérieur du Conseil d’administration, chaque membre du Conseil d’administration a l’obligation de faire part au Conseil d’administration de toute situation de conflit d’intérêts, même potentiel, et doit s’abstenir de participer au débat et au vote de la délibération correspondante. À la connaissance de la Société et à la date du présent document, il n’existe aucun conflit d’intérêts potentiel entre les devoirs des administrateurs ou des dirigeants mandataires sociaux à l’égard de Neoen et leurs intérêts privés ou d’autres devoirs. À la connaissance de la Société et à la date du présent document, il n’existe ni arrangement ni accord conclu avec un des principaux actionnaires, un client, un fournisseur ou avec tout autre tiers en vertu duquel un membre quelconque du Conseil d’administration ou un dirigeant mandataire social aurait été nommé au Conseil d’administration, respectivement. Au 28 février 2023, date d’établissement du rapport sur le gouvernement d’entreprise par le Conseil d’administration, et à la connaissance de la Société, les restrictions à la libre cession, dans un certain laps de temps, des titres de la Société qu’ils détiennent et acceptées par les membres du Conseil

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 289 d’administration mentionnés au paragraphe 6.1.1 « composition du Conseil d’administration » du présent document, ou les membres du Comité exécutif de la Société, sont les suivantes : • les règles relatives à la prévention des délits d’initiés ; • les règles définies par la Société en application du Code AFEP/MEDEF imposant une obligation de conservation d’actions, à savoir : – conformément au règlement intérieur du Conseil d’administration (article 3.10), l’obligation pour chaque membre du Conseil d’administration d’être propriétaire (directement ou indirectement) d’au moins cinq cents actions pendant toute la durée de son mandat et en tout état de cause au plus tard dans les six mois suivant sa nomination, – l’obligation pour les dirigeants mandataires sociaux de conserver au nominatif, jusqu’à la fin de leurs fonctions, au moins cinq mille actions, nombre minimum fixé par le Conseil d’administration, – les nombres minimums d’actions issus des attributions gratuites d’actions ou d’options de souscription ou d’achat, que doivent conserver jusqu’à la fin de leur mandat les dirigeants mandataires sociaux, tels que fixés dans les règlements des plans correspondants (se reporter au paragraphe 6.3.4.3 concernant les actions attribuées gratuitement). Contrats de services À la connaissance de la Société et à la date du présent document, il n’existe aucun contrat liant les membres des organes d’administration ou de direction à la Société ou à l’une quelconque de ses filiales et prévoyant l’octroi d’avantages au terme d’un tel contrat. 6.2.2.3 ÉVALUATION ET TRAVAUX DU CONSEIL D’ADMINISTRATION ET DES COMITÉS L’assiduité individuelle des membres du Conseil d’administration aux réunions du Conseil d’administration et de ses comités tenus au cours de l’exercice 2022 ainsi que la nature de leurs participations sont présentées dans le tableau ci‐dessous : Conseil d’administration (1) Comité d’audit Comité Gouvernance et RSE Nombre de séances/réunions 6 4 3 Durée moyenne 2h20 2h00 1h30 Administrateurs et censeur Taux de présence moyen Nature de la participation Taux de présence moyen Nature de la participation Taux de présence moyen Nature de la participation Xavier Barbaro 100 % 5 1 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Helen Lee Bouygues  100 % 4 2 100 % 3 1 100 % 3 ‐ FSP  Représenté par Christophe Gégout 100 % 5 1 100 % 4 ‐ ‐ ‐ ‐ Sixto  Représentée par Bertrand Dumazy 100 % 3 3 ‐ ‐ ‐ 100 % 2 1 Bpifrance Investissement Représentée par Vanessa Giraud 100 % 5 1 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Stéphanie Levan 100 % 5 1 100 % 3 1 ‐ ‐ ‐ Simon Veyrat 100 % 4 2 ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ Jacques Veyrat (2) 100 % 5 1 ‐ ‐ ‐ 100 % 3 ‐ Taux de présence moyen 100 % (3) ‐ ‐ 100 % ‐ ‐ 100 % ‐ ‐ Réunions en présentiel Réunions par téléconférence/visioconférence Administrateurs indépendants (1) Conformément à la recommandation 12.3 du Code AFEP/MEDEF qui préconise l’organisation d’au moins une réunion annuelle sans la présence des dirigeants mandataires sociaux exécutifs, les membres du Conseil d’administration se sont réunis le 23 septembre 2022 hors présence du Président-directeur général. (2) Monsieur Jacques Veyrat est censeur du Conseil d’administration. (3) Taux de présence moyen ne tenant pas compte de l’assiduité du censeur.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 290 (i) Evaluation du fonctionnement du Conseil d’administration et des comités Conformément à la recommandation 11 du Code AFEP/MEDEF, le Conseil d’administration doit procéder annuellement à l’évaluation de son fonctionnement et procéder au moins tous les trois ans à une évaluation formalisée. En application du règlement intérieur, l’Administrateur Référent est chargé d’assister le Comité Gouvernance et RSE dans ce cadre. Lors de l’évaluation du fonctionnement du Conseil réalisée en décembre 2021, les pistes d’amélioration suivantes avaient été évoquées : • renforcer la vigilance du Conseil d’administration sur (i) les objectifs de croissance et (ii) l’évaluation des risques ; • renforcer la connaissance du Conseil d’administration des concurrents du Groupe, leur stratégie et leur performance ; • améliorer la connaissance de l’équipe de direction générale notamment en organisant des réunions off-site à la rencontre d’une équipe de direction d’un pays dans lequel opère le Groupe et en organisant des rencontres informelles permettant de débattre dans une perspective long terme du Groupe ; • porter une attention particulière à la rétention des talents. Les mesures suivantes ont été prises en 2022 afin de tenir compte des pistes de réflexion formulées lors de l’évaluation réalisée en 2021 : • vigilance de la Direction générale tout au long de l’année par l’envoi d’un reporting mensuel afin de renforcer l’information du Conseil sur les objectifs de croissance poursuivis par le Groupe, notamment la poursuite de sa croissance externe ; et amélioration du niveau de détails dans l’information donnée au Conseil sur l’identification et l’évaluation des risques auxquels le Groupe doit faire face dans le cadre de ses activités ; • accès donné aux membres du Conseil à une veille concurrentielle afin de renforcer la connaissance du Conseil des concurrents du Groupe, de leur stratégie et de leur performance ; • focus réalisé sur les activités du Groupe en Australie permettant un renforcement des connaissances sur cette zone géographique ; et organisation de moments dédiés pour permettre à l’équipe de direction générale de se rencontrer de manière informelle et de débattre dans une perspective long terme du Groupe ; • points réguliers lors des séances du Conseil sur le sujet de la rétention et de la reconnaissance de la performance des talents. Par ailleurs, une nouvelle évaluation portant sur le fonctionnement du Conseil en 2022 a été réalisée au moyen d’un questionnaire remis aux administrateurs et au censeur à la fin du mois d’octobre 2022. Il est souligné par cette évaluation formalisée l’assiduité exemplaire des administrateurs et du censeur à l’ensemble des réunions du Conseil et des comités tenues en 2022, avec un taux de participation de 100 % et des contributions effectives de chacun des membres du Conseil. Il est également ressorti de cette évaluation formalisée une appréciation positive quant à la composition du Conseil et de ses comités et à leur fonctionnement en 2022, révélateurs d’une haute qualité des débats et d’une bonne cohésion entre les membres. Cette cohésion pourrait être encore renforcée par l’organisation d’événements de team building d’après le retour des administrateurs et du censeur. Concernant les informations données au Conseil, il ressort des échanges avec les administrateurs et le censeur que les moyens et la qualité des informations mis à leur disposition leur ont permis de se prononcer de manière éclairée sur les différents sujets mis à l’ordre du jour des réunions du Conseil et des comités. La qualité des relations entre le Conseil et la direction générale est également soulignée, notamment l’executive session de septembre 2022 qui a été appréciée par les administrateurs et le censeur, tant dans sa forme que dans sa durée et son contenu : elle a permis un échange ouvert et direct sur les différents points qui y ont été abordés. Des axes d’amélioration ont été identifiés parmi lesquels figurent : • renforcer la vigilance du Conseil d’administration en particulier sur les sujets suivants : (i) les contraintes pesant sur la chaîne d’approvisionnement ; et (ii) les risques géopolitiques et les incertitudes qui en découlent pour les activités du Groupe ; • poursuivre la formation du Conseil d’administration en matière de cybersécurité et l’attention qu’il porte à ce sujet ; • améliorer la connaissance du Conseil d’administration en matière de recherche et développement, d’innovation et de développement de nouvelles technologies ; • porter une attention particulière à l’identification et à la gestion de conflits d’intérêts potentiels ; • préciser davantage les analyses financières s’agissant des décisions d’investissement ou la revue de risques. Trois sujets sont considérés comme les plus importants par les administrateurs et le censeur : (i) l’impact des contraintes sur la supply chain ; (ii) la cybersécurité ; et (iii) la recherche et développement et l’innovation. (ii) Travaux du Conseil d’administration et des comités Les principaux travaux du Conseil d’administration et de ses comités au cours de l’exercice 2022 sont présentées ci‐après : Conseil d’administration Au cours de l’exercice 2022, le Conseil d’administration s’est notamment prononcé sur les thèmes suivants : Comptes et communication financière L’arrêté des comptes annuels pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 et l’approbation du rapport financier annuel afférent, l’examen des comptes semestriels et l’établissement du rapport financier semestriel, les modalités de la communication financière, le suivi des franchissements de seuils et de l’évolution de la structure de l’actionnariat, l’approbation du budget 2023 avec le plan de financement correspondant.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 291 Stratégie Les orientations stratégiques du Groupe et le focus sur le développement en Australie. Assemblée générale mixte du 25 mai 2022 La préparation de l’assemblée générale mixte du 25 mai 2022 et en particulier des projets de résolutions, la mise en œuvre du programme de rachat d’actions. Rémunération et gouvernance La rémunération du Président‐directeur général, l’attribution d’actions gratuites de performance, l’évaluation du niveau de réalisation des conditions de performance des actions gratuites, la répartition de la rémunération des administrateurs, la composition des comités, les critères d’indépendance des administrateurs, l’évaluation annuelle du fonctionnement du Conseil d’administration et de ses comités, les plans de succession, la rétention des talents, l’autorisation de cautions, avals et garanties, la mise à jour de l’article 3.8 du règlement intérieur du Conseil d’administration (confidentialité d’un représentant permanent d’une personne morale membre du Conseil), l’inscription à l’ordre du jour de la prochaine assemblée générale d’une version révisée des statuts de la Société (modification technique de l’article 9 des statuts en lien avec la transposition en droit français de la directive européenne droits des actionnaires (SRD2), finalisée par le décret d’application en date du 14 juin 2022). Responsabilité sociale et environnementale Le suivi de la mise en œuvre de la politique en matière d’égalité professionnelle et salariale. Projets de développement du Groupe Le suivi de la croissance du Groupe. Financement La préparation de l’émission d’OCEANEs vertes 2022 et de l’exercice de droits de conversion et/ou d’échange dans le cadre du remboursement anticipé des OCEANEs 2019. Comité d’audit Lors de ses réunions au cours de l’exercice 2022, le Comité d’audit a notamment préparé les séances et/ou délibérations du Conseil d’administration relatives : • à l’examen des comptes sociaux annuels, des comptes consolidés semestriels et annuels et du budget 2023 ; • à la bonne application des principes comptables ; • à la mise en œuvre, lors de la clôture annuelle 2022, du projet d’accélération de clôture des comptes ; • aux commentaires de l’Autorité des Marchés Financiers dans le cadre de sa revue du document d’enregistrement universel 2021 de la Société sur les aspects comptables ; • à la préparation de l’émission d’OCEANEs vertes 2022 et de l’exercice de droits de conversion et/ou d’échange dans le cadre du remboursement anticipé des OCEANEs 2019 ; • aux honoraires des commissaires aux comptes ; • aux conditions de la communication financière ; • au suivi des travaux d’audit et des plans d’actions engagées en matière de contrôle interne ; • à la revue externe du dispositif de contrôle interne en France et en Finlande ; • à la prévision de trésorerie et aux modes de financement au niveau de la Société ; • au suivi des projets de farm down engagés par le Groupe en 2022 ; • à la revue de la cartographie des risques de corruption mise à jour au cours de l’été 2022 ; • à la revue de la cartographie des risques mise à jour au cours du 4 ème trimestre 2022 ; • à la gestion assurantielle des risques au sein du Groupe ; et • à la sécurisation du système d’information. Organisation des travaux Dans le cadre de sa mission, le Comité d’audit a la faculté d’auditionner : • les commissaires aux comptes, présents aux réunions du Comité d’audit relatives à l’examen des comptes et des risques, ils répondent aux interrogations soulevées par les membres du Comité ; • le directeur financier du Groupe, présent à toutes les réunions du Comité d’audit, il répond aux interrogations soulevées par les membres du Comité. Par ailleurs, le règlement intérieur du Comité d’audit prévoit, dans la mesure du possible, que l’examen des comptes par le Comité d’audit soit réalisé deux jours avant leur examen par le Conseil d’administration. En pratique, le Comité d’audit procède à l’examen des comptes entre 4 et 7 jours avant celui réalisé par le Conseil d’administration. Enfin, le règlement intérieur du Comité d’audit prévoit la possibilité de recourir à des experts extérieurs, en tant que de besoin, tout en veillant à leur compétence et leur indépendance. Comité Gouvernance et RSE Lors de ses réunions au cours de l’exercice 2022, le Comité Gouvernance et RSE a notamment préparé les délibérations du Conseil relatives : • à la détermination de la rémunération et des avantages du Président‐directeur général, et notamment la partie variable de sa rémunération 2021, la partie fixe et les conditions de performance de la partie variable de sa rémunération 2022 ; • à la politique de rémunération des mandataires sociaux ; • à la répartition de la rémunération des administrateurs pour l’exercice 2022 ; • à l’attribution d’actions gratuites de performance et à l’évaluation du niveau de réalisation des conditions de performance des actions gratuites ; • à l’actionnariat salarié ; • à la politique de diversité du Conseil d’administration et des instances dirigeantes ; • à la politique en matière d’égalité professionnelle et salariale ;

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 292 • au renouvellement du mandat d’un administrateur à venir lors de l’assemblée générale du 25 mai 2022 ; • à la composition du Conseil d’administration, notamment au regard des critères d’indépendance, de parité hommes‐ femmes et de compétences représentées au sein du Conseil ; • à l’évaluation annuelle du fonctionnement du Conseil d’ad‐ ministration et de ses comités ; • aux plans de succession ; • à l’examen de la conformité aux recommandations du Code AFEP/MEDEF ; • aux sujets RSE et notamment aux résultats d’avancement des objectifs lancés à l’occasion du Capital Markets Day de mars 2021 dans le cadre du Sustainability Framework, aux notations extra‐financières et aux résultats du bilan carbone ; • à la mise à jour de l’article 3.8 du règlement intérieur du Conseil d’administration, afin de clarifier la possibilité pour un représentant permanent d’une personne morale membre du Conseil d’administration de lui transmettre des informations confidentielles sous certaines conditions ; • à la modification technique de l’article 9 des statuts en lien avec la transposition en droit français de la directive européenne droits des actionnaires (SRD2), finalisée par le décret d’application en date du 14 juin 2022. Par ailleurs, le Président‐directeur général assiste aux séances du Comité Gouvernance et RSE, étant précisé qu’il n’assiste pas aux délibérations ni aux propositions portant sur sa rémunération. 6.2.2.4 COMITÉS DU CONSEIL D’ADMINISTRATION Le Conseil d’administration s’appuie sur les travaux effectués au sein de ses deux comités spécialisés : le Comité d’audit et le Comité Gouvernance et RSE. La possibilité pour le Conseil d’administration de créer ces comités est prévue dans les statuts de la Société et les principales modalités d’organisation et de fonctionnement de ces comités sont fixées dans le règlement intérieur du Conseil d’administration. Le Comité d’audit et le Comité Gouvernance et RSE possèdent également chacun leur propre règlement intérieur. La composition de ces comités spécialisés est conforme aux recommandations du Code AFEP/MEDEF. (i) Comité d’audit Comité d’audit FSP Représenté par Christophe Gégout  Président du comité • Helen Lee Bouygues  • Stéphanie Levan  Administrateur indépendant • Suivi du processus d’élaboration de l’information financière • Suivi de l’efficacité des systèmes de contrôle interne, d’audit interne et de gestion des risques relatifs à l’information financière et comptable • Suivi du contrôle légal des comptes sociaux et consolidés par les commissaires aux comptes de la Société • Suivi des commissaires aux comptes 4 réunions 67 % d’administrateurs indépendants 100 % de présence moyenne des membres du comité 3 membres 2/3 En 2022 (A) Composition Le Comité d’audit est composé de 3 membres tous choisis parmi les administrateurs et dont au moins deux tiers sont désignés parmi les membres indépendants du Conseil d’administration au sens de l’article 1.2 du règlement intérieur du Conseil d’administration. Conformément aux dispositions légales applicables, les membres du Comité doivent disposer de compétences particulières en matière financière, comptable ou de contrôle légal des comptes. La durée du mandat des membres du Comité d’audit coïncide avec celle de leur mandat de membre du Conseil d’administration. Il peut faire l’objet d’un renouvellement en même temps que ce dernier. Le président du Comité d’audit est désigné, après avoir fait l’objet d’un examen particulier, par le Conseil d’administration sur proposition du Comité Gouvernance et RSE parmi les membres indépendants au sens de l’article 1.2 du règlement intérieur du Conseil d’administration. Le Comité d’audit ne peut comprendre aucun dirigeant mandataire social exécutif. (B) Travaux du Comité d’audit en 2022 Pour le détail des travaux du Comité d’audit en 2022, se référer au paragraphe 6.2.2.3 (ii) du présent document.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 293 (ii) Comité Gouvernance et RSE Comité Gouvernance et RSE Sixto Représentée par Bertrand Dumazy  Président du comité • Helen Lee Bouygues  • Jacques Veyrat  Administrateur indépendant • Propositions de nomination (i) des membres du Conseil conformément à la procédure de sélection des administrateurs, (ii) des membres des comités et (iii) des dirigeants sociaux de la Société • Évaluation annuelle de l’indépendance des membres du Conseil • Propositions au Conseil concernant les éléments et conditions de la rémunération du Président‐directeur général et du directeur général délégué • Détermination de la politique générale de rémunération des autres membres du Comité exécutif • Propositions au Conseil concernant la méthode de répartition de l’enveloppe globale annuelle de rémunération des administrateurs allouée par l’assemblée générale • Suivi de la politique en matière d’égalité professionnelle et salariale • Suivi de la politique en matière de gestion des risques sociaux et environnementaux • Examen de l’information extra‐financière 3 réunions 67 % d’administrateurs indépendants 100 % de présence moyenne des membres du comité 3 membres 1/3 En 2022 (A) Composition Le Comité Gouvernance et RSE est composé de 3 membres dont la majorité sont des membres indépendants du Conseil d’administration au sens de l’article 1.2 du règlement intérieur du Conseil d’administration. Ils sont désignés par le Conseil d’administration parmi ses membres ou parmi les censeurs et en considération notamment de leur indépendance et de leur compétence en matière de sélection ou de rémunération des dirigeants mandataires sociaux de sociétés cotées, ainsi qu’en matière de RSE. Le Comité Gouvernance et RSE ne peut comprendre aucun dirigeant mandataire social exécutif. La durée du mandat des membres du Comité Gouvernance et RSE coïncide avec celle de leur mandat de membre du Conseil d’administration ou de censeur. Il peut faire l’objet d’un renouvellement en même temps que ce dernier. Le Président du Comité Gouvernance et RSE est désigné parmi les membres indépendants par le Conseil d’administration. Le secrétariat des travaux du Comité est assuré par toute personne désignée par le Président du Comité ou en accord avec celui‐ci. (B) Travaux du Comité Gouvernance et RSE en 2022 Pour le détail des travaux du Comité Gouvernance et RSE en 2022, se référer au paragraphe 6.2.2.3 (ii) du présent document. 6.2.2.5 MODALITÉS PARTICULIÈRES DE PARTICIPATION À L’ASSEMBLÉE GÉNÉRALE Les assemblées générales sont convoquées et réunies dans les conditions fixées par la loi. Les réunions ont lieu au siège social ou en tout autre lieu précisé dans l’avis de convocation. Tout actionnaire, quel que soit le nombre d’actions qu’il possède, a le droit de participer aux assemblées dans les conditions fixées par la loi et les statuts, sur justification de son identité et de l’inscription en compte des actions à son nom ou au nom de l’intermédiaire inscrit pour son compte dans les conditions prévues par la loi.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 294 L’actionnaire, à défaut d’assister personnellement à l’assemblée, peut choisir entre l’une des trois formules suivantes : • donner une procuration à un autre actionnaire, à son conjoint ou à son partenaire pacsé, ou à toute autre personne, ou • voter par correspondance, ou • adresser une procuration à la Société sans indication de mandat, dans les conditions prévues par la loi et les règlements. Le Conseil d’administration peut organiser, dans les conditions prévues par la loi et les règlements en vigueur, la participation et le vote des actionnaires aux assemblées par visioconférence ou par des moyens de télécommunication permettant leur identification. Si le Conseil d’administration décide d’exercer cette faculté pour une assemblée donnée, il est fait état de cette décision du Conseil d’administration dans l’avis de réunion et/ ou de convocation. Les actionnaires participant aux assemblées par visioconférence ou par l’un quelconque des autres moyens de télécommunication visés ci‐dessus, selon le choix du Conseil d’administration, sont réputés présents pour le calcul du quorum et de la majorité. Les assemblées sont présidées par le Président du Conseil d’administration ou, en son absence, par un administrateur spécialement délégué à cet effet par le Conseil d’administration. A défaut, l’assemblée désigne elle‐même son Président. Les fonctions de scrutateurs sont remplies par les deux membres de l’assemblée présents qui disposent du plus grand nombre de voix, et acceptant ces fonctions. Le bureau désigne le secrétaire, lequel peut être choisi en dehors des actionnaires. Il est tenu une feuille de présence dans les conditions prévues par la loi. L’assemblée générale ordinaire ne délibère valablement que si les actionnaires présents ou représentés ou votant par correspondance ou par des moyens électroniques de télécommunication possèdent au moins, sur première convocation, le cinquième des actions ayant le droit de vote. Sur deuxième convocation, aucun quorum n’est requis. Les délibérations de l’assemblée générale ordinaire sont prises à la majorité des voix exprimées par les actionnaires présents ou représentés. Les voix exprimées ne comprennent pas celles attachées aux actions pour lesquelles l’actionnaire n’a pas pris part au vote, s’est abstenu ou a voté blanc ou nul. L’assemblée générale extraordinaire ne délibère valablement que si les actionnaires présents, ou représentés, ou ayant voté par correspondance ou par des moyens électroniques de télécommunication possèdent au moins, sur première convocation, le quart et, sur deuxième convocation, le cinquième des actions ayant le droit de vote. A défaut de ce dernier quorum, la deuxième assemblée peut être prorogée à une date postérieure de deux mois au plus à celle à laquelle elle avait été convoquée, avec la même exigence de quorum d’un cinquième. Les délibérations de l’assemblée générale extraordinaire sont prises à la majorité de deux tiers des voix exprimées par les actionnaires présents ou représentés. Les voix exprimées ne comprennent pas celles attachées aux actions pour lesquelles l’actionnaire n’a pas pris part au vote, s’est abstenu ou a voté blanc ou nul. Les copies ou extraits des procès‐verbaux de l’assemblée sont valablement certifiés par le Président du Conseil d’administration, par un administrateur exerçant les fonctions de directeur général ou par le secrétaire de l’assemblée. Les assemblées générales ordinaires et extraordinaires exercent leurs pouvoirs respectifs dans les conditions prévues par la loi. 6.3 RÉMUNÉRATIONS DE L’ENSEMBLE DES MANDATAIRES SOCIAUX 6.3.1 POLITIQUE DE RÉMUNÉRATIONS La Société se réfère de manière générale, et en particulier en matière de rémunération, aux recommandations du Code AFEP/MEDEF de gouvernement d’entreprise des sociétés cotées, telles qu’interprétées par le Haut Comité de Gouvernement d’Entreprise (HCGE) dans son Guide d’application du Code AFEP/MEDEF ainsi que dans ses rapports d’activité et aux recommandations de l’AMF figurant notamment dans son guide d’élaboration des documents d’enregistrement universels, dans sa recommandation 2012‐02 ainsi que dans son dernier rapport sur le gouvernement d’entreprise et la rémunération des dirigeants des sociétés cotées. Conformément aux articles L. 22‐10‐8 et R. 22‐10‐14 du Code de commerce, la politique de rémunération des mandataires sociaux établie par le Conseil d’administration, sur proposition du Comité Gouvernance et RSE, fait l’objet de projets de résolutions (8 e à 10 e résolutions) soumis à l’approbation de l’assemblée générale mixte du 10 mai 2023. Conformément aux dispositions susvisées, la politique de rémunération des mandataires sociaux est soumise à l’approbation de l’assemblée générale des actionnaires chaque année, et lors de chaque modification importante. Le rapport sur le gouvernement d’entreprise a été examiné par le Comité Gouvernance et RSE du 17 février 2023 et approuvé par le Conseil d’administration du 28 février 2023. Conformément aux exigences légales et réglementaires applicables, la politique de rémunération des mandataires sociaux doit comporter (i) des informations relatives à l’ensemble des mandataires sociaux et (ii) des éléments spécifiques à chaque catégorie de mandataire social.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 295 Les informations relatives à la politique de rémunération appliquée à l’ensemble des mandataires sociaux sont résumées dans le tableau ci‐après : Critères définis à l’article R. 22-10-14 I. du Code de commerce Respect de l’intérêt social, contribution à la stratégie commerciale et la pérennité de la Société La politique de rémunération des mandataires sociaux respecte l’intérêt social et contribue à la stratégie commerciale (décrite au paragraphe 1.1.2 du présent document) et à la pérennité de la Société en (i) prévoyant une revue périodique permettant de vérifier si le niveau de rémunération demeure en lien avec les performances réalisées, tant par la Société que par la personne concernée, et en (ii) cherchant à demeurer attractive par rapport aux rémunérations pratiquées sur le marché, principalement au sein de sociétés comparables du secteur, en vue d’attirer et de conserver des talents au sein de ses instances dirigeantes. En particulier, pour les dirigeants mandataires sociaux, les conditions de performance de leur rémunération variable annuelle ont été fixées en lien avec la mise en œuvre de la stratégie commerciale de la Société. Processus de décision pour sa détermination, sa révision et sa mise en œuvre La politique de rémunération est fixée par le Conseil d’administration conformément aux dispositions légales et réglementaires applicables, après avoir obtenu des propositions préalables du Comité Gouvernance et RSE, composé majoritairement d’administrateurs indépendants et présidé par un administrateur indépendant. Toute révision et mise en œuvre de la politique de rémunération est fixée par le Conseil d’administration se prononçant à la majorité de ses membres présents et représentés. Les administrateurs s’attachent à respecter les principes édictés dans le Code AFEP/MEDEF ainsi que dans le règlement intérieur du Conseil d’administration, notamment concernant la gestion des conflits d’intérêts potentiels. Les délibérations relatives à la rémunération des dirigeants mandataires sociaux se font hors la présence de ceux‐ci. Prise en considération des conditions de rémunération et d’emploi des salariés de la Société Le Comité Gouvernance et RSE et le Conseil d’administration de la Société prennent en considération, dans le cadre de la détermination et de la révision de la politique de rémunération des dirigeants mandataires sociaux, les ratios d’équité publiés dans le rapport sur le gouvernement d’entreprise de la Société au titre du say on pay ex post global. En effet, ces ratios permettent d’établir le niveau de la rémunération du Président‐directeur général et du directeur général délégué, au regard de la rémunération moyenne et médiane sur une base équivalent temps plein des salariés de la Société, autres que les mandataires sociaux. Méthodes d’évaluation - satisfaction des critères de performance prévus pour la rémunération variable et la rémunération en actions La bonne réalisation des critères de performance est examinée par le Comité Gouvernance et RSE qui fait part au Conseil d’administration de ses éventuelles observations avant que ce dernier ne se prononce sur le niveau de réalisation des critères de performance.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 296 Critères définis à l’article R. 22-10-14 I. du Code de commerce Précisions à apporter en cas de modification de la politique de rémunération Le Conseil d’administration du 28 février 2023 sur proposition du Comité Gouvernance et RSE du 17 février 2023 et après avoir examiné le résultat des votes de la dernière assemblée sur la politique de rémunération des administrateurs, du Président‐directeur général et du directeur général délégué ainsi que sur les informations mentionnées au I de l’article L. 22‐10‐9 du Code de commerce, a décidé d’apporter les principales modifications suivantes aux politiques de rémunération des mandataires sociaux par rapport à celles précédemment approuvées : • politique de rémunération du Président‐directeur général : – concernant la rémunération variable annuelle, actualisation des critères qualitatifs pour 2023 chacun pour part égale ; • politique de rémunération du directeur général délégué : – concernant cette politique dans son ensemble, il est désormais expressément prévu qu’en cas d’éventuelle évolution de la gouvernance de la Société, si le ou les directeurs généraux délégués n’étaient pas liés à la Société ou à l’une de ses filiales par un contrat de travail, il pourrait leur être attribué, au titre de leur mandat social de directeur général délégué, des rémunérations et avantages conformes à la politique de rémunération décrite concernant le directeur général délégué ; – concernant la rémunération variable annuelle, actualisation des critères qualitatifs pour 2023 chacun pour part égale dont l’ajout d’un critère de performance qualitatif lié à la RSE (développer des relations durables avec les communautés locales dans lesquelles Neoen implante ses projets). • politique de rémunération du Président‐directeur général et directeur général délégué à compter de l’exercice 2023 : il est désormais fait référence à des objectifs d’EBITDA ajusté (et non plus à des objectifs d’EBITDA), conformément au communiqué de presse de la Société d’annonce des résultats semestriels 2022 en date du 28 juillet 2022. • politique de rémunération du Président‐directeur général et directeur général délégué à compter de l’exercice 2024 : – Il est précisé que le Comité Gouvernance et RSE réuni le 17 février 2023 afin de tenir compte de la révision du Code AFEP/MEDEF opérée le 20 décembre 2022 recommande, à compter de l’assemblée générale annuelle 2024, d’intégrer dans le cadre de la rémunération variable des dirigeants mandataires sociaux exécutifs, parmi les critères liés à la RSE, au moins un critère en lien avec les objectifs climatiques de l’entreprise. A ce titre, le Comité Gouvernance et RSE du 17 février 2023 a recommandé au Conseil d’inclure un critère lié à un objectif de baisse de l’intensité carbone des activités de la Société dans la politique de rémunération qui serait applicable au Président‐directeur général et au directeur général délégué pour l’exercice 2024. Ce critère ne peut pas être mis en place dans la politique de rémunération applicable pour l’exercice 2023 car la Société souhaite appliquer des méthodes de mesure de son empreinte carbone comparables pour l’exercice 2022 et 2023. Modalités d’application des dispositions de la politique de rémunération aux mandataires sociaux nouvellement nommés ou dont le mandat est renouvelé, dans l’attente, le cas échéant, de l’approbation par l’assemblée générale des modifications importantes de la politique de rémunération Les dispositions de la politique de rémunération applicable aux mandataires sociaux ont vocation à s’appliquer aux mandataires sociaux nouvellement nommés ou dont le mandat est renouvelé post‐assemblée générale, dans l’attente, le cas échéant, de l’approbation par l’assemblée générale des modifications importantes de la politique de rémunération, mentionnée au II de l’article L. 22‐10‐8 du Code de commerce. Dérogations à l’application de la politique de rémunération Conformément aux dispositions légales et réglementaires applicables, le Conseil d’administration, sur avis du Comité Gouvernance et RSE, se réserve la faculté de déroger temporairement à l’application de la politique de rémunération, en cas de circonstances exceptionnelles, dès lors que cette dérogation est conforme à l’intérêt social et nécessaire pour garantir la pérennité ou la viabilité de la Société. Cette faculté de dérogation du Conseil d’administration concerne tout élément de rémunération de quelque nature que ce soit. En pareille hypothèse, le Conseil statuera sur recommandations du Comité Gouvernance et RSE et vérifiera si les conditions nécessaires pour pouvoir décider une telle dérogation sont satisfaites et justifiera sa décision. Ces justifications seront portées à la connaissance des actionnaires dans le prochain rapport sur le gouvernement d’entreprise. Il est précisé que le Président‐ directeur général n’assiste pas aux délibérations sur ces questions.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 297 6.3.2 RÉMUNÉRATIONS DES DIRIGEANTS MANDATAIRES SOCIAUX 6.3.2.1 DESCRIPTION DES RÉMUNÉRATIONS DES DIRIGEANTS MANDATAIRES SOCIAUX (i) Président–directeur général Monsieur Xavier Barbaro a été nommé administrateur par décision de l’assemblée générale du 12 septembre 2018, date de la transformation de la Société en société anonyme avec Conseil d’administration, puis Président‐directeur général de la Société par décision du Conseil d’administration du même jour, pour la durée de son mandat d’administrateur. Le mandat de Monsieur Xavier Barbaro en qualité de Président‐directeur général a été renouvelé lors de la réunion du Conseil d’administration du 14 mars 2022, sous condition suspensive et avec effet à compter du renouvellement de son mandat d’administrateur, pour une durée coïncidant avec celle de son mandat d’administrateur. Le mandat d’administrateur de Monsieur Xavier Barbaro a été renouvelé lors de l’assemblée générale du 25 mai 2022 pour une durée de quatre ans prenant fin à l’issue de l’assemblée générale ordinaire des actionnaires statuant en 2026 sur les comptes de l’exercice écoulé. Au titre de son mandat de Président‐directeur général de la Société, les rémunérations de Monsieur Xavier Barbaro sont déterminées conformément aux principes édictés ci‐après. Ces principes ont été examinés par le Comité Gouvernance et RSE du 17 février 2023 et décidés par le Conseil d’administration le 28 février 2023. Dans le graphique ci‐dessous, toutes les rémunérations et les montants indiqués sont exprimés en montants bruts. Rémunération fixe et variable Performance de la rémunération variable Rémunération fixe 300 000 € Rémunération variable à 100 % de la rémunération fixe annuelle si tous les critères sont remplis (plafonnée à 200 %) 75 % Critères quantitatifs Chiffre d’affaires (15 %) EBITDA (30 %) Nouveaux MW awarded (30 %) 25 % Critères qualitatifs Rémunération La rémunération du Président‐directeur général comprend notamment une part fixe et une part variable annuelle, cette dernière étant fonction de critères de performance fixés par le Conseil d’administration, après avis du Comité Gouvernance et RSE, ces critères ayant vocation à être réexaminés régulièrement par le Conseil. Le versement des éléments de rémunération variables et, le cas échéant, exceptionnels attribués au titre du dernier exercice clos est conditionné à l’approbation par une assemblée générale ordinaire des éléments de rémunération versés au cours ou attribués au titre du dernier exercice clos au Président‐directeur général (say on pay ex post individuel). En cas de dissociation des fonctions de Président et de directeur général, la rémunération prévue pour le directeur général serait celle actuellement prévue pour le Président‐directeur général, et le Président percevrait une rémunération fixe d’un montant déterminé en considération de l’importance de ses missions sans pouvoir excéder le montant de la rémunération fixe du Président‐directeur général. Rémunération fixe Le montant de la rémunération fixe est déterminé par le Conseil d’administration de la Société sur recommandation du Comité Gouvernance et RSE, en prenant en compte les pratiques de place et les rémunérations observées pour des fonctions de même nature dans les sociétés cotées françaises du secteur et de taille comparable. Le Comité Gouvernance et RSE analyse la situation de la rémunération du Président‐directeur général une fois par an, sans que cet examen ne donne nécessairement lieu à une révision de la rémunération. La rémunération fixe annuelle brute du Président‐directeur général, fixée à 300 000 euros depuis le 1 er juin 2022, demeure inchangée pour l’exercice 2023. Rémunération variable annuelle S’agissant de la rémunération variable annuelle, il est proposé qu’elle soit basée à hauteur de 75 % sur des critères quantitatifs et à hauteur de 25 % sur des critères qualitatifs, dans l’hypothèse, concernant les critères quantitatifs, d’atteinte des objectifs cibles fixés par référence au budget de la Société, tel qu’approuvé par le Conseil d’administration, ou la guidance d’EBITDA ajusté, selon le cas, et, s’agissant du critère deMW awarded, sur la base de l’objectif cible fixé par le Conseil d’administration. Les critères quantitatifs proposés permettent de corréler le montant de la rémunération variable annuelle du Président‐directeur général aux performances réalisées par le Groupe.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 298 En conformité avec le Code AFEP/MEDEF, le montant de la rémunération variable annuelle serait égal à 100 % de la rémunération fixe annuelle en cas d’atteinte des critères quantitatifs et des critères qualitatifs fixés par le Conseil d’administration, étant précisé qu’en cas de surperformance, le montant maximum de la rémunération variable annuelle ne pourra pas excéder un montant correspondant à 200 % de la rémunération fixe annuelle. S’agissant des critères quantitatifs : Les critères quantitatifs retenus représenteraient 75 % de la rémunération brute variable annuelle dans l’hypothèse d’atteinte des objectifs cibles et seraient appréciés s’agissant du critère de chiffre d’affaires et du critère d’EBITDA ajusté au vu de la réalisation du budget arrêté par le Conseil d’administration et de la guidance, respectivement. Pour chaque critère défini ci‐après (i) un seuil de déclenchement par rapport à l’objectif fixé est prévu, (ii) en cas de surperformance dudit critère par rapport à l’objectif fixé, la pondération afférente de ce critère sera accrue afin de tenir compte de cette surperformance et (iii) un seuil maximal de surperformance par rapport à l’objectif fixé est prévu. Ces critères sont les suivants : • Critère de chiffre d’affaires : A hauteur de 15 % de la rémunération brute variable annuelle (ce pourcentage étant applicable dans l’hypothèse d’atteinte des objectifs cibles), prise en considération du niveau de chiffre d’affaires atteint (soit la somme du chiffre d’affaires comptable et des pénalités éventuelles versées pour compenser le chiffre d’affaires manqué), avec un seuil de déclenchement à compter de l’atteinte de 90 % du montant de chiffre d’affaires prévu au budget arrêté par le Conseil d’administration ainsi que les conditions de surperformance suivantes : – si le niveau de chiffre d’affaires est compris entre 90 % et 100 % (inclus) du niveau de chiffre d’affaires prévu au budget, le pourcentage réalisé sera pris en considération de manière linéaire. Ainsi, à titre d’exemple, en cas d’atteinte de 95 % du montant du chiffre d’affaires cible, ce critère permettra au Président‐directeur général de se voir verser 50 % du montant cible de rémunération brute variable annuelle au titre de ce critère (c’est‐à‐dire, 7,5 % du montant de sa rémunération fixe annuelle) ; – si le niveau de chiffre d’affaires dépasse 100 % du niveau de chiffre d’affaires prévu au budget, un coefficient multiplicateur de deux s’applique au pourcentage de surperformance réalisé (c’est‐à‐dire, le pourcentage compris entre 100 % et le niveau atteint). Ainsi, à titre d’exemple, en cas d’atteinte de 120 % du montant du chiffre d’affaires cible, ce critère permettra au Président‐directeur général de se voir verser 15 % de 140 % (c’est‐à‐dire, 100 % du montant cible majoré du pourcentage de surperformance (20 %) multiplié par deux) de sa rémunération brute fixe annuelle. Il est précisé que le niveau de surperformance pris en compte aux fins du présent calcul ne peut excéder 125 % du niveau de chiffre d’affaires prévu au budget, de sorte que le montant maximum susceptible d’être dû en cas de surperformance au titre de ce critère ne saurait excéder 15 % de 150 % de sa rémunération fixe annuelle. • Critère d’EBITDA ajusté : A hauteur de 30 % de la rémunération brute variable annuelle (ce pourcentage étant applicable dans l’hypothèse d’atteinte du niveau d’EBITDA ajusté correspondant au milieu de la fourchette de guidance de l’EBITDA ajusté), prise en considération du niveau d’EBITDA ajusté atteint, avec un seuil de déclenchement à compter de l’atteinte de 80 % du montant correspondant au milieu de la fourchette de guidance de l’EBITDA ajusté (avec application linéaire au montant cible du pourcentage atteint entre 80 % et 100 %) et des conditions de surperformance identiques mutatis mutandis à celles prévues pour le critère de chiffre d’affaires, étant précisé que le montant maximum susceptible d’être dû en cas de surperformance au titre de ce critère ne saurait excéder 30 % de 150 % de sa rémunération brute fixe annuelle ; • Critère de Nouveaux MW awarded : A hauteur de 30 % de la rémunération brute variable annuelle (ce pourcentage étant applicable dans l’hypothèse d’atteinte des objectifs cibles), prise en considération du nombre de nouveaux MW en phase awarded (incluant également tous les nouveaux MW acquis dans le cadre d’éventuelles opérations de croissance externe ainsi que les nouveaux MW étant passés directement à la phase under construction sans être passés par la phase awarded, les nouveaux MW correspondant à la puissance incrémentale dans le cadre des projets de repowering et les nouveaux MW correspondant à la variation de la puissance) (les « Nouveaux MW »), avec un seuil de déclenchement à compter de l’atteinte de 50 % du nombre de MW en phase awarded cible prévu par le Conseil d’administration (le « Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded », tel que décrit ci‐après) et les conditions de surperformance suivantes : – si le nombre de Nouveaux MW est compris entre 50 % et 100 % (inclus) du Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded pour l’exercice concerné, le pourcentage réalisé sera pris en considération de manière linéaire. Ainsi, à titre d’exemple, si le nombre de nouveaux MW atteint 70 % dudit Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded, ce critère permettra au Président‐directeur général de se voir verser 40 % du montant cible de rémunération variable au titre de ce critère ; – si le nombre de Nouveaux MW dépasse 100 % du Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded pour l’exercice concerné, un coefficient multiplicateur de deux s’applique au pourcentage de surperformance réalisé (c’est‐à‐dire, le pourcentage compris entre 100 % et le niveau atteint). Ainsi, à titre d’exemple, si le nombre de Nouveaux MW atteint 200 % du Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded, ce critère permettra au Président‐directeur général de se voir verser 30 % de 300 % (c’est‐à‐dire, 100 % ajouté au pourcentage de surperformance (c’est‐à‐ dire, 100 %) multiplié par deux) de sa rémunération brute fixe annuelle. Il est précisé que le niveau de surperformance pris en compte aux fins du présent calcul ne peut excéder 250 % du Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded pour l’exercice concerné, de sorte que le montant maximum susceptible d’être dû en cas de surperformance de ce critère ne saurait excéder 30 % de 400 % (c’est‐à‐dire, 100 % majoré du pourcentage de surperformance maximal (150 %) multiplié par deux) de sa rémunération fixe annuelle.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 299 Le Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded est défini par le Conseil d’administration. Le Conseil d’administration aura la faculté d’ajuster l’objectif de Nouveaux MW Awarded pour tenir compte du nombre d’appels d’offres auxquels la Société aura pu participer au cours de l’exercice, par rapport au nombre d’appels d’offres pris en compte dans le budget de l’année concernée. S’agissant des critères qualitatifs : Les critères de performance qualitatifs retenus représenteraient 25 % de la rémunération brute variable annuelle du Président‐ directeur général (ce pourcentage étant applicable dans l’hypothèse d’atteinte des objectifs cibles) et prennent en compte les éléments suivants chacun pour part égale : • Leadership et organisation : – entraîner la direction générale de Neoen et l’ensemble de la Société ; – développer et conserver les talents dans l’ensemble des implantations de Neoen, en particulier dans les pays‐clés (Australie, France, Europe du nord). Préparer des plans de succession pour les principaux postes ; – parachever la régionalisation de Neoen (Australie / Europe / Amériques) afin d’accélérer le développement et de fluidifier l’exécution, tout en accompagnant les partages d’information entre régions ; • Croissance : – maintenir la même qualité de croissance (au moins six pays de Neoen doivent contribuer, le mix technologique ainsi que le mix clients doivent être équilibrés) ; – continuer d’assurer la croissance du portefeuille secured et advanced development ; • Enjeux financiers : – maintenir un niveau élevé de quality of earnings (i.e., formation de l’EBITDA ajusté à partir de l’ensemble de la géographie et des technologies de Neoen et de manière très prédominante par des ventes d’électricité et de manière contenue par des pénalités et du farm-down) ; – sous réserve des fenêtres de marché qui seraient disponibles, réussir le financement de la deuxième partie du plan stratégique 2021‐2025 ; • Enjeux transverses : – poursuivre l’amélioration des pratiques HSE (maintien ou amélioration des niveaux déjà atteints) et la mise en œuvre de la politique RSE de Neoen (en particulier, la réduction de l’intensité carbone des projets de Neoen). Le Conseil d’administration pourra revoir annuellement les critères de performance visés ci‐dessus aux fins de tenir compte de l’évolution de la situation de la Société, de ses perspectives et de sa stratégie. Pour chaque critère, l’évaluation de la performance du Président‐ directeur général résulte de la comparaison entre la cible définie et le résultat obtenu. L’appréciation de l’atteinte de la cible, qui sera réalisée sous la supervision du Comité Gouvernance et RSE, tiendra compte de l’environnement concurrentiel, du contexte de marché, nécessitant, le cas échéant, un ajustement de la mesure de certains critères. Les critères susvisés contribuent aux objectifs de la politique de rémunération visant le respect de l’intérêt social, la contribution à la pérennité de la Société et sa stratégie commerciale, notamment via une revue périodique permettant de vérifier si le niveau de rémunération demeure en lien avec les performances réalisées, tant par la Société que la personne concernée, et en cherchant à demeurer attractif par rapport aux rémunérations pratiquées sur le marché, principalement au sein de sociétés comparables du secteur, en vue d’attirer et de conserver des talents au sein de ses instances dirigeantes. Le Conseil d’administration bénéficierait, dans les conditions fixées ci‐après, d’un pouvoir discrétionnaire dans l’application de la politique de rémunération concernant la rémunération variable annuelle du Président‐directeur général afin d’assurer que cette dernière reflète correctement la performance du Groupe. Ainsi, en cas de survenance au cours de l’exercice de circonstances ou d’événements nouveaux – imprévisibles au moment de la détermination de la politique de rémunération – impactant significativement, à la hausse ou à la baisse, le niveau de réalisation des critères de performance attachés à la rémunération variable annuelle, le Conseil d’administration pourrait décider, sur proposition du Comité Gouvernance et RSE, d’utiliser ce pouvoir discrétionnaire à condition de continuer à respecter les principes fixés dans la politique de rémunération et de fournir aux actionnaires une explication claire, précise et complète de son choix. Ce pouvoir discrétionnaire ne porterait que sur une partie limitée de la rémunération variable annuelle et pourrait intervenir à la hausse comme à la baisse sur le montant de la rémunération variable théoriquement atteint, en application des critères de performance, au titre de l’exercice (avec une amplitude maximale de plus ou moins 20 %), sans que cela ne puisse jamais dépasser le plafond global de la rémunération variable annuelle prévu par la politique de rémunération. Il est précisé que le Comité Gouvernance et RSE réuni le 17 février 2023 afin de tenir compte de la révision du Code AFEP/ MEDEF opérée le 20 décembre 2022 recommande, à compter de l’assemblée générale annuelle 2024, d’intégrer dans le cadre de la rémunération variable des dirigeants mandataires sociaux exécutifs, parmi les critères liés à la RSE, au moins un critère en lien avec les objectifs climatiques de l’entreprise. A ce titre, le Comité Gouvernance et RSE du 17 février 2023 a recommandé au Conseil d’inclure un critère lié à un objectif de baisse de l’intensité carbone des activités de la Société dans la politique de rémunération qui serait applicable au Président‐directeur général pour l’exercice 2024. Ce critère ne peut pas être mis en place dans la politique de rémunération applicable pour l’exercice 2023 car la Société souhaite appliquer des méthodes de mesure de son empreinte carbone comparables pour l’exercice 2022 et 2023.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 300 Rémunération variable annuelle : modalités de versement Le versement des éléments de rémunération variable annuelle attribués au titre de l’exercice écoulé est conditionné à l’approbation par l’assemblée générale ordinaire des éléments composant la rémunération et les avantages de toute nature du Président‐directeur général versés au cours de l’exercice écoulé ou attribués au titre dudit exercice (vote ex post individuel). Rémunération exceptionnelle Absence de rémunération exceptionnelle, sauf circonstances spécifiques liées à des opérations ayant un effet structurant sur la Société, après avis du Comité Gouvernance et RSE. Le montant de la rémunération exceptionnelle qui pourrait être ainsi consentie ne pourrait excéder 100 % de la rémunération fixe annuelle brute. Le versement d’éléments de rémunération exceptionnelle attribués au titre du dernier exercice clos est, en tout état de cause, conditionné à l’approbation par l’assemblée générale ordinaire des éléments composant la rémunération et les avantages de toute nature du Président‐directeur général versés au cours de l’exercice écoulé ou attribués au titre dudit exercice (vote ex post individuel). Rémunération des activités d’administrateur Le Président‐directeur général peut percevoir une rémunération au titre de son mandat d’administrateur. Toutefois, le Président‐ directeur général a fait savoir qu’il renonçait à percevoir une telle rémunération pour sa participation aux travaux du Conseil d’administration de la Société en sa qualité d’administrateur et de Président, et ce, tant qu’il exercera les fonctions de directeur général de la Société. Avantages de toute nature Le Président‐directeur général bénéficie d’une voiture de fonctions, prise en charge par la Société à hauteur d’une valeur maximum de 6 000 euros par an. Le Président‐directeur général bénéficie d’une assurance chômage lui assurant une indemnisation, sur une période de douze mois, équivalente à 70 % de sa rémunération brute annuelle. Autres avantages collectifs Le Président‐directeur général peut également bénéficier de tous les droits et avantages collectifs dont bénéficient les cadres de la Société (notamment les régimes de retraite, mutuelle, prévoyance, les plans d’épargne salariale lorsque la réglementation en vigueur le permet (y compris, notamment, la participation et l’intéressement), les chèques CESU et autres avantages mis en place par les institutions représentatives du personnel etc.). Options d’actions, actions de performance ou tout autre élément de rémunération de long terme La Société a inscrit sa politique de rémunération long terme dans une stratégie d’association des cadres dirigeants et personnels clés au capital de la Société compétitive au regard des pratiques de marchés, en conformité avec les objectifs de la politique de rémunération établie par le Conseil d’administration, à savoir le respect de l’intérêt social, la contribution à la stratégie et au développement pérenne du Groupe. Les attributions d’actions de performance sont décidées par le Conseil d’administration dans les conditions de l’autorisation qui lui a été consentie par l’assemblée générale extraordinaire des actionnaires. Le nombre total d’actions pouvant ainsi être attribuées ne pourra excéder un pourcentage déterminé du capital social prévu lors de l’autorisation consentie par l’assemblée générale au Conseil d’administration. A titre indicatif, il est précisé à cet égard que l’autorisation en matière d’attribution gratuite d’actions en cours, consentie par l’assemblée générale du 25 mai 2021 prévoit que le nombre total d’actions existantes ou à émettre attribuées en vertu de cette autorisation aux dirigeants mandataires sociaux de la Société ne pourra représenter plus de 50 % des actions pouvant être attribuées gratuitement en vertu de ladite autorisation. Le Conseil d’administration s’attache à prévoir une rémunération long terme particulièrement motivante pour les dirigeants mandataires sociaux, notamment le Président‐directeur général, dont les compétences et l’expertise reconnues sont essentielles pour le Groupe. La pratique de la Société est d’attribuer gratuitement des actions de performance au Président‐directeur général une fois tous les trois ans. La valeur des actions attribuées gratuitement (selon la méthode de valorisation comptable retenue pour les comptes consolidés) au bénéfice du Président‐directeur général ne pourra excéder un montant égal au produit : • d’un plafond rapporté à une année : 200 % de la rémunération fixe et variable maximum qui lui est attribuable au titre de l’exercice concerné ; • le nombre d’années sur lequel porte le plan : c’est‐à‐dire trois ans. Toute attribution gratuite d’actions aux dirigeants mandataires sociaux serait ainsi soumise à un double plafond en volume et en montant. La détermination du nombre d’actions définitivement acquises sera effectuée à l’issue d’une période d’au moins trois ans, en application de conditions de performance qui seront appréciées sur la même période d’au moins trois ans, l’intégralité des actions ainsi attribuées étant subordonnée au respect des conditions de performance, déterminées au regard d’objectifs quantitatifs de la Société, à une condition de présence effective dans le Groupe à l’expiration de la période d’acquisition. Les conditions de performance applicables seront exigeantes et concerneront tant les performances financières intrinsèques que boursières du Groupe. Les conditions incluront a minima : les seuils à atteindre d’EBITDA ajusté, de nouveaux MW (critère de croissance) ainsi que le taux de rentabilité (Total Shareholder Return, ou TSR) de l’action de la Société par rapport à celui des sociétés prises en compte dans le AMLBF 120 (par sextile). Les dirigeants mandataires sociaux doivent s’engager à ne pas recourir à des opérations de couverture de leurs risques sur les actions de performance qui leur sont attribuées et ce, jusqu’à la fin de la période de conservation des actions éventuellement fixée par le Conseil d’administration.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 301 Le Conseil d’administration pourra (i) décider que les actions attribuées aux dirigeants mandataires sociaux ne peuvent être cédées par les intéressés avant la cessation de leurs fonctions, ou (ii) fixer le nombre d’actions de performance qu’ils sont tenus de conserver au nominatif jusqu’à la cessation de leurs fonctions. Régime de retraite supplémentaire Le Président‐directeur général ne bénéficie pas, à ce jour, de régime de retraite supplémentaire. Le Président‐directeur général pourra bénéficier, au titre de son mandat social au sein de la Société, d’un régime de retraite supplémentaire à cotisations définies, conforme aux pratiques du Groupe en faveur de ses cadres dirigeants. Indemnités de cessation de fonctions : indemnité de départ Le Président‐directeur général bénéficie, au titre de la cessation de son mandat social de directeur général de la Société, d’une indemnité de départ en cas de révocation (hors les cas de faute grave ou lourde) ou de non‐renouvellement de son mandat social. Cette indemnité sera d’un montant équivalant à six mois de rémunération (un mois étant défini comme étant la somme de (i) la moyenne des rémunérations mensuelles fixes versées les douze mois précédant la fin du mandat social et (ii) la moyenne mensuelle des deux derniers montants de rémunération variable versées). Conformément au Code AFEP/MEDEF auquel la Société se réfère, le cumul de l’indemnité de départ et de l’indemnité de non‐concurrence ne pourra pas excéder vingt‐quatre mois de la rémunération totale (rémunération fixe et variable annuelle). Le versement de l’indemnité sera subordonné à la double condition que (x) la somme des résultats nets du Groupe au titre des deux derniers exercices clos, précédant sa révocation ou, selon le cas l’échéance de son mandat non renouvelé, soit positive et que (y) la moyenne de l’atteinte du critère de la rémunération variable du nombre de nouveaux MW awarded au titre des deux derniers exercices clos, précédant sa révocation ou, selon le cas l’échéance de son mandat non renouvelé, soit égale ou supérieure à la moyenne de 50 % des cibles au titre de ce même critère et desdits deux exercices clos. Indemnité de non-concurrence Le Président‐directeur général bénéficie, au titre de la cessation de son mandat social de directeur général de la Société, d’une indemnité de non‐concurrence au titre de son obligation de ne pas exercer, sur le territoire français, à quelque titre que ce soit, une activité concurrente à celle de la Société et de ne pas s’intéresser directement ou indirectement à toutes activités pouvant concurrencer les activités de la Société pendant une durée de douze mois à compter de la cessation desdites fonctions. Cette indemnité sera versée mensuellement pendant les douze mois suivant la cessation desdites fonctions pour un montant égal à 70 % de sa rémunération (un mois de rémunération étant défini comme étant la somme de (i) la moyenne des rémunérations mensuelles fixes versées les douze mois précédant la fin du mandat social et (ii) la moyenne mensuelle des deux derniers montants de rémunération variable versées). Cette indemnité ne peut être versée dès lors que (i) le directeur général fait valoir ses droits à la retraite et/ou (ii) qu’il dépasse l’âge de 65 ans. La Société, par le biais de son Conseil d’administration, se réserve la faculté, notamment en cas de faute caractérisée ou de difficultés financières majeures, de renoncer unilatéralement à cet engagement de non‐concurrence à la date de cessation des fonctions du dirigeant‐mandataire social, auquel cas ce dernier sera libre de tout engagement et aucune indemnité ne lui sera due. Cette politique de rémunération est soumise à l’approbation de l’assemblée générale, au titre d’une résolution reproduite ci‐ dessous : « Neuvième résolution (Approbation de la politique de rémunération applicable au Président‐directeur général) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, connaissance prise du rapport sur le gouvernement d’entreprise visé à l’article L. 225‐37 du Code de commerce, approuve, en application de l’article L. 22‐10‐8 II du Code de commerce, la politique de rémunération applicable au Président‐directeur général, telle que présentée au sein des paragraphes 6.3.1 et 6.3.2.1 (i) du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6 ». (ii) Directeur général délégué Monsieur Romain Desrousseaux a été nommé directeur général délégué par décision du Conseil d’administration du 17 avril 2019 sur proposition du Président‐directeur général et après avoir recueilli l’avis du Comité Gouvernance et RSE. Le mandat de Monsieur Romain Desrousseaux en qualité de directeur général délégué a été renouvelé lors de la réunion du Conseil d’administration du 14 mars 2022 et, sur proposition du Comité Gouvernance et RSE, pour une durée coïncidant avec celle du mandat du Président‐ directeur général. Le renouvellement du mandat de Monsieur Romain Desrousseaux a pris effet lors du renouvellement du mandat du Président‐directeur général à l’issue de l’assemblée générale annuelle du 25 mai 2022. Pour plus d’information, se reporter au paragraphe 6.2.2.1 du présent document. Au titre de son mandat, Monsieur Romain Desrousseaux est exclusivement rémunéré au titre de son contrat de travail conclu avec la Société avant sa nomination en tant que directeur général délégué (sous réserve des éventuelles attributions gratuites d’actions qui ont pu ou peuvent lui être consenties à raison de son mandat social). L’article R. 22‐10‐14 du Code de commerce, sur renvoi du L. 22‐10‐8, précise que les informations relatives à la politique de rémunération portent sur les rémunérations perçues en raison du mandat concerné. Ce texte ne s’appliquerait donc pas en principe au directeur général délégué, dans la mesure où ce dernier ne perçoit aucune rémunération au titre de son mandat de directeur général délégué (sous réserve des éventuelles attributions gratuites d’actions qui ont pu ou peuvent lui être consenties à raison de son mandat social). Il a été néanmoins décidé de soumettre, de manière volontaire, au vote de la prochaine assemblée générale, l’ensemble des éléments de la rémunération du directeur général délégué, tels qu’ils figurent ci‐dessous.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 302 L’article R. 22‐10‐14 du Code de commerce précise néanmoins que la politique de rémunération doit comporter la durée du ou des mandats et, le cas échéant, des contrats de travail ou de prestations de services passés avec la Société, les périodes de préavis et les conditions de révocation ou de résiliation qui leur sont applicables. Dans le graphique ci‐dessous, toutes les rémunérations et les montants indiqués sont exprimés en montants bruts. Rémunération fixe et variable Performance de la rémunération variable Rémunération fixe 225 000 € Rémunération variable à 100 % de la rémunération fixe annuelle si tous les critères sont remplis (plafonnée à 200 %) 75 % Critères quantitatifs Chiffre d’affaires (10 %) EBITDA ajusté (20 %) Nouveaux MW awarded (45 %) 25 % Critères qualitatifs Rémunération En cas d’éventuelle évolution de la gouvernance de la Société, si le ou les directeurs généraux délégués n’étaient pas liés à la Société ou à l’une de ses filiales par un contrat de travail, il pourrait leur être attribué, au titre de leur mandat social de directeur général délégué, des rémunérations et avantages conformes à la politique de rémunération décrite ci‐après. En pareille hypothèse, le versement des éléments de rémunération variables et, le cas échéant, exceptionnels attribués au(x) directeur(s) génér(al/aux) délégué(s) en raison dudit mandat et au titre du dernier exercice clos serait conditionné à l’approbation par une assemblée générale ordinaire des éléments de rémunération versés au cours ou attribués au titre du dernier exercice clos au directeur général délégué bénéficiaire (say on pay ex post individuel). Rémunération fixe Une rémunération fixe est versée par la Société au directeur général délégué au titre de son contrat de travail. Il ne perçoit donc aucune rémunération fixe versée par la Société au titre de son mandat de directeur général délégué. La rémunération fixe annuelle brute du directeur général délégué, fixée à 225 000 euros depuis le 1 er juin 2022, demeure inchangée pour l’exercice 2023. Rémunération variable annuelle Conformément au contrat de travail du directeur général délégué, la partie variable annuelle est exprimée en pourcentage de la rémunération fixe annuelle. Cette partie variable annuelle est calculée sur la base du degré d’atteinte d’objectifs. Ceux‐ci sont fixés en fonction de différents critères. Ces critères sont, à hauteur de 75 %, des critères quantitatifs dans l’hypothèse d’atteinte des objectifs cibles fixés par référence au budget de la Société, tel qu’approuvé par le Conseil d’administration ou la guidance d’EBITDA ajusté, selon le cas, et, s’agissant du critère de MW awarded, sur la base de l’objectif cible fixé par le Comité Gouvernance et RSE pour les projets dont la responsabilité lui aurait été confiée et, à hauteur de 25 %, des critères qualitatifs. Chaque année, le montant de la rémunération variable annuelle du directeur général délégué attribuée au titre de l’exercice écoulé est déterminé par le Comité Gouvernance et RSE qui en informe le Conseil d’administration. En conformité avec le Code AFEP/MEDEF, la rémunération variable annuelle est plafonnée à 100 % de sa rémunération fixe annuelle en cas d’atteinte des critères quantitatifs et des critères qualitatifs fixés, étant précisé qu’en cas de surperformance, le montant maximum de la rémunération variable annuelle ne pourrait pas excéder un montant correspondant à 200 % de sa rémunération fixe annuelle. Pour chaque critère défini ci‐après (i) un seuil de déclenchement par rapport à l’objectif fixé serait prévu, (ii) en cas de surperformance dudit critère par rapport à l’objectif fixé, la pondération afférente de ce critère serait accrue afin de tenir compte de cette surperformance et (iii) un seuil maximal de surperformance par rapport à l’objectif fixé serait prévu. Les critères quantitatifs seraient les suivants : • Critère de chiffre d’affaires : A hauteur de 10 % de la rémunération variable annuelle (ce pourcentage étant applicable dans l’hypothèse d’atteinte des objectifs cibles), prise en considération du niveau de chiffre d’affaires atteint (soit la somme du chiffre d’affaire comptable et des pénalités éventuelles versées pour compenser le chiffre d’affaires manqué), avec un seuil de déclenchement à compter de l’atteinte de 90 % du montant de chiffre d’affaires prévu au budget arrêté par le Conseil d’administration ainsi que les conditions de surperformance suivantes : – si le niveau de chiffre d’affaires est compris entre 90 % et 100 % (inclus) du niveau de chiffre d’affaires prévu au budget, le pourcentage réalisé serait pris en considération de manière linéaire. Ainsi, à titre d’exemple, en cas d’atteinte de 95 % du montant du chiffre d’affaires cible, ce critère permettrait au directeur général délégué de se voir verser 50 % du montant cible de rémunération variable annuelle au titre de ce critère ;

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 303 – si le niveau de chiffre d’affaires dépasse 100 % du niveau de chiffre d’affaires prévu au budget, un coefficient multiplicateur de deux s’appliquerait au pourcentage de surperformance réalisé (c’est‐à‐dire, le pourcentage compris entre 100 % et le niveau atteint). Ainsi, à titre d’exemple, en cas d’atteinte de 120 % du montant du chiffre d’affaires cible, ce critère permettrait au directeur général délégué de se voir verser 10 % de 140 % (c’est‐à‐dire, 100 % du montant cible majoré du pourcentage de surperformance (20 %) multiplié par deux). Il est précisé que le niveau de surperformance pris en compte aux fins du présent calcul ne peut excéder 125 % du niveau de chiffre d’affaires prévu au budget. • Critère d’EBITDA ajusté : A hauteur de 20 % de la rémunération variable annuelle (ce pourcentage étant applicable dans l’hypothèse d’atteinte des objectifs cibles), prise en considération du niveau d’EBITDA ajusté atteint, avec un seuil de déclenchement à compter de l’atteinte de 80 % du montant correspondant au milieu de la fourchette de guidance d’EBITDA ajusté (avec application linéaire au montant cible du pourcentage atteint entre 80 % et 100 %) et des conditions de surperformance identiques mutatis mutandis à celles prévues pour le critère de chiffre d’affaires. Il est précisé que le niveau de surperformance pris en compte aux fins du présent calcul ne peut excéder 125 % du montant correspondant au milieu de la fourchette de guidance d’EBITDA ajusté. • Critère de nouveaux MW awarded : A hauteur de 45 % de la rémunération variable annuelle (ce pourcentage étant applicable dans l’hypothèse d’atteinte des objectifs cibles), prise en considération du nombre de nouveaux MW en phase awarded des projets dont la responsabilité lui aurait été confiée (incluant également tous les nouveaux MW acquis dans le cadre d’éventuelles opérations de croissance externe ainsi que les nouveaux MW étant passés directement à la phase under construction sans être passés par la phase awarded et les nouveaux MW correspondant à la puissance incrémentale dans le cadre des projets de repowering) (les « Nouveaux MW International »), avec un seuil de déclenchement à compter de l’atteinte de 50 % du nombre de MW awarded cible fixé par le Comité Gouvernance et RSE pour les projets dont la responsabilité lui aurait été confiée (le « Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded International », tel que décrit ci‐après) et les conditions de surperformance suivantes : – si le nombre de Nouveaux MW International est compris entre 50 % et 100 % (inclus) du Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded International pour l’exercice concerné, le pourcentage réalisé serait pris en considération de manière linéaire. Ainsi, à titre d’exemple, si le nombre de nouveaux MW atteint 70 % dudit Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded International, ce critère permettra au directeur général délégué de se voir verser 40 % du montant cible de rémunération variable au titre de ce critère ; – si le nombre de Nouveaux MW International dépasse 100 % du Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded International pour l’exercice concerné, un coefficient multiplicateur de deux s’appliquerait au pourcentage de surperformance réalisé (c’est‐à‐dire, le pourcentage compris entre 100 % et le niveau atteint). Ainsi, à titre d’exemple, si le nombre de Nouveaux MW International atteint 200 % du Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded International, ce critère permettrait au directeur général délégué de se voir verser 45 % de 300 % (c’est‐ à‐dire, 100 % ajouté au pourcentage de surperformance (c’est‐à‐dire, 100 %) multiplié par deux) de sa rémunération fixe annuelle. Il est précisé que le niveau de surperformance pris en compte aux fins du présent calcul ne peut excéder 250 % du Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded International pour l’exercice concerné, de sorte que le montant maximum susceptible d’être dû en cas de surperformance de ce critère ne saurait excéder 45 % de 400 % (c’est‐à‐dire, 100 % du nombre cible majoré du pourcentage de surperformance maximal (150 %) multiplié par deux) de sa rémunération fixe annuelle ; – Le Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded International est fixé par le Comité Gouvernance et RSE. Il aura la faculté d’ajuster l’objectif du Nombre Cible Annuel de Nouveaux MW Awarded International pour tenir compte du nombre d’appels d’offres auxquels la Société aura pu participer au cours de l’exercice, par rapport au nombre d’appels d’offres pris en compte dans le budget de l’année concernée. Le critère de performance qualitatif retenu représenterait 25 % de la rémunération variable annuelle brute du directeur général délégué (ce pourcentage étant applicable dans l’hypothèse d’atteinte des objectifs cibles) et prendrait en compte les éléments suivants chacun pour part égale : • assurer la croissance dans au moins la moitié des pays où Neoen est présent tout en rationalisant (dans un esprit d’active portfolio management) son portefeuille dans d’autres, matérialiser la présence de Neoen dans au moins un pays européen de plus (Italie ou Croatie) et créer les conditions d’un démarrage rapide en Allemagne, et potentiellement en Nouvelle‐Zélande ; • recruter de nouveaux talents, développer les équipes existantes, en particulier dans les pays‐clés comme l’Australie ou les pays nordiques ; • poursuivre le développement de la plateforme d’energy management de Neoen, reposant désormais sur deux équipes complètes en Australie et en Europe ; et • développer des relations durables avec les communautés locales dans lesquelles Neoen implante ses projets. Il est précisé que le Comité Gouvernance et RSE réuni le 17 février 2023 afin de tenir compte de la révision du Code AFEP/ MEDEF opérée le 20 décembre 2022 recommande, à compter de l’assemblée générale annuelle 2024, d’intégrer dans le cadre de la rémunération variable des dirigeants mandataires sociaux exécutifs, parmi les critères liés à la RSE, au moins un critère en lien avec les objectifs climatiques de l’entreprise. A ce titre, le Comité Gouvernance et RSE du 17 février 2023 a recommandé au Conseil d’inclure un critère lié à un objectif de baisse de l’intensité carbone des activités de la Société dans la politique de rémunération qui serait applicable au directeur général délégué pour l’exercice 2024. Ce critère ne peut pas être mis en place dans la politique de rémunération applicable pour l’exercice 2023 car la Société souhaite appliquer des méthodes de mesure de son empreinte carbone comparables pour l’exercice 2022 et 2023.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 304 Rémunération variable : modalités de versement Le versement de la rémunération variable annuelle du directeur général délégué attribuée au titre de l’exercice écoulé, étant exclusivement lié à son contrat de travail, il n’est pas conditionné à l’approbation par l’assemblée générale ordinaire des éléments composant sa rémunération et ses avantages de toute nature versés au cours de l’exercice écoulé ou attribués au titre dudit exercice (vote ex post individuel). Rémunération exceptionnelle Absence de rémunération exceptionnelle, sauf circonstances spécifiques liées à des opérations ayant un effet structurant sur la Société, après avis du Comité Gouvernance et RSE. Ce type de rémunération serait liée au contrat de travail. En conséquence, le versement d’éléments de rémunération exceptionnelle attribués au titre de l’exercice écoulé ne serait, en tout état de cause, pas conditionné à l’approbation par l’assemblée générale ordinaire des éléments composant sa rémunération et ses avantages de toute nature versés au cours de l’exercice écoulé ou attribués au titre dudit exercice (vote ex post individuel). Rémunération des activités d’administrateur Non applicable. Autres avantages collectifs Le directeur général délégué peut également bénéficier de tous les droits et avantages collectifs dont bénéficient les cadres de la Société (notamment les régimes de retraite, mutuelle, prévoyance, les plans d’épargne salariale lorsque la réglementation en vigueur le permet (y compris, notamment, la participation et l’intéressement), les chèques CESU et autres avantages mis en place par les institutions représentatives du personnel etc.). Options d’actions, actions de performance ou tout autre élément de rémunération de long terme La Société a inscrit sa politique de rémunération long terme dans une stratégie d’association des cadres dirigeants et personnels clés au capital de la Société compétitive au regard des pratiques de marchés, en conformité avec les objectifs de la politique de rémunération, à savoir le respect de l’intérêt social, la contribution à la stratégie et au développement pérenne du Groupe. Les attributions d’actions de performance sont décidées par le Conseil d’administration dans les conditions de l’autorisation qui lui a été consentie par l’assemblée générale extraordinaire des actionnaires. Le nombre total d’actions ainsi attribuées ne pourra excéder un pourcentage déterminé du capital social prévu lors de l’autorisation consentie par l’assemblée générale au Conseil d’administration. A titre indicatif, il est précisé à cet égard que l’autorisation en matière d’attribution gratuite d’actions en cours, consentie par l’assemblée générale du 25 mai 2021 prévoit que le nombre total d’actions existantes ou à émettre attribuées en vertu de cette autorisation aux dirigeants mandataires sociaux de la Société ne pourra représenter plus de 50 % des actions pouvant être attribuées gratuitement en vertu de ladite autorisation. La Société s’attache à prévoir une rémunération long terme particulièrement motivante pour les dirigeants mandataires sociaux, notamment le(s) directeur(s) général(aux) délégué(s), dont les compétences et l’expertise reconnues sont essentielles pour le Groupe. La pratique de la Société est d’attribuer gratuitement les actions de performance au directeur général délégué une fois tous les trois ans. La valeur des actions attribuées gratuitement (selon la méthode de valorisation comptable retenue pour les comptes consolidés) au bénéfice du directeur général délégué ne pourra excéder un montant égal au produit : • d’un plafond rapporté à une année : 200 % de la rémunération fixe et variable maximum qui lui est attribuable au titre de l’exercice concerné ; • le nombre d’années sur lequel porte le plan : c’est‐à‐dire trois ans. Toute attribution gratuite d’actions aux dirigeants mandataires sociaux serait ainsi soumise à un double plafond en volume et en valeur. La détermination du nombre d’actions définitivement acquises sera effectuée à l’issue d’une période d’au moins trois ans, en application de conditions de performance qui seront appréciées sur la même période d’au moins trois ans, l’intégralité des actions ainsi attribuées étant subordonnée au respect des conditions de performance, déterminées au regard d’objectifs quantitatifs de la Société, à une condition de présence effective dans le Groupe à l’expiration de la période d’acquisition. Les conditions de performance applicables seront exigeantes et concerneront tant les performances financières intrinsèques que boursières du Groupe. Les conditions incluront a minima : les seuils à atteindre d’EBITDA ajusté, de nouveaux MW (critère de croissance) ainsi que le taux de rentabilité (Total Shareholder Return, ou TSR) de l’action de la Société par rapport à celui des sociétés prises en compte dans le AMLBF 120 (par sextile). Les dirigeants mandataires sociaux doivent s’engager à ne pas recourir à des opérations de couverture de leurs risques sur les actions de performance qui leur sont attribuées et ce, jusqu’à la fin de la période de conservation des actions éventuellement fixée par le Conseil d’administration. Le Conseil d’administration pourra (i) décider que les actions attribuées aux dirigeants mandataires sociaux ne peuvent être cédées par les intéressés avant la cessation de leurs fonctions, ou (ii) fixer le nombre d’actions de performance qu’ils sont tenus de conserver au nominatif jusqu’à la cessation de leurs fonctions. Indemnités de cessation de fonctions : indemnité de départ Le directeur général délégué ne bénéficie pas, ni au titre de son mandat ni au titre de son contrat de travail, d’une indemnité spécifique en cas de cessation de fonctions. Périodes de préavis du contrat de travail Le directeur général délégué est soumis, au titre de son contrat de travail à durée indéterminée, à un préavis de trois mois en cas de démission.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 305 Conditions de résiliation du contrat de travail Le directeur général délégué dispose de la faculté de démissionner de son contrat de travail. La Société dispose de la possibilité de procéder à un licenciement, sous réserve d’avoir un motif, ou une rupture conventionnelle. Indemnité de non-concurrence Le directeur général délégué bénéficie, au titre de la cessation de son contrat de travail avec la Société, d’une indemnité de non‐concurrence en contrepartie de l’application de la clause qui a pour conséquence de limiter le libre exercice d’une activité professionnelle. Le directeur général délégué percevra mensuellement, à compter de la cessation de son contrat de travail et durant toute l’application de la clause, une indemnité financière calculée comme suit : • 33 % de la rémunération mensuelle fixe brute perçue à la date de cessation des relations contractuelles s’il se retrouve sans emploi ; et • 20 % de la rémunération mensuelle fixe brute perçue à la date de cessation des relations contractuelle s’il a retrouvé un emploi. Régime de retraite supplémentaire Le directeur général délégué pourra bénéficier d’un régime de retraite supplémentaire à cotisations définies, conforme aux pratiques du Groupe en faveur de ses cadres dirigeants. Cette politique de rémunération du directeur général délégué est soumise à l’assemblée générale du 10 mai 2023 au titre de la résolution reproduite ci‐dessous : « Dixième résolution (Approbation de la politique de rémunération applicable au directeur général délégué) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, connaissance prise du rapport sur le gouvernement d’entreprise visé à l’article L. 225‐37 du Code de commerce, approuve, en application de l’article L. 22‐10‐8 II du Code de commerce, la politique de rémunération applicable au directeur général délégué, telle que présentée au sein des paragraphes 6.3.1 et 6.3.2.1 (ii) du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2021 au chapitre 6. ». 6.3.2.2 SYNTHÈSE DES RÉMUNÉRATIONS DES DIRIGEANTS MANDATAIRES SOCIAUX EXÉCUTIFS (XAVIER BARBARO ET ROMAIN DESROUSSEAUX) Les tableaux ci‐dessous suivent la présentation standardisée recommandée dans le Code AFEP/MEDEF et par l’AMF. Tableau 1 – Synthèse des rémunérations et des options et actions attribuées à chaque dirigeant mandataire social exécutif (nomenclature AMF) (En euros) 2021 (1) 2022 (1) Xavier Barbaro, Président-directeur général Rémunérations attribuées au titre de l’exercice (détaillées au Tableau 2) 452 633,75 (2) 621 565,70 (2) Valorisation des rémunérations variables pluriannuelles attribuées au cours de l’exercice ‐ ‐ Valorisation des options attribuées au cours de l’exercice ‐ ‐ Valorisation des actions attribuées gratuitement au cours de l’exercice 4 181 143,56 ‐ Valorisation des autres plans de rémunération de long terme ‐ ‐ TOTAL 4633 777,31 621 565,70 Romain Desrousseaux, directeur général délégué Rémunérations attribuées au titre de l’exercice (détaillées au Tableau 2) 317 287,80 (3) 461 231,25 (3) Valorisation des rémunérations variables pluriannuelles attribuées au cours de l’exercice ‐ ‐ Valorisation des options attribuées au cours de l’exercice ‐ ‐ Valorisation des actions attribuées gratuitement au cours de l’exercice 2 787 429,04 ‐ Valorisation des autres plans de rémunération de long terme ‐ ‐ TOTAL 3 104 716,84 461 231,25 (1) Sur une base brute (avant charges sociales et impôts). (2) Pour les besoins du présent tableau, il est précisé que ce montant n’inclut pas les avantages en nature d’un montant de 4 580,28 euros (correspondant au véhicule de fonction) et d’un montant de 11 266,13 euros (correspondant aux primes d’assurance chômage) pris en compte dans le Tableau 2 ci-dessous en 2021 et 2022. Ce montant n’inclut pas non plus l’intéressement versé en 2022 au titre de 2021 d’un montant de 19 000 euros, ni l’intéressement attribué en 2023 au titre de 2022 d’un montant de 21 625 euros (se référer au paragraphe 6.3.2.3, dans les tableaux relatifs au say on pay ex post individuel des dirigeants mandataires sociaux). (3) Pour les besoins du présent tableau, il est précisé que ce montant n’inclut pas (i) l’intéressement versé en 2022 au titre de 2021 d’un montant de 19 000 euros ni l’intéressement attribué en 2023 au titre de 2022 d’un montant de 21 625 euros - se référer au paragraphe 6.3.2.4 (dans les tableaux relatifs au say on pay ex post individuel des dirigeants mandataires sociaux) ; et (ii) la prime de partage de la valeur au titre de 2022 versée à l’ensemble des salariés de la Société.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 306 Tableau 2 – Récapitulatif des rémunérations de chaque dirigeant mandataire social exécutif (nomenclature AMF) 2021 (1) 2022 (1) (En euros) Montants attribués (2) Montants versés (3) Montants attribués (2) Montants versés (3) Xavier Barbaro, Président-directeur général (4) Rémunération fixe 250 000,00 250 000,00 279 166,70 279 166,70 Rémunération variable annuelle (5) 202 633,75 342 399,00 202 633,75 Rémunération variable pluriannuelle ‐ ‐ ‐ ‐ Rémunération exceptionnelle ‐ ‐ ‐ ‐ Rémunération des activités d’administrateur ‐ ‐ ‐ ‐ Avantages de toute nature (6) 4 580,28 (véhicule de fonction) 11 266,13 (assurance chômage) 15 846,41 4 580,28 (véhicule de fonction) 11 266,13 (assurance chômage) 15 846,41 TOTAL 468 480,16 265 846,41 637 412,11 497 646,86 Romain Desrousseaux, directeur général délégué (4) (7) Rémunération fixe 180 000,00 180 000,00 206 250 206 250 Rémunération variable annuelle (5) 137 287,80 ‐ 254 981,25 137 287,80 Rémunération variable pluriannuelle ‐ ‐ ‐ ‐ Rémunération exceptionnelle ‐ ‐ ‐ ‐ Rémunération des activités d’administrateur N/A N/A N/A N/A Avantages de toute nature ‐ ‐ ‐ ‐ TOTAL 317 287,80 180 000,00 461 231,25 343 537,80 (1) Sur une base brute (avant charges sociales et impôts). (2) Au titre de l’exercice susmentionné. (3) Au cours de l’exercice susmentionné. (4) Monsieur Xavier Barbaro et Monsieur Romain Desrousseaux ont également bénéficié d’un intéressement au titre de l’année 2021 et versé en 2022 d’un montant de 19 000 euros chacun. L’intéressement attribué à chacun en 2023 au titre de 2022, s’élève à 21 625 euros (se référer aux paragraphes 6.3.2.3 et 6.3.2.4 - tableaux relatifs au say on pay ex post individuel des dirigeants mandataires sociaux). (5) Les critères de la rémunération variable annuelle attribuée au titre de l’exercice 2022 et leur niveau de réalisation sont détaillés aux paragraphes 6.3.2.3 et 6.3.2.4 (dans les tableaux relatifs au say on pay ex post individuel des dirigeants mandataires sociaux). (6) Monsieur Xavier Barbaro bénéficie d’un véhicule de fonction et d’une assurance chômage (se référer au paragraphe 6.3.2.1 (i) du présent document pour plus d’information sur cette assurance chômage). (7) La rémunération de Monsieur Romain Desrousseaux est versée au titre de son contrat de travail. 2 Les ratios d’équité ont été calculés sur la base des éléments versés, dus ou attribués au titre de l’exercice 2022 (conformément à la méthode de calcul retenue durant l’exercice 2021, 2020 et 2019). Ratios d’équité 2 Conformément aux 6° et 7° du I de l’article L. 22‐10‐9 du Code de commerce, la Société doit présenter les ratios entre le niveau de la rémunération du Président‐directeur général et, d’une part, la rémunération moyenne sur une base équivalent temps plein des salariés autres que les mandataires sociaux, et, d’autre part, la rémunération médiane sur une base équivalent temps plein des salariés autres que les mandataires sociaux. Il est également présenté l’évolution annuelle des rémunérations du Président‐directeur général, des performances de la Société, de la rémunération moyenne sur une base équivalent temps plein des salariés (autres que les dirigeants) par rapport aux ratios susmentionnés, au cours de l’exercice 2022. La rémunération du Président‐directeur général retenue pour les besoins de ce calcul comprend l’ensemble des éléments de rémunération fixe, variable et exceptionnelle versés, dus ou attribués au titre des exercices 2022, 2021, 2020 et 2019. En effet, la Société a réalisé son introduction en bourse au cours du second semestre 2018. En conséquence, la présentation de ratios sur une période de cinq ans ne semble pas opportune puisque la Société n’était pas soumise au même niveau d’exigences légales que celui auquel elle est désormais confrontée en tant qu’entité dont les actions sont admises aux négociations sur le marché réglementé d’Euronext Paris. Dans la mesure où le directeur général délégué a bénéficié en 2021 d’une attribution gratuite d’actions et que cette attribution lui a été faite au titre de son mandat social, cette attribution étant

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 307 le premier et le seul élément de rémunération du directeur général délégué au titre de son mandat social depuis sa nomination en tant que directeur général délégué, la Société a décidé de calculer le même ratio entre le niveau de la rémunération du directeur général délégué et, d’une part, la rémunération moyenne sur une base équivalent temps plein des salariés autres que les mandataires sociaux, et, d’autre part, la rémunération médiane sur une base équivalent temps plein des salariés autres que les mandataires sociaux pour le directeur général délégué pour la première fois au titre de l’exercice 2021. En revanche, ce calcul n’a pas été réalisé pour les exercices 2019 et 2020 dans la mesure où l’intégralité de la rémunération du directeur général délégué au titre de ces exercices lui a été versée uniquement au titre de son contrat de travail. Il est présenté l’évolution annuelle des rémunérations du directeur général délégué, des performances de la Société, de la rémunération moyenne sur une base équivalent base temps plein des salariés (autres que les dirigeants) par rapport aux ratios susmentionnés, au cours de l’exercice 2022. La rémunération du directeur général délégué retenue pour les besoins de ce calcul comprend l’ensemble des éléments de rémunération fixe, variable et exceptionnelle versés, dus ou attribués au titre de l’exercice 2022. Les ratios ont été calculés sur la base de la médiane et de la moyenne des rémunérations versées (y compris, le cas échéant, le bonus versé) aux salariés de la Société, la seule société française du Groupe qui emploie des salariés en France. Par conséquent, le calcul des ratios a été réalisé sur la base de l’ensemble des salariés de la Société. Les éléments méthodologiques suivants doivent être soulignés : • à des fins de représentativité, le périmètre retenu est celui de la Société (représentant 100 % des salariés en France et 48,75 % des salariés du Groupe), en retenant les salariés en CDI et CDD présents à la fois le 31 décembre de l’exercice concerné et le 31 décembre de l’exercice précédent. A titre d’illustration, cet effectif représente, en date du 31 décembre 2022, 73,86 % de l’effectif CDI‐CDD en France ; • les éléments suivants ont été retenus en application des lignes directrices sur les multiples de rémunérations de l’AFEP publiées le 19 décembre 2019 et mises à jour en février 2021 (les « Lignes Directrices ») : rémunération fixe, rémunération variable, participation et intéressement, actions de performance attribuées au titre de l’exercice considéré, prime exceptionnelle et éventuels avantages en nature. Les indemnités de départ, de non‐concurrence et régimes de retraite supplémentaire ont été exclus. S’agissant des actions de performance, conformément aux Lignes 3 La rémunération s’entend sur une base brute et inclut les avantages en nature (correspondant au véhicule de fonction et à une assurance chômage) pris en compte dans le Tableau 2 ci‐avant et l’intéressement attribué en 2023 au titre de 2022 (se référer au paragraphe 6.3.2.3, dans les tableaux relatifs au say on pay ex post individuel des dirigeants mandataires sociaux). 4 Dans la mesure où Monsieur Xavier Barbaro a bénéficié d’une attribution gratuite d’actions au cours de l’exercice 2021 et que la pratique de la Société consiste à procéder à ses attributions au bénéfice des mandataires sociaux une fois tous les 3 ans, l’ajout de cette composante de rémunération au titre de l’exercice 2021 se reflète au niveau des variations des pourcentages. 5 Cette baisse s’explique, notamment, par (x) le fait que la rémunération moyenne des salariés en 2020 inclut l’intégralité de la rémunération de Monsieur Romain Desrousseaux contrairement à la rémunération moyenne en 2021 et 2022 qui l’exclut et (y) un certain nombre de mobilités internes de la France vers l’international. 6 Conformément au communiqué de presse de la Société d’annonce des résultats semestriels 2022 en date du 28 juillet 2022, les objectifs d’EBITDA du Groupe Neoen, qui s’entendaient jusqu’à cette date hors impact de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, constituent désormais des objectifs d’EBITDA ajusté. Pour plus de détail sur la définition et le calcul de cet agrégat, le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.1.1 du présent document « Réconciliation de l’EBITDA ajusté ». 7 Cette baisse s’explique, notamment, par (x) le fait que la rémunération moyenne des salariés en 2019 inclut l’intégralité de la rémunération de Monsieur Romain Desrousseaux contrairement à la rémunération moyenne en 2021 et 2022 qui l’exclut et (y) un certain nombre de mobilités internes de la France vers l’international. Directrices, l’intégralité de la valorisation des actions attribuées gratuitement a été retenue au titre de l’exercice concerné alors même que (x) leur attribution définitive est conditionnée à la présence effective à la date d’attribution définitive et à l’atteinte des critères de performance avec une période d’acquisition de 3 ans, et (y) la pratique de la Société consiste à les attribuer aux mandataires sociaux une fois tous les 3 ans. Evolution Dans la mesure où la Société calcule les ratios d’équité en application des Lignes Directrices selon lesquels il convient d’additionner la rémunération effectivement versée (telle que la rémunération fixe) ou attribuée (telle que la rémunération variable ou intéressement) ainsi que les avantages en nature et la valorisation des actions de performance attribuées gratuitement, cette dernière doit être prise en compte intégralement au titre de l’exercice concerné alors qu’elle est soumise à une période d’acquisition de 3 ans et à la condition de présence ainsi qu’à l’atteinte des conditions de performance et que la pratique de la Société est de les attribuer une fois tous les 3 ans. Par conséquent, l’évolution de la rémunération respective du Président ‐ directeur général et du directeur général délégué calculée conformément aux Lignes Directrices est fortement impactée par la valorisation des actions attribuées gratuitement une fois tous les 3 et dont l’acquisition est incertaine et décalée dans le temps. Tableaux – Mise en perspective de la rémunération des dirigeants mandataires sociaux avec les performances de la Société et les rémunérations moyenne et médiane des salariés La rémunération globale 3 versée, due ou attribuée au Président‐ directeur général au cours de 2022 s’élève à 659 037,11 euros, facialement inférieure de 85,88 % à celle versée au cours de 2021 4 , facialement supérieure de 31,85 % à celle versée au cours de 2020 et facialement supérieure de 53,79 % à celle versée au cours de 2019. Cette évolution se compare à une progression de l’EBITDA ajusté 6 de 37,82 % et à une baisse de la rémunération moyenne des salariés de 3,23 % (par effet de périmètre) par rapport à 2021 et à une progression de l’EBITDA ajusté de 53,11 % et à une baisse de la rémunération moyenne des salariés de 9,85 % (par effet de périmètre 5 ) par rapport à 2020 et à une progression de l’EBITDA ajusté 6 de 91,58 % et à une baisse de la rémunération moyenne des salariés de 14,58 % (par effet de périmètre 7 ) par rapport à 2019.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 308 2019 2020 2021 2022 Xavier Barbaro, Président-directeur général (1) Rémunération (en euros) 428 543,35 499 854,91 4 668 623,72 659 037,11 Ratio par rapport à la rémunération moyenne des salariés (2) 3,47 (3) 4,46 (3) 44,70 6,53 (3) Ratio par rapport à la rémunération médiane des salariés (2) 5,23 (3) 6,98 (3) 65,80 9,28 (3) EBITDA ajusté (en millions d’euros) 216,1 (4) 270,4 (5) 300,4 (6) 414,0 (7) (1) La rémunération de Monsieur Xavier Barbaro au titre de 2019, 2020, 2021 et de 2022 correspond au montant annuel de rémunération fixé par le Conseil d’administration depuis l’introduction en bourse de la Société le 17 octobre 2018, de sorte que les informations pour 2019, 2020, 2021 et 2022, figurant aux présentes, ne peuvent être comparées par rapport à l’exercice 2018. (2) Les rémunérations moyenne et médiane des salariés comprennent la rémunération que Monsieur Romain Desrousseaux a perçu au titre de son contrat de travail en 2019 et 2020. En revanche, l’intégralité de la rémunération perçue par Monsieur Romain Desrousseaux en 2021 et 2022, y compris celle perçue au titre de son contrat de travail, a été exclue des rémunérations moyenne et médiane des salariés (se reporter au paragraphe 6.3.2.1 (ii) du présent document). (3) Dans la mesure où Monsieur Xavier Barbaro n’a pas bénéficié d’attribution gratuite d’actions au cours des exercices 2019, 2020 et 2022, l’absence de cette composante de rémunération se reflète au niveau des ratios. (4) 217,2 millions d’euros à taux de change constants. (5) 274,8 millions d’euros à taux de change constants. (6) 297,2 millions d’euros à taux de change constants. (7) 399,2 millions d’euros à taux de change constants. (8) Conformément au communiqué de presse de la Société d’annonce des résultats semestriels 2022 en date du 28 juillet 2022, les objectifs d’EBITDA du Groupe Neoen, qui s’entendaient jusqu’à cette date hors impact de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, constituent désormais des objectifs d’EBITDA ajusté. En 2019, l’EBITDA s’établissait à 216,1 millions d’euros, en 2020, il s’établissait à 270,4 millions d’euros et en 2021, il s’établissait à 300,4 millions d’euros. 8 Dans la mesure où Monsieur Romain Desrousseaux a bénéficié d’une attribution gratuite d’actions au cours de l’exercice 2021 et que la pratique de la Société consiste à procéder à ses attributions au bénéfice des mandataires sociaux une fois tous les 3 ans, l’ajout de cette composante de rémunération au titre de l’exercice 2021 se reflète au niveau des variations des pourcentages. La rémunération globale versée, due ou attribuée au directeur général délégué au cours de 2022 s’élève à 488 856,25 euros, facialement inférieure de 84,35 % à celle versée au cours de 2021 8 (premier exercice pour lequel le calcul des ratios d’équité le concernant a été effectué). Cette évolution se compare à une progression de l’EBITDA ajusté de 37,82 % et à une baisse de la rémunération moyenne des salariés de 3,23 % (par effet de périmètre) par rapport à 2021. 2021 2022 Romain Desrousseaux, directeur général délégué (1) Rémunération (en euros) 3 123 716,84 488 856,25 (4) Ratio par rapport à la rémunération moyenne des salariés 29,91 (2) 4,84 (5) Ratio par rapport à la rémunération médiane des salariés 44,03 (2) 6,88 (5) EBITDA ajusté (7) (en millions d’euros) 300,4 (3) 414,0 (6) (1) Dans la mesure où la rémunération de Monsieur Romain Desrousseaux en tant que directeur général délégué au titre des exercices antérieurs à 2021 lui a été versée intégralement au titre de son contrat de travail, la Société ne faisait pas de calcul des ratios d’équité le concernant. A la suite de l’attribution gratuite d’actions à Monsieur Romain Desrousseaux au titre de son mandat en 2021 (cette attribution étant le premier et le seul élément de rémunération du directeur général délégué au titre de son mandat social depuis sa nomination en tant que directeur général délégué en 2019), la Société a décidé de calculer les ratios d’équité pour le directeur général délégué pour la première fois au titre de l’exercice 2021. (2) Dans la mesure où Monsieur Romain Desrousseaux a bénéficié d’une attribution gratuite d’actions au cours de l’exercice 2021, la présence de cette composante de rémunération au titre de l’exercice 2021 se reflète au niveau des ratios. (3) 297,2 millions d’euros à taux de change constants. (4) Incluant la prime de partage de la valeur au titre de 2022 versée à l’ensemble des salariés de la Société. (5) Dans la mesure où Monsieur Romain Desrousseaux n’a pas bénéficié d’attribution gratuite d’actions au cours de l’exercice 2022, l’absence de cette composante de rémunération se reflète au niveau des ratios. (6) 399,2 millions d’euros à taux de change constants. (7) Conformément au communiqué de presse de la Société d’annonce des résultats semestriels 2022 en date du 28 juillet 2022, les objectifs d’EBITDA du Groupe Neoen, qui s’entendaient jusqu’à cette date hors impact de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, constituent désormais des objectifs d’EBITDA ajusté. En 2021, l’EBITDA s’établissait à 300,4 millions d’euros.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 309 6.3.2.3 ELÉMENTS FIXES, VARIABLES ET EXCEPTIONNELS COMPOSANT LA RÉMUNÉRATION TOTALE ET LES AVANTAGES DE TOUTE NATURE VERSÉS AU COURS DE L’EXERCICE 2022 OU ATTRIBUÉS AU TITRE DU MÊME EXERCICE À MONSIEUR XAVIER BARBARO, PRÉSIDENT-DIRECTEUR GÉNÉRAL, SOUMIS AU VOTE DE L’ASSEMBLÉE GÉNÉRALE DU 10 MAI 2023 DANS AMLA 6 ÈME RÉSOLUTION (SAY ON PAY EX POST INDIVIDUEL) Tableaux récapitulatifs de la rémunération du Président-directeur général attribuée au titre de l’exercice 2022 ou versée au cours de cet exercice Dans le graphique ci‐dessous, toutes les rémunérations et les montants indiqués sont exprimés en montants bruts. Synthèse des rémunérations Performance de la rémunération variable Rémunération fixe 279 166,70 € Rémunération des activités d’administrateur 0 € Valorisation des actions attribuées gratuitement au cours de l’exercice Néant Avantages de toute nature 15 846,41 € Intéressement 21 625 € Rémunération exceptionnelle 0 € Régime de retraite supplémentaire Néant Rémunération variable 342 399 € 75 % Critères quantitatifs Chiffre d’affaires (15 %) EBITDA (1) (30 %) Nouveaux MW awarded (30 %) Montant attribué 267 399 € 25 % Critères qualitatifs Montant attribué 75 000 € (1) Conformément au communiqué de presse de la Société d’annonce des résultats semestriels 2022 en date du 28 juillet 2022, les objectifs d’EBITDA du Groupe Neoen, qui s’entendaient jusqu’à cette date hors impact de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, constituent désormais des objectifs d’EBITDA ajusté.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 310 Éléments de la rémunération soumis au vote de l’assemblée générale des actionnaires Montants versés au cours de l’exercice écoulé Montants attribués au titre de l’exercice écoulé ou valorisation comptable Présentation Rémunération fixe 279 166,70 euros 279 166,70 euros Le montant de la rémunération fixe annuelle du Président‐directeur général versée au cours de 2022 et attribuée au titre de cet exercice s’élève à 279 166,70 euros. Rémunération variable annuelle 202 633,75 euros 9 342 399 euros Le montant de la rémunération variable annuelle du Président‐directeur général à raison de ses fonctions au sein de la Société est fixé par le Conseil d’administration de la Société, après avis du Comité Gouvernance et RSE, et en fonction de critères de performance. La part variable annuelle de la rémunération du Président‐directeur général s’élèvera à 100 % du montant brut de sa rémunération fixe en cas d’atteinte des critères de performance à hauteur de 100 %, sans pouvoir dépasser 200 % du montant brut de sa rémunération fixe en cas de surperformance. Au cours de sa réunion du 28 février 2023, le Conseil d’administration a constaté, après avoir recueilli l’avis du Comité Gouvernance et RSE, l’atteinte des critères de performance de la rémunération variable annuelle comme suit : • critère de chiffre d’affaires : 529,7 millions d’euros, soit 121,21 % du chiffre d’affaires prévu au budget, soit 142,42 % de la cible de 15 % ; • critère d’EBITDA 10 : 414 millions d’euros ̧ soit 112,65 % du montant correspondant au milieu de la fourchette de guidance de l’EBITDA 10 , soit 125,30 % de la cible de 30 % ; • critère de Nouveaux MW awarded : 1 340 MW, soit 100,30 % du nombre cible annuel de nouveaux MW awarded, soit 100,60 % de la cible de 30 %. Concernant les critères de performance qualitatifs, le Conseil d’administration a constaté : • Concernant le leadership et l’organisation : année de forte croissance (industrielle et financière) pour Neoen et de meilleure diversification de ses activités (géographies / technologies / clients) ; fonctionnement plus fluide de l’organisation (Comité exécutif efficace et mise en place d’un leadership régional désormais presque complet) ; poursuite de l’internationalisation des équipes (désormais plus de 40 nationalités pour 361 collaborateurs, émergence d’un management non‐français dans des pays clés pour Neoen comme la Finlande, le Portugal ou l’Italie) ; turnover des équipes en légère hausse mais restant inférieur à 20 % ; • Concernant la croissance : l’ensemble secured portfolio et advanced pipeline dépasse désormais les 19 GW ; le portefeuille early-stage dépasse désormais les 10 GW ; une opération de croissance externe (repowering éolien) a été réalisée en France ; • Concernant la représentation : nombreux roadshows et échanges avec des investisseurs, analystes et journalistes ; la couverture de Neoen a été élargie ; un focus particulier sur la « quality of earnings » a été poursuivi avec notamment moins de farm-down et de liquidated damages (LDs) et un taux d’imposition maîtrisé ; • Enfin, concernant les enjeux transverses : division par deux des indices d’accidentologie ; notation RSE de Neoen encore améliorée. Ainsi, au total, le montant de la rémunération variable annuelle attribuée à Monsieur Xavier Barbaro au titre de l’exercice 2022 est égal à 342 399 euros. Le versement de la rémunération variable annuelle attribuée au titre de 2022 est conditionné à l’approbation par la prochaine assemblée générale ordinaire de la résolution dont fait l’objet le présent tableau. Rémunération exceptionnelle Néant Néant Absence de rémunération exceptionnelle. Rémunération des activités d’administrateur Néant Néant Le Président‐directeur général a fait savoir qu’il ne percevra pas une telle rémunération pour sa participation aux travaux du Conseil d’administration de la Société et ce, tant qu’il exercera les fonctions susvisées. 9 Le versement de ces éléments de rémunération a été approuvé par l’assemblée générale des actionnaires du 25 mai 2022 aux termes de la sixième résolution à caractère ordinaire. 10 Conformément au communiqué de presse de la Société d’annonce des résultats semestriels 2022 en date du 28 juillet 2022, les objectifs d’EBITDA du Groupe Neoen, qui s’entendaient jusqu’à cette date hors impact de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, constituent désormais des objectifs d’EBITDA ajusté.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 311 Éléments de la rémunération soumis au vote de l’assemblée générale des actionnaires Montants versés au cours de l’exercice écoulé Montants attribués au titre de l’exercice écoulé ou valorisation comptable Présentation Avantages de toute nature 15 846,41 euros (valorisation comptable) 4 580,28 euros (véhicule de fonction) 11 266,13 euros (assurance chômage) Le Président‐directeur général bénéficie d’une voiture de fonctions, prise en charge par la Société à hauteur d’une valeur maximum de 6 000 euros par an. Le Président‐directeur général bénéficie d’une assurance chômage lui assurant une indemnisation, sur une période de douze mois, équivalente à 70 % de sa rémunération brute annuelle (telle que contractuellement plafonnée à six fois le plafond annuel de la sécurité sociale (PASS)). Intéressement 19 000 euros 21 625 euros L’intéressement a été mis en place pour la première fois au titre de l’année 2019 et versé en 2020, 2021 et 2022. Options d’action, actions gratuites ou tout autre élément de rémunération de long terme Options : Néant Actions : Néant Aucune option de souscription ou d’achat d’action n’a été attribuée à Monsieur Xavier Barbaro au cours de l’exercice 2022. Aucune actions gratuites n’a été attribuée à Monsieur Xavier Barbaro au cours de l’exercice 2022. Régime de retraite supplémentaire N/A Monsieur Xavier Barbaro ne bénéficie pas de régime de retraite supplémentaire. Indemnité de cessation de fonction : indemnité de départ Néant Néant Le Président‐directeur général bénéficie, au titre de la cessation de son mandat social de directeur général au sein de la Société, d’une indemnité de départ en cas de révocation (hors les cas de faute grave ou lourde) ou de non‐renouvellement de son mandat social. Cette indemnité sera d’un montant équivalant à six mois de rémunération (un mois étant défini comme étant la somme de (i) la moyenne des rémunérations mensuelles fixes versées les douze mois précédant la fin du mandat social et (ii) la moyenne mensuelle des deux derniers montants de rémunération variable versées). Le versement de l’indemnité sera subordonné à la double condition que (x) la somme des résultats nets du Groupe au titre des deux derniers exercices clos, précédant sa révocation ou, selon le cas l’échéance de son mandat non renouvelé, soit positive et que (y) la moyenne de l’atteinte du critère de la rémunération variable du nombre de nouveaux MW awarded au titre des deux derniers exercices clos, précédant sa révocation ou, selon le cas l’échéance de son mandat non renouvelé, soit égale ou supérieure à la moyenne de 50 % des cibles au titre de ce même critère et desdits deux exercices clos. Indemnité de non-concurrence Néant Néant Le Président‐directeur général bénéficie, au titre de la cessation de son mandat social de directeur général au sein de la Société, d’une indemnité de non‐ concurrence au titre de son obligation de ne pas exercer, sur le territoire français, à quelque titre que ce soit, une activité concurrente à celle de la Société et de ne pas s’intéresser directement ou indirectement à toutes activités pouvant concurrencer les activités de la Société pendant une durée de douze mois à compter de la cessation desdites fonctions. Cette indemnité sera versée mensuellement pendant les douze mois suivant la cessation desdites fonctions pour un montant égal à 70 % de sa rémunération (un mois de rémunération étant défini comme étant la somme de (i) la moyenne des rémunérations mensuelles fixes versées les douze mois précédant la fin du mandat social et (ii) la moyenne mensuelle des deux derniers montants de rémunération variable versées). Cette indemnité ne peut être versée dès lors que (i) le directeur général fait valoir ses droits à la retraite ; et/ou (ii) qu’il dépasse l’âge de 65 ans.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 312 6.3.2.4 ELÉMENTS FIXES, VARIABLES ET EXCEPTIONNELS COMPOSANT LA RÉMUNÉRATION TOTALE ET LES AVANTAGES DE TOUTE NATURE VERSÉS AU COURS DE L’EXERCICE 2022 OU ATTRIBUÉS AU TITRE DU MÊME EXERCICE À MONSIEUR ROMAIN DESROUSSEAUX, DIRECTEUR GÉNÉRAL DÉLÉGUÉ, SOUMIS AU VOTE DE L’ASSEMBLÉE GÉNÉRALE DU 10 MAI 2023 DANS AMLA 7 ÈME RÉSOLUTION (SAY ON PAY EX POST INDIVIDUEL) Le versement des éléments variables et exceptionnels attribués à Monsieur Romain Desrousseaux n’est pas conditionné à l’approbation par une assemblée générale ordinaire. Toutefois, ils lui sont soumis à titre informatif. Les informations suivantes sont fournies à cet effet : Tableau récapitulatif de la rémunération du directeur général délégué attribuée au titre de l’exercice 2022 ou versée au cours de cet exercice Dans le graphique ci‐dessous, toutes les rémunérations et les montants indiqués sont exprimés en montants bruts. Valorisation des actions attribuées gratuitement au cours de l’exercice Néant Synthèse des rémunérations Performance de la rémunération variable Rémunération fixe (1) 206 250 € Rémunération variable 254 981,25 € 75 % Critères quantitatifs Chiffre d’affaires (10 %) EBITDA (2) (20 %) Nouveaux MW awarded international (45 %) Montant attribué 198 731,25 € 25 % Critères qualitatifs Montant attribué 56 250 € Rémunération des activités d’administrateur N/A Avantages de toute nature Néant Intéressement 21 625 € Rémunération exceptionnelle 0 € Régime de retraite supplémentaire Néant (1) Monsieur Romain Desrousseaux est rémunéré exclusivement au titre de son contrat de travail. (2) Conformément au communiqué de presse de la Société d’annonce des résultats semestriels 2022 en date du 28 juillet 2022, les objectifs d’EBITDA du Groupe Neoen, qui s’entendaient jusqu’à cette date hors impact de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, constituent désormais des objectifs d’EBITDA ajusté. A titre préalable, il est rappelé que Monsieur Romain Desrousseaux, directeur général délégué, est rémunéré exclusivement au titre de son contrat de travail (sous réserve des actions qui ont pu ou peuvent lui être attribuées gratuitement au titre de son mandat social). Concernant l’exercice 2022, Monsieur Romain Desrousseaux n’a perçu aucune rémunération, ni aucun avantage à raison de son mandat social. Pour cet exercice, il a donc été exclusivement rémunéré au titre de son contrat de travail conclu avec la Société avant sa nomination en tant que directeur général délégué. Toutefois, il a néanmoins été décidé de soumettre, à titre informatif, au vote de la prochaine assemblée générale ordinaire les éléments exposés dans le tableau ci‐dessous (qui rappelle à titre purement indicatif les éléments liés à son contrat de travail dans la colonne « Présentation (indicative) »). Ainsi, les éléments présentés dans le tableau ci‐dessous ne font donc état d’aucun montant dans les colonnes concernant les rémunérations versées au cours de 2022 ou attribuées au titre de cet exercice à Monsieur Romain Desrousseaux en raison de son mandat social. Les éléments de rémunération variable attribués au titre de 2022 étant exclusivement liés à son contrat de travail, leur versement n’est pas conditionné au vote favorable de la prochaine assemblée générale ordinaire.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 313 Éléments de la rémunération soumis au vote de l’assemblée générale des actionnaires Montants versés au cours de l’exercice écoulé au titre du mandat social Montants attribués au titre de l’exercice écoulé ou valorisation comptable au titre du mandat social Présentation (indicative) Rémunération fixe Néant Néant Cette rémunération est versée par la Société au titre du contrat de travail du directeur général délégué. A titre indicatif, il est précisé qu’elle s’élève à 206 250 euros au titre de 2022. Le directeur général délégué ne perçoit donc aucune rémunération fixe versée par la Société au titre de son mandat de directeur général délégué. Rémunération variable annuelle Néant Néant La rémunération variable annuelle du directeur général délégué au titre de 2022 a été fixée par le Comité Gouvernance et RSE du 17 février 2023 qui a constaté les performances suivantes au titre des critères de performance quantitatifs et qualitatifs tels que fixés par le Comité lors de sa réunion du 7 mars 2022 et dont les principes sont reflétés dans son contrat de travail : • critère de chiffre d’affaires : 529,7 millions d’euros, soit 121,21 % du chiffre d’affaires prévu au budget, soit 142,42 % de la cible de 10 % ; • critère d’EBITDA 11 : 414 millions d’euros ̧ soit 112,65 % du montant correspondant au milieu de la fourchette de guidance d’EBITDA 11 , soit 125,30 % de la cible de 20 % ; • critère de nouveaux MW awarded international : 1 109,5 MW, soit 104,47 % d’atteinte de ce critère (en fonction du nombre cible), soit 108,94 % de la cible de 45 %. Concernant les critères de performance qualitatifs, le Comité a constaté que : • Concernant la croissance dans au moins la moitié des pays où Neoen est présent, l’accélération du développement en Europe du nord et la création des conditions d’un succès durable et substantiel en Italie : croissance (new awarded ou MW directement mis en construction) dans sept pays : Australie, France, Finlande, Suède (éolien, solaire et stockage dans la même année), Canada, Irlande et Portugal ; objectifs de croissance en MW dépassés ; équipe italienne constituée (plus de dix personnes) et ayant constitué un portefeuille de projets de qualité, pouvant conduire à de premières mises en construction en 2023 ; • Concernant l’identification de deux nouveaux pays où le Groupe pourrait lancer son développement en 2022, susceptibles de représenter ensemble plus d’1 GW additionnel à moyen‐terme : constitution d’une petite équipe implantée à Calgary (Canada), lancement de la construction d’un premier projet au Canada, et recrutement d’un directeur du développement pour l’Allemagne ; • Concernant la matérialisation de l’expertise du Groupe en energy management par la signature de contrats innovants de production d’énergie (avec un profil non‐intermittent) ou de stockage (services innovants) : signature d’un contrat baseload synthétique (éolien, stockage et trading) avec BHP en Australie, développement et fourniture de solutions et services innovants : virtual battery, virtual inertia. Ainsi, au total, le montant de la rémunération variable attribuée au directeur général délégué au titre de l’exercice 2022 est égal à 254 981,25 euros. Cette rémunération variable annuelle du directeur général délégué étant exclusivement attribuée au titre de son contrat de travail, son versement n’est pas conditionné à l’approbation par l’assemblée générale des rémunérations et avantages de toutes natures versés au cours ou attribués au titre du dernier exercice clos. Rémunération exceptionnelle Néant Néant Absence de rémunération exceptionnelle. Rémunération des activités d’administrateur N/A N/A Non applicable. Intéressement Néant Un montant de 19 000 euros a été versé en 2022 au titre de l’année 2021. L’intéressement attribué en 2023 au titre de 2022 s’élève à 21 625 euros. Options d’action, actions gratuites ou tout autre élément de rémunération de long terme Options : Néant Actions : Néant Aucune option de souscription ou d’achat d’action n’a été attribuée au directeur général délégué au cours de l’exercice 2022. Aucune action gratuite n’a été attribuée au directeur général délégué au cours de l’exercice 2022. Indemnité de cessation de fonction : indemnité de départ N/A Le directeur général délégué ne bénéficie pas, ni au titre de son mandat ni au titre de son contrat de travail d’une indemnité spécifique en cas de cessation de fonctions. 11 Conformément au communiqué de presse de la Société d’annonce des résultats semestriels 2022 en date du 28 juillet 2022, les objectifs d’EBITDA du Groupe Neoen, qui s’entendaient jusqu’à cette date hors impact de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, constituent désormais des objectifs d’EBITDA ajusté.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 314 Éléments de la rémunération soumis au vote de l’assemblée générale des actionnaires Montants versés au cours de l’exercice écoulé au titre du mandat social Montants attribués au titre de l’exercice écoulé ou valorisation comptable au titre du mandat social Présentation (indicative) Indemnité de non-concurrence Néant Néant Le directeur général délégué bénéficie, au titre de la cessation de son contrat de travail avec la Société, d’une indemnité de non‐concurrence en contrepartie de l’application de la clause qui a pour conséquence de limiter le libre exercice d’une activité professionnelle. Le directeur général délégué percevra mensuellement, à compter de la cessation de son contrat de travail et durant toute l’application de la clause (d’une durée de douze mois) une indemnité financière calculée comme suit : • 33 % de la rémunération mensuelle fixe brute perçue à la date de cessation des relations contractuelles si le salarié se retrouve sans emploi ; et • 20 % de la rémunération mensuelle fixe brute perçue à la date de cessation des relations contractuelle si le salarié a retrouvé un emploi. Régime de retraite supplémentaire N/A Le directeur général délégué ne bénéficie pas de régime de retraite supplémentaire. 6.3.3 RÉMUNÉRATIONS DES MANDATAIRES SOCIAUX NON EXÉCUTIFS (i) Politique de rémunération des administrateurs Conformément à la loi, le montant maximal de la rémunération allouée aux administrateurs est fixé par l’assemblée générale des actionnaires. L’assemblée générale du 26 mai 2020 a décidé de fixer ce montant à 300 000 euros par an pour la période en cours et les périodes suivantes, sauf si une nouvelle assemblée générale à l’avenir modifiait le montant annuel. Par ailleurs, le montant de la rémunération allouée étant attribué sur une base annuelle, ce montant est calculé au prorata temporis en cas de nomination ou de cessation, pour quelque cause que ce soit, du mandat de membre du Conseil d’administration en cours d’exercice social. Dans la limite du montant décidé par l’assemblée générale et conformément à la politique de rémunération, le Conseil d’administration décide à la fin de chaque année le montant de la rémunération qui sera allouée à ses membres au titre de l’exercice clos et au début de chaque année les règles de répartition ainsi que les modalités de calcul de la rémunération allouée pour l’exercice en cours. Les critères de répartition de la somme fixe annuelle allouée par l’assemblée générale aux administrateurs sont les suivants : Conseil d’administration • Une rémunération de 35 000 € est due à chaque administrateur, ajustée en fonction de la présence effective et du temps consacré aux travaux : – en cas d’absence à 20 % des réunions ou moins : le montant dû reste inchangé ; – en cas d’absence à un nombre de réunions supérieur à 20 % et inférieur à 70 % : le montant dû sera réduit au prorata de la présence ; et – en cas d’absence à un nombre de réunions supérieur à 70 % : le montant dû sera réduit de 70 % • Une rémunération complémentaire de 17 500 € est due à l’Administrateur Référent • Le budget alloué aux administrateurs est fixé à un montant total maximum de 300 000 € • En cas de charge de travail accrue, le Conseil pourra allouer, à tout ou partie de ses membres, en fonction de leur participation aux travaux du Conseil, le solde de l’enveloppe globale de rémunération annuelle restant disponible • Conformément aux dispositions des articles L. 22‐10‐15 et L. 225‐46 du Code de commerce, des rémunérations exceptionnelles pourraient être attribuées à certains membres du Conseil pour des missions ou mandats spécifiques. Ces rémunérations seraient portées aux charges d’exploitation et seraient soumises à la procédure des conventions réglementées Membres des comités • Une rémunération de 17 500 € est due au Président du Comité d’audit et au Président du Comité Gouvernance et RSE • Une rémunération de 12 500 € est due à chaque membre du Comité d’audit et chaque membre du Comité Gouvernance et RSE

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 315 (ii) Montant de la rémunération brute attribuée au titre et versée au cours de 2022 En milliers d’euros Helen Lee Bouygues Membre du Comité d’audit et du Comité Gouvernance et RSE Administrateur Référent Sixto Représentée par Bertrand Dumazy Président du Comité Gouvernance et RSE Simon Veyrat Christophe Gégout Représentant du FSP Président du Comité d’audit Stéphanie Levan Membre du Comité d’audit 77,5 52,5 52,5 47,5 35,0 Tableau 3 – Rémunérations allouées à raison du mandat d’administrateur et autres rémunérations perçues par les mandataires sociaux non exécutifs (nomenclature AMF) 2021 (1) 2022 (1) Mandataires sociaux non exécutifs (en euros) Montants attribués au titre de 2021 Montants versés au cours de 2021 Montants attribués au titre de 2022 Montants versés au cours de 2022 Helen Lee Bouygues Rémunérations (fixe, variable) 72 500,00 72 500,00 77 500,00 77 500,00 Autres rémunérations N/A N/A N/A N/A Christophe Gégout, en qualité de représentant permanent du FSP (2) Rémunérations (fixe, variable) 52 500,00 52 500,00 52 500,00 52 500,00 Autres rémunérations N/A N/A N/A N/A Sixto, ayant pour représentant permanent Bertrand Dumazy Rémunérations (fixe, variable) 50 000,00 50 000,00 52 500,00 52 500,00 Autres rémunérations N/A N/A N/A N/A Bpifrance Investissement, ayant pour représentant permanent Vanessa Giraud (3) Rémunérations (fixe, variable) ‐ ‐ ‐ ‐ Autres rémunérations N/A N/A N/A N/A Stéphanie Levan Rémunérations (fixe, variable) 47 500,00 47 500,00 47 500,00 47 500,00 Autres rémunérations N/A N/A N/A N/A Simon Veyrat Rémunérations (fixe, variable) 35 000,00 35 000,00 35 000,00 35 000,00 Autres rémunérations N/A N/A N/A N/A TOTAL 257 500,00 257 500,00 265 000,00 265 000,00 (1) Les rémunérations dans le tableau ci-dessus incluent également la rémunération allouée versée au titre de la participation au Comité d’audit et au Comité Gouvernance et RSE, et la rémunération de l’Administrateur Référent. (2) La rémunération est versée directement à Monsieur Christophe Gégout en tant que représentant permanent. (3) Bpifrance Investissement n’a pas perçu de rémunération au titre des exercices 2021 et 2022.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 316 Budget de rémunération annuel global alloué aux administrateurs En euros 2021 2022  Montants réellement versés  Montant maximal de la rémunération qui peut être attribué aux administrateurs 300 000 265 000 300 000 257 500 12 Conformément au communiqué de presse de la Société d’annonce des résultats semestriels 2022 en date du 28 juillet 2022, les objectifs d’EBITDA du Groupe Neoen, qui s’entendaient jusqu’à cette date hors impact de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, constituent désormais des objectifs d’EBITDA ajusté. 6.3.4 RAPPORT SUR LES OPTIONS ET ACTIONS GRATUITES 6.3.4.1 POLITIQUE D’ATTRIBUTION DES OPTIONS ET ACTIONS GRATUITES L’assemblée générale mixte du 25 mai 2021, dans sa 16 ème résolution, a donné l’autorisation pour une durée de vingt‐six mois au Conseil d’administration de procéder à des attributions gratuites d’actions existantes ou à émettre au profit des membres du personnel salarié et des mandataires sociaux du Groupe ou de certains d’entre eux. Les actions existantes ou à émettre attribuées gratuitement en vertu de cette autorisation ne peuvent pas représenter plus de 2 % du capital social de la Société au jour de la décision du Conseil d’administration, étant précisé que le nombre total d’actions existantes ou à émettre attribuées aux dirigeants mandataires sociaux de la Société ne peut représenter plus de 50 % des actions pouvant être attribuées gratuitement en vertu de ladite autorisation. La 16 ème résolution sur les attributions d’actions gratuites prévoit la fixation par le Conseil d’administration des conditions, notamment les plafonds visés ci‐dessus, ainsi que les critères de performance qui leur sont applicables, le cas échéant, et l’arrêt par le Conseil d’administration de la liste des bénéficiaires des actions gratuites. Conformément aux termes et conditions applicables aux attributions gratuites d’actions effectuées au cours de l’exercice 2022, l’attribution définitive des actions gratuites est conditionnée à : • une condition de présence du bénéficiaire au dernier jour de la période d’acquisition des actions gratuites, sauf exceptions prévues dans le règlement de plan (notamment, mise à la retraite ou en préretraite, décès ou invalidité permanente de 2 ème ou 3 ème catégorie au sens de l’article L. 341‐4 du Code de la sécurité sociale) ou sur autorisation du Président‐ directeur général après consultation du Comité Gouvernance et RSE ; il est à noter que le règlement de plan d’attribution gratuite d’actions du 14 mars 2022 comporte en outre la disposition selon laquelle le nombre d’actions gratuites attribuées définitivement à chaque bénéficiaire sera proratisé en fonction des jours d’absence du bénéficiaire au cours de la période d’acquisition non assimilés à du temps de travail effectif au sens de l’article L. 3314‐5 du Code du travail ou de toute autre disposition équivalente au sens du droit local applicable ; • trois conditions de performance. Le nombre d’actions gratuites définitivement acquises aux bénéficiaires à l’expiration de la période d’acquisition sera déterminé en fonction de l’atteinte de critères de performance fixés par le Conseil d’administration. Pour chaque critère défini ci‐après (i) un seuil de déclenchement par rapport à l’objectif fixé est prévu, (ii) en cas de surperformance dudit critère par rapport à l’objectif fixé, la pondération afférente de ce critère sera accrue afin de tenir compte de cette surperformance et (iii) un seuil maximal de surperformance par rapport à l’objectif fixé est prévu. Les conditions de performance prévues par le plan sont les suivantes : – l’acquisition définitive de 40 % des actions gratuites dépendra de l’atteinte d’un niveau d’EBITDA 12 ; – l’acquisition définitive de 40 % supplémentaires des actions gratuites dépendra de l’atteinte d’objectifs de croissance appréciés en nouveaux mégawatts (MW) en phase awarded (y compris ceux acquis dans le cadre d’éventuelles opérations de croissance externe, selon les conditions d’appréciation précisées dans le plan) ;

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 317 – l’acquisition définitive des 20 % restants d’actions gratuites dépendra de l’atteinte d’objectifs de rentabilité actionnariale, appréciés sur la base du taux de rentabilité (Total Shareholder Return, ou TSR) par référence à celui des sociétés prises en compte dans le AMLBF 120 (par sextile). Le niveau de réalisation de chacune des trois conditions de performance précitées sera constaté par le Conseil lors de la réunion au cours de laquelle il arrêtera les comptes annuels produisant les indicateurs des critères de performance retenus, dans les conditions suivantes : – dans l’hypothèse où les objectifs au titre de l’un des critères ne seraient pas remplis, une telle sous‐performance au titre d’un critère pourra être compensée par une éventuelle surperformance au titre d’un autre critère au titre du même exercice ; – le nombre d’actions gratuites définitivement acquises par les bénéficiaires sera déterminé en considérant la moyenne des objectifs atteints durant les 3 exercices clos durant la période d’acquisition ; – le nombre d’actions gratuites définitivement attribuées à chaque bénéficiaire en fonction de l’atteinte des conditions de performance ne pourra en aucun cas excéder le nombre maximum d’actions gratuites initialement attribuées au bénéficiaire concerné à la date d’attribution. Il est à noter que la Société n’a pas procédé à l’attribution d’option de souscription ou d’achat d’actions depuis 2018. 6.3.4.2 OPTIONS DE SOUSCRIPTION OU D’ACHAT D’ACTIONS (i) Options de souscription ou d’achat d’actions attribuées durant l’exercice 2022 à chaque dirigeant mandataire social par la Société et par toute société du Groupe Néant. (ii) Options de souscription ou d’achat d’actions levées durant l’exercice 2022 par chaque dirigeant mandataire social Néant. (iii) Options de souscription ou d’achat d’actions consenties aux dix premiers salariés non-mandataires sociaux attributaires Tableau 9 – (nomenclature AMF) Options de souscription ou d’achat d’actions consentis aux dix premiers salariés non-mandataires sociaux attributaires et options levées par ces derniers Nombre total d’options attribuées / d’actions souscrites ou achetées Prix moyen pondéré Options consenties, durant l’exercice 2022, par l’émetteur et toute société comprise dans le périmètre d’attribution des options, aux dix premiers salariés de l’émetteur et de toute société comprise dans ce périmètre, dont le nombre d’options ainsi consenties est le plus élevé (information globale) N/A N/A Options détenues sur l’émetteur et les sociétés visées précédemment, levées, durant l’exercice 2022, par les dix premiers salariés de l’émetteur et de ces sociétés, dont le nombre d’options ainsi achetées ou souscrites est le plus élevé (information globale) 34 240 9,25 €

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 318 (iv) Historique des attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions Tableau 8 – Historique des attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions (après regroupement d’actions) (nomenclature AMF) Plan 2018 (III) Plan 2018 (II) Plan 2018 (I) Date de l’assemblée générale 04/07/2018 29/05/2018 29/05/2018 Date de la décision du Président (1) arrêtant la liste des bénéficiaires 05/07/2018 30/05/2018 30/05/2018 Nombre total d’actions pouvant être souscrites ou achetées (à la date d’attribution d’options de souscription ou d’achat d’actions), dont le nombre peut être souscrit par : 65 000 5 000 40 000 Xavier Barbaro, Président-directeur général 0 0 0 Romain Desrousseaux, directeur général délégué 0 0 0 Nombre total d’actions pouvant être souscrites ou achetées (après l’ajustement à la suite de l’augmentation de capital d’avril 2021), dont le nombre peut être souscrit par : 67 835 5 405 42 835 Xavier Barbaro, Président-directeur général 0 0 0 Romain Desrousseaux, directeur général délégué 0 0 0 Début de la période d’exercice des options (2) 06/10/2020 31/05/2021 31/05/2021 Date d’expiration de la période d’exercice des options 05/07/2023 30/05/2023 30/05/2023 Prix de souscription ou d’achat (avant l’ajustement à la suite de l’augmentation de capital d’avril 2021) 10 € 10 € 10 € Prix de souscription ou d’achat (après l’ajustement à la suite de l’augmentation de capital d’avril 2021) 9,25 € 9,25 € 9,25 € Modalités d’exercice (si le plan comporte plusieurs tranches) ‐ ‐ ‐ Nombre d’actions souscrites au 31 décembre 2022 52 025 5 405 22 025 Nombre cumulé d’options de souscription ou d’achat d’actions annulées ou caduques (nombre avant la réalisation de l’ajustement) 5 000 0 5 000 Options de souscription ou d’achat d’actions restantes au 31 décembre 2022 (nombre après l’ajustement à la suite de l’augmentation de capital d’avril 2021) 10 810 0 15 810 (1) Décisions prises par le Président de la Société sous son ancienne forme de S.A.S. (2) Les plans 2018 (sauf le plan 2018 (III)) présentés comportent une période de vesting d’une durée de trente-six (36) mois. Le plan 2018 (III) comporte une période de vesting de 2 ans, 3 mois et 1 jour. 6.3.4.3 ATTRIBUTIONS GRATUITES D’ACTIONS (i) Conditions fixées par le Conseil d’administration relatives à la cession des actions attribuées gratuitement aux dirigeants Conformément à l’article L. 225‐197‐1 II alinéa 4 du Code de commerce, le bénéficiaire d’un plan d’attribution gratuite d’actions de performance du 14 mars 2022, dès lors qu’il est dirigeant mandataire social de la Société ou d’une société apparentée, sera tenu de conserver au nominatif jusqu’à la cessation de ses fonctions au moins 15 % des actions gratuites qui lui auront été attribuées, étant précisé que les actions le cas échéant souscrites par le dirigeant en exercice des droits préférentiels de souscription attachés aux actions gratuites ainsi conservées au nominatif seront librement cessibles dès lors qu’elles auront été acquises à titre onéreux par le dirigeant.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 320 (iv) Historique des attributions d’actions gratuites Tableau 10 – Historique des attributions d’actions gratuites (nomenclature AMF) Plan 2022 Plan 2021 Plan 2020 Plan 2019 Date de l’assemblée générale 25/05/2021 26/05/2020 26/05/2020 2/10/2018 Date de la décision d’attribution du Conseil d’administration ou du Président 14/03/2022 10/03/2021 2/07/2020 10/07/2019 Nombre total d’actions attribuées gratuitement (à la date d’attribution d’actions), dont nombre d’actions attribuées à : 164 046 272 302 140 000 297 000 Xavier Barbaro, Président‐directeur général 0 88 590 0 0 Romain Desrousseaux, directeur général délégué 0 59 060 0 0 Nombre total d’actions attribuées gratuitement (après l’ajustement à la suite de l’augmentation de capital d’avril 2021), dont nombre d’actions attribuées à : N/A 294 360 151 354 321 066 Xavier Barbaro, Président‐directeur général N/A 95 766 0 0 Romain Desrousseaux, directeur général délégué N/A 63 844 0 0 Date d’acquisition des actions 14/03/2025 11/03/2024 3/07/2023 11/07/2022 Date de fin de période de conservation ‐ ‐ ‐ ‐ Nombre d’actions acquises au 31 décembre 2022 0 0 0 292 742 Nombre cumulé d’actions annulées ou caduques (nombre après la réalisation de l’ajustement, si applicable) 0 15 054 36 063 28 324 Actions attribuées gratuitement restantes au 31 décembre 2022 (nombre après l’ajustement à la suite de l’augmentation de capital d’avril 2021, si applicable) 164 046 279 306 115 291 0

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 322 6.4 AUTRES INFORMATIONS 6.4.1 TABLEAU DES DÉLÉGATIONS ET AUTORISATIONS EN COURS DE VALIDITÉ ACCORDÉES PAR L’ASSEMBLÉE GÉNÉRALE DANS LE DOMAINE DES AUGMENTATIONS DE CAPITAL (COMPRENANT LES UTILISATIONS FAITES EN 2022 SUR LA BASE DE DÉLÉGATIONS VOTÉES EN 2021) Titres concernés Date d’assemblée générale (durée de l’autorisation / délégation et expiration) Montant maximum d’augmentation de capital et modalités de détermination du prix Utilisation des autorisations/délégations Émissions avec droit préférentiel de souscription Délégation de compétence à l’effet d’augmenter le capital de la Société par l’émission d’actions et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme ou à des titres de créance AG du 25 mai 2022 16 ème résolution 26 mois 90 millions d’euros (plafond indépendant) Délégation de compétence à l’effet d’augmenter le capital social par incorporation de primes, réserves, bénéfices ou toutes autres sommes AG du 25 mai 2022 22 ème résolution 26 mois 60 millions d’euros (plafond indépendant) Émissions sans droit préférentiel de souscription Délégation de compétence à l’effet d’augmenter le capital de la Société par l’émission d’actions et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme, ou à des titres de créance, par offre au public autre que les offres mentionnées au 1° de l’article L. 411‐2 du Code monétaire et financier et/ou en rémunération de titres dans le cadre d’une offre publique d’échange (A) AG du 25 mai 2022 17 ème résolution 26 mois 65 millions d’euros (A)+(B)+(C)+(D)+(E)+(F)+(G) étant limité à 65 millions d’euros Détermination du prix Actions : au moins égal au minimum prévu par les dispositions réglementaires applicables au jour de l’émission (au 25 mai 2022, moyenne pondérée des cours des trois dernières séances de bourse sur le marché réglementé d’Euronext Paris précédant le début de l’offre au public moins 10 %) Valeurs mobilières donnant accès au capital (prix de l’action sous‐jacente) : au moins égal au prix de souscription minimum décrit ci‐dessus Délégation de compétence à l’effet d’augmenter le capital de la Société par l’émission d’actions et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme, ou à des titres de créance, par une offre visée au 1° de l’article L. 411‐2 du Code monétaire et financier (B) AG du 25 mai 2022 18 ème résolution 26 mois 65 millions d’euros (A)+(B)+(C)+(D)+(E)+(F)+(G) étant limité à 65 millions d’euros (en toutes hypothèses : limité à 20 % par an : limite légale) Détermination du prix Actions : au moins égal au minimum prévu par les dispositions réglementaires applicables au jour de l’émission (au 25 mai 2022, moyenne pondérée des cours des trois dernières séances de bourse sur le marché réglementé d’Euronext Paris précédant le début de l’offre au public moins 10 %) Valeurs mobilières donnant accès au capital (prix de l’action sous‐jacente) : au moins égal au prix de souscription minimum décrit ci‐dessus Utilisation au cours de l’exercice 2022 * émission de titres de créances d’un montant nominal de 300 millions d’euros (1) * augmentation de capital d’un montant nominal de 11 650 508 euros (2)

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 323 Titres concernés Date d’assemblée générale (durée de l’autorisation / délégation et expiration) Montant maximum d’augmentation de capital et modalités de détermination du prix Utilisation des autorisations/délégations Délégation de pouvoirs à l’effet d’émettre des actions et/ou des valeurs mobilières donnant accès immédiatement ou à terme à des actions à émettre par la Société en rémunération d’apports en nature constitués de titres de capital ou de valeurs mobilières donnant accès au capital (C) AG du 25 mai 2022 21 ème résolution 26 mois 10 % du capital social à la date de l’opération (A)+(B)+(C)+(D)+(E)+(F)+(G) étant limité à 65 millions d’euros Délégation de compétence à donner au Conseil d’administration pour décider l’augmentation de capital de la Société par l’émission d’actions et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme, réservée aux adhérents de plans d’épargne AG du 25 mai 2021 15 ème résolution 26 mois Cette délégation n’est plus en vigueur depuis le 25 mai 2022. Cette délégation a été remplacée par une nouvelle de même nature cf. D ci-dessous. 2 % du capital social au jour de la décision du Conseil (plafond global de l’AG 2020) Détermination du prix Conditions prévues aux articles L. 3332‐18 et suivants du Code du travail, soit un prix au moins égal à 70 % ou 60 % de la moyenne des cours de clôture cotés aux vingt séances de bourse précédant la décision fixant la date d’ouverture de souscription lorsque la durée d’indisponibilité est supérieure ou égale à 10 ans prévue par le plan d’épargne, respectivement. Utilisation au cours de l’exercice 2022 : ‐ augmentation de capital en numéraire d’un montant de 32 450 euros ‐ augmentation de capital par voie d’incorporations de réserves d’un montant de 32 450 euros, soit environ 0,03 % du capital le jour de la constatation de la réalisation de l’augmentation de capital Délégation de compétence à donner au Conseil d’administration pour décider l’augmentation de capital de la Société par l’émission d’actions et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme, réservée aux adhérents de plans d’épargne (D) AG du 25 mai 2022 23 ème résolution 26 mois 2 % du capital social au jour de la décision du Conseil (A)+(B)+(C)+(D)+(E)+(F)+(G) étant limité à 65 millions d’euros Détermination du prix Conditions prévues aux articles L. 3332‐18 et suivants du Code du travail, soit un prix au moins égal à 70 % ou 60 % de la moyenne des cours de clôture cotés aux vingt séances de bourse précédant la décision fixant la date d’ouverture de souscription, lorsque la durée d’indisponibilité est supérieure ou égale à 10 ans. Délégation de compétence à donner au Conseil d’administration pour décider l’augmentation de capital de la Société par l’émission d’actions et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme, réservée aux collaborateurs du groupe à l’étranger (E) AG du 25 mai 2022 19 ème résolution 18 mois 1 % du capital social au jour de la décision du Conseil étant précisé que ce montant s’impute sur le montant visé au (D) ci-dessus (A)+(B)+(C)+(D)+(E)+(F)+(G) étant limité à 65 millions d’euros Détermination du prix (i) Moyenne des cours de clôture cotés aux vingt séances de bourse précédant le jour de la décision fixant la date d’ouverture de la souscription diminuée d’une décote maximum de 30 % ou (ii) si opération réalisée dans le cadre d’un plan global d’actionnariat salarié mis en place en France et à l’étranger, prix arrêté dans le cadre de (D).

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 324 Titres concernés Date d’assemblée générale (durée de l’autorisation / délégation et expiration) Montant maximum d’augmentation de capital et modalités de détermination du prix Utilisation des autorisations/délégations Émissions avec droit préférentiel ou avec suppression du droit préférentiel de souscription Autorisation à l’effet d’augmenter le nombre de titres à émettre en cas d’augmentation de capital avec maintien ou suppression du droit préférentiel de souscription AG du 25 mai 2021 14 ème résolution 26 mois Cette autorisation n’est plus en vigueur depuis le 25 mai 2022. Cette autorisation a été remplacée par une nouvelle de même nature ci-dessous. Plafond égal à la limite prévue par la réglementation applicable (15 % de l’émission initiale et dans la limite des plafonds fixés par l’assemblée générale) Autorisation à l’effet d’augmenter le nombre de titres à émettre en cas d’augmentation de capital avec maintien ou suppression du droit préférentiel de souscription AG du 25 mai 2022 20 ème résolution 26 mois Plafond égal à la limite prévue par la réglementation applicable (au 25 mai 2022, 15 % de l’émission initial et dans la limite des plafonds fixés par l’assemblée générale) Attribution gratuite d’actions ou options de souscription Autorisation à l’effet de procéder à des attributions gratuites d’actions existantes ou à émettre au profit des membres du personnel salarié et des mandataires sociaux du Groupe ou de certains d’entre eux (F) AG du 25 mai 2021 16 ème résolution 26 mois 2 % du capital social au jour de la décision du Conseil (A)+(B)+(C)+(D)+(E)+(F)+(G) étant limité à 65 millions d’euros Utilisation au cours de l’exercice 2022 : 164 046 actions attribuées, soit environ 0,15 % du capital le jour de l’attribution Autorisation à l’effet de consentir des options de souscription et/ou d’achat d’actions au profit des membres du personnel salarié et/ ou des mandataires sociaux du Groupe ou de certains d’entre eux (G) AG du 25 mai 2022 24 ème résolution 26 mois 2 % du capital social au jour de la décision du Conseil (A)+(B)+(C)+(D)+(E)+(F)+(G) étant limité à 65 millions d’euros Détermination du prix Options de souscription : prix au moins égal à 80 % de la moyenne des cours de clôture cotés aux vingt séances de bourse précédant la décision d’octroi Options d’achat : prix au moins égal à 80 % de la moyenne des cours cotés aux vingt séances de bourse précédant la décision d’octroi, et au moins égal à 80 % du cours moyen d’achat des actions autodétenues (1) Emission d’OCEANEs vertes 2022, par décisions du Conseil d’administration en date du 6 septembre 2022 et du Président-directeur général en date du 7 septembre 2022. (2) En cas d’exercice de l’intégralité des 3 000 OCEANEs vertes 2022 et sous réserve d’ajustements conformément au contrat d’émission.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 325 6.4.2 CONVENTIONS CONCLUES PAR DES DIRIGEANTS OU ACTIONNAIRES AVEC DES SOCIÉTÉS CONTRÔLÉES PAR LA SOCIÉTÉ En application de l’article L. 225‐37‐4 du Code de commerce, le rapport sur le gouvernement d’entreprise doit mentionner, sauf lorsqu’elles sont des conventions portant sur des opérations courantes et conclues à des conditions normales, les conventions conclues, directement ou par personne interposée entre, d’une part, le directeur général délégué, un administrateur, ou un actionnaire disposant de plus de 10 % des droits de vote de la Société et, d’autre part, une autre société contrôlée par la première au sens de l’article L. 233‐3 du Code de commerce. La Société n’a pas connaissance de l’existence de telles conventions. 6.4.3 PROCÉDURE D’ÉVALUATION DES CONVENTIONS COURANTES Conformément à l’article L. 22‐10‐12 du Code de commerce, le Conseil d’administration a adopté lors de sa réunion du 25 mars 2020 une procédure permettant d’évaluer régulièrement si les conventions portant sur des opérations courantes et conclues à des conditions normales remplissent bien ces conditions. Cette politique a été mise à jour lors de sa réunion du 28 février 2023. Cette procédure vise à identifier et qualifier, au moyen de critères, les conventions courantes conclues à des conditions normales auxquelles la Société est partie. Elle prévoit une revue régulière (au moins une fois par an) par un comité ad hoc composé du directeur financier Groupe et du secrétaire général et s’applique préalablement à la conclusion d’une convention et à l’occasion de toute modification, reconduction ou résiliation, y compris pour les conventions considérées comme courantes au moment de leur conclusion pour s’assurer qu’elles continuent de remplir ces conditions. Lors de sa dernière réunion avant l’arrêté des comptes annuels, le Conseil d’administration est informé de la mise en œuvre de la procédure d’évaluation, de ses résultats et de ses éventuelles observations. Le comité ad hoc a procédé à la revue de l’ensemble des conventions pour l’exercice 2022 dont les résultats ont été communiqués au Conseil d’administration du 28 février 2023. 6.4.4 PRINCIPALES OPÉRATIONS AVEC LES APPARENTÉS 6.4.4.1 CONVENTIONS CONCLUES ENTRE LA SOCIÉTÉ ET SES ACTIONNAIRES Convention d’assistance technique et administrative conclue entre la Société et Impala Le 10 mai 2012, la Société et son actionnaire de référence, Impala SAS, ont conclu une convention d’assistance technique et administrative en faveur de la Société aux termes de laquelle Impala SAS s’est engagée à fournir les services suivants à la Société : • conseils en matière de stratégie de financement et de garantie du Groupe et aide à la négociation de toute ligne de financements et garanties auprès de partenaires financiers ; • représentation des intérêts de la Société auprès des administrations centrales et/ou locales et autorités de régulation. En contrepartie de ces services, la convention prévoit le versement par la Société à Impala SAS d’une redevance forfaitaire trimestrielle de 25 000 euros hors taxe, révisable annuellement par accord entre les parties. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2022, Impala SAS a facturé 100 000 euros hors taxe à la Société au titre de ces redevances. Convention d’animation stratégique conclue entre la Société et Impala La Société et son actionnaire de référence, Impala SAS, ont conclu, le 2 janvier 2017, une convention d’animation stratégique par laquelle Impala SAS s’est engagée à fournir les prestations suivantes de holding animatrice du Groupe : • définition de la politique générale et des principes organisationnels du Groupe ; • définition de la stratégie économique, commerciale et financière du Groupe ; • définition de la politique de développement du Groupe et des moyens à mettre en œuvre (croissance externe, diversification, création d’établissements, opportunités d’accroissement et de prises de participation, investissements, etc.) ; et • définition de la politique de communication du Groupe (marketing, publicité, etc.). Depuis la conclusion de la convention, ces prestations n’ont pas donné lieu à rémunération de la part de la Société.

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 326 6.4.4.2 CONVENTIONS CONCLUES ENTRE LA SOCIÉTÉ ET SES FILIALES Groupes d’intégration fiscale La Société ainsi que certaines de ses filiales directes françaises détenues à plus de 95 % forment un groupe d’intégration fiscale mis en place en application des dispositions des articles 223 A et suivants du Code général des impôts. La Société est seule redevable de l’impôt dû par l’ensemble des sociétés membres du groupe intégré en tant que société tête du groupe. Les filiales intégrées versent à la Société l’impôt dont elles auraient été redevables en l’absence d’intégration fiscale, calculé selon les règles de droit commun telles qu’elles s’appliqueraient en l’absence d’intégration fiscale. Neuf autres groupes d’intégration fiscale français ont également été mis en place en France entre chacune des neuf sociétés holding relatives au projet Cestas en tant que société tête de groupe et les sociétés de projets détenues à plus de 95 % par la société de développement concernée. La création de ces groupes a donné lieu à la conclusion de conventions d’intégration fiscale aux termes desquelles les filiales intégrées versent à la société tête de groupe, l’impôt dont elles auraient été redevables en l’absence d’intégration fiscale, calculé selon les règles de droit commun telles qu’elles s’appliqueraient en l’absence d’intégration fiscale. Par ailleurs, le Groupe a également mis en place certains groupes de consolidation fiscale à l’étranger, notamment en Australie au sein desquels la société tête de groupe est seule redevable de l’impôt dû par l’ensemble des sociétés membres du groupe. La création de ces groupes a donné lieu à la conclusion de conventions de consolidation fiscale entre la société tête de groupe et chacune des sociétés membres du groupe pour régler la contribution des filiales à l’impôt d’ensemble en fonction d’une clé de répartition déterminée conformément à la règlementation locale et selon le principe d’une « répartition équitable ». Le périmètre du groupe d’intégration fiscale est par ailleurs détaillé dans la note 12 des états financiers annuels. Conventions conclues entre la Société et les sociétés de projets Dans le cadre de ses activités, la Société a vocation à conclure, directement ou par le biais de ses holdings intermédiaires et/ou de ses sociétés de projet, l’ensemble des contrats nécessaires au développement, au financement, à la construction et à l’opération des installations solaires, éoliennes et de stockage portées par ces dernières. Ces contrats prévoient généralement la fourniture de services suivants : • services de développement du projet et de supervision de la conception et de la construction des installations, qui recouvrent notamment l’assistance dans l’obtention des droits fonciers, des permis d’urbanisme et environnementaux, la réalisation des études de faisabilité, des diagnostics et des études d’impact, les relations avec les parties prenantes du projet (voisinage, autorités locales, etc.), la sélection et la gestion des relations avec les fournisseurs et entreprises des sociétés de projet (y compris le contractant EPC, le fournisseur de modules, le turbinier) ou le suivi des opérations préalables à la réception provisoire et/ou définitive de l’installation ; • services de gestion administrative et financière ; et • services de supervision de l’opération et de la maintenance de l’installation qui recouvrent notamment la gestion et le suivi des relations avec le prestataire O&M, le traitement des informations concernant le raccordement de l’installation au réseau ou encore la réalisation des travaux et des études d’amélioration de la performance de l’installation. Dans le cadre de la mise en œuvre de la procédure d’évaluation des conventions courantes, ces conventions ont été considérées par le Groupe comme des conventions courantes conclues à des conditions normales. Par ailleurs, dans le cadre du financement des projets, la Société (ou l’une de ses holdings intermédiaires ou sociétés de développement) octroie généralement des avances en compte courant aux sociétés de projets. Les conventions y afférentes prévoient généralement un intérêt compris entre 4 % et 10 % (à l’exception de certains projets (Zambie ou Argentine) pour lesquels les taux sont généralement compris entre 10 % et 12 %), en ligne avec les taux d’intérêts pour des dettes à niveau de subordination équivalent. Les avances en compte courant sont subordonnées aux financements seniors et sont remboursables à vue sur simple demande du Groupe, sous réserve néanmoins du respect des covenants financiers prévus dans les contrats de financement, pour les projets situés en France ou à échéance pour les projets situés à l’international. Dans ce second cas, les conventions concernées comportent des cas usuels d’exigibilité anticipée. Elles sont, sauf exception, considérées par le Groupe comme des conventions courantes conclues à des conditions normales, après analyse au regard des dispositions de l’article L. 225‐38 du Code de commerce relatif aux conventions réglementées. 6.4.5 ELÉMENTS SUSCEPTIBLES D’AVOIR UNE INCIDENCE EN CAS D’OFFRE PUBLIQUE Conformément à l’article L. 22‐10‐11 du Code de commerce, la Société doit exposer et, le cas échéant, expliquer les éléments susceptibles d’avoir une incidence, en cas d’offre publique d’achat ou d’échange. Parmi ces éléments figurent les accords conclus par la Société qui sont modifiés ou prennent fin en cas de changement de contrôle de la Société. Ainsi, il existe des clauses de changement de contrôle dans les contrats de financement, les contrats d’émission des OCEANEs et le contrat de crédit syndiqué. À la connaissance de la Société, les éléments susceptibles d’avoir une incidence, en cas d’offre publique d’achat ou d’échange sont les suivants : • la structure du capital ainsi que les participations directes ou indirectes connues de la Société et toutes informations en la matière sont décrites aux chapitres 2 et 7 du présent document ; • il n’existe pas de restriction statutaire à l’exercice des droits de vote, à l’exception de la sanction prévue par l’article 10 des statuts de la Société en cas d’inobservation de l’obligation de

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE 6 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 327 déclaration de franchissement des seuils statutaires (1 % du capital social ou des droits de vote de la Société, ou tout multiple de ce pourcentage, jusqu’à 50 % du capital ou des droits de votes) ; • il n’existe pas de restriction statutaire au transfert des actions. Il existe cependant des restrictions extra statutaires décrites au paragraphe 6.2.2.2 (iii) (Déontologie – Conflits d’intérêts) du présent document ; • à la connaissance de la Société, il n’existe pas de pactes et autres engagements signés entre actionnaires autre que le pacte d’actionnaires conclu entre Impala SAS et Cartusia S.A.S. le 21 décembre 2020 ; • il n’existe pas de titre comportant des droits de contrôle spéciaux ; • il n’existe pas de mécanismes de contrôle prévus dans un éventuel système d’actionnariat du personnel avec des droits de contrôle qui ne sont pas exercés par ce dernier ; • les règles de nomination et de révocation des membres du Conseil d’administration sont les règles légales et statutaires prévues à l’article 13 des statuts de la Société ; • en matière de pouvoirs du Conseil d’administration, les délégations en cours (programme de rachat d’actions et délégations d’augmentation du capital) sont décrites dans le présent document au paragraphe 6.4.1 ci‐avant ; • la modification des statuts de la Société se fait conformément aux dispositions légales et réglementaires ; • concernant les accords conclus par la Société qui sont modifiés ou prennent fin en cas de changement de contrôle de la Société, il est précisé qu’il existe des clauses de changement de contrôle dans les contrats de financement, les contrats d’émission des OCEANEs et le contrat de crédit syndiqué ; • les accords prévoyant des indemnités en cas de cessation des fonctions du Président‐directeur général sont décrits au paragraphe 6.3.2.3 du présent document. Il n’existe aucun accord prévoyant des indemnités pour les salariés, s’ils démissionnent ou sont licenciés sans cause réelle et sérieuse ou si leur emploi prend fin en raison d’une offre publique d’achat ou d’échange.

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7.1 RENSEIGNEMENTS CONCERNANT LA SOCIÉTÉ 330 7.1.1 Dénomination sociale 330 7.1.2 Siège social 330 7.1.3 Forme juridique 330 7.1.4 Identification de la Société 330 7.1.5 Législation 330 7.1.6 Durée 330 7.1.7 Objet social 330 7.1.8 Registre du commerce et des sociétés 330 7.1.9 Lieu où peuvent être consultés les documents et renseignements relatifs à la Société 330 7.1.10 Exercice social 331 7.1.11 Répartition statutaire des bénéfices 331 7.1.12 Droits de vote des actionnaires 331 7.1.13 Déclaration d’intention 331 7.2 CAPITAL 331 7.2.1 Capital social 331 7.2.2 Capital potentiel 331 7.2.3 Titres non représentatifs de capital 331 7.2.4 État récapitulatif des opérations réalisées au cours de l’exercice par les dirigeants ou personnes assimilées sur les titres de la Société ou sur des instruments financiers liés 332 7.2.5 Auto‐contrôle, auto‐détention et acquisition par la Société de ses propres actions 333 7.2.6 Autres titres donnant accès au capital 334 7.2.7 Conditions régissant tout droit d’acquisition et/ou toute obligation attaché(e) au capital souscrit, mais non libéré 335 7.2.8 Capital social de toute société du Groupe faisant l’objet d’une option ou d’un accord prévoyant de le placer sous option 335 7.2.9 Programme de rachat par Neoen de ses propres actions 335 7.2.10 Épargne salariale 336 7.2.11 Actionnariat salarié 336 7.2.12 Évolution du capital social 337 7.2.13 Aliénation de participations croisées 338 7.2.14 Nantissements 338 7.3 ACTIONNARIAT 339 7.3.1 Répartition du capital et des droits de vote 339 7.3.2 Engagements de conservation des titres pris par les actionnaires 340 7.3.3 Obligation de détention des actions de la Société 340 7.3.4 Franchissements de seuils légaux et/ou statutaires 341 7.3.5 Évolution de l’actionnariat sur trois ans 342 7.3.6 Structure de contrôle 343 7.3.7 Accords susceptibles d’entrainer un changement de contrôle 343 7.3.8 Dividendes 343 7.4 MARCHÉ DU TITRE ET RELATIONS AVEC LES ACTIONNAIRES 344 7.4.1 Marché du titre (informations boursières) 344 7.4.2 Relations avec les actionnaires 345

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 330 Dans ce présent chapitre, « Société », « Neoen S.A. » ou « Neoen » fait référence à la société anonyme Neoen. Les informations concernant le capital et l’actionnariat sont présentées au 31 décembre 2022. A la suite de la réalisation de l’augmentation de capital constatée le 29 mars 2023, ces informations ont fait l’objet d’une mise à jour détaillée dans la section 2.7. 7.1 RENSEIGNEMENTS CONCERNANT LA SOCIÉTÉ 7.1.1 DÉNOMINATION SOCIALE La dénomination sociale de la Société est « Neoen ». 7.1.2 SIÈGE SOCIAL Le siège social de la Société est situé 22 rue Bayard, 75008 Paris. 7.1.3 FORME JURIDIQUE À la date du présent document, la Société est une société anonyme de droit français, régie par les lois et règlements en vigueur en France (et notamment par les dispositions du Livre II du Code de commerce) ainsi que par ses statuts. 7.1.4 IDENTIFICATION DE LA SOCIÉTÉ Le numéro d’immatriculation de la Société est précisé dans le paragraphe 7.1.8 du présent document. Le code LEI de la Société est le 969500C0AIAGQWZGJO13. 7.1.5 LÉGISLATION Société anonyme constituée sous le régime de la législation française. 7.1.6 DURÉE La Société a été immatriculée le 29 septembre 2008. La Société a été constituée pour une durée de quatre‐vingt‐dix‐neuf ans à compter de la date de son immatriculation au registre du commerce et des sociétés, soit jusqu’au 28 septembre 2107, sauf dissolution anticipée ou prorogation. 7.1.7 OBJET SOCIAL (Voir article 2 des statuts) La Société a pour objet, tant en France qu’à l’étranger : • toutes activités se rapportant à l’énergie et à l’environnement, notamment aux secteurs de l’électricité, du gaz et de l’eau. En particulier la production d’électricité ou d’autres sources d’énergie, la vente, le transport, la distribution, la commercialisation, et le stockage de tous produits d’énergie et matières premières ; • toutes prestations d’arbitrage, de développement et de commercialisation de produits dérivés et de couverture d’agrégation, de gestion d’équilibre de ces produits ; toutes prestations de gestion ou conseil liées au secteur de l’énergie ou des « commodités » ; • l’acquisition, la cession, l’exploitation, la licence de tous droits de propriété intellectuelle et industrielle se rapportant directement ou indirectement à l’objet social ; • et plus généralement toutes opérations industrielles, commerciales, financières, mobilières ou immobilières se rapportant directement ou indirectement à son objet social, ou susceptible d’en favoriser l’extension ou le développement y compris, mais sans limitation, l’acquisition, la détention, l’obtention ou l’exploitation, sous quelque forme que ce soit, de licences, brevets, marques et informations techniques. La Société peut agir, tant en France qu’à l’étranger, pour son compte ou pour le compte de tiers, soit seule soit en participation, association, groupement d’intérêt économique ou société, avec toutes autres sociétés ou personnes et réaliser, sous quelque forme que ce soit, directement ou indirectement, les opérations rentrant dans son objet. Elle peut également prendre, sous toutes formes, tous intérêts et participations dans toutes affaires et entreprises françaises et étrangères, quel que soit leur objet. 7.1.8 REGISTRE DU COMMERCE ET DES SOCIÉTÉS La Société est immatriculée au registre du commerce et des sociétés de Paris sous le numéro 508 320 017. 7.1.9 LIEU OÙ PEUVENT ÊTRE CONSULTÉS LES DOCUMENTS ET RENSEIGNEMENTS RELATIFS À LA SOCIÉTÉ Les renseignements concernant la Société et notamment les statuts, bilans, compte de résultats, rapports du Conseil d’administration aux assemblées et rapports des commissaires aux comptes peuvent être consultés sur demande au siège social de la Société. L’information réglementée diffusée par la Société est disponible dans la rubrique « Informations réglementées » du site Internet de la Société à l’adresse suivante : https:// neoen.com/fr/investisseurs/#informations.

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 331 7.1.10 EXERCICE SOCIAL L’exercice social commence le 1 er janvier et se termine le 31 décembre de chaque année. 7.1.11 RÉPARTITION STATUTAIRE DES BÉNÉFICES (Voir article 24 des statuts) Sur le bénéfice de l’exercice, diminué le cas échéant des pertes antérieures, il est tout d’abord prélevé 5 % au moins pour la dotation de la réserve légale prescrite par la loi. Ce prélèvement cesse d’être obligatoire lorsque la réserve légale atteint le dixième du capital social. Le bénéfice distribuable est constitué par le bénéfice de l’exercice diminué le cas échéant des pertes antérieures et du prélèvement prévu à l’alinéa précédent, et augmenté du report bénéficiaire. S’il résulte des comptes de l’exercice, tels qu’approuvés par l’assemblée générale, l’existence d’un bénéfice distribuable, l’assemblée générale décide de l’inscrire à un ou plusieurs postes de réserve dont elle règle l’affectation ou l’emploi, de le reporter à nouveau ou de le distribuer sous forme de dividendes, et ce sous réserve des restrictions fixées dans le contrat de crédit syndiqué de la Société. 1 A la suite de la réalisation de l’augmentation de capital constatée le 29 mars 2023, ces informations ont fait l’objet d’une mise à jour détaillée dans la section 2.7 du présent document. 7.1.12 DROITS DE VOTE DES ACTIONNAIRES (Voir article 11 des statuts) Il est attribué un droit de vote à chaque action ordinaire de la Société. Par ailleurs, l’article 11 des statuts de la Société, par dérogation à l’article L. 22‐10‐46 du Code de commerce, prévoit que les actions de la Société n’ouvrent pas droit à un droit de vote double au profit des actionnaires de la Société. Le Conseil d’administration a décidé lors de sa réunion du 28 février 2023 d’arrêter l’ordre du jour de l’assemblée générale prévue le 10 mai 2023. Parmi les projets de résolutions inscrits à cet ordre du jour, il est proposé de modifier l’article 11 des statuts de la Société à l’effet d’instaurer un droit de vote double attaché aux actions inscrites au nominatif depuis deux ans au moins au nom du même actionnaire. Pour le calcul de cette période de deux ans, il ne sera pas tenu compte de la durée d’inscription au nominatif précédant le 10 mai 2023. 7.1.13 DÉCLARATION D’INTENTION Néant. 7.2 CAPITAL 7.2.1 CAPITAL SOCIAL 1 Au 31 décembre 2022, le capital social est fixé à 229 338 996 euros divisé en 114 669 498 actions ordinaires d’une valeur nominale de 2 euros chacune, de même catégorie et entièrement libérées. 7.2.2 CAPITAL POTENTIEL Au 31 décembre 2022, le capital potentiel se décompose de la manière suivante : • 558 643 actions au titre des plans d’actions gratuites ; • 26 620 au titre des plans d’options de souscription ; • 9 791 917 obligations à option de conversion et/ou d’échange en actions nouvelles ou existantes. L’effet potentiellement dilutif global de ces instruments s’élève ainsi à 9,05 % du capital social au 31 décembre 2022. 7.2.3 TITRES NON REPRÉSENTATIFS DE CAPITAL Au 31 décembre 2022, la Société n’a émis aucun titre non représentatif de capital.

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 332 7.2.4 ÉTAT RÉCAPITULATIF DES OPÉRATIONS RÉALISÉES AU COURS DE L’EXERCICE PAR LES DIRIGEANTS OU PERSONNES ASSIMILÉES SUR LES TITRES DE LA SOCIÉTÉ OU SUR DES INSTRUMENTS FINANCIERS LIÉS Personne 2 Instrument financier Date opération Prix unitaire (en euros) Nature opération Volume opération Romain Desrousseaux Actions 15/03/2022 35,3406 Cession (9 100) Cartusia Actions 15/03/2022 37,1000 Acquisition 30 580 Xavier Barbaro Actions 15/03/2022 37,1000 Cession (30 580) Xavier Barbaro Actions 21/03/2022 35,3200 Donation (28 000) Xavier Barbaro Actions 21/03/2022 35,3200 Donation (28 000) Xavier Barbaro Actions 21/03/2022 35,3200 Réception d’actions à travers une donation 14 000 Xavier Barbaro Actions 21/03/2022 35,3200 Réception d’actions à travers une donation 14 000 Xavier Barbaro Actions 21/03/2022 35,3200 Réception d’actions à travers une donation 14 000 Xavier Barbaro Actions 21/03/2022 35,3200 Réception d’actions à travers une donation 14 000 Xavier Barbaro Actions 29/03/2022 35,3200 Apport d’actions à une société (14 000) Xavier Barbaro Actions 29/03/2022 35,3200 Apport d’actions à une société (14 000) Xavier Barbaro Actions 29/03/2022 35,3200 Apport d’actions à une société (14 000) Xavier Barbaro Actions 29/03/2022 35,3200 Apport d’actions à une société (14 000) Xavier Barbaro Actions 29/03/2022 35,3200 Réception d’actions à travers un apport 14 000 Xavier Barbaro Actions 29/03/2022 35,3200 Réception d’actions à travers un apport 14 000 Xavier Barbaro Actions 29/03/2022 35,3200 Réception d’actions à travers un apport 14 000 Xavier Barbaro Actions 29/03/2022 35,3200 Réception d’actions à travers un apport 14 000 Olga Kharitonova Actions 19/04/2022 11,1500 Acquisition (opération d’actionnariat salarié) 236 Xavier Barbaro Actions 19/04/2022 11,1500 Acquisition (opération d’actionnariat salarié) 236 Romain Desrousseaux Actions 19/04/2022 11,1500 Acquisition (opération d’actionnariat salarié) 236 Xavier Barbaro Actions 21/06/2022 37,5400 Donation (2 000) Bpifrance Investissement Actions 23/06/2022 33,9900 Paiement de dividendes en actions 14 757 Fonds Stratégique de Participations (FSP) Actions 23/06/2022 33,9900 Paiement de dividendes en actions 20 447 Cartusia Actions 23/06/2022 33,9900 Paiement de dividendes en actions 3 028 2 Ce tableau identifie seulement les dirigeants et personnes assimilées sans préciser l’identité de leurs éventuelles personnes liées ayant réalisé les opérations listées dans ce tableau.

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 333 Personne 2 Instrument financier Date opération Prix unitaire (en euros) Nature opération Volume opération Olga Kharitonova Actions 23/06/2022 33,9900 Paiement de dividendes en actions 7 Olga Kharitonova Actions 23/06/2022 33,9900 Paiement de dividendes en actions 5 Romain Desrousseaux Actions 23/06/2022 33,9900 Paiement de dividendes en actions 1 207 Romain Desrousseaux Actions 23/06/2022 33,9900 Paiement de dividendes en actions 78 Impala SAS Actions 23/06/2022 33,9900 Paiement de dividendes en actions 146 500 Louis‐Mathieu Perrin Actions 11/07/2022 0,0000 Acquisition d’actions gratuites 54 050 Norbert Thouvenot Actions 11/07/2022 0,0000 Acquisition d’actions gratuites 43 240 Louis‐Mathieu Perrin Actions 29/07/2022 44,2274 Cession (2 300) Xavier Barbaro Actions 29/07/2022 44,5000 Cession (2 900) Xavier Barbaro Actions 03/08/2022 42,5000 Donation (10 000) Impala SAS Actions 07/09/2022 38,5263 Acquisition 427 680 Impala SAS Actions 08/09/2022 40,0621 Acquisition 87 940 Impala SAS Actions 23/09/2022 35,5250 Acquisition 70 549 Impala SAS Actions 26/09/2022 34,5232 Acquisition 128 710 Impala SAS Actions 27/09/2022 34,4064 Acquisition 51 290 Impala SAS Actions 28/09/2022 33,8233 Acquisition 50 000 Impala SAS Actions 29/09/2022 34,4870 Acquisition 50 000 Impala SAS Actions 30/09/2022 34,2633 Acquisition 40 001 Impala SAS Actions 03/10/2022 34,5398 Acquisition 28 709 Impala SAS Actions 12/10/2022 32,9553 Acquisition 86 106 Impala SAS Actions 13/10/2022 32,3832 Acquisition 81 541 Impala SAS Actions 14/10/2022 33,8371 Acquisition 48 037 Impala SAS Actions 17/10/2022 33,6105 Acquisition 35 422 Xavier Barbaro Actions 08/11/2022 38,9120 Apport d’actions à une société 86 399 7.2.5 AUTO-CONTRÔLE, AUTO-DÉTENTION ET ACQUISITION PAR LA SOCIÉTÉ DE SES PROPRES ACTIONS Au 31 décembre 2022, aucune action de la Société n’est détenue par l’une de ses filiales ou par un tiers pour son compte. Au 31 décembre 2022, la Société détient 146 347 de ses actions, représentant 0,13 % de son capital social (sur la base du capital social au 31 décembre 2022), dont 73 522 actions détenues dans le cadre du contrat de liquidité. Ces actions sont privées de droit de vote.

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 334 7.2.6 AUTRES TITRES DONNANT ACCÈS AU CAPITAL 7.2.6.1 OPTIONS DE SOUSCRIPTION D’ACTIONS L’assemblée générale de la Société du 25 mai 2022, au titre de sa vingt‐quatrième résolution, a autorisé le Conseil d’administration avec faculté de subdélégation à consentir des options de souscription ou d’achat d’actions au profit des membres du personnel salarié et des mandataires sociaux du Groupe ou de certains d’entre eux. Cette délégation a été consentie pour une durée de vingt‐six mois. Aucune option de souscription ou d’achat d’actions au profit des membres du personnel salarié et des mandataires sociaux du Groupe n’a été attribuée en vertu de ladite autorisation de l’assemblée générale. Les informations concernant les options de souscription d’actions attribuées ou exercées par les mandataires sociaux de Neoen sont décrites au paragraphe 6.3.4.2 du présent document. 7.2.6.2 ATTRIBUTIONS GRATUITES D’ACTIONS L’assemblée générale de la Société du 25 mai 2021, au titre de sa seizième résolution, a autorisé le Conseil d’administration à procéder à des attributions gratuites d’actions existantes ou à émettre au profit des membres du personnel salarié et des mandataires sociaux du Groupe ou de certains d’entre eux. Cette délégation a été consentie pour une durée de vingt‐six mois. Le 14 mars 2022, le Conseil d’administration a décidé d’attribuer gratuitement 164 046 actions de Neoen S.A. à certains salariés du Groupe. L’attribution des actions ne sera définitive qu’au terme d’une période d’acquisition d’une durée de trois ans, à condition que les bénéficiaires soient toujours présents dans le Groupe et que les conditions de performance fixées par le Conseil d’administration dans le règlement du plan, et portant notamment sur l’atteinte d’objectifs financiers et de développement, soient remplies. Les informations concernant l’historique et les conditions de ces attributions sont décrites au paragraphe 6.3.4.3 du présent document. Par ailleurs, le 28 février 2023, le Conseil d’administration a décidé d’attribuer gratuitement 221 766 actions de Neoen S.A. à certains salariés du Groupe. L’attribution des actions ne sera définitive qu’au terme d’une période d’acquisition d’une durée de trois ans, à condition que les bénéficiaires soient toujours présents au sein du Groupe et que les conditions de performance fixées par le Conseil d’administration dans le règlement du plan, et portant notamment sur l’atteinte d’objectifs financiers et de développement, soient remplies. 7.2.6.3 OBLIGATIONS À OPTION DE CONVERSION ET/OU D’ÉCHANGE EN ACTIONS NOUVELLES OU EXISTANTES OCEANEs 2019 La Société a réalisé le 7 octobre 2019 une émission d’obligations à option de conversion et/ou d’échange (OCEANEs) en actions nouvelles et/ou existantes à échéance au 7 octobre 2024 pour un montant en principal d’environ 200 millions d’euros (montant brut de l’émission) (les « OCEANEs 2019 »). Le produit net de l’émission a été affecté aux besoins généraux du Groupe et avait notamment pour but de financer son développement en vue d’atteindre son objectif de capacité à fin 2021 (plus de 5 GW de capacité en construction ou en opération). Les OCEANEs 2019 portaient intérêt à compter de leur date d’émission à un taux annuel de 1,875 % payable semestriellement à terme échu les 7 avril et 7 octobre de chaque année. La valeur nominale unitaire des 6 629 101 OCEANEs 2019 émises était de 30,17 euros et la parité de conversion de 1 action pour chaque OCEANE 2019 exercée, sous réserve des ajustements usuels prévus par les termes et conditions des OCEANEs 2019. Conformément aux termes et conditions des OCEANEs 2019, la Société a décidé le 7 septembre 2022 de procéder au remboursement anticipé de l’intégralité des OCEANEs 2019 restant en circulation. La Société a constaté le 26 octobre 2022 la conversion de 6 614 676 OCEANEs 2019 (soit 99,78 % de l’ensemble des OCEANEs 2019 émises) de 30,17 euros de montant nominal, soit un montant nominal total de 199 564 774,92 euros. La Société a émis au total 7 130 619 actions nouvelles par application du ratio d’attribution de 1,078 actions par OCEANE 2019. Les 14 425 OCEANEs 2019 non présentées à la conversion ont été remboursées en numéraire le 28 octobre 2022 au prix de remboursement anticipé de 30,20263 euros par OCEANE 2019 (incluant 0,03263 euro d’intérêts courus), soit un montant total de 435 672,94 euros. OCEANEs vertes 2020 La Société a réalisé le 2 juin 2020 une émission d’obligations à option de conversion et/ou d’échange en actions nouvelles et/ou existantes à échéance au 2 juin 2025 pour un montant en principal d’environ 170 millions d’euros (montant brut de l’émission) (les « OCEANEs vertes 2020 »). Le produit net de l’émission a été affecté au financement ou au refinancement de projets de production d’énergie renouvelable (énergies solaire et éolienne) ou de stockage d’énergie, conformément aux exigences de la taxonomie de l’Union Européenne et au Green Bond Framework du 27 mai 2020 revu par Moody’s ESG Solutions (anciennement Vigeo Eiris) publié et disponible sur le site Internet de la Société (le « Green Bond Framework »), et avait notamment pour but de financer son développement en vue d’atteindre son objectif de capacité à fin 2021 (plus de 5 GW de capacité en construction ou en opération). Les OCEANEs vertes 2020 portent intérêt à compter de leur date d’émission à un taux annuel de 2 % payable semestriellement à terme échu les 2 décembre et 2 juin de chaque année. La valeur nominale unitaire des 3 679 653 OCEANEs vertes 2020 émises est de 46,20 euros et la parité de conversion de 1 action

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 335 pour chaque OCEANE verte 2020 exercée, sous réserve des ajustements usuels prévus par les termes et conditions des OCEANEs vertes 2020. Sous certaines conditions définies par les termes et conditions des OCEANEs vertes 2020, en cas de changement de contrôle de la Société ou d’événement de liquidité du marché de l’action de la Société (tel que défini dans les termes et conditions des OCEANEs vertes 2020), les porteurs peuvent demander avant la date de maturité le remboursement anticipé des OCEANEs vertes 2020 à leur valeur nominale majorée des intérêts courus, et la masse des porteurs peut demander leur accélération en cas de survenance de certains cas de défauts tels que définis dans les termes et conditions des OCEANEs vertes 2020. OCEANEs vertes 2022 La Société a réalisé le 14 septembre 2022 une émission d’obligations vertes à option de conversion et/ou d’échange en actions nouvelles et/ou existantes à échéance au 14 septembre 2027 pour un montant en principal de 300 millions d’euros (montant brut de l’émission) (les « OCEANEs vertes 2022 »). Le produit net de l’émission (détaillé dans le paragraphe 2.4.1.7 du présent document) est affecté au financement ou au refinancement de projets de production ou de stockage d’énergie renouvelable, conformément au Green Bond Framework. Les OCEANEs vertes 2022 portent intérêt à compter de leur date d’émission à un taux annuel de 2,875 % payable semestriellement à terme échu les 14 mars et 14 septembre de chaque année, pour la première fois le 14 mars 2023. Les 3 000 OCEANEs vertes 2022 ont une dénomination de 100 000 euros chacune et la prime de conversion a été fixée à 35 % par rapport au cours de référence de l’action de la Société, soit un prix de conversion / d’échange de 51,4999 euros. Sous certaines conditions définies par les termes et conditions des OCEANEs vertes 2022, en cas de changement de contrôle de la Société, de la survenance d’un événement de liquidité du marché de l’action de la Société ou encore d’une radiation des actions de la Société (tel que ces termes sont définis dans les termes et conditions des OCEANEs vertes 2022), les porteurs pourront demander avant la date de maturité le remboursement anticipé des OCEANEs vertes 2022 à leur valeur nominale majorée des intérêts courus et non encore payés, et la masse des porteurs peut demander leur accélération en cas de survenance de certains cas de défauts tels que définis dans les termes et conditions des OCEANEs vertes 2022. 7.2.7 CONDITIONS RÉGISSANT TOUT DROIT D’ACQUISITION ET/OU TOUTE OBLIGATION ATTACHÉ(E) AU CAPITAL SOUSCRIT, MAIS NON LIBÉRÉ Néant. 7.2.8 CAPITAL SOCIAL DE TOUTE SOCIÉTÉ DU GROUPE FAISANT L’OBJET D’UNE OPTION OU D’UN ACCORD PRÉVOYANT DE LE PLACER SOUS OPTION Néant. 7.2.9 PROGRAMME DE RACHAT PAR NEOEN DE SES PROPRES ACTIONS Autorisation donnée par l’assemblée générale du 25 mai 2022 L’assemblée générale du 25 mai 2022, au titre de sa treizième résolution, a autorisé le Conseil d’administration à opérer en bourse sur les propres actions de la Société. Cette autorisation a été donnée pour dix‐huit mois, jusqu’au 25 novembre 2023 et met fin à l’autorisation donnée au Conseil d’administration par l’assemblée générale du 25 mai 2021 dans sa douzième résolution à caractère ordinaire. Le prix unitaire maximum de rachat a été fixé à 80 euros par action pour un montant maximum de 50 millions d’euros. Les objectifs de ce programme sont les suivants : • la mise en œuvre de tout plan d’options d’achat d’actions de la Société dans le cadre des dispositions des articles L. 225‐177 et suivants du Code de commerce ou de tout plan similaire ; ou • l’attribution ou la cession d’actions aux salariés au titre de leur participation aux fruits de l’expansion de l’entreprise ou de la mise en œuvre de tout plan d’épargne d’entreprise ou de groupe (ou plan assimilé) dans les conditions prévues par la loi, notamment les articles L. 3332‐1 et suivants du Code du travail ainsi que de tout autre plan d’actionnariat des salariés et dirigeants de la Société et de ses filiales ; ou • l’attribution gratuite d’actions dans le cadre des dispositions des articles L. 225‐197‐1 et suivants du Code de commerce ; ou • de manière générale, d’honorer des obligations liées à des programmes d’options sur actions ou autres allocations d’actions aux salariés ou mandataires sociaux de la Société ou d’une entreprise associée ; ou • la remise d’actions lors de l’exercice de droits attachés à des valeurs mobilières donnant accès au capital par remboursement, conversion, échange, présentation d’un bon ou de toute autre manière ; ou • l’annulation de tout ou partie des titres ainsi rachetés, conformément à l’autorisation conférée ou à conférer par l’assemblée générale extraordinaire ; ou • la remise d’actions (à titre d’échange, de paiement ou autre) dans le cadre d’opérations de croissance externe, de fusion, de scission ou d’apport ; ou • l’animation du marché secondaire ou de la liquidité des actions de la Société par un prestataire de service d’investissement dans le cadre d’un contrat de liquidité conforme à la pratique de marché admise par l’Autorité des marchés financiers (telle que modifiée le cas échéant).

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 336 Bilan du programme de rachat d’actions (En nombre d’actions auto détenues) Animation boursière Programme de rachat d’actions (1) Total Situation au 31 décembre 2021 52 961 151 549 204 510 Achats 1 602 077 51 000 1 653 077 Ventes/Transferts (1 581 516) (129 724) (1 711 240) Situation au 31 décembre 2022 73 522 72 825 146 347 (1) La Société acquiert des actions propres afin de couvrir ses engagements d’octroi d’actions gratuites au profit de ses salariés. Sur l’ensemble de l’année 2022, 1 653 077 actions ont été achetées au prix moyen de 36,43 euros par action et 1 711 240 actions ont été vendues ou octroyées dans le cadre de plans d’actions gratuites au prix moyen de 34,16 euros par action. Au 31 décembre 2022, la Société détient directement ou indirectement 146 347 actions propres, représentant une valeur de 5 368 895 euros sur la base de la valeur comptable. 7.2.10 ÉPARGNE SALARIALE Accord d’intéressement Afin d’associer les salariés français aux performances du Groupe, un nouvel accord d’intéressement a été conclu en 2021 avec le Comité Social et Economique (CSE). Cet accord a fait l’objet d’un dépôt à la DREETS. Cet accord a une durée d’application de trois ans, au titre des exercices 2022, 2023 et 2024. Accord de participation La mise en place d’un accord de participation est obligatoire dans les entreprises de 50 salariés et plus, en application de l’article L. 3322‐2 du Code du travail. En 2022, la Société a conclu un nouvel accord de participation avec le comité social et économique, lequel a fait l’objet d’un dépôt à la DREETS. Plans d’épargne d’entreprise et plans assimilés La mise en place d’un plan d’épargne est obligatoire dans les sociétés ayant mis en place un accord de participation en application des articles L. 3323‐2 et L. 3323‐3 du Code du travail. Un plan d’épargne d’entreprise ou de groupe est un système d’épargne collectif offrant aux salariés des entreprises adhérentes la faculté de se constituer, avec l’aide de leur employeur, un portefeuille de valeurs mobilières. En 2014, la Société a mis en place un plan d’épargne d’entreprise (PEE) et un plan d’épargne pour la retraite collectif (PERCO). En 2019, pour se conformer à la réforme de l’épargne salariale, la Société a conclu avec la délégation unique du personnel un nouvel accord de plan d’épargne retraite entreprise collectif (PERCOL) venant remplacer le PERCO. Le PEE et le PERCOL peuvent recevoir les sommes issues des accords de participation et d’intéressement, ainsi que des versements volontaires des salariés, éventuellement complétés par un versement additionnel de l’employeur (abondement). Un tel dispositif d’abondement par l’employeur des versements volontaires des salariés dans les limites maximales prévues par la loi a été mis en place jusqu’à présent au sein de la Société et fait l’objet d’une révision annuelle. Les sommes investies dans le PEE sont indisponibles pendant une durée de cinq ans tandis que les sommes investies dans le PERCOL sont indisponibles jusqu’au départ à la retraite du bénéficiaire, sauf cas de déblocage anticipé prévus par la loi. Ces dispositifs sont accessibles à l’ensemble des salariés en CDI ou CDD dès trois mois d’ancienneté. Conformément à l’article L. 3332‐25 du Code du travail, l’épargnant a la possibilité de liquider les avoirs disponibles sur le plan d’épargne afin de lever des options sur titre attribuées dans les conditions prévues aux articles L. 22‐10‐56 et suivants du Code de commerce. Les actions ainsi souscrites ou achetées par l’épargnant sont alors versées dans le plan d’épargne et ne sont disponibles qu’à l’expiration d’un délai de cinq ans à compter de ce versement. Au 31 décembre 2022, les salariés détiennent des actions de la Société dans le cadre du PEE (se référer au paragraphe 7.2.11 « actionnariat salarié » du présent document). 7.2.11 ACTIONNARIAT SALARIÉ Dispositif d’actionnariat salarié En 2022, la Société a mis en place pour la troisième fois un dispositif d’actionnariat salarié à destination de l’ensemble de ses salariés en France. Ce dispositif s’inscrit dans le cadre défini par le PEE. Ainsi le PEE en vigueur au sein de la Société permet aux salariés d’investir les sommes issues de l’intéressement et/ou de leur épargne personnelle sur le PEE, en actions de la Société et bénéficier de l’abondement en actions de l’entreprise. Les avoirs des salariés sont bloqués pendant cinq ans en contrepartie d’avantages sociaux et fiscaux, sauf cas de déblocage anticipé prévus par la loi. Cette opération est détaillée dans la section 4.3 – notes 2 et 13 du présent document. Au 31 décembre 2022, la participation du personnel au capital social de la Société, calculée conformément à l’article L. 225‐ 102 du Code de commerce, s’élève à 212 261 actions détenues dans le cadre du plan d’épargne d’entreprise et 525 229 actions nominatives détenues directement par les salariés, soit au total 0,64 % du capital de la Société.

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 337 Augmentation de capital réservée aux salariés Le 19 avril 2022, Neoen S.A. a réalisé une augmentation de capital réservée à ses salariés et mandataires sociaux en France. Celle‐ci proposait à chaque bénéficiaire l’acquisition de 118 actions nouvelles au prix préférentiel de souscription de 22,30 euros par action (bénéficiant d’une décote de 30 % par rapport à la moyenne des cours de clôture de l’action des vingt dernières séances de bourse précédant le jour de fixation du prix par le Président‐directeur général, le 14 mars 2022, sur subdélégation du Conseil d’administration) et un abondement à raison d’une action offerte pour une action souscrite. Neoen a l’intention de renouveler ce plan au cours de l’exercice 2023. 7.2.12 ÉVOLUTION DU CAPITAL SOCIAL Le tableau ci‐dessous présente l’historique des modifications du capital social de la Société sur les trois derniers exercices : Date Nature de l’opération Capital avant opération (en euros) Nombre d’actions avant opération Nombre d’actions après opération Valeur nominale (en euros) Prime d’émission par action (en euros) Capital après opération (en euros) 10/04/2020 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 170 177 496 85 088 748 85 091 248 2 2,00 170 182 496 10/04/2020 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 170 182 496 85 091 248 85 188 540 2 4,00 170 377 080 10/04/2020 Augmentation de capital (attribution d’actions gratuites) 170 377 080 85 188 540 85 191 040 2 N/A 170 382 080 29/04/2020 Augmentation de capital (réservée aux salariés) 170 382 080 85 191 040 85 203 818 2 19,92 170 407 636 29/04/2020 Augmentation de capital (réservée aux salariés) 170 407 636 85 203 818 85 216 596 2 N/A 170 433 192 30/06/2020 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 170 433 192 85 216 596 85 252 638 2 4,00 170 505 276 06/10/2020 Augmentation de capital (attribution d’actions gratuites) 170 505 276 85 252 638 85 437 212 2 N/A 170 874 424 06/10/2020 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 170 874 424 85 437 212 85 462 212 2 2,00 170 924 424 06/10/2020 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 170 924 424 85 462 212 85 490 712 2 4,00 170 981 424 31/12/2020 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 170 981 424 85 490 712 85 525 712 2 2,00 171 051 424 31/12/2020 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 171 051 424 85 525 712 85 550 712 2 8,00 171 101 424 15/03/2021 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 171 101 424 85 550 712 85 574 712 2 4,00 171 149 424 09/04/2021 Augmentation de capital (émission d’actions nouvelles avec maintien du droit préférentiel de souscription) 171 149 424 85 574 712 106 968 390 2 26,00 213 936 780 12/05/2021 Augmentation de capital (réservée aux salariés) 213 936 780 106 968 390 106 979 909 2 26,25 213 959 818

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 338 Date Nature de l’opération Capital avant opération (en euros) Nombre d’actions avant opération Nombre d’actions après opération Valeur nominale (en euros) Prime d’émission par action (en euros) Capital après opération (en euros) 12/05/2021 Augmentation de capital (réservée aux salariés) 213 959 818 106 979 909 106 991 428 2 N/A 213 982 856 12/05/2021 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 213 982 856 106 991 428 106 995 752 2 3,55 213 991 504 31/05/2021 Augmentation de capital (attribution d’actions gratuites) 213 991 504 106 995 752 106 998 455 2 N/A 213 996 910 30/06/2021 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 213 996 910 106 998 455 107 011 665 2 7,25 214 023 330 31/12/2021 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 214 023 330 107 011 665 107 056 685 2 7,25 (7 005 actions) 3,55 (38 015 actions) 214 113 370 19/04/2022 Augmentation de capital (réservée aux salariés) 214 113 370 107 056 685 107 072 910 2 20,30 214 145 820 19/04/2022 Augmentation de capital (réservée aux salariés) 214 145 820 107 072 910 107 089 135 2 N/A 214 178 270 19/04/2022 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 214 178 270 107 089 135 107 103 350 2 7,25 214 206 700 23/06/2022 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 214 206 700 107 103 350 107 106 350 2 7,25 214 212 700 23/06/2022 Augmentation de capital (paiement du dividende en actions) 214 212 700 107 106 350 107 358 836 2 31,99 214 717 672 11/07/2022 Augmentation de capital (attribution d’actions gratuites) 214 717 672 107 358 836 107 521 854 2 N/A 215 043 708 26/10/2022 Augmentation de capital (conversion d’OCEANEs 2024 en actions) 215 043 708 107 521 854 114 652 473 2 25,99 229 304 946 26/10/2022 Augmentation de capital (exercice d’options de souscription d’actions) 229 304 946 114 652 473 114 669 498 2 7,25 229 338 996 7.2.13 ALIÉNATION DE PARTICIPATIONS CROISÉES Néant. 7.2.14 NANTISSEMENTS A la connaissance de la Société, il n’y a pas de nantissement portant sur une part significative de son capital.

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 339 7.3 ACTIONNARIAT 3 3 A la suite de la réalisation de l’augmentation de capital constatée le 29 mars 2023, ces informations ont fait l’objet d’une mise à jour détaillée dans la section 2.7 du présent document. 7.3.1 RÉPARTITION DU CAPITAL ET DES DROITS DE VOTE Le tableau ci‐dessous présente la répartition du capital et des droits de vote de la Société au 31 décembre 2022. Cette description est faite à la connaissance de la Société, sur la base des informations dont elle disposait au 31 décembre 2022 : Actionnaires Nombre d’actions Capital en % Droits de vote en % Impala SAS 51 128 741 44,59 % 44,59 % Cartusia SAS 1 076 498 0,94 % 0,94 % Monsieur Xavier Barbaro et les membres de sa famille (directement ou indirectement) 633 309 0,55 % 0,55 % Total concert (1) 52 838 548 46,08 % 46,08 % Fonds Stratégique de Participations (FSP) 6 970 447 6,08 % 6,08 % FPCI FONDS ETI 2020 (représenté par sa société de gestion Bpifrance Investissement) 5 030 869 4,39 % 4,39 % Flottant 49 829 634 43,45 % 43,45 % TOTAL 114 669 498 100 % 100 % (1) L’action de concert résulte d’un pacte d’actionnaires concertant conclu entre les sociétés Impala SAS et Cartusia SAS, cette dernière étant un véhicule d’investissement long terme détenu par Monsieur Xavier Barbaro et les membres de sa famille. Répartition du capital au 31 décembre 2022  Fonds Stratégique de Participations (FSP)  FPCI FONDS ETI 2020 (représenté par sa société de gestion Bpifrance Investissement)  Flottant  Pacte d'actionnaires concertant :  Impala SAS  Cartusia SAS  Monsieur Xavier Barbaro et les membres de sa famille (directement ou indirectement) 6,08 % 4,39 % 0,94 % 0,55 % 43,45 % Nombre d'actions 114 669 498 Nombre de droits de vote 114 669 498 46,08 % 44,59 %

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 340 Détention par la société Impala SAS Impala, groupe détenu et dirigé par Jacques Veyrat et sa famille, investit dans des projets à fort potentiel de développement, dans différents secteurs d’activité et avec des niveaux de participation variables : l’Energie (détention de participations dans Neoen, Tag Energy et Castleton Commodities International), les Technologies (détention de participations dans Technoplus Industries, Edgyn, Inexto), les Cosmétiques (détention de participations dans Laboratoire Native propriétaire des marques Roger Gallet, Liérac et Phyto, dans Pharma and Beauty Group et dans Augustinus Bader), la Culture, divertissement, mode (détention de participations dans Pullin, l’Exception, Rosa Bonheur et la Caserne), la Finance (détention de participation dans Eiffel Investment Group et dans des projets de très forte croissance en Chine), l’Immobilier et les hôtels (des projets immobiliers résidentiels en région parisienne, au Luxembourg et en Espagne et un groupe hôtelier au Portugal et en France). Impala est un investisseur durable. Détention par le Fonds Stratégique de Participations (FSP) Le Fonds Stratégique de Participations (FSP) est une société d’investissement à capital variable enregistrée auprès de l’Autorité des Marchés Financiers, destinée à favoriser l’investissement de long terme en actions. L’objet du FSP est de prendre des participations qualifiées de « stratégiques » dans le capital de sociétés françaises et de participer à leur gouvernance en siégeant à leur Conseil d’administration ou de gouvernance. Le fonds est financé par sept grandes compagnies d’assurance désireuses d’investir à long terme dans les entreprises françaises et de les accompagner dans leurs phases de développement et de transition. Les actionnaires du FSP sont BNP Paribas Cardif, CNP Assurances, Crédit Agricole Assurances, Société Générale Assurances, Groupama, BPCE Assurances et Suravenir. Au 31 décembre 2022, le FSP détenait neuf participations dans le capital des sociétés Arkema, Seb, Eutelsat Communications, Tikehau Capital, Elior Group, Neoen, Valeo, Believe et Soitec. Le FSP continue l’étude d’opportunités d’investissement dans le capital de sociétés françaises. La gestion du FSP est déléguée à ISALT, société de gestion indépendante qui est en charge du suivi des sociétés dans lesquelles le FSP détient une participation et qui coordonne les relations avec les représentants permanents du FSP dans les conseils d’administration ou de surveillance des entreprises. Le FSP a désigné Monsieur Christophe Gégout en qualité de représentant permanent au Conseil d’administration de la Société. Détention par le FPCI FONDS ETI 2020 (représenté par sa société de gestion Bpifrance Investissement) Bpifrance finance les entreprises – à chaque étape de leur développement – en crédit, en garantie et en fonds propres. Bpifrance les accompagne notamment dans leurs projets d’innovation et à l’international via une large gamme de produits et services. Bpifrance est très impliqué dans le secteur des énergies renouvelables et voit dans les entreprises de ce secteur de véritables catalyseurs de compétitivité pour l’économie française qu’elle entend soutenir dans les prochaines années au travers de son plan climat (13,6 milliards d’euros dédiés aux ENR sur 2020‐2024). 7.3.2 ENGAGEMENTS DE CONSERVATION DES TITRES PRIS PAR LES ACTIONNAIRES Au 31 décembre 2022, il n’existe plus d’engagements de conservation des titres pris par les actionnaires, ces derniers ayant expirés au cours de l’exercice 2022. Pour rappel, ils concernaient les engagements de conservation de titres pris par Impala SAS pour une durée de 90 jours calendaires à compter du règlement‐livraison des OCEANEs vertes 2022 dans le cadre de l’émission de ces dernières réalisée le 14 septembre 2022 (telle que décrite aux paragraphes 2.4.1.7 et 7.2.6.3 du présent document). 7.3.3 OBLIGATION DE DÉTENTION DES ACTIONS DE LA SOCIÉTÉ Conformément au règlement intérieur du Conseil d’administration (article 3.10), chaque membre du Conseil d’administration doit être propriétaire (directement ou indirectement) d’au moins 500 actions pendant toute la durée de son mandat et en tout état de cause au plus tard dans les six mois suivant sa nomination. Par ailleurs, en application du Code AFEP/MEDEF auquel la Société se réfère, une obligation de détention d’actions, au nominatif et jusqu’à la fin de leurs fonctions, a été fixée par le Conseil d’administration pour les dirigeants mandataires sociaux à 5 000 actions.

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 341 7.3.4 FRANCHISSEMENTS DE SEUILS LÉGAUX ET/OU STATUTAIRES Au 31 décembre 2022, les actionnaires ayant franchi les seuils légaux et/ou statutaires sont les suivants : Date d’opération sur le marché Intermédiaires inscrits ou gestionnaires de fonds Nature du franchissement Nombre d’actions % Capital 25/01/2022 Schroders Plc 1 030 589 0,96 % 06/04/2022 OMNES 1 063 551 0,99 % 29/04/2022 BlackRock 2 180 256 2,04 % 03/05/2022 BlackRock 2 079 276 1,94 % 06/06/2022 Citigroup Inc. 1 077 291 4 1,01 % 18/07/2022 Invesco Ltd 1 057 027 0,98 % 09/09/2022 Citigroup Inc. 1 245 784 5 1,16 % 26/09/2022 Impala SAS 50 657 635 47,11 % 29/09/2022 Norges Bank (the Central Bank of Norway) 4 303 732 4,00 % 13/10/2022 Concert Impala – Cartusia et Xavier Barbaro 52 755 089 49,06 % 19/10/2022 Citigroup Inc. 871 291 6 0,81 % N.C. La Banque Postale Asset Management N.C. 0,99 % 19/10/2022 UBS Asset Management 1 679 422 7 1,56 % 26/10/2022 Impala SAS 51 128 741 44,59 % 26/10/2022 Concert Impala – Cartusia et Xavier Barbaro 52 838 548 46,08 % 26/10/2022 Schroders Plc 1 395 530 1,30 % 01/11/2022 Norges Bank (the Central Bank of Norway) 4 373 477 3,81 % 01/11/2022 Invesco Ltd 1 145 468 0,99 % 02/11/2022 La Financière de l’Echiquier 4 429 089 3,86 % 11/11/2022 Invesco Ltd 1 156 846 1,00 % 15/11/2022 UBS Asset Management 1 111 436 0,97 % 29/11/2022 Esta Investment Pte. Ltd 1 095 678 0,95 % 02/12/2022 BlackRock 2 285 905 1,99 % 05/12/2022 BlackRock 2 402 767 2,10 % 16/12/2022 Invesco Ltd 1 139 824 0,99 % 4 Uniquement OTC derivatives. 5 Dont 969 400 OTC derivatives. 6 Dont 29 414 OTC derivatives. 7 Dont 1 157 091 actions et 522 331 obligations convertibles.

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 342 7.3.5 ÉVOLUTION DE L’ACTIONNARIAT SUR TROIS ANS Le tableau ci‐dessous indique la répartition du capital et des droits de vote aux 31 décembre 2020, 31 décembre 2021 et 31 décembre 2022 sur une base non diluée : Actionnaire Nombre d’actions ordinaires et de droits de vote Pourcentage du capital (et des droits de vote théoriques) Pourcentage des droits de vote exerçables Impala SAS (1) 42 636 236 49,84 % 49,84 % Cartusia SAS 720 000 0,84 % 0,84 % Monsieur Xavier Barbaro et les membres de sa famille 764 236 0,89 % 0,89 % Total concert (2) 44 120 472 51,57 % 51,57 % Fonds Stratégique de Participations (FSP) 5 700 000 6,66 % 6,66 % FPCI FONDS ETI 2020 (représenté par sa société de gestion Bpifrance Investissement) 4 299 525 5,03 % 5,03 % Flottant 31 430 715 36,74 % 36,74 % Total au 31 décembre 2020 85 550 712 100 % 100 % Impala SAS (1) 49 796 256 46,51 % 46,51 % Cartusia SAS 1 000 086 0,93 % 0,93 % Monsieur Xavier Barbaro et les membres de sa famille (directement ou indirectement) 721 357 0,67 % 0,67 % Total concert (2) 51 517 699 48,12 % 48,12 % Fonds Stratégique de Participations (FSP) 6 950 000 6,49 % 6,49 % FPCI FONDS ETI 2020 (représenté par sa société de gestion Bpifrance Investissement) 5 016 112 4,69 % 4,69 % Flottant 43 572 874 40,70 % 40,70 % Total au 31 décembre 2021 107 056 685 (3) 100 % 100 % Impala SAS (1) 51 128 741 44,59 % 44,59 % Cartusia SAS 1 076 498 0,94 % 0,94 % Monsieur Xavier Barbaro et les membres de sa famille (directement ou indirectement) 633 309 0,55 % 0,55 % Total concert (2) 52 838 548 46,08 % 46,08 % Fonds Stratégique de Participations (FSP) 6 970 447 6,08 % 6,08 % FPCI FONDS ETI 2020 (représenté par sa société de gestion Bpifrance Investissement) 5 030 869 4,39 % 4,39 % Flottant 49 829 634 43,45 % 43,45 % Total au 31 décembre 2022 114 669 498 (4) 100 % 100 % (1) Impala SAS est intégralement détenue, contrôlée et dirigée par Monsieur Jacques Veyrat et sa famille. (2) L’action de concert résulte d’un pacte d’actionnaires concertant conclu entre les sociétés Impala SAS et Cartusia SAS, cette dernière étant un véhicule d’investissement long terme détenu par Monsieur Xavier Barbaro et les membres de sa famille. (3) Le 9 avril 2021, le Groupe a réalisé une augmentation de capital de 591,2 millions d’euros (après prise en compte des frais d’émission) par émission de 21 393 678 nouvelles actions ordinaires. (4) La conversion des OCEANEs 2019 est décrite au paragraphe 2.4.1.6 du présent document.

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 343 7.3.6 STRUCTURE DE CONTRÔLE Au 31 décembre 2022, la Société est indirectement, au travers de la société Impala SAS, contrôlée par Monsieur Jacques Veyrat et sa famille, qui détiennent 44,59 % du capital et des droits de vote. En conséquence, la société Impala SAS est l’actionnaire de référence de la Société. La société Impala SAS a conclu le 21 décembre 2020 un pacte d’actionnaires concertant avec Cartusia SAS, un véhicule d’investissement long terme détenu par Monsieur Xavier Barbaro et les membres de sa famille. Au 31 décembre 2022, les sociétés Impala SAS et Cartusia SAS (avec Monsieur Xavier Barbaro et les membres de sa famille, directement ou indirectement) détiennent de concert une participation dans le capital et les droits de vote de la Société leur conférant le contrôle de la Société (leur participation totale dans le capital et les droits de vote de la Société s’élevant à 46,08 %). Dans ce cadre, la Société a pris les mesures suivantes afin que le contrôle ne soit pas exercé de manière abusive : • sur les sept membres du Conseil d’administration, trois administrateurs (soit plus d’un tiers) sont des membres indépendants, conformément aux recommandations du Code AFEP/MEDEF applicables aux sociétés contrôlées ; • un administrateur a été nommé Administrateur Référent ; • un administrateur est un représentant du Fonds Stratégique de Participations (FSP) ; • un administrateur est un représentant de Bpifrance Investissement ; • deux administrateurs (soit moins de la moitié) sont liés à Impala SAS. Pour plus de détail, se référer au paragraphe 6.2.1 « principes gouvernant la composition du Conseil d’administration » du présent document. 7.3.7 ACCORDS SUSCEPTIBLES D’ENTRAINER UN CHANGEMENT DE CONTRÔLE À la connaissance de la Société, il n’existe, à la date du présent document, aucun accord dont la mise en œuvre pourrait, à une date ultérieure, entraîner un changement de son contrôle. 7.3.8 DIVIDENDES 7.3.8.1 POLITIQUE DE DISTRIBUTION DES DIVIDENDES Conformément à la loi et aux statuts de la Société, l’assemblée générale peut décider, sur recommandation du Conseil d’administration, la distribution d’un dividende. La politique de distribution de dividendes de la Société prendra en compte notamment les résultats de la Société, sa situation financière, la mise en œuvre de ses objectifs et ses besoins en liquidités. La Société a versé, pour la première fois, un dividende en 2022, au titre de l’exercice 2021. Elle a également annoncé lors de son Capital Markets Day du 11 mars 2021 la croissance progressive et régulière des dividendes. Le versement des dividendes est soumis aux restrictions fixées dans le contrat de crédit syndiqué de la Société. Compte tenu de l’atteinte de ses objectifs pour l’année 2022, et au regard de ses objectifs à moyen terme mentionnés au paragraphe 2.3.2.3 du présent document, la Société proposera à la prochaine assemblée générale, prévue le 10 mai 2023, le versement d’un dividende de 0,125 euro par action au titre de l’exercice 2022. Au‐delà de 2023 et jusqu’en 2025, la Société entend augmenter de manière progressive son dividende au regard notamment de l’évolution de ses résultats et de sa situation financière. 7.3.8.2 DIVIDENDES DISTRIBUÉS AU COURS DES TROIS DERNIERS EXERCICES Exercice 2022 L’exercice clos le 31 décembre 2022 se solde par un résultat net de 47,7 millions d’euros. Il sera proposé à l’assemblée générale annuelle 2023 de verser un dividende de 0,125 euro par action, payable en totalité soit en numéraire, soit en actions ordinaires nouvelles. Exercice 2021 Lors de l’assemblée générale du 25 mai 2022, les actionnaires ont approuvé la mise en distribution d’un dividende de 0,10 euro par action avec option pour le paiement du dividende en actions nouvelles. Chaque actionnaire pouvait ainsi recevoir, soit 100 % du dividende en numéraire, soit 100 % du dividende en actions ordinaires nouvelles. A la clôture de la période d’exercice de l’option (du 3 juin 2022 au 17 juin 2022 inclus), près de 80 % des droits ont été exercés en faveur du paiement du dividende en actions. Cette opération a entraîné la création de 252 486 actions ordinaires nouvelles (représentant, après augmentation de capital, environ 0,2 % du capital), et le versement de 2,1 millions d’euros de dividende en numéraire. Exercices 2019 et 2020 La Société n’a procédé à aucune distribution de dividendes au titre des exercices clos les 31 décembre 2019 et 2020.

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 344 7.4 MARCHÉ DU TITRE ET RELATIONS AVEC LES ACTIONNAIRES 7.4.1 MARCHÉ DU TITRE (INFORMATIONS BOURSIÈRES) Fiche d’information Les actions de la Société sont cotées en France, sur Euronext Paris, compartiment A : • secteur : Énergie et Produits de base ; • indices : CAC Mid 60, CAC All‐share, CAC Mid & Small, CAC Utilities, AMLBF 120, Next 150, MSCI Small Cap France, S&P Global Clean Energy Index ; • SRD : Éligible ; • PEA : Éligible ; • code ISIN : FR0011675362 ; • date de 1 ère cotation : 17 octobre 2018. Données boursières Cours moyen depuis la première cotation jusqu’au 24.02.2023 32,57 € Volume moyen depuis la première cotation jusqu’au 24.02.2023 132 894 titres Cours le plus haut 44,10 € le 08.08.2022 Cours le plus bas 27,28 € le 23.02.2022 Progression de l’action depuis la cotation jusqu’au 24.02.2023 + 118,3 % Variation entre le 01.01.2022 et le 24.02.2023 ‐ 10,0 % Capitalisation boursière au 24.02.2023 3,9 Md€ Évolution du cours et du volume des transactions sur l’action Neoen Dates Cours le plus haut (en euros) Cours le plus bas (en euros) Volume de titres moyen Janvier 2022 37,98 30,88 151,6 Février 2022 34,46 27,28 158,8 Mars 2022 38,62 31,84 218,4 Avril 2022 40,98 37,54 194,0 Mai 2022 40,50 35,33 136,7 Juin 2022 40,08 35,50 91,4 Juillet 2022 42,87 37,50 126,1 Août 2022 44,10 40,40 85,6 Septembre 2022 42,16 33,98 252,6 Octobre 2022 35,59 32,88 129,6 Novembre 2022 39,49 34,72 127,3 Décembre 2022 40,08 37,07 121,6 Janvier 2023 37,46 34,30 140,1 Février 2023 36,65 34,18 130,3

CAPITAL ET ACTIONNARIAT 7 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 345 Évolution du cours de l’action Neoen 0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000 0 10 20 30 40 50 60 70 ONDJ FMAMJ JASONDJ FMAMJ JASONDJ FMAMJ JASONDJ FMAMJ JASOND Neoen SBF 120 (rebasé) 2022 2021 2020 2019 2018 Nombre de titres échangés sur Euronext (en milliers) Euros 7.4.2 RELATIONS AVEC LES ACTIONNAIRES 7.4.2.1 ACCESSIBILITÉ DE L’INFORMATION L’ensemble de l’information financière, juridique et les supports de communication financière sont consultables, en version électronique, sur le site Internet de Neoen (www.neoen.com) dans la rubrique Investisseurs qui réunit notamment : • Le présent document d’enregistrement universel (incluant le rapport financier annuel) déposé auprès de l’AMF ; • l’ensemble des communiqués de presse financiers et des supports de communication financière (publication des résultats, webcasts, Capital Markets Day, rapports financiers semestriels, présentations investisseurs) ; • les documents relatifs à l’assemblée générale des actionnaires ; • les statuts ; • le règlement intérieur du Conseil d’administration. L’envoi de ces informations peut également être effectué par courrier sur simple demande auprès de la direction de la communication financière de la Société. Les informations juridiques (statuts, procès‐verbaux d’assemblées générales, rapports des commissaires aux comptes), peuvent par ailleurs être consultées au siège social de la Société. 7.4.2.2 RELATIONS AVEC LES INVESTISSEURS INSTITUTIONNELS ET LES ANALYSTES FINANCIERS Afin d’assurer une relation de qualité avec la communauté financière, la direction des relations investisseurs de la Société organise régulièrement des événements permettant aux analystes financiers et aux investisseurs institutionnels de rencontrer la direction générale. Concernant l’exercice 2022, les publications financières ont fait l’objet de présentations par la direction générale à l’occasion de webcasts et de conférences téléphoniques au cours desquels elle a aussi répondu aux questions des analystes financiers. Par ailleurs, la direction générale et la direction des relations investisseurs ont participé à des rencontres avec la communauté financière (analystes financiers et investisseurs institutionnels), sous la forme de conférences sectorielles et roadshows digitaux. En 2021, le Groupe a également organisé un roadshow gouvernance. Ces contacts réguliers contribuent à la construction d’une relation de confiance. L’action Neoen est suivie par 13 bureaux d’analyse financière.

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 350 8.1 PROJET DE RÉSOLUTIONS 8.1.1 RÉSOLUTIONS RELEVANT DE LA COMPÉTENCE DE L’ASSEMBLÉE GÉNÉRALE ORDINAIRE Première résolution – Approbation des comptes sociaux de l’exercice 2022 et approbation des dépenses et charges non déductibles fiscalement L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, connaissance prise du rapport du Conseil d’administration et du rapport des commissaires aux comptes, approuve tels qu’ils ont été présentés les comptes sociaux de l’exercice 2022 comportant le bilan, le compte de résultat et l’annexe, lesquels font apparaître un bénéfice net de 47 725 125,62 euros, ainsi que les opérations traduites dans ces comptes et résumées dans ces rapports. L’assemblée générale approuve spécialement le montant global, s’élevant à 126 621,22 euros, des dépenses et charges visées au 4 de l’article 39 du Code Général des Impôts, ainsi que l’impôt correspondant. Deuxième résolution (Approbation des comptes consolidés de l’exercice 2022) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, connaissance prise du rapport du Conseil d’administration et du rapport des commissaires aux comptes, approuve tels qu’ils ont été présentés les comptes consolidés de l’exercice 2022 comportant le bilan, le compte de résultat et l’annexe, lesquels font apparaître un bénéfice part du groupe de 45 212 154,31 euros, ainsi que les opérations traduites dans ces comptes et résumées dans ces rapports. Troisième résolution (Affectation du résultat de l’exercice et fixation du dividende) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, et après avoir constaté que les comptes sociaux arrêtés au 31 décembre 2022 et approuvés par la présente assemblée font ressortir un bénéfice net de l’exercice de 47 725 125,62 euros : • décide de prélever sur ce bénéfice, conformément aux dispositions légales applicables, et d’affecter à la réserve légale, un montant égal à 2 386 256,28 euros ; • constate que le solde du bénéfice de l’exercice 2022 est de 45 338 869,34 euros ; et • décide d’affecter le bénéfice distribuable, soit la somme de 45 338 869,34 euros de la manière suivante : – distribuer la somme globale de 14 333 687,25 euros à titre de dividendes ; – affecter un montant égal à 31 005 182,09 euros au compte « autres réserves ». L’assemblée générale constate que le dividende brut revenant à chaque action ouvrant droit au dividende est fixé à 0,125 euro (avant application (i) du prélèvement forfaitaire non libératoire le cas échéant applicable et prévu à l’article 117 quater du Code Général des Impôts, et (ii) des prélèvements sociaux le cas échéant dus et également prélevés à la source). Lorsqu’il est versé à des personnes physiques domiciliées fiscalement en France à raison d’actions de la Société détenues en dehors d’un plan d’épargne en actions (PEA), le dividende est soumis, soit, à un prélèvement forfaitaire unique sur le dividende brut au taux forfaitaire de 12,8 % (article 200 A, 1., B. du Code Général des Impôts), soit, sur option annuelle expresse, irrévocable et globale du contribuable, à l’impôt sur le revenu selon le barème progressif après notamment un abattement de 40 % (articles 13, 158, 3., 2° et 200 A du Code Général des Impôts). Le dividende est par ailleurs soumis aux prélèvements sociaux au taux de 17,2 %. Le détachement du coupon interviendra le 17 mai 2023. Le paiement des dividendes sera effectué le 8 juin 2023. En cas de variation du nombre d’actions ouvrant droit à dividende par rapport aux 114 669 498 actions composant le capital social au 28 février 2023, le montant global des dividendes serait ajusté en conséquence et le montant affecté au compte « autres réserves » serait déterminé sur la base des dividendes effectivement mis en paiement. Conformément aux dispositions de l’article 243 bis du Code Général des Impôts, l’assemblée générale constate qu’il lui a été rappelé qu’au titre des trois derniers exercices, les distributions de dividendes et revenus ont été les suivantes : Au titre de l’exercice Revenus éligibles à l’abattement de 40 % Revenus non éligibles à l’abattement de 40 % Dividendes Autres revenus distribués 2019 ‐ ‐ ‐ 2020 ‐ ‐ ‐ 2021 10 686 955,30 € (1) Soit 0,10 € par action ‐ ‐ (1) Montant effectivement versé, soit 2 104 956,16 € en numéraire et l’équivalent de 8 581 999,14 € en actions.

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 351 Quatrième résolution (Option pour le paiement du dividende en numéraire ou en actions) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, connaissance prise du rapport du Conseil d’administration et conformément à l’article 24 des statuts de la Société, constatant que le capital est entièrement libéré, décide d’offrir à chaque actionnaire, sur la totalité du dividende net afférent aux actions dont il est propriétaire, une option pour le paiement de ce dividende en numéraire ou en actions nouvelles. Le prix de l’action remise en paiement du dividende sera égal à 90 % de la moyenne des cours de clôture aux vingt séances de bourse précédant la date de la présente assemblée générale, diminuée du montant net du dividende, le cas échéant arrondi à deux décimales après la virgule au centième supérieur, conformément aux dispositions de l’article L. 232‐19 du Code de commerce. Si le montant du dividende net pour lequel l’actionnaire a exercé l’option ne correspond pas à un nombre entier d’actions, il pourra obtenir le nombre entier d’actions immédiatement inférieur complété d’une soulte en espèces. Les actionnaires qui souhaiteraient opter pour le paiement du dividende en actions disposeront d’un délai compris entre le 19 mai et le 2 juin 2023 inclus pour en faire la demande auprès des intermédiaires financiers habilités à payer le dividende. En conséquence, tout actionnaire qui n’aurait pas opté en faveur du paiement du dividende en actions au terme de ce délai percevra le paiement du dividende uniquement en numéraire. Pour les actionnaires qui opteront pour un versement en numéraire, les sommes leur revenant seront mises en paiement le 8 juin 2023. La livraison des actions nouvelles pour les actionnaires qui auront opté pour le paiement du dividende en actions interviendra le jour de la mise en paiement du dividende en numéraire, soit le 8 juin 2023. Les actions émises en paiement du dividende porteront jouissance courante et seront assimilées aux actions existantes. L’assemblée générale donne tous pouvoirs au Conseil d’administration avec faculté de subdélégation, dans les conditions prévues par la loi, à l’effet de mettre en œuvre la présente résolution, et notamment : • d’en préciser les modalités d’application et d’exécution ; • d’effectuer toutes opérations liées ou consécutives à l’exercice de l’option ; • de constater le nombre d’actions émises et la réalisation de l’augmentation de capital résultant de l’exercice de l’option du paiement du dividende en actions ; • imputer les frais de ladite augmentation de capital sur le montant de la prime y afférant, et prélever sur ce montant les sommes nécessaires pour porter la réserve légale au dixième du nouveau capital ; • de modifier les statuts en conséquence ; • et plus généralement, de procéder à toutes les formalités légales et réglementaires et accomplir toutes les formalités utiles à l’émission, à la cotation et au service financier des actions émises en vertu de la présente résolution. Cinquième résolution (Approbation des informations mentionnées à l’article L. 22- 10-9 I du Code de commerce figurant dans le rapport sur le gouvernement d’entreprise (say on pay ex post global)) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, connaissance prise du rapport sur le gouvernement d’entreprise visé à l’article L. 225‐37 du Code de commerce, approuve, conformément à l’article L. 22‐10‐34 I. du Code de commerce, les informations mentionnées à l’article L. 22‐10‐9 I. du Code de commerce, telles que présentées au sein des paragraphes 6.3.2.2 et suivants du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6. Sixième résolution (Approbation des éléments fixes, variables et exceptionnels composant la rémunération totale et les avantages de toute nature versés au cours de l’exercice 2022 ou attribués au titre du même exercice à Monsieur Xavier Barbaro, Président-directeur général) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, connaissance prise du rapport sur le gouvernement d’entreprise visé à l’article L. 225‐37 du Code de commerce, approuve, conformément à l’article L. 22‐10‐34 II. du Code de commerce, les éléments fixes, variables et exceptionnels composant la rémunération totale et les avantages de toute nature versés, au cours de l’exercice 2022, ou attribués, au titre du même exercice, à Monsieur Xavier Barbaro, Président‐directeur général, tels que présentés au sein du paragraphe 6.3.2.3 du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6. Septième résolution (Approbation des éléments fixes, variables et exceptionnels composant la rémunération totale et les avantages de toute nature versés au cours de l’exercice 2022 ou attribués au titre du même exercice à Monsieur Romain Desrousseaux, directeur général délégué) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, connaissance prise du rapport sur le gouvernement d’entreprise visé à l’article L. 225‐37 du Code de commerce, approuve, conformément à l’article L. 22‐10‐34 II. du Code de commerce, les éléments fixes, variables et exceptionnels composant la rémunération totale et les avantages de toute nature versés, au cours de l’exercice 2022, ou attribués, au titre du même exercice, à Monsieur Romain Desrousseaux, directeur général délégué, tels que présentés au sein du paragraphe 6.3.2.4 du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6.

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 352 Huitième résolution (Approbation de la politique de rémunération applicable aux membres du Conseil d’administration) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, connaissance prise du rapport sur le gouvernement d’entreprise visé à l’article L. 225‐37 du Code de commerce, approuve, conformément à l’article L. 22‐10‐8 II du Code de commerce, la politique de rémunération applicable aux membres du Conseil d’administration, telle que présentée au sein des paragraphes 6.3.1 et 6.3.3(i) du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6. Neuvième résolution (Approbation de la politique de rémunération applicable au Président-directeur général) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, connaissance prise du rapport sur le gouvernement d’entreprise visé à l’article L. 225‐37 du Code de commerce, approuve, en application de l’article L. 22‐10‐8 II du Code de commerce, la politique de rémunération applicable au Président‐directeur général, telle que présentée au sein des paragraphes 6.3.1 et 6.3.2.1(i) du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6. Dixième résolution (Approbation de la politique de rémunération applicable au directeur général délégué) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, connaissance prise du rapport sur le gouvernement d’entreprise visé à l’article L. 225‐37 du Code de commerce, approuve, en application de l’article L. 22‐10‐8 II du Code de commerce, la politique de rémunération applicable au directeur général délégué, telle que présentée au sein des paragraphes 6.3.1 et 6.3.2.1(ii) du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6. Onzième résolution (Renouvellement du mandat d’administrateur de Madame Stéphanie Levan) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, connaissance prise du rapport du Conseil d’administration, renouvelle le mandat d’administrateur de Madame Stéphanie Levan venant à expiration à l’issue de la présente assemblée, pour une durée de quatre ans qui prendra fin à l’issue de l’assemblée générale tenue dans l’année 2027 appelée à statuer sur les comptes de l’exercice écoulé. Douzième résolution (Autorisation à donner au Conseil d’administration à l’effet d’opérer sur les actions de la Société dans le cadre du dispositif de l’article L. 22-10-62 du Code de commerce, durée de l’autorisation, finalités, modalités, plafond) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, connaissance prise du rapport du Conseil d’administration, autorise le Conseil d’administration, avec faculté de subdélégation dans les conditions fixées par la loi, conformément aux dispositions des articles L. 225‐10‐62 et suivants et L. 225‐210 et suivants du Code de commerce, à acheter ou faire acheter des actions de la Société notamment en vue de : 1. la mise en œuvre de tout plan d’options d’achat d’actions de la Société dans le cadre des dispositions des articles L. 225‐177 et suivants et L. 22‐10‐56 et suivants du Code de commerce ou de tout plan similaire ; ou 2. l’attribution ou de la cession d’actions aux salariés au titre de leur participation aux fruits de l’expansion de l’entreprise ou de la mise en œuvre de tout plan d’épargne d’entreprise ou de groupe (ou plan assimilé) dans les conditions prévues par la loi, notamment les articles L. 3332‐1 et suivants du Code du travail ainsi que de tout autre plan d’actionnariat des salariés et dirigeants de la Société et de ses filiales ; ou 3. l’attribution gratuite d’actions dans le cadre des dispositions des articles L. 225‐197‐1 et suivants et L. 22‐10‐59 et suivants du Code de commerce ; ou 4. de manière générale, d’honorer des obligations liées à des programmes d’options sur actions ou autres allocations d’actions aux salariés ou mandataires sociaux de la Société ou d’une entreprise associée ; ou 5. la remise d’actions lors de l’exercice de droits attachés à des valeurs mobilières donnant accès au capital par remboursement, conversion, échange, présentation d’un bon ou de toute autre manière ; ou 6. l’annulation de tout ou partie des titres ainsi rachetés, conformément à l’autorisation conférée ou à conférer par l’assemblée générale extraordinaire ; ou 7. la remise d’actions (à titre d’échange, de paiement ou autre) dans le cadre d’opérations de croissance externe, de fusion, de scission ou d’apport ; ou 8. l’animation du marché secondaire ou de la liquidité des actions de la Société par un prestataire de services d’investissement dans le cadre d’un contrat de liquidité conforme à la pratique de marché admise par l’Autorité des marchés financiers (telle que modifiée le cas échéant). Ce programme est également destiné à permettre la mise en œuvre de toute pratique de marché qui viendrait à être admise par l’Autorité des marchés financiers, et plus généralement, la réalisation de toute autre opération conforme à la réglementation en vigueur. Dans une telle hypothèse, la Société informera ses actionnaires par voie de communiqué.

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 353 Les achats d’actions de la Société pourront porter sur un nombre d’actions tel que, à la date de chaque rachat, le nombre total d’actions achetées par la Société depuis le début du programme de rachat (y compris celles faisant l’objet dudit rachat) n’excède pas 10 % des actions composant le capital de la Société à cette date (en tenant compte des opérations l’affectant postérieurement à la date de la présente assemblée générale), soit, à titre indicatif, au 31 décembre 2022, un plafond de rachat de 11 466 949 actions, étant précisé que (i) le nombre d’actions acquises en vue de leur conservation et de leur remise ultérieure dans le cadre d’une opération de fusion, de scission ou d’apport, ne peut excéder 5 % de son capital social et (ii) lorsque les actions sont rachetées pour favoriser la liquidité dans les conditions définies par le règlement général de l’Autorité des marchés financiers, le nombre d’actions pris en compte pour le calcul de la limite de 10 % prévue ci‐dessus correspond au nombre d’actions achetées, déduction faite du nombre d’actions revendues pendant la durée de l’autorisation. L’acquisition, la cession ou le transfert des actions pourront être réalisés à tout moment que le Conseil d’administration appréciera, dans les limites autorisées par les dispositions légales et réglementaires en vigueur. Le Conseil d’administration ne pourra, sauf autorisation préalable par l’assemblée générale, faire usage de la présente autorisation en période d’offre publique initiée par un tiers visant les titres de la Société et ce, jusqu’à la fin de la période d’offre. Ces opérations pourront être réalisées par tous moyens, y compris par acquisition ou cession de blocs, ou de toute autre manière (sans limiter la part du programme de rachat pouvant être réalisé par l’un quelconque de ces moyens). La Société se réserve le droit d’utiliser des mécanismes optionnels ou instruments dérivés dans le cadre de la réglementation applicable. Le prix maximum d’achat des actions dans le cadre de la présente résolution sera de 80 euros par action (ou la contre‐valeur de ce montant à la même date dans toute autre monnaie), ce prix maximum n’étant applicable qu’aux acquisitions décidées à compter de la date de la présente assemblée et non aux opérations à terme conclues en vertu d’une autorisation donnée par une précédente assemblée générale et prévoyant des acquisitions d’actions postérieures à la date de la présente assemblée. L’assemblée générale délègue au Conseil d’administration, en cas de modification du nominal de l’action, d’augmentation de capital par incorporation de réserves, d’attribution gratuite d’actions, de division ou de regroupement de titres, de distribution de réserves ou de tous autres actifs, d’amortissement du capital, ou de toute autre opération portant sur le capital social ou les capitaux propres, le pouvoir d’ajuster le prix d’achat maximum susvisé afin de tenir compte de l’incidence de ces opérations sur la valeur de l’action. Le montant maximum des fonds destinés au programme de rachat d’actions ci‐dessus autorisé est fixé à 50 millions d’euros (ou la contre‐valeur de ce montant, aux dates des rachats, dans toute autre monnaie). L’assemblée générale confère tous pouvoirs au Conseil d’administration, avec faculté de subdélégation dans les conditions permises par la loi, pour décider et effectuer la mise en œuvre de la présente autorisation, pour en préciser, si nécessaire, les termes et en arrêter les modalités, pour réaliser le programme de rachat, et notamment pour passer tout ordre de bourse, conclure tout accord, affecter ou réaffecter les actions acquises aux objectifs poursuivis dans les conditions légales et réglementaires applicables, fixer les modalités suivant lesquelles sera assurée, le cas échéant, la préservation des droits des titulaires de valeurs mobilières donnant accès au capital ou autres droits donnant accès au capital conformément aux dispositions légales et réglementaires et, le cas échéant, aux stipulations contractuelles prévoyant d’autres cas d’ajustement, effectuer toutes déclarations auprès de l’Autorité des marchés financiers et de toute autre autorité compétente et toutes autres formalités et, d’une manière générale, faire le nécessaire. Cette autorisation est donnée pour une période de dix‐huit mois à compter du jour de la présente assemblée générale. Cette autorisation met fin à l’autorisation donnée au Conseil d’administration par l’assemblée générale du 25 mai 2022 dans sa treizième résolution à caractère ordinaire. 8.1.2 RÉSOLUTIONS RELEVANT DE LA COMPÉTENCE DE L’ASSEMBLÉE GÉNÉRALE EXTRAORDINAIRE Treizième résolution (Délégation de compétence à donner au Conseil d’administration pour décider l’augmentation du capital de la Société par l’émission d’actions et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme et/ou à des titres de créance, avec suppression du droit préférentiel de souscription, réservée aux collaborateurs du groupe à l’étranger, durée de la délégation, montant nominal maximal de l’augmentation de capital, prix d’émission, faculté de limiter au montant des souscriptions ou de répartir les titres non souscrits) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales extraordinaires, connaissance prise du rapport du Conseil d’administration et du rapport spécial des commissaires aux comptes, et conformément aux dispositions des articles L. 225‐129‐2, L. 225‐138 et L. 228‐91 et suivants du Code de commerce : 1. délègue au Conseil d’administration, avec faculté de subdélégation dans les conditions fixées par la loi, sa compétence à l’effet de procéder à l’augmentation du capital social, avec suppression du droit préférentiel de souscription, en une ou plusieurs fois, en France ou à l’étranger, dans la proportion et aux époques qu’il appréciera, soit en euros, soit en toute autre monnaie ou unité monétaire établie par référence à plusieurs monnaies, avec ou sans prime, à titre onéreux ou gratuit, par l’émission (i) d’actions ordinaires de la Société et/ou (ii) de valeurs mobilières donnant accès, immédiatement ou à terme, au capital de la Société (y compris des titres de capital donnant droit à l’attribution de titres de créance) ;

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 354 2. décide que la ou les émission(s) sera ou seront réservée(s) aux catégories de bénéficiaires suivantes : (i) des salariés, préretraités ou retraités et mandataires sociaux des sociétés étrangères du groupe Neoen liées à la Société dans les conditions de l’article L. 225‐180 du Code de commerce et de l’article L. 3344‐1 du Code du travail, afin de leur permettre de souscrire au capital de la Société (les « Salariés Etrangers ») et/ou (ii) les OPCVM ou autres entités, ayant ou non la personnalité morale, d’actionnariat salarié investis en titres de la Société dont les porteurs de parts ou les actionnaires seront constitués de Salariés Etrangers, et/ou (iii) tout établissement bancaire ou entité contrôlée par un tel établissement au sens de l’article L. 233‐3 du Code de commerce intervenant à la demande de la Société pour la mise en place d’une offre structurée aux Salariés Etrangers ; 3. décide de fixer comme suit les limites des montants des augmentations de capital autorisées en cas d’usage par le Conseil d’administration de la présente délégation de compétence : • le montant nominal maximum des augmentations de capital susceptibles d’être réalisées immédiatement ou à terme en vertu de la présente délégation est fixé à 1 % du capital social au jour de la décision du Conseil d’administration, étant précisé que ce montant s’imputera sur (i) le plafond global visé à la 17 ème résolution de la présente assemblée générale ainsi que sur (ii) le plafond prévu à la 15 ème résolution de la présente assemblée générale, ou le cas échéant, sur les plafonds éventuellement prévus par des résolutions de même nature qui pourraient succéder à ces résolutions pendant la durée de validité de la présente délégation ; • à ces plafonds s’ajoutera, le cas échéant, le montant nominal de l’augmentation de capital pour préserver, conformément aux dispositions légales et réglementaires et, le cas échéant, aux stipulations contractuelles prévoyant d’autres cas d’ajustement, les droits des porteurs de valeurs mobilières donnant accès au capital ou d’autres droits donnant accès au capital ; 4. décide de supprimer, en faveur des catégories de bénéficiaires susvisées, le droit préférentiel de souscription des actionnaires aux titres faisant l’objet de la présente résolution ; 5. décide que le prix d’émission des actions à émettre en vertu de la présente délégation sera fixé par le Conseil d’administration sur la base du cours de l’action de la Société sur le marché réglementé d’Euronext Paris ; ce prix sera (i) égal à la moyenne des cours de clôture cotés de l’action de la Société lors des vingt séances de bourse précédant le jour de la décision fixant la date d’ouverture de la souscription à l’augmentation de capital correspondante réalisée en vertu de la présente résolution diminuée d’une décote maximum de 30 %, ou (ii) à titre alternatif, s’il s’agit d’une opération réalisée dans le cadre d’un plan global d’actionnariat salarié mis en place en France et à l’étranger, au prix arrêté par le Conseil d’administration ou son délégataire le jour de la décision fixant la date d’ouverture de la souscription à l’augmentation de capital correspondante réalisée en vertu de la 15 ème résolution de la présente assemblée générale ; 6. décide que le prix d’émission des valeurs mobilières donnant accès au capital et le nombre d’actions auquel la conversion, le remboursement ou généralement la transformation de chaque valeur mobilière donnant accès au capital pourra donner droit seront tels que la somme perçue immédiatement par la Société, majorée, le cas échéant, de celle susceptible d’être perçue ultérieurement par elle, soit, pour chaque action émise en conséquence de l’émission de ces valeurs mobilières, au moins égale au prix de souscription minimum défini à l’alinéa précédent ; 7. décide que si les souscriptions n’ont pas absorbé la totalité d’une émission visée au 1., le Conseil d’administration pourra à son choix utiliser dans l’ordre qu’il déterminera l’une et/ou l’autre des facultés suivantes : • limiter le montant de l’émission au montant des souscriptions, le cas échéant dans les limites prévues par la réglementation, • répartir librement tout ou partie des titres non souscrits parmi les catégories de personnes ci‐dessus définies ; 8. décide que le Conseil d’administration, avec faculté de subdélégation dans les conditions prévues par la loi, aura tous pouvoirs pour mettre en œuvre la présente délégation de compétence, à l’effet notamment de : • décider une émission sur le fondement de la présenté délégation et d’en arrêter les modalités ; • arrêter la liste du ou des bénéficiaires de la suppression du droit préférentiel de souscription au sein des catégories définies ci‐dessus, ainsi que le nombre de titres à souscrire par chacun d’eux ; • fixer, s’il y a lieu, les modalités d’exercice des droits (le cas échéant, des droits à conversion, échange, remboursement, y compris par remise d’actifs de la Société tels que des actions auto‐détenues ou des valeurs mobilières déjà émises par la Société) attachés aux titres émis ou à émettre et, notamment, arrêter la date, même rétroactive, à compter de laquelle les actions nouvelles porteront jouissance, ainsi que toutes autres conditions et modalités de réalisation de l’émission ; • prévoir la faculté de suspendre éventuellement l’exercice des droits attachés aux titres émis en conformité avec les dispositions légales et réglementaires, pendant un délai maximum de trois mois ; • fixer les montants des émissions qui seront réalisées en vertu de la présente délégation et d’arrêter notamment les prix d’émission ainsi que le montant de la prime qui pourra, le cas échéant, être demandée à l’émission ; • déterminer les dates, délais, modalités de l’émission, la nature, la forme et les caractéristiques des titres à créer qui pourront notamment revêtir la forme de titres subordonnés ou non, à durée déterminée ou non, et les conditions de souscription, de libération, de délivrance et de jouissance des titres (même rétroactive), les règles de réduction applicables aux cas de sursouscription ainsi que les autres conditions et modalités des émissions, dans les limites légales ou réglementaires en vigueur ; • déterminer et procéder à tous ajustements destinés à prendre en compte l’incidence d’opérations sur le capital

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 355 ou les capitaux propres de la Société, notamment en cas de modification du nominal de l’action, d’augmentation de capital par incorporation de réserves, bénéfices ou primes, d’attribution gratuite d’actions, de division ou de regroupement de titres, de distribution de dividendes, réserves ou primes ou de tous autres actifs, d’amortissement du capital, ou de toute autre opération portant sur le capital ou les capitaux propres (y compris en cas d’offre publique et/ou en cas de changement de contrôle), et fixer toute autre modalité permettant d’assurer, le cas échéant, la préservation des droits des titulaires de valeurs mobilières ou autres droits donnant accès au capital (y compris par voie d’ajustements en numéraire) ; • constater la réalisation des augmentations de capital et procéder aux modifications corrélatives des statuts ; • le cas échéant, imputer les frais des augmentations de capital sur le montant des primes qui y sont afférentes et prélever sur ce montant les sommes nécessaires pour doter la réserve légale ; • d’une manière générale, passer toute convention notamment pour parvenir à la bonne fin des émissions envisagées, prendre toutes mesures et décisions et effectuer toutes formalités utiles à l’émission, à la cotation et au service financier des titres émis en vertu de la présente délégation ainsi qu’à l’exercice des droits qui y sont attachés ou consécutives aux émissions réalisées et, plus généralement, faire le nécessaire en pareille matière ; 9. fixe à dix‐huit mois, à compter du jour de la présente assemblée, la durée de validité de la délégation de compétence faisant l’objet de la présente résolution ; 10. prend acte du fait que la présente délégation prive d’effet à compter de ce jour, à hauteur, le cas échéant, de la partie non utilisée, toute délégation antérieure ayant le même objet. Quatorzième résolution (Autorisation à donner au Conseil d’administration à l’effet d’augmenter le nombre de titres à émettre en cas d’augmentation de capital avec maintien ou suppression du droit préférentiel de souscription) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées extraordinaires, connaissance prise du rapport du Conseil d’administration et du rapport spécial des commissaires aux comptes, conformément à l’article L. 225‐135‐1 du Code de commerce : 1. autorise le Conseil d’administration, avec faculté de subdélégation dans les conditions fixées par la loi, pour décider d’augmenter le nombre de titres à émettre en cas d’augmentation du capital social de la Société, avec ou sans droit préférentiel de souscription, au même prix que celui retenu pour l’émission initiale, dans les délais et limites prévus par la réglementation applicable au jour de l’émission (à ce jour, dans les trente jours de la clôture de la souscription et dans la limite de 15 % de l’émission initiale), notamment en vue d’octroyer une option de surallocation conformément aux pratiques de marché et dans la limite des plafonds fixés par l’assemblée générale ; 2. fixe à vingt‐six mois, à compter du jour de la présente assemblée, la durée de validité de l’autorisation faisant l’objet de la présente résolution ; 3. prend acte du fait que cette autorisation prive d’effet à compter de ce jour toute autorisation antérieure ayant le même objet. Quinzième résolution (Délégation de compétence à donner au Conseil d’administration pour décider l’augmentation du capital de la Société par l’émission d’actions et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme, avec suppression du droit préférentiel de souscription, réservée aux adhérents de plans d’épargne d’entreprise en application des articles L. 3332-18 et suivants du Code du travail, montant nominal maximal de l’augmentation de capital, prix d’émission, possibilité d’attribuer des actions gratuites en application de l’article L. 3332-21 du Code du travail) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales extraordinaires, connaissance prise du rapport du Conseil d’administration et du rapport spécial des commissaires aux comptes, conformément d’une part aux dispositions des articles L. 225‐129‐2, L. 225‐129‐6, L. 225‐138‐1 et L. 228‐91 et suivants du Code de commerce, et d’autre part, à celles des articles L. 3332‐18 à L. 3332‐24 du Code du travail : 1. délègue au Conseil d’administration, avec faculté de subdélégation dans les conditions fixées par la loi, sa compétence pour décider l’augmentation du capital social avec suppression du droit préférentiel de souscription, en une ou plusieurs fois, en France ou à l’étranger, dans la proportion et aux époques qu’il appréciera, soit en euros, soit en toute autre monnaie ou unité monétaire établie par référence à plusieurs monnaies, avec ou sans prime, à titre onéreux ou gratuit, par l’émission (i) d’actions ordinaires de la Société et/ou (ii) de valeurs mobilières donnant accès, immédiatement ou à terme, au capital de la Société, réservée aux adhérents d’un ou plusieurs plans d’épargne salariale (ou tout autre plan aux adhérents duquel ou desquels les articles L. 3332‐1 et suivants du Code du travail ou toute loi ou réglementation analogue permettrait de réserver une augmentation de capital dans des conditions équivalentes) mis en place au sein d’une entreprise ou groupe d’entreprises, françaises ou étrangères, entrant dans le périmètre de consolidation ou de combinaison des comptes de la Société en application de l’article L. 3344‐1 du Code du travail, étant précisé que la présente résolution pourra être utilisée aux fins de mettre en œuvre des formules à effet de levier ; 2. décide de fixer comme suit les limites des montants des augmentations de capital autorisées en cas d’usage par le Conseil d’administration de la présente délégation de compétence :

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 356 • le montant nominal maximum des augmentations de capital susceptibles d’être réalisées immédiatement ou à terme en vertu de la présente délégation est fixé à 2 % du capital social au jour de la décision du Conseil d’administration, étant précisé que ce montant s’imputera sur le plafond global prévu à la 17 ème résolution de la présente assemblée, ou, le cas échéant, sur le plafond global éventuellement prévu par une résolution de même nature qui pourrait succéder à ladite résolution pendant la durée de validité de la présente délégation ; • à ces plafonds s’ajoutera, le cas échéant, le montant nominal de l’augmentation de capital nécessaire pour préserver, conformément aux dispositions légales et réglementaires et, le cas échéant, aux stipulations contractuelles prévoyant d’autres modalités de préservation, les droits des porteurs de valeurs mobilières donnant accès au capital ou autres droits donnant accès au capital ; 3. décide que le prix d’émission des nouvelles actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital, déterminé dans les conditions prévues aux articles L. 3332‐18 et suivants du Code du travail, sera supérieur ou égal à 70 % du Prix de Référence (tel que cet terme est défini ci‐après) ou à 60 % du Prix de Référence (tel que cet terme est défini ci‐après) lorsque la durée d’indisponibilité prévue par le plan en application des articles L. 3332‐25 et L. 3332‐26 du Code du travail est supérieure ou égale à dix ans, étant précisé qu’il ne pourra en aucun cas excéder le Prix de Référence (tel que cet terme est défini ci‐après). Pour les besoins du présent paragraphe, le « Prix de Référence » désigne la moyenne des cours de clôture cotés de l’action de la Société sur le marché réglementé d’Euronext Paris lors des vingt séances précédant le jour de la décision du Conseil d’administration ou son délégataire fixant la date d’ouverture de la période de souscription pour les adhérents à un plan d’épargne d’entreprise ou de groupe (ou plan assimilé) ; 4. autorise le Conseil d’administration à attribuer, à titre gratuit, aux bénéficiaires ci‐dessus indiqués, en complément des actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital, des actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital à émettre ou déjà émises, à titre de substitution de tout ou partie de la décote par rapport au Prix de Référence et/ou d’abondement, étant entendu que l’avantage résultant de cette attribution ne pourra excéder les limites légales ou réglementaires applicables ; 5. décide de supprimer au profit des bénéficiaires indiqués ci‐ dessus le droit préférentiel de souscription des actionnaires aux titres faisant l’objet de la présente résolution, lesdits actionnaires renonçant par ailleurs, en cas d’attribution à titre gratuit aux bénéficiaires ci‐dessus indiqués d’actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital, à tout droit auxdites actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital, y compris à la partie des réserves, bénéfices ou primes incorporées au capital, à raison de l’attribution gratuite desdits titres faite sur le fondement de la présente résolution ; 6. autorise le Conseil d’administration, dans les conditions de la présente délégation, à procéder à des cessions d’actions aux adhérents à un plan d’épargne d’entreprise ou de groupe (ou plan assimilé) telles que prévues par l’article L. 3332‐24 du Code du travail, étant précisé que les cessions d’actions réalisées avec décote en faveur des adhérents à un plan ou plusieurs plans d’épargne salariale visés à la présente résolution s’imputeront à concurrence du montant nominal des actions ainsi cédées sur le montant des plafonds visés au paragraphe 2 ci‐dessus ; 7. décide que le Conseil d’administration, avec faculté de subdélégation dans les conditions fixées par la loi, aura tous pouvoirs pour mettre en œuvre la présente délégation de compétence, à effet notamment de : • décider l’émission d’actions et/ou de valeurs mobilières donnant accès, immédiatement ou à terme, au capital de la Société ; • arrêter, dans les conditions légales, la liste des sociétés dont les bénéficiaires indiqués ci‐dessus pourront souscrire aux actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital ainsi émises et bénéficier le cas échéant des actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital attribuées gratuitement ; • décider que les souscriptions pourront être réalisées directement par les bénéficiaires, adhérents à un plan d’épargne d’entreprise ou de groupe (ou plan assimilé), ou par l’intermédiaire de fonds communs de placement d’entreprise ou autres structures ou entités permises par les dispositions légales ou réglementaires applicables ; • déterminer les conditions, notamment d’ancienneté, que devront remplir les bénéficiaires des augmentations de capital ; • fixer, s’il y a lieu, les modalités d’exercice des droits (le cas échéant, des droits à conversion, échange, remboursement, y compris par remise d’actifs de la Société tels que des actions auto‐détenues ou des valeurs mobilières déjà émises par la Société) attachés aux actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital et, notamment, arrêter la date, même rétroactive, à compter de laquelle les actions nouvelles porteront jouissance, ainsi que toutes autres conditions et modalités de réalisation de l’augmentation de capital ; • prévoir la faculté de suspendre éventuellement l’exercice des droits attachés aux actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital en conformité avec les dispositions légales et réglementaires ; • fixer les montants des émissions qui seront réalisées en vertu de la présente délégation et d’arrêter notamment les prix d’émission, dates, délais, modalités et conditions de souscription, de libération, de délivrance et de jouissance des titres (même rétroactive), les règles de réduction applicables aux cas de sursouscription ainsi que les autres conditions et modalités des émissions, dans les limites légales ou réglementaires en vigueur ; • déterminer et procéder à tous ajustements destinés à prendre en compte l’incidence d’opérations sur le capital ou les capitaux propres de la Société, notamment en cas de modification du nominal de l’action, d’augmentation de capital par incorporation de réserves, bénéfices ou primes, d’attribution gratuite d’actions, de division ou de regroupement de titres, de distribution de

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 357 dividendes, réserves ou primes ou de tous autres actifs, d’amortissement du capital, ou de toute autre opération portant sur le capital ou les capitaux propres (y compris en cas d’offre publique et/ou en cas de changement de contrôle), et fixer toute autre modalité permettant d’assurer, le cas échéant, la préservation des droits des titulaires de valeurs mobilières ou autres droits donnant accès au capital (y compris par voie d’ajustements en numéraire) ; • en cas d’attribution gratuite d’actions ou de valeurs mobilières donnant accès au capital, fixer la nature, le nombre d’actions ou de valeurs mobilières donnant accès au capital à émettre, ainsi que leurs modalités et caractéristiques, le nombre à attribuer à chaque bénéficiaire, et arrêter les dates, délais, modalités et conditions d’attribution de ces actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital dans les limites légales et réglementaires en vigueur et notamment choisir soit de substituer totalement ou partiellement l’attribution de ces actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital aux décotes par rapport au Prix de Référence prévues ci‐dessus, soit d’imputer la contre‐valeur de ces actions ou valeurs mobilières sur le montant total de l’abondement, soit de combiner ces deux possibilités ; • en cas d’émission d’actions nouvelles, imputer, le cas échéant, sur les réserves, bénéfices ou primes d’émission, les sommes nécessaires à la libération desdites actions ; • constater la réalisation des augmentations de capital et procéder aux modifications corrélatives des statuts ; • à sa seule initiative, imputer les frais des augmentations de capital sur le montant des primes qui y sont afférentes et prélever sur ce montant les sommes nécessaires pour doter la réserve légale ; • d’une manière générale, passer toute convention notamment pour parvenir à la bonne fin des émissions envisagées, prendre toutes mesures et effectuer toutes formalités utiles à l’émission, à la cotation et au service financier des titres émis en vertu de la présente délégation ainsi qu’à l’exercice des droits qui y sont attachés et plus généralement faire tout ce qui est nécessaire en pareille matière ; 8. fixe à vingt‐six mois, à compter du jour de la présente assemblée, la durée de validité de la délégation de compétence faisant l’objet de la présente résolution ; 9. prend acte du fait que la présente délégation prive d’effet à compter de ce jour, à hauteur, le cas échéant, de la partie non encore utilisée, toute délégation de compétence ayant le même objet. Seizième résolution (Autorisation à donner au Conseil d’administration à l’effet de procéder à des attributions gratuites d’actions existantes ou à émettre au profit des membres du personnel salarié de la Société ou des sociétés ou groupements d’intérêt économique liés et/ou des mandataires sociaux du groupe ou de certains d’entre eux, renonciation des actionnaires à leur droit préférentiel de souscription, durée de l’autorisation, plafond, durée des périodes d’acquisition notamment en cas d’invalidité et, le cas échéant, de conservation) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées extraordinaires, après avoir pris connaissance du rapport du Conseil d’administration et du rapport spécial des commissaires aux comptes, et conformément aux articles L. 225‐197‐1 et suivants et L. 22‐10‐59 et suivants du Code de commerce : 1. autorise le Conseil d’administration avec faculté de subdélégation dans la mesure autorisée par la loi à procéder, en une ou plusieurs fois, à des attributions gratuites d’actions existantes ou à émettre (à l’exclusion d’actions de préférence), au profit des bénéficiaires qu’il déterminera parmi les membres du personnel salarié de la Société ou des sociétés ou groupements qui lui sont liés dans les conditions prévues à l’article L. 225‐197‐2 du Code de commerce et les mandataires sociaux de la Société ou des sociétés ou groupements qui lui sont liés et qui répondent aux conditions visées à l’article L. 225‐197‐1, II dudit Code, dans les conditions définies ci‐après ; 2. décide que les actions existantes ou à émettre attribuées gratuitement en vertu de la présente autorisation ne pourront pas représenter plus de 2 % du capital social de la Société au jour de la décision du Conseil d’administration, étant précisé que le montant nominal maximum des augmentations de capital susceptibles d’être réalisées immédiatement ou à terme en vertu de la présente autorisation s’imputera sur le plafond global prévu à la 17 ème résolution de la présente assemblée générale ou, le cas échéant, sur le plafond global éventuellement prévu par une résolution de même nature qui pourrait succéder à ladite résolution pendant la durée de validité de la présente autorisation, et qu’en tout état de cause, le nombre total d’actions attribuées gratuitement ne pourra excéder les limites fixées par les articles L. 225‐197‐1 et suivants du Code de commerce. Ce plafond ne tient pas compte des éventuels ajustements susceptibles d’être opérés pour préserver les droits éventuels des bénéficiaires des attributions gratuites d’actions ; 3. décide que le nombre total d’actions existantes ou à émettre attribuées en vertu de cette autorisation aux dirigeants mandataires sociaux de la Société ne pourra représenter plus de 50 % des actions pouvant être attribuées gratuitement en vertu de la présente autorisation ;

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 358 4. décide que : • l’attribution gratuite des actions à leurs bénéficiaires deviendra définitive au terme d’une période d’acquisition dont la durée sera fixée par le Conseil d’administration, cette durée ne pouvant être inférieure à celle exigée par les dispositions légales applicables au jour de la décision d’attribution ; • les actions définitivement acquises seront soumises, à l’issue de la période d’acquisition susmentionnée, à une obligation de conservation dont la durée ne pourra pas être inférieure à celle exigée par les dispositions légales applicables au jour de la décision d’attribution (soit, à ce jour, la différence entre une durée de deux ans et la durée de la période d’acquisition qui sera fixée par le Conseil d’administration) ; toutefois, cette obligation de conservation pourra être supprimée par le Conseil d’administration pour les actions attribuées gratuitement dont la période d’acquisition aura été fixée à une durée égale ou supérieure à la durée minimum prévue par la loi (soit à ce jour, deux ans) ; • l’acquisition définitive des actions attribuées gratuitement et la faculté de les céder librement interviendront néanmoins avant l’expiration de la période d’acquisition ou, le cas échéant, de l’obligation de conservation, en cas d’invalidité du bénéficiaire correspondant au classement dans la deuxième ou troisième catégorie prévue à l’article L. 341‐4 du Code de la sécurité sociale, ou cas équivalent à l’étranger ; 5. décide que l’attribution définitive des actions attribuées gratuitement sera notamment soumise à l’atteinte d’une ou plusieurs conditions de performance fixées par le Conseil d’administration ; 6. confère tous pouvoirs au Conseil d’administration, avec faculté de subdélégation dans la mesure autorisée par la loi, à l’effet de mettre en œuvre la présente autorisation et à l’effet notamment de : • déterminer si les actions attribuées gratuitement sont des actions à émettre et/ou existantes et, le cas échéant, modifier son choix avant l’attribution définitive des actions ; • déterminer l’identité des bénéficiaires des attributions d’actions parmi les membres du personnel et mandataires sociaux de la Société ou des sociétés ou groupements susvisés et le nombre d’actions attribuées à chacun d’eux ; • fixer les conditions et, le cas échéant, les critères d’attribution des actions, notamment la période d’acquisition minimale et, le cas échéant, la durée de conservation requise de chaque bénéficiaire, dans les conditions prévues ci‐dessus étant précisé que s’agissant des actions octroyées gratuitement aux mandataires sociaux, le Conseil d’administration doit, soit (a) décider que les actions octroyées gratuitement ne pourront être cédées par les intéressés avant la cessation de leurs fonctions, soit (b) fixer la quantité d’actions octroyées gratuitement qu’ils sont tenus de conserver au nominatif jusqu’à la cessation de leurs fonctions ; • prévoir la faculté de suspendre provisoirement les droits à attribution ; • constater les dates d’attribution définitives et les dates à partir desquelles les actions pourront être librement cédées, compte tenu des restrictions légales ; • d’inscrire les actions attribuées gratuitement sur un compte nominatif au nom de leur titulaire, mentionnant l’éventuelle indisponibilité et la durée de celle‐ci, et de lever l’éventuelle indisponibilité des actions pour toute circonstance pour laquelle la réglementation applicable permettrait la levée de l’indisponibilité ; 7. décide que le Conseil d’administration aura également, avec faculté de subdélégation dans les conditions légales, tous pouvoirs pour imputer, le cas échéant, en cas d’émission d’actions nouvelles, sur les réserves, bénéfices ou primes d’émission, les sommes nécessaires à la libération desdites actions, constater la réalisation des augmentations de capital réalisées en application de la présente autorisation, procéder aux modifications corrélatives des statuts et d’une manière générale accomplir tous actes et formalités nécessaires ; 8. décide que la Société pourra procéder, le cas échéant, aux ajustements du nombre d’actions attribuées gratuitement nécessaires à l’effet de préserver les droits des bénéficiaires, en fonction des éventuelles opérations portant sur le capital ou les capitaux propres de la Société, notamment en cas de modification du nominal de l’action, d’augmentation de capital par incorporation de réserves, d’attribution gratuite d’actions, d’émission de nouveaux titres de capital avec droit préférentiel de souscription réservé aux actionnaires, de division ou de regroupement de titres, de distribution de réserves, de primes d’émission ou de tous autres actifs, d’amortissement du capital, de modification de la répartition des bénéfices par la création d’actions de préférence ou de toute autre opération portant sur les capitaux propres ou sur le capital (y compris en cas d’offre publique et/ou en cas de changement de contrôle). Il est précisé que les actions attribuées en application de ces ajustements seront réputées attribuées le même jour que les actions initialement attribuées et s’ajoutent au plafond susvisé ; 9. constate qu’en cas d’attribution gratuite d’actions nouvelles, la présente autorisation emportera, au fur et à mesure de l’attribution définitive desdites actions, augmentation de capital par incorporation de réserves, bénéfices ou primes d’émission au profit des bénéficiaires desdites actions et renonciation corrélative des actionnaires au profit des bénéficiaires desdites actions à leur droit préférentiel de souscription sur lesdites actions ; 10. prend acte du fait que, dans l’hypothèse où le Conseil d’administration viendrait à faire usage de la présente autorisation, il informera chaque année l’assemblée générale ordinaire des opérations réalisées en vertu des dispositions prévues aux articles L. 225‐197‐1 à L. 225‐197‐3 du Code de commerce, dans les conditions prévues par l’article L. 225‐197‐4 dudit Code ; 11. fixe à vingt‐six mois, à compter du jour de la présente assemblée, la durée de validité de l’autorisation faisant l’objet de la présente résolution ; 12. prend acte du fait que la présente autorisation prive d’effet à compter de ce jour à hauteur, le cas échéant, de la partie non encore utilisée, toute délégation antérieure ayant le même objet.

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 359 Dix-septième résolution (Limitation globale des plafonds des délégations et autorisations prévues aux 13 ème , 15 ème et 16 ème résolutions de la présente assemblée ainsi qu’aux 17 ème , 18 ème , 21 ème et 24 ème résolutions de l’assemblée générale du 25 mai 2022) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées extraordinaires, connaissance prise du rapport du Conseil d’administration, décide de fixer à 65 millions d’euros, le montant nominal global des actions susceptibles d’être émises, immédiatement ou à terme, en vertu des 13 ème , 15 ème et 16 ème résolutions de la présente assemblée ainsi que des 17 ème , 18 ème , 21 ème et 24 ème résolutions de l’assemblée générale du 25 mai 2022, étant précisé qu’à ce montant s’ajoutera le cas échéant, le montant nominal de l’augmentation de capital nécessaire pour préserver, conformément aux dispositions légales et réglementaires et, le cas échéant, aux stipulations contractuelles prévoyant d’autres modalités de préservation, les droits des porteurs de valeurs mobilières donnant accès au capital ou d’autres droits donnant accès au capital. Dix-huitième résolution (Mise en harmonie de l’article 9 des statuts concernant l’identification des titres au porteur) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées extraordinaires, décide de : • mettre en harmonie les dispositions de l’article 9 des statuts concernant l’identification des titres au porteur avec les articles L. 228‐2 et L. 228‐3‐3 du Code de commerce ; • modifier en conséquence et comme suit les troisième et quatrième alinéas de l’article 9 des statuts, le reste de l’article demeurant inchangé : « La Société, ou son mandataire, est en droit, dans les conditions légales et réglementaires en vigueur, de demander à tout moment, contre rémunération à sa charge, aux intermédiaires mentionnés aux 1° à 4° du I de l’article L. 228‐2 du Code de commerce, les informations visées à l’article R. 228-3 du Code de commerce, concernant les propriétaires de ses actions et des titres au porteur conférant immédiatement ou à terme le droit de vote dans ses propres assemblées d’actionnaires. Lorsque la personne qui a fait l’objet d’une demande de renseignements n’a pas transmis les informations dans les délais prévus par les dispositions législatives et réglementaires en vigueur ou a fourni des informations incomplètes ou erronées, les actions, les obligations ou les titres donnant accès immédiatement ou à terme au capital et pour lesquels cette personne a été inscrite en compte sont privés des droits de vote pour toute assemblée d’actionnaires ou d’obligataires qui se tiendrait jusqu’à la date de régularisation de l’identification, et le paiement du dividende correspondant est différé jusqu’à cette date. » Dix-neuvième résolution (Instauration d’un droit de vote double et modification corrélative de l’article 11 des statuts ) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées extraordinaires, et conformément aux dispositions des articles L. 225‐123 et L. 22‐10‐46 du Code de commerce : • décide d’instaurer un droit de vote double attaché aux actions entièrement libérées pour lesquelles il sera justifié d’une inscription nominative depuis deux ans au moins au nom du même actionnaire, étant précisé que pour le calcul de cette période de deux ans, il ne sera pas tenu compte de la durée d’inscription au nominatif précédant le 10 mai 2023 ; • décide en conséquence, de modifier comme suit l’alinéa 2 de l’article 11 des statuts, le reste de l’article demeurant inchangé : « Chaque action donne le droit de participer, dans les conditions fixées par la loi et les présents statuts, aux assemblées générales et d’y voter. Sous réserve des restrictions légales et réglementaires, le droit de vote attaché aux actions est proportionnel à la quotité du capital social qu’elles représentent et chaque action donne droit à une voix. Toutefois, un droit de vote double de celui conféré aux autres actions ordinaires, eu égard à la quotité du capital qu’elles représentent, est attribué à toutes les actions entièrement libérées pour lesquelles il est justifié d’une inscription nominative depuis deux ans au moins au nom du même actionnaire. Pour le calcul de cette période de deux ans, il ne sera pas tenu compte de la durée d’inscription au nominatif précédant le 10 mai 2023. Ce droit sera conféré également dès leur émission en cas d’augmentation du capital par incorporation de réserves, bénéfices ou primes d’émission, aux actions nominatives attribuées gratuitement à un actionnaire à raison d’actions anciennes pour lesquelles il bénéficie de ce droit. Les actions nominatives bénéficiant d’un droit de vote double converties au porteur ou transférées en propriété perdent le droit de vote double sauf dans les cas prévus par la loi. » 8.1.3 RÉSOLUTION RELEVANT DE LA COMPÉTENCE DE L’ASSEMBLÉE GÉNÉRALE ORDINAIRE Vingtième résolution (Pouvoirs pour les formalités) L’assemblée générale, statuant aux conditions de quorum et de majorité requises pour les assemblées générales ordinaires, donne tous pouvoirs au porteur d’un exemplaire, d’une copie ou d’un extrait du présent procès‐verbal à l’effet d’accomplir toutes les formalités de dépôt et de publicité requises par la loi.

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 360 8.2 RAPPORT DU CONSEIL D’ADMINISTRATION SUR LES PROJETS DE RÉSOLUTIONS Point sur la marche des affaires sociales L’exposé de la situation financière, de l’activité et des résultats de la Société et de son Groupe au cours de l’exercice écoulé, ainsi que les diverses informations prescrites par les dispositions légales et réglementaires en vigueur figurent dans le rapport de gestion du Conseil d’administration relatif à l’exercice 2022 inclus dans le document d’enregistrement universel 2022 disponible sur le site Internet de la Société (www.neoen.com), auquel vous êtes invités à vous reporter. Depuis le début de l’exercice 2023, la Société a poursuivi son activité dans le cours normal des affaires. Les événements postérieurs à la clôture sont décrits dans la section 2.7 et le paragraphe 2.8.1 du document d’enregistrement universel susvisé. Les documents requis par la loi et les statuts ont été adressés et/ou mis à votre disposition dans les délais impartis. Il est précisé que le Conseil d’administration a agréé l’ensemble des résolutions soumises à l’assemblée générale. 8.2.1 RÉSOLUTIONS RELEVANT DE LA COMPÉTENCE DE L’ASSEMBLÉE GÉNÉRALE ORDINAIRE Les 1 ère à 12 ème et la 20 ème résolutions relèvent de la compétence de l’assemblée générale ordinaire. Approbation des comptes sociaux et consolidés de l’exercice 2022 et affectation du résultat (1 ère , 2 ème et 3 ème résolutions) Les projets des 1 ère et 2 ème résolutions concernent l’approbation des comptes sociaux et consolidés de l’exercice 2022, arrêtés par le Conseil d’administration du 28 février 2023, lesquels font apparaître respectivement un bénéfice net de 47 725 125,62 euros et un bénéfice part du groupe de 45 212 154,31 euros. Il vous est également proposé d’approuver le montant global, s’élevant à 126 621,22 euros, des dépenses et charges visées au 4 de l’article 39 du Code Général des Impôts, ainsi que l’impôt correspondant. Il vous est proposé, dans le cadre de la 3 ème résolution, d’affecter le bénéfice net de l’exercice 2022, qui s’élève à 47 725 125,62 euros, de la manière suivante : • prélever sur ce bénéfice, conformément aux dispositions légales applicables, et affecter à la réserve légale, un montant égal à 2 386 256,28 euros ; • constater que le solde du bénéfice de l’exercice 2022 est de 45 338 869,34 euros ; et • affecter le bénéfice distribuable, soit la somme de 45 338 869,34 euros, de la manière suivante : – distribuer la somme globale de 14 333 687,25 euros à titre de dividendes ; – affecter un montant égal à 31 005 182,09 euros au compte « autres réserves » qui serait ainsi porté à 107 709 537,79 euros. Ainsi, le dividende brut revenant à chaque action ouvrant droit au dividende, serait de 0,125 euros (avant application (i) du prélèvement forfaitaire non libératoire le cas échéant applicable et prévu à l’article 117 quater du Code Général des Impôts, et (ii) des prélèvements sociaux le cas échéant dus et également prélevés à la source). Lorsqu’il est versé à des personnes physiques domiciliées fiscalement en France à raison d’actions de la Société détenues en dehors d’un plan d’épargne en actions (PEA), le dividende est soumis, soit, à un prélèvement forfaitaire unique sur le dividende brut au taux forfaitaire de 12,8 % (article 200 A, 1., B. du Code Général des Impôts), soit, sur option annuelle expresse, irrévocable et globale du contribuable, à l’impôt sur le revenu selon le barème progressif après notamment un abattement de 40 % (articles 13, 158, 3., 2° et 200 A du Code Général des Impôts). Le dividende est par ailleurs soumis aux prélèvements sociaux au taux de 17,2 %. Ce dividende serait payable le 8 juin 2023 et le détachement du coupon interviendrait le 17 mai 2023. Conformément aux dispositions de l’article 243 bis du Code Général des Impôts, il est rappelé qu’au titre des trois derniers exercices, les distributions de dividendes et revenus ont été les suivantes : Au titre de l’exercice Revenus éligibles à l’abattement de 40 % Revenus non éligibles à l’abattement de 40 % Dividendes Autres revenus distribués 2019 ‐ ‐ ‐ 2020 ‐ ‐ ‐ 2021 10 686 955,30 € (1) Soit 0,10 € par action ‐ ‐ (1) Montant effectivement versé, soit 2 104 956,16 € en numéraire et l’équivalent de 8 581 999,14 € en actions.

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 361 Option pour le paiement du dividende en numéraire ou en actions (4 ème résolution) Au titre de la quatrième résolution, il est proposé à l’assemblée générale la mise en place d’une option pour le paiement du dividende en numéraire ou en actions nouvelles, conformément à l’article 24 des statuts. Si l’assemblée générale approuve cette proposition, chaque actionnaire disposerait d’une option, sur la totalité du dividende net de tout prélèvement obligatoire et afférent aux actions dont il est propriétaire, pour le paiement de ce dividende en numéraire ou en actions nouvelles. Le prix de l’action remise en paiement du dividende serait égal à 90 % de la moyenne des cours cotés aux vingt séances de bourse précédant le 10 mai 2023 (date de l’assemblée générale), diminuée du montant net du dividende, le cas échéant arrondi à deux décimales après la virgule au centième supérieur, conformément aux dispositions de l’article L. 232‐19 du Code de commerce. Ce prix d’émission sera porté à la connaissance des actionnaires via un communiqué qui sera diffusé par la Société le 10 mai 2023 après Bourse (et disponible sur son site Internet). Ce communiqué rappellera également le calendrier des opérations. Si le montant du dividende net pour lequel l’actionnaire a exercé l’option ne correspondait pas à un nombre entier d’actions, il pourrait obtenir le nombre entier d’actions immédiatement inférieur complété d’une soulte en espèces. Les actionnaires qui souhaiteraient opter pour le paiement du dividende en actions disposeront d’un délai compris entre le 19 mai et le 2 juin 2023 inclus pour en faire la demande auprès des intermédiaires financiers habilités à payer le dividende, étant précisé qu’il appartient à chaque actionnaire, le cas échéant, de vérifier auprès de l’intermédiaire financier habilité concerné la date limite (antérieure au 2 juin 2023) que celui‐ci pourrait retenir pour des raisons internes d’ordre technique. En conséquence, tout actionnaire qui n’aurait pas opté en faveur du paiement du dividende en actions au terme de ce délai percevrait le paiement du dividende uniquement en numéraire. Pour les actionnaires qui souhaiteraient opter pour un versement en numéraire, les sommes leur revenant seraient mises en paiement le 8 juin 2023. La livraison des actions nouvelles pour les actionnaires qui auraient opté pour le paiement du dividende en actions interviendrait le jour de la mise en paiement du dividende en numéraire, soit le 8 juin 2023. Les actions émises en paiement du dividende porteraient jouissance courante et seraient assimilées aux actions existantes. Le résultat de l’option pour le paiement du dividende en actions faisant notamment apparaitre le nombre d’actions nouvelles ainsi créées et le montant du dividende versé en numéraire feront l’objet d’un communiqué qui sera diffusé par la Société le 5 juin 2023 après Bourse, et disponible sur son site. Approbation des informations mentionnées à l’article L. 22-10-9 I du Code de commerce figurant dans le rapport sur le gouvernement d’entreprise (say on pay ex post global) (5 ème résolution) Conformément aux dispositions du I. de l’article L. 22‐10‐34 du Code de commerce, nous soumettons à votre approbation, au titre de la 5 ème résolution, les informations mentionnées au I de l’article L. 22‐10‐9 du Code de commerce, telles qu’elles vous sont présentées au sein des paragraphes 6.3.2.2 et suivants du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6. Approbation des éléments fixes, variables et exceptionnels composant la rémunération totale et les avantages de toute nature versés au cours de l’exercice 2022 ou attribués au titre du même exercice à Monsieur Xavier Barbaro, Président-directeur général (6 ème résolution) Il vous est demandé, au titre de la 6 ème résolution, en application de l’article L. 22‐10‐34 II. du Code de commerce, sur la base du rapport sur le gouvernement d’entreprise, d’approuver les éléments fixes, variables et exceptionnels composant la rémunération totale et les avantages de toute nature versés, au cours de l’exercice 2022, ou attribués, au titre du même exercice, à Monsieur Xavier Barbaro, Président‐directeur général, tels que présentés au sein du paragraphe 6.3.2.3 du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6. Il est précisé que les éléments de rémunération attribués à Monsieur Xavier Barbaro, Président‐directeur général, au titre de l’exercice 2022 sont conformes à la politique de rémunération qui lui est applicable et qui a été approuvée par l’assemblée générale du 25 mai 2022 dans sa 9 ème résolution. Par ailleurs, il est rappelé que le versement de la rémunération variable annuelle attribuée à Monsieur Xavier Barbaro, Président‐ directeur général, au titre de 2022 est conditionné à l’approbation par l’assemblée générale de cette 6 ème résolution. Approbation des éléments fixes, variables et exceptionnels composant la rémunération totale et les avantages de toute nature versés au cours de l’exercice 2022 ou attribués au titre du même exercice à Monsieur Romain Desrousseaux, directeur général délégué (7 ème résolution) Il vous est demandé, au titre de la 7 ème résolution, en application de l’article L. 22‐10‐34 II. du Code de commerce, sur la base du rapport sur le gouvernement d’entreprise, d’approuver les éléments fixes, variables et exceptionnels composant la rémunération totale et les avantages de toute nature versés au cours de l’exercice 2022, ou attribués au titre du même exercice, à Monsieur Romain Desrousseaux, directeur général délégué, tels que présentés au sein du paragraphe 6.3.2.4 du rapport

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 362 sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6. A cet égard, il est rappelé que Monsieur Romain Desrousseaux, directeur général délégué, a été rémunéré au cours de 2022 en numéraire et exclusivement au titre de son contrat de travail. Ainsi, les éléments présentés dans le tableau figurant dans la section susvisée ne font donc état d’aucun montant dans les colonnes concernant les rémunérations versées au cours de 2022 ou attribuées au titre de cet exercice à Monsieur Romain Desrousseaux en raison de son mandat social. En conséquence, le versement des éléments de rémunération variable attribués au titre de 2022 de Monsieur Romain Desrousseaux n’est pas conditionné au vote favorable de l’assemblée générale sur le présent projet de résolution. Toutefois, il a néanmoins été décidé de soumettre à titre informatif au vote de l’assemblée générale les éléments exposés dans le tableau figurant dans la section susvisée (qui rappelle à titre purement indicatif les éléments liés au contrat de travail dans la colonne « Présentation (indicative) »). Approbation de la politique de rémunération applicable aux membres du Conseil d’administration (8 ème résolution) Il vous est demandé, au titre de la 8 ème résolution, en application de l’article L. 22‐10‐8 II du Code de commerce, sur la base du rapport sur le gouvernement d’entreprise, d’approuver la politique de rémunération applicable aux membres du Conseil d’administration, telle que présentée au sein des paragraphes 6.3.1 et 6.3.3 (i) du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6. Approbation de la politique de rémunération applicable au Président-directeur général (9 ème résolution) Il vous est demandé, au titre de la 9 ème résolution, en application de l’article L. 22‐10‐8 II du Code de commerce, sur la base du rapport sur le gouvernement d’entreprise, d’approuver la politique de rémunération applicable au Président‐directeur général, telle que présentée au sein des paragraphes 6.3.1 et 6.3.2.1 (i) du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6. Approbation de la politique de rémunération applicable au directeur général délégué (10 ème résolution) Il vous est demandé, au titre de la 10 ème résolution, en application de l’article L. 22‐10‐8 II du Code de commerce, sur la base du rapport sur le gouvernement d’entreprise, d’approuver la politique de rémunération applicable au directeur général délégué, telle que présentée au sein des paragraphes 6.3.1 et 6.3.2.1 (ii) du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6. Renouvellement du mandat d’administrateur de Madame Stéphanie Levan (11 ème résolution) Il vous est demandé, au titre de la 11 ème résolution, de renouveler le mandat d’administrateur de Madame Stéphanie Levan pour une durée de quatre ans, qui prendra fin à l’issue de l’assemblée générale tenue dans l’année 2027 appelée à statuer sur les comptes de l’exercice écoulé. Nous vous précisons que le Conseil d’administration du 15 décembre 2022, après avis du Comité Gouvernance et RSE, a considéré que Madame Stéphanie Levan ne pouvait à ce jour être considérée comme administrateur indépendant, cette dernière ayant été désignée sur proposition de l’actionnaire de référence Impala SAS. Les informations concernant l’expertise et l’expérience de Madame Stéphanie Levan sont détaillées au sein du paragraphe 6.1.1 du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6. Sa fiche de candidat est également disponible sur le site internet de la Société dans la rubrique consacrée à l’assemblée générale. Autorisation à donner au Conseil d’administration à l’effet d’opérer sur les actions de la Société dans le cadre du dispositif de l’article L. 22-10-62 du Code de commerce (12 ème résolution) Il vous est proposé, au titre de la 12 ème résolution, d’autoriser le Conseil d’administration à acheter ou faire acheter des actions de la Société, conformément aux dispositions des articles L. 225‐10‐62 et suivants et L. 225‐210 et suivants du Code de commerce. Objectifs du programme Ces achats pourraient être effectués notamment en vue de : • la mise en œuvre de tout plan d’options d’achat d’actions de la Société dans le cadre des dispositions des articles L. 225‐177 et suivants et L. 22‐10‐56 et suivants du Code de commerce ou de tout plan similaire ; ou • l’attribution ou de la cession d’actions aux salariés au titre de leur participation aux fruits de l’expansion de l’entreprise ou de la mise en œuvre de tout plan d’épargne d’entreprise ou de groupe (ou plan assimilé) dans les conditions prévues par la loi, notamment les articles L. 3332‐1 et suivants du Code du travail ainsi que de tout autre plan d’actionnariat des salariés et dirigeants de la Société et de ses filiales ; ou • l’attribution gratuite d’actions dans le cadre des dispositions des articles L. 225‐197‐1 et suivants et L. 22‐10‐59 et suivants du Code de commerce ; ou • de manière générale, d’honorer des obligations liées à des programmes d’options sur actions ou autres allocations d’actions aux salariés ou mandataires sociaux de la Société ou d’une entreprise associée ; ou • la remise d’actions lors de l’exercice de droits attachés à des valeurs mobilières donnant accès au capital par remboursement, conversion, échange, présentation d’un bon ou de toute autre manière ; ou

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 363 • l’annulation de tout ou partie des titres ainsi rachetés, conformément à l’autorisation conférée ou à conférer par l’assemblée générale ; ou • la remise d’actions (à titre d’échange, de paiement ou autre) dans le cadre d’opérations de croissance externe, de fusion, de scission ou d’apport ; ou • l’animation du marché secondaire ou de la liquidité des actions de la Société par un prestataire de services d’investissement dans le cadre d’un contrat de liquidité conforme à la pratique de marché admise par l’Autorité des marchés financiers (telle que modifiée le cas échéant). Ce programme serait également destiné à permettre la mise en œuvre de toute pratique de marché qui viendrait à être admise par l’Autorité des marchés financiers, et plus généralement, la réalisation de toute autre opération conforme à la réglementation en vigueur. Dans une telle hypothèse, la Société informerait ses actionnaires par voie de communiqué. Plafond Les achats d’actions de la Société pourraient porter sur un nombre d’actions tel que, à la date de chaque rachat, le nombre total d’actions achetées par la Société depuis le début du programme de rachat (y compris celles faisant l’objet dudit rachat) n’excède pas 10 % des actions composant le capital de la Société à cette date (en tenant compte des opérations l’affectant postérieurement à la date de l’assemblée générale), soit, à titre indicatif, au 31 décembre 2022, un plafond de rachat de 11 466 949 actions, étant précisé que (i) le nombre d’actions acquises en vue de leur conservation et de leur remise ultérieure dans le cadre d’une opération de fusion, de scission ou d’apport, ne peut excéder 5 % de son capital social et (ii) lorsque les actions sont rachetées pour favoriser la liquidité dans les conditions définies par le règlement général de l’Autorité des marchés financiers, le nombre d’actions pris en compte pour le calcul de la limite de 10 % prévue ci‐dessus correspond au nombre d’actions achetées, déduction faite du nombre d’actions revendues pendant la durée de l’autorisation. Modalités des rachats L’acquisition, la cession ou le transfert des actions pourraient être réalisés à tout moment que le Conseil d’administration apprécierait, dans les limites autorisées par les dispositions légales et réglementaires en vigueur. Le Conseil d’administration ne pourrait, sauf autorisation préalable par l’assemblée générale, faire usage de l’autorisation en période d’offre publique initiée par un tiers visant les titres de la Société et ce, jusqu’à la fin de la période d’offre. Ces opérations pourraient être réalisées par tous moyens, y compris par acquisition ou cession de blocs, ou de toute autre manière (sans limiter la part du programme de rachat pouvant être réalisé par l’un quelconque de ces moyens). La Société se réserverait le droit d’utiliser des mécanismes optionnels ou instruments dérivés dans le cadre de la réglementation applicable. Prix maximum d’achat par action et montant maximal du programme Le prix maximum d’achat des actions dans ce cadre serait de 80 euros par action (ou la contre‐valeur de ce montant à la même date dans toute autre monnaie), ce prix maximum n’étant applicable qu’aux acquisitions décidées à compter de la date de l’assemblée générale et non aux opérations à terme conclues en vertu d’une autorisation donnée par une précédente assemblée générale et prévoyant des acquisitions d’actions postérieures à la date de l’assemblée générale. L’assemblée générale délèguerait au Conseil d’administration, en cas de modification du nominal de l’action, d’augmentation de capital par incorporation de réserves, d’attribution gratuite d’actions, de division ou de regroupement de titres, de distribution de réserves ou de tous autres actifs, d’amortissement du capital, ou de toute autre opération portant sur le capital social ou les capitaux propres, le pouvoir d’ajuster le prix d’achat maximum susvisé afin de tenir compte de l’incidence de ces opérations sur la valeur de l’action. Le montant maximum des fonds destinés au programme de rachat d’actions ci‐dessus autorisé serait fixé à 50 millions d’euros (ou la contre‐valeur de ce montant, aux dates des rachats, dans toute autre monnaie). Durée Cette autorisation serait donnée pour une période de dix‐huit mois à compter du jour de l’assemblée générale et mettrait fin à l’autorisation donnée au Conseil d’administration par l’assemblée générale du 25 mai 2022 dans sa treizième résolution à caractère ordinaire. Pouvoirs pour les formalités (20 ème résolution) Il vous sera proposé au titre de la 20 ème résolution de conférer tous pouvoirs au porteur d’un original, d’une copie ou d’un extrait du procès‐verbal de vos délibérations pour effectuer tous dépôts et formalités requis par la loi. 8.2.2 RÉSOLUTIONS RELEVANT DE LA COMPÉTENCE DE L’ASSEMBLÉE GÉNÉRALE EXTRAORDINAIRE Les 13 ème à 19 ème résolutions relèvent de la compétence de l’assemblée générale extraordinaire. Le Conseil d’administration souhaite pouvoir disposer des délégations nécessaires pour procéder, s’il le juge utile, à toutes émissions qui pourraient s’avérer nécessaires dans le cadre du développement des activités de la Société, ainsi que toutes les autorisations nécessaires pour disposer des outils permettant d’avoir une politique d’actionnariat salarié incitative et de nature à conforter le développement de l’entreprise. C’est la raison pour laquelle il vous est demandé de renouveler la délégation d’augmentation de capital avec suppression du droit préférentiel de souscription réservée aux collaborateurs du groupe à l’étranger, ainsi que l’autorisation en matière d’attribution gratuite d’actions, car elles arrivent à échéance. Par ailleurs, compte tenu de la délégation susceptible de générer à terme une augmentation de capital en numéraire, il vous est demandé de statuer sur une délégation de compétence à l’effet d’augmenter le capital au profit des adhérents à un plan d’épargne entreprise, conformément à la réglementation en vigueur.

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 364 Sur l’état des délégations en cours, vous trouverez le tableau des délégations et autorisations en cours consenties par l’assemblée générale au Conseil d’administration et l’état de leur utilisation au sein de la Section 6.4.1 du rapport sur le gouvernement d’entreprise intégré dans le document d’enregistrement universel 2022 au chapitre 6. Délégation de compétence à donner au Conseil d’administration pour décider l’augmentation du capital de la Société par l’émission d’actions et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme et/ou à des titres de créance, avec suppression du droit préférentiel de souscription, réservée aux collaborateurs du groupe à l’étranger (13 ème résolution) Il vous est proposé, au titre de la 13 ème résolution, de déléguer au Conseil d’administration la compétence à l’effet de procéder à l’augmentation du capital social, par l’émission : (i) d’actions ordinaires de la Société, et/ou (ii) de valeurs mobilières donnant accès, immédiatement ou à terme, au capital de la Société (y compris des titres de capital donnant droit à l’attribution de titres de créance). Les émissions réalisées dans ce cadre seraient réalisées avec suppression du droit préférentiel de souscription au profit de personnes appartenant aux catégories de bénéficiaires suivantes : (i) des salariés, préretraités ou retraités et mandataires sociaux des sociétés étrangères du groupe Neoen liées à la Société dans les conditions de l’article L. 225‐180 du Code de commerce et de l’article L. 3344‐1 du Code du travail, afin de leur permettre de souscrire au capital de la Société (les « Salariés Etrangers »), et/ou (ii) les OPCVM ou autres entités, ayant ou non la personnalité morale, d’actionnariat salarié investis en titres de la Société dont les porteurs de parts ou les actionnaires seront constitués de Salariés Etrangers, et/ou (iii) tout établissement bancaire ou entité contrôlée par un tel établissement au sens de l’article L. 233‐3 du Code de commerce intervenant à la demande de la Société pour la mise en place d’une offre structurée aux Salariés Etrangers. Cette résolution permettrait à la Société d’associer à sa réussite certains salariés et mandataires sociaux étrangers via le développement de l’actionnariat salarié. Afin d’assurer une cohérence entre les 13 ème et 15 ème résolutions qui poursuivent un objectif comparable, le taux de décote maximum proposé dans le cadre de la 13 ème résolution est fixé à 30 %, soit un taux de décote maximum équivalent à celui prévu à la 15 ème résolution soumise au vote de l’assemblée générale. Le montant nominal maximum des augmentations de capital susceptibles d’être réalisées immédiatement ou à terme en vertu de cette délégation serait fixé à 1 % du capital social au jour de la décision du Conseil d’administration, étant précisé que ce montant s’imputerait sur : (i) le plafond global visé à la 17 ème résolution de l’assemblée générale ainsi que sur (ii) le plafond prévu à la 15 ème résolution de l’assemblée générale (délégation permettant de procéder à des émissions au profit des salariés adhérents du PEE), ou le cas échéant, sur les plafonds éventuellement prévus par des résolutions de même nature qui pourraient succéder à ces résolutions pendant la durée de validité de la délégation. A ces plafonds s’ajouterait, le cas échéant, le montant nominal de l’augmentation de capital pour préserver, conformément aux dispositions légales et réglementaires et, le cas échéant, aux stipulations contractuelles prévoyant d’autres cas d’ajustement, les droits des porteurs de valeurs mobilières donnant accès au capital ou d’autres droits donnant accès au capital. Le prix d’émission des actions nouvelles à émettre en vertu de la présente délégation serait fixé par le Conseil d’administration sur la base du cours de l’action de la Société sur le marché réglementé d’Euronext Paris ; ce prix serait : (i) égal à la moyenne des cours de clôture cotés de l’action de la Société lors des vingt séances de bourse précédant le jour de la décision fixant la date d’ouverture de la souscription à l’augmentation de capital correspondante réalisée en vertu de la présente résolution diminuée d’une décote maximum de 30 %, ou (ii) à titre alternatif, s’il s’agit d’une opération réalisée dans le cadre d’un plan global d’actionnariat salarié mis en place en France et à l’étranger, au prix arrêté par le Conseil d’administration ou son délégataire le jour de la décision fixant la date d’ouverture de la souscription à l’augmentation de capital correspondante réalisée en vertu de la 15 ème résolution de l’assemblée générale (délégation permettant de procéder à des émissions au profit des salariés adhérents du PEE). Le prix d’émission des valeurs mobilières donnant accès au capital et le nombre d’actions auquel la conversion, le remboursement ou généralement la transformation de chaque valeur mobilière donnant accès au capital pourra donner droit seraient tels que la somme perçue immédiatement par la Société, majorée, le cas échéant, de celle susceptible d’être perçue ultérieurement par elle, serait, pour chaque action émise en conséquence de l’émission de ces valeurs mobilières, au moins égale au prix de souscription minimum défini à l’alinéa précédent. Si les souscriptions n’absorbaient pas la totalité d’une émission, le Conseil d’administration pourrait à son choix utiliser dans l’ordre qu’il déterminerait l’une et/ou l’autre des facultés suivantes : • limiter le montant de l’émission au montant des souscriptions, le cas échéant dans les limites prévues par la réglementation, • répartir librement tout ou partie des titres non souscrits parmi les catégories de personnes ci‐dessus définies. La durée de validité de cette délégation de compétence serait fixée à dix‐huit mois, à compter du jour de l’assemblée générale. Cette délégation priverait d’effet à compter du jour de l’assemblée générale, à hauteur, le cas échéant, de la partie non utilisée, toute délégation antérieure ayant le même objet.

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 365 Autorisation à donner au Conseil d’administration à l’effet d’augmenter le nombre de titres à émettre en cas d’augmentation de capital avec maintien ou suppression du droit préférentiel de souscription (14 ème résolution) Il vous est proposé, au titre de la 14 ème résolution, d’autoriser le Conseil d’administration, avec faculté de subdélégation dans les conditions fixées par la loi, pour décider d’augmenter le nombre de titres à émettre en cas d’augmentation du capital social de la Société, avec ou sans droit préférentiel de souscription, réalisée en vertu des 13 ème et 15 ème résolutions de la présente assemblée générale et/ou des 16 ème à 18 ème résolutions de l’assemblée générale du 25 mai 2022, au même prix que celui retenu pour l’émission initiale, dans les délais et limites prévus par la réglementation applicable au jour de l’émission (à ce jour, dans les trente jours de la clôture de la souscription et dans la limite de 15 % de l’émission initiale), notamment en vue d’octroyer une option de surallocation conformément aux pratiques de marché et dans la limite des plafonds fixés par l’assemblée générale. Cette résolution permettrait ainsi de rouvrir une augmentation de capital au même prix que l’opération initialement prévue en cas de sursouscription (clause dite de « greenshoe »). La durée de validité de cette autorisation serait fixée à vingt‐six mois, à compter du jour de l’assemblée générale. Cette autorisation priverait d’effet à compter de ce jour toute autorisation antérieure ayant le même objet. Délégation de compétence à donner au Conseil d’administration pour décider l’augmentation du capital de la Société par l’émission d’actions et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme, avec suppression du droit préférentiel de souscription, réservée aux adhérents de plans d’épargne d’entreprise en application des articles L. 3332-18 et suivants du Code du travail (15 ème résolution) Il vous est proposé, au titre de la 15 ème résolution, de déléguer au Conseil d’administration, avec faculté de subdélégation dans les conditions fixées par la loi, la compétence pour décider l’augmentation du capital social avec suppression du droit préférentiel de souscription, par l’émission : (i) d’actions ordinaires de la Société, et/ou (ii) de valeurs mobilières donnant accès, immédiatement ou à terme, au capital de la Société, réservée aux adhérents d’un ou plusieurs plans d’épargne salariale (ou tout autre plan aux adhérents duquel ou desquels les articles L. 3332‐1 et suivants du Code du travail ou toute loi ou réglementation analogue permettrait de réserver une augmentation de capital dans des conditions équivalentes) mis en place au sein d’une entreprise ou groupe d’entreprises, françaises ou étrangères, entrant dans le périmètre de consolidation ou de combinaison des comptes de la Société en application de l’article L. 3344‐1 du Code du travail, étant précisé que cette résolution pourrait être utilisée aux fins de mettre en œuvre des formules à effet de levier. Cette résolution permettrait à la Société d’associer à sa réussite certains salariés et mandataires sociaux via le développement de l’actionnariat salarié. Le montant nominal maximum des augmentations de capital susceptibles d’être réalisées immédiatement ou à terme en vertu de cette délégation serait fixé à 2 % du capital social au jour de la décision du Conseil d’administration, étant précisé que ce montant s’imputerait sur le plafond global prévu à la 17 ème résolution de l’assemblée générale, ou, le cas échéant, sur le plafond global éventuellement prévu par une résolution de même nature qui pourrait succéder à ladite résolution pendant la durée de validité de la délégation. A ces plafonds s’ajouterait, le cas échéant, le montant nominal de l’augmentation de capital nécessaire pour préserver, conformément aux dispositions légales et réglementaires et, le cas échéant, aux stipulations contractuelles prévoyant d’autres modalités de préservation, les droits des porteurs de valeurs mobilières donnant accès au capital ou autres droits donnant accès au capital. Le prix d’émission des nouvelles actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital, déterminé dans les conditions prévues aux articles L. 3332‐18 et suivants du Code du travail, serait supérieur ou égal à 70 % du Prix de Référence (tel que cet terme est défini ci‐après) ou à 60 % du Prix de Référence (tel que cet terme est défini ci‐après) lorsque la durée d’indisponibilité prévue par le plan en application des articles L. 3332‐25 et L. 3332‐26 du Code du travail est supérieure ou égale à dix ans, étant précisé qu’il ne pourra en aucun cas excéder le Prix de Référence (tel que ce terme est défini ci‐après). Pour les besoins du présent paragraphe, le « Prix de Référence » désigne la moyenne des cours de clôture cotés de l’action de la Société sur le marché réglementé d’Euronext Paris lors des vingt séances précédant le jour de la décision du Conseil d’administration ou son délégataire fixant la date d’ouverture de la période de souscription pour les adhérents à un plan d’épargne d’entreprise ou de groupe (ou plan assimilé). Toutefois, le Conseil d’administration pourrait réduire ou supprimer la décote susmentionnée par rapport au Prix de Référence, dans les limites légales et réglementaires. Le Conseil d’administration serait autorisé à attribuer, à titre gratuit, aux bénéficiaires ci‐dessus indiqués, en complément des actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital, des actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital à émettre ou déjà émises, à titre de substitution de tout ou partie de la décote par rapport au Prix de Référence et/ou d’abondement, étant entendu que l’avantage résultant de cette attribution ne pourrait excéder les limites légales ou réglementaires applicables. Le droit préférentiel de souscription des actionnaires aux titres faisant l’objet de cette résolution serait supprimé au profit des bénéficiaires indiqués ci‐dessus, lesdits actionnaires renonçant par ailleurs, en cas d’attribution à titre gratuit aux bénéficiaires ci‐dessus indiqués d’actions ou valeurs mobilières donnant accès au capital, à tout droit auxdites actions ou valeurs

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 366 mobilières donnant accès au capital, y compris à la partie des réserves, bénéfices ou primes incorporées au capital, à raison de l’attribution gratuite desdits titres faite sur le fondement de cette résolution. Le Conseil d’administration serait également autorisé, dans les conditions de la délégation, à procéder à des cessions d’actions aux adhérents à un plan d’épargne d’entreprise ou de groupe (ou plan assimilé) telles que prévues par l’article L. 3332‐24 du Code du travail, étant précisé que les cessions d’actions réalisées avec décote en faveur des adhérents à un plan ou plusieurs plans d’épargne salariale visés dans le cadre de cette résolution s’imputeraient à concurrence du montant nominal des actions ainsi cédées sur le montant des plafonds visés ci‐dessus. La durée de validité de cette délégation de compétence serait fixée à vingt‐six mois, à compter du jour de l’assemblée générale. La délégation priverait d’effet à compter du jour de l’assemblée générale, à hauteur, le cas échéant, de la partie non encore utilisée, toute délégation de compétence ayant le même objet. Autorisation à donner au Conseil d’administration à l’effet de procéder à des attributions gratuites d’actions existantes ou à émettre au profit des membres du personnel salarié de la Société ou des sociétés ou groupements d’intérêt économique liés et/ou des mandataires sociaux du groupe ou de certains d’entre eux, renonciation des actionnaires à leur droit préférentiel de souscription, durée de l’autorisation, plafond, durée des périodes d’acquisition notamment en cas d’invalidité et, le cas échéant, de conservation (16 ème résolution) Il vous est proposé, au titre de la 16 ème résolution, d’autoriser le Conseil d’administration à procéder, en une ou plusieurs fois, à des attributions gratuites d’actions existantes ou à émettre (à l’exclusion d’actions de préférence), au profit des bénéficiaires qu’il déterminerait parmi les membres du personnel salarié de la Société ou des sociétés ou groupements qui lui sont liés dans les conditions prévues à l’article L. 225‐197‐2 du Code de commerce et les mandataires sociaux de la Société ou des sociétés ou groupements qui lui sont liés et qui répondent aux conditions visées à l’article L. 225‐197‐1, II dudit Code. Cette résolution permettrait d’instituer un dispositif d’encouragement de l’actionnariat des membres du personnel salarié et des mandataires sociaux du groupe ou de certains d’entre eux. Les actions existantes ou à émettre attribuées gratuitement en vertu de cette autorisation ne pourraient pas représenter plus de 2 % du capital social de la Société au jour de la décision du Conseil d’administration, étant précisé que le montant nominal maximum des augmentations de capital susceptibles d’être réalisées immédiatement ou à terme en vertu de cette autorisation s’imputera sur le plafond global prévu à la 17 ème résolution de l’assemblée générale ou, le cas échéant, sur le plafond global éventuellement prévu par une résolution de même nature qui pourrait succéder à ladite résolution pendant la durée de validité de l’autorisation, et qu’en tout état de cause, le nombre total d’actions attribuées gratuitement ne pourrait excéder les limites fixées par les articles L. 225‐197‐1 et suivants du Code de commerce. Ce plafond ne tient pas compte des éventuels ajustements susceptibles d’être opérés pour préserver les droits éventuels des bénéficiaires des attributions gratuites d’actions. Le nombre total d’actions existantes ou à émettre attribuées en vertu de cette autorisation aux dirigeants mandataires sociaux de la Société ne pourrait représenter plus de 50 % des actions pouvant être attribuées gratuitement en vertu de cette autorisation. L’attribution gratuite des actions à leurs bénéficiaires ne deviendrait définitive qu’au terme d’une période d’acquisition dont la durée serait fixée par le Conseil d’administration, cette durée ne pouvant être inférieure à celle exigée par les dispositions légales applicables au jour de la décision d’attribution (soit, à ce jour, un an). Les actions définitivement acquises seraient également soumises, à l’issue de la période d’acquisition susmentionnée, à une obligation de conservation dont la durée ne pourrait pas être inférieure à celle exigée par les dispositions légales applicables au jour de la décision d’attribution (soit, à ce jour, la différence entre une durée de deux ans et la durée de la période d’acquisition qui sera fixée par le Conseil d’administration) ; toutefois, cette obligation de conservation pourrait être supprimée par le Conseil d’administration pour les actions attribuées gratuitement dont la période d’acquisition aurait été fixée à une durée égale ou supérieure à la durée minimum prévue par la loi (soit à ce jour, deux ans). L’acquisition définitive des actions attribuées gratuitement et la faculté de les céder librement interviendraient néanmoins avant l’expiration de la période d’acquisition ou, le cas échéant, de l’obligation de conservation, en cas d’invalidité du bénéficiaire correspondant au classement dans la deuxième ou troisième catégorie prévue à l’article L. 341‐4 du Code de la sécurité sociale, ou cas équivalent à l’étranger. L’attribution définitive des actions attribuées gratuitement serait notamment soumise à l’atteinte d’une ou plusieurs conditions de performance fixées par le Conseil d’administration. Le Conseil d’administration aurait tous pouvoirs, avec faculté de subdélégation dans la mesure autorisée par la loi, à l’effet de mettre en œuvre cette autorisation. Le Conseil d’administration aurait également tous pouvoirs pour imputer, le cas échéant, en cas d’émission d’actions nouvelles, sur les réserves, bénéfices ou primes d’émission, les sommes nécessaires à la libération desdites actions, constater la réalisation des augmentations de capital réalisées en application de cette autorisation, procéder aux modifications corrélatives des statuts et d’une manière générale accomplir tous actes et formalités nécessaires. Cette autorisation emporterait, au fur et à mesure de l’attribution définitive desdites actions, augmentation de capital par incorporation de réserves, bénéfices ou primes d’émission au profit des bénéficiaires desdites actions et renonciation corrélative des actionnaires au profit des bénéficiaires desdites actions à leur droit préférentiel de souscription sur lesdites actions. La durée de validité de cette autorisation serait fixée à vingt‐six mois, à compter du jour de l’assemblée générale.

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 367 Cette autorisation priverait d’effet à compter du jour de l’assemblée générale, à hauteur, le cas échéant, de la partie non encore utilisée, toute autorisation antérieure ayant le même objet. Limitation globale des plafonds des délégations et autorisations prévues aux 13 ème , 15 ème et 16 ème résolutions de l’assemblée générale ainsi qu’aux 17 ème , 18 ème , 21 ème et 24 ème résolutions de l’assemblée générale du 25 mai 2022 (17 ème résolution) Il vous est proposé, au titre de la 17 ème résolution, de fixer à 65 millions d’euros, le montant nominal global des actions susceptibles d’être émises, immédiatement ou à terme, en vertu des 13 ème , 15 ème et 16 ème résolutions de l’assemblée générale ainsi que des 17 ème , 18 ème , 21 ème et 24 ème résolutions de l’assemblée générale du 25 mai 2022, à savoir : • Délégation de compétence à donner au Conseil d’administration pour décider l’augmentation du capital de la Société par l’émission d’actions ordinaires et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme et/ou à des titres de créance, avec suppression du droit préférentiel de souscription, réservée aux collaborateurs du groupe à l’étranger (résolution 13 de l’assemblée générale). • Délégation de compétence à donner au Conseil d’administration pour décider l’augmentation du capital de la Société par l’émission d’actions ordinaires et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme, avec suppression du droit préférentiel de souscription, réservée aux adhérents de plans d’épargne d’entreprise en application des articles L. 3332‐18 et suivants du Code du travail (résolution 15 de l’assemblée générale). • Autorisation à donner au Conseil d’administration à l’effet de procéder à des attributions gratuites d’actions existantes ou à émettre au profit des membres du personnel salarié de la Société ou des sociétés ou groupements d’intérêt économique liés et/ou des mandataires sociaux du groupe ou de certains d’entre eux (résolution 16 de l’assemblée générale). • Délégation de compétence à donner au Conseil d’administration pour décider l’augmentation de capital de la Société par l’émission d’actions ordinaires et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme et/ou à des titres de créance, avec suppression du droit préférentiel de souscription, par offre au public autre que les offres mentionnées au 1° de l’article L. 411‐2 du Code monétaire et financier et/ou en rémunération de titres dans le cadre d’une offre publique d’échange (résolution 17 de l’assemblée générale du 25 mai 2022). • Délégation de compétence à donner au Conseil d’administration pour décider l’augmentation de capital de la Société par l’émission d’actions ordinaires et/ou de valeurs mobilières donnant accès au capital immédiatement ou à terme et/ou à des titres de créance, avec suppression du droit préférentiel de souscription par une offre visée au 1° de l’article L. 411‐2 du Code monétaire et financier (placement privé) (résolution 18 de l’assemblée générale du 25 mai 2022). • Autorisation à donner au Conseil d’administration pour émettre des actions et/ou des valeurs mobilières donnant accès immédiatement ou à terme au capital de la Société en rémunération d’apports en nature constitués de titres de capital ou de valeurs mobilières donnant accès au capital (résolution 21 de l’assemblée générale du 25 mai 2022). • Autorisation à donner au Conseil d’administration à l’effet de consentir des options de souscription et/ou d’achat d’actions au profit des membres du personnel salarié et/ ou de certains mandataires sociaux de la Société ou des sociétés ou groupements d’intérêt économique liés ou de certains d’entre eux (résolution 24 de l’assemblée générale du 25 mai 2022). A ce montant s’ajouterait le cas échéant, le montant nominal de l’augmentation de capital nécessaire pour préserver, conformément aux dispositions légales et réglementaires et, le cas échéant, aux stipulations contractuelles prévoyant d’autres modalités de préservation, les droits des porteurs de valeurs mobilières donnant accès au capital ou d’autres droits donnant accès au capital. Mise en harmonie de l’article 9 des statuts concernant l’identification des titres au porteur (18 ème résolution) Il vous est proposé, dans le cadre de la 18 ème résolution, de bien vouloir mettre en harmonie les dispositions des troisième et quatrième alinéas de l’article 9 des statuts avec les dispositions récemment modifiées des articles L. 228‐2 et L. 228‐3‐3 du Code de commerce concernant le régime de l’identification des titres au porteur et les sanctions qui y sont associées. Instauration d’un droit de vote double et modification corrélative de l’article 11 des statuts (19 ème résolution) Il vous est proposé d’instaurer, dans le cadre de la 19 ème résolution, un droit de vote double attaché aux actions entièrement libérées pour lesquelles il sera justifié d’une inscription nominative depuis deux ans au moins au nom du même actionnaire, étant précisé que pour le calcul de cette période de deux ans, il ne sera pas tenu compte de la durée d’inscription au nominatif précédant le 10 mai 2023. Il vous est proposé de modifier en conséquence l’alinéa 2 de l’article 11 des statuts, le reste de l’article demeurant inchangé. L’instauration de ce droit de vote double vise à fidéliser les actionnaires et à favoriser la stabilité de l’actionnariat en cohérence avec la pratique dominante des sociétés du CAC 40 et du AMLBF 120.

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 368 8.3 RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES OPÉRATIONS SUR VALEURS MOBILIÈRES 8.3.1 RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR L’ÉMISSION D’ACTIONS ET/ OU DE DIVERSES VALEURS MOBILIÈRES AVEC SUPPRESSION DU DROIT PRÉFERENTIEL DE SOUSCRIPTION Assemblée générale mixte du 10 mai 2023 - 13 ème , 14 ème et 17 ème résolutions Aux Actionnaires de la société NEOEN SA, En notre qualité de commissaires aux comptes de votre société et en exécution de la mission prévue par les articles L. 228‐ 92 et L. 225‐135 et suivants du Code de commerce, nous vous présentons notre rapport sur la proposition de délégation au Conseil d’administration de la compétence de décider l’émission d’actions ordinaires de la Société et/ou de valeurs mobilières donnant accès, immédiatement ou à terme, au capital de la Société (y compris des titres de capital donnant droit à l’attribution de titres de créance), avec suppression du droit préférentiel de souscription, réservée aux salariés, préretraités ou retraités et mandataires sociaux des sociétés étrangères du groupe Neoen et/ou aux OPCVM ou autres entités d’actionnariat salarié investis en titres de la Société dont les porteurs de parts ou les actionnaires seront constitués de salariés étrangers, et/ou à tout établissement bancaire ou entité contrôlée par un tel établissement au sens de l’article L. 233‐3 du Code de commerce intervenant à la demande de la Société pour la mise en place d’une offre structurée aux salariés étrangers, opération sur laquelle vous êtes appelés à vous prononcer. Le montant nominal maximum des augmentations de capital susceptibles d’être réalisées immédiatement ou à terme en vertu de la présente délégation est fixé à 1 % du capital social au jour de la décision du Conseil d’administration, étant précisé que ce montant s’imputera sur le plafond global visé à la dix‐septième résolution de la présente l’assemblée, ainsi que sur le plafond prévu à la quinzième résolution de la présente assemblée, ou le cas échéant, sur les plafonds éventuellement prévus par des résolutions de même nature qui pourraient succéder à ces résolutions pendant la durée de validité de la présente délégation. Ces plafonds tiennent compte du nombre supplémentaire de titres à créer dans le cadre de la mise en œuvre des délégations visées aux résolutions n° 13 et 15 de la présente assemblée générale et/ou de celles visées aux résolutions n° 17 et 18 de l’assemblée générale du 25 mai 2022 dans les conditions prévues à l’article L. 225‐135‐1 du Code de commerce, si vous adoptez la quatorzième résolution. Votre Conseil d’administration vous propose, sur la base de son rapport, de lui déléguer, avec faculté de subdélégation dans les conditions fixées par la loi, pour une durée de 18 mois, la compétence pour décider une émission et de supprimer votre droit préférentiel de souscription aux valeurs mobilières à émettre. Le cas échéant, il lui appartiendra de fixer les conditions définitives d’émission de cette opération. Il appartient au Conseil d’administration d’établir un rapport conformément aux articles R. 225‐113 et suivants du Code de commerce. Il nous appartient de donner notre avis sur la sincérité des informations chiffrées tirées des comptes, sur la proposition de suppression du droit préférentiel de souscription et sur certaines autres informations concernant l’émission, données dans ce rapport. Nous avons mis en œuvre les diligences que nous avons estimé nécessaires au regard de la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative à cette mission. Ces diligences ont consisté à vérifier le contenu du rapport du Conseil d’administration relatif à cette opération et les modalités de détermination du prix d’émission des titres de capital à émettre. Sous réserve de l’examen ultérieur des conditions de l’émission qui serait décidée, nous n’avons pas d’observation à formuler sur les modalités de détermination du prix d’émission des titres de capital à émettre données dans le rapport du Conseil d’administration. Les conditions définitives dans lesquelles l’émission serait réalisée n’étant pas fixées, nous n’exprimons pas d’avis sur celles‐ci et, par voie de conséquence, sur la proposition de suppression du droit préférentiel de souscription qui vous est faite. Conformément à l’article R.225‐116 du Code de commerce, nous établirons un rapport complémentaire, le cas échéant, lors de l’utilisation de cette délégation par votre Conseil d’administration. Paris‐La Défense et Paris, le 7 avril 2023 Les commissaires aux comptes RSM Paris Deloitte & Associés Etienne de BRYAS Benoit PIMONT

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 369 8.3.2 RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR L’ÉMISSION D’ACTIONS ET/OU DE DIVERSES VALEURS MOBILIÈRES DE LA SOCIÉTÉ RÉSERVÉE AUX ADHÉRENTS D’UN PLAN D’ÉPARGNE D’ENTREPRISE Assemblée générale mixte du 10 mai 2023 - 14 ème , 15 ème et 17 ème résolutions Aux actionnaires de la société NEOEN SA, En notre qualité de commissaires aux comptes de votre société et en exécution de la mission prévue par les articles L. 228‐92 et L. 225‐135 et suivants du Code de commerce, nous vous présentons notre rapport sur la proposition de délégation au Conseil d’administration de la compétence de décider l’émission d’actions ordinaires de la Société et/ou de valeurs mobilières donnant accès, immédiatement ou à terme, au capital de la Société, avec suppression du droit préférentiel de souscription, réservée aux adhérents d’un ou plusieurs plans d’épargne salariale (ou tout autre plan aux adhérents duquel ou desquels les articles L. 3332‐1 et suivants du Code du travail ou toute loi ou réglementation analogue permettrait de réserver une augmentation de capital dans des conditions équivalentes) mis en place au sein d’une entreprise ou groupe d’entreprises, françaises ou étrangères, entrant dans le périmètre de consolidation ou de combinaison des comptes de la Société en application de l’article L. 3344‐1 du Code du travail, opération sur laquelle vous êtes appelés à vous prononcer. Le montant nominal maximum des augmentations de capital susceptibles d’être réalisées immédiatement ou à terme en vertu de la présente délégation est fixé à 2 % du capital social au jour de la décision du Conseil d’administration, étant précisé que ce montant s’imputera sur le plafond global prévu par la dix‐septième résolution de la présente assemblée ou, le cas échéant, sur le plafond global éventuellement prévu par une résolution de même nature qui pourrait succéder à ladite résolution pendant la durée de validité de la présente délégation. Ces plafonds tiennent compte du nombre supplémentaire de titres à créer dans la cadre de la mise en œuvre des délégations visées aux résolutions n° 13 et 15 de la présente assemblée générale et/ou de celles visées aux résolutions n° 17 et 18 de l’assemblée générale du 25 mai 2022 dans les conditions prévues à l’article L. 225‐135‐1 du Code de commerce, si vous adoptez la quatorzième résolution. Cette émission est soumise à votre approbation en application des dispositifs des articles L. 225‐129‐6 du Code du commerce et L. 3332‐18 et suivants du Code du travail. Votre Conseil d’administration vous propose, sur la base de son rapport, de lui déléguer, avec faculté de subdélégation dans les conditions fixées par la loi, pour une durée de 26 mois, la compétence pour décider une émission et de supprimer votre droit préférentiel de souscription aux valeurs mobilières à émettre. Le cas échéant, il lui appartiendra de fixer les conditions définitives d’émission de cette opération. Il appartient au Conseil d’administration d’établir un rapport conformément aux articles R. 225‐113 et R. 225‐114 du Code de commerce. Il nous appartient de donner notre avis sur la sincérité des informations chiffrées tirées des comptes, sur la proposition de suppression du droit préférentiel de souscription et sur certaines autres informations concernant l’émission, données dans ce rapport. Nous avons mis en œuvre les diligences que nous avons estimé nécessaires au regard de la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative à cette mission. Ces diligences ont consisté à vérifier le contenu du rapport du Conseil d’administration relatif à cette opération et les modalités de détermination du prix d’émission des titres de capital à émettre. Sous réserve de l’examen ultérieur des conditions de l’émission qui serait décidée, nous n’avons pas d’observation à formuler sur les modalités de détermination du prix d’émission des titres de capital à émettre données dans le rapport du Conseil d’administration. Les conditions définitives dans lesquelles l’émission serait réalisée n’étant pas fixées, nous n’exprimons pas d’avis sur celles‐ci et, par voie de conséquence, sur la proposition de suppression du droit préférentiel de souscription qui vous est faite. Conformément à l’article R.225‐116 du Code de commerce, nous établirons un rapport complémentaire, le cas échéant, lors de l’utilisation de cette délégation par votre Conseil d’administration. Paris‐La Défense et Paris, le 7 avril 2023 Les commissaires aux comptes RSM Paris Deloitte & Associés Etienne de BRYAS Benoit PIMONT

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 370 8.3.3 RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR L’AUTORISATION D’ATTRIBUTION D’ACTIONS GRATUITES EXISTANTES OU A ÉMETTRE Assemblée générale mixte du 10 mai 2023 - 16 ème et 17 ème résolutions Aux Actionnaires de la société NEOEN SA, En notre qualité de commissaires aux comptes de votre société et en exécution de la mission prévue par les articles L. 225‐197‐1 du Code de commerce, nous vous présentons notre rapport sur le projet d’autorisation d’attribution d’actions gratuites existantes ou à émettre au profit des membres du personnel salarié et des mandataires sociaux de la Société ou des sociétés ou groupements qui lui sont liés dans les conditions prévues à l’article L. 225‐197‐2 du Code de commerce, opération sur laquelle vous êtes appelés à vous prononcer. Le nombre total d’actions susceptibles d’être attribuées au titre de la présente autorisation ne pourra représenter plus de 2 % du capital social de la Société au jour de la décision du Conseil d’administration, étant précisé que le montant nominal maximum des augmentations de capital susceptibles d’être réalisées immédiatement ou à terme en vertu de la présente autorisation s’imputera sur le plafond global prévu de la dix‐septième résolution de la présente assemblée générale ou, le cas échéant, sur le plafond global éventuellement prévu par une résolution de même nature qui pourrait succéder à ladite résolution pendant la durée de validité de la présente autorisation, et qu’en tout état de cause, le nombre total d’actions attribuées gratuitement ne pourra excéder les limites fixées par les articles L. 225‐197‐1 et suivants du Code de commerce. Par ailleurs, le nombre total d’actions existantes ou à émettre attribuées en vertu de cette autorisation aux dirigeants mandataires sociaux de la Société ne pourra représenter plus de 50 % des actions pouvant être attribuées gratuitement en vertu de la présente délégation. Votre Conseil d’administration vous propose, sur la base de son rapport, de lui déléguer, avec faculté de subdélégation dans les conditions fixées par la loi, pour une durée de 26 mois à attribuer des actions gratuites existantes ou à émettre. Il appartient au Conseil d’administration d’établir un rapport sur cette opération à laquelle il souhaite pouvoir procéder. Il nous appartient de vous faire part, le cas échéant, de nos observations sur les informations qui vous sont ainsi données sur l’opération envisagée. Nous avons mis en œuvre les diligences que nous avons estimé nécessaires au regard de la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative à cette mission. Ces diligences ont consisté notamment à vérifier que les modalités envisagées et données dans le rapport du Conseil d’administration s’inscrivent dans le cadre des dispositions prévues par la loi. Nous n’avons pas d’observation à formuler sur les informations données dans le rapport du Conseil d’administration portant sur l’opération envisagée d’autorisation d’attribution d’actions gratuites. Paris‐La Défense et Paris, le 7 avril 2023 Les commissaires aux comptes RSM Paris Deloitte & Associés Etienne de BRYAS Benoit PIMONT

ASSEMBLÉE GÉNÉRALE 8 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 371 8.4 RAPPORT SPÉCIAL DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES CONVENTIONS RÉGLEMENTÉES Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2022 A l’assemblée générale de la société NEOEN, En notre qualité de commissaires aux comptes de votre société, nous vous présentons notre rapport sur les conventions réglementées. Il nous appartient de vous communiquer, sur la base des informations qui nous ont été données, les caractéristiques, les modalités essentielles ainsi que les motifs justifiant de l’intérêt pour la Société des conventions dont nous avons été avisés ou que nous aurions découvertes à l’occasion de notre mission, sans avoir à nous prononcer sur leur utilité et leur bien‐fondé ni à rechercher l’existence d’autres conventions. Il vous appartient, selon les termes de l’article R. 225‐31 du Code de commerce, d’apprécier l’intérêt qui s’attachait à la conclusion de ces conventions en vue de leur approbation. Par ailleurs, il nous appartient, le cas échéant, de vous communiquer les informations prévues à l’article R. 225‐31 du Code de commerce relatives à l’exécution, au cours de l’exercice écoulé, des conventions déjà approuvées par l’assemblée générale. Nous avons mis en œuvre les diligences que nous avons estimé nécessaires au regard de la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative à cette mission. Ces diligences ont consisté à vérifier la concordance des informations qui nous ont été données avec les documents de base dont elles sont issues. CONVENTIONS SOUMISES À L’APPROBATION DE L’ASSEMBLÉE GÉNÉRALE Conventions autorisées et conclues au cours de l’exercice écoulé Nous vous informons qu’il ne nous a été donné avis d’aucune convention autorisée et conclue au cours de l’exercice écoulé à soumettre à l’approbation de l’assemblée générale en application des dispositions de l’article L. 225‐38 du Code de commerce. CONVENTIONS DÉJÀ APPROUVÉES PAR L’ASSEMBLÉE GÉNÉRALE Conventions approuvées au cours d’exercices antérieurs dont l’exécution s’est poursuivie au cours de l’exercice écoulé En application de l’article R. 225‐30 du Code de commerce, nous avons été informés que l’exécution des conventions suivantes, déjà approuvées par l’assemblée générale au cours d’exercices antérieurs, s’est poursuivie au cours de l’exercice écoulé. Personne concernée : Monsieur Romain Desrousseaux en qualité de directeur général délégué de la Société. Nature et objet : A la suite de la nomination, par le Conseil d’administration du 17 avril 2019, de Monsieur Romain Desrousseaux en qualité de directeur général délégué de la Société, son contrat de travail a fait l’objet d’un avenant le 11 juillet 2019 afin, notamment, d’introduire le principe de la rémunération variable en fonction des objectifs quantitatifs et qualitatifs. Modalités : Votre conseil d’administration en date du 10 juillet 2019 a préalablement autorisé la conclusion de cet avenant au contrat de travail. Selon cet avenant, la rémunération variable est égale au maximum à 100 % de la rémunération annuelle brute versée au titre de l’exercice de référence en cas d’atteinte des objectifs quantitatifs (à hauteur de 75 % du montant maximum) et qualitatifs (à hauteur de 25 % du montant maximum) déterminés chaque année par le Comité des nominations et des rémunérations. Un seuil de déclenchement est fixé par rapport aux objectifs fixés en‐dessous duquel aucune rémunération se sera due. En cas de surperformance, le montant de la rémunération variable pourra représenter au maximum 200 % de la rémunération brute fixe annuelle. Le montant de la rémunération variable attribuée à Monsieur Romain Desrousseaux au titre de l’exercice clos le 31 décembre 2022 s’élève à 254981,25 €. Paris et Paris‐La Défense, le 1 er mars 2023 Les commissaires aux comptes RSM Paris Deloitte & Associés Etienne de BRYAS Benoit PIMONT

INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES 9 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 374 9.1 PERSONNES RESPONSABLES 9.1.1 RESPONSABLE DU DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL ET DU RAPPORT FINANCIER ANNUEL Xavier Barbaro, Président‐directeur général de Neoen S.A. 9.1.2 ATTESTATION DU RESPONSABLE DU DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL ET DU RAPPORT FINANCIER ANNUEL « J’atteste, que les informations contenues dans le présent document d’enregistrement universel sont, à ma connaissance, conformes à la réalité et ne comportent pas d’omission de nature à en altérer la portée. J’atteste, à ma connaissance, que les comptes sont établis conformément aux normes comptables applicables et donnent une image fidèle du patrimoine, de la situation financière et du résultat de la Société et de l’ensemble des entreprises comprises dans la consolidation, et que le rapport de gestion contenu dans le document d’enregistrement universel présente un tableau fidèle de l’évolution des affaires, des résultats et de la situation financière de la Société et de l’ensemble des entreprises comprises dans la consolidation et qu’il décrit les principaux risques et incertitudes auxquels elles sont confrontées. » Paris, le 7 avril 2023 Xavier Barbaro Président‐directeur général de Neoen S.A. 9.1.3 RESPONSABLE DE L’INFORMATION FINANCIÈRE Xavier Barbaro Président‐directeur général de Neoen S.A. 22 rue Bayard, 75008 Paris 9.2 RESPONSABLES DU CONTRÔLE DES COMPTES 9.2.1 COMMISSAIRES AUX COMPTES Date de 1 ère nomination Date de Nomination/renouvellement Durée du mandat Expiration du mandat Titulaires Deloitte & Associés Commissaire aux comptes Membre de la Compagnie régionale de Versailles et du Centre Représenté par Benoit Pimont Tour Majunga, 6 place de la Pyramide 92908 Paris‐La Défense 15.04.2014 26.05.2020 6 exercices Assemblée générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31.12.2025 RSM Paris Commissaire aux comptes Membre de la Compagnie régionale de Paris Représenté par Etienne de Bryas 26 rue Cambacérès 75008 Paris 12.09.2018 12.09.2018 6 exercices Assemblée générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31.12.2023

INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES 9 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 375 9.2.2 INFORMATIONS SUR LES CONTRÔLEURS LÉGAUX AYANT DÉMISSIONNÉ, AYANT ÉTÉ ÉCARTÉS OU N’AYANT PAS ÉTÉ RENOUVELÉS Durant la période couverte par les informations financières historiques, il n’y a pas eu de démission des contrôleurs légaux. 9.2.3 HONORAIRES VERSÉS AUX CONTRÔLEURS LÉGAUX Le tableau des honoraires des commissaires aux comptes de l’Entreprise figure en Note 25 des annexes aux comptes consolidés pour l’exercice clos le 31 décembre 2022 figurant à la section 4.1 du présent document. 9.3 INFORMATIONS FINANCIÈRES HISTORIQUES INCLUSES PAR RÉFÉRENCE En application de l’article 19 du règlement (UE) n° 2017/1129 du 14 juin 2017, sont inclus par référence dans le présent document d’enregistrement universel 2022 : • les comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2021 établis en application du référentiel IFRS tel qu’adopté par l’Union européenne, et le rapport des commissaires aux comptes afférent présentés respectivement aux sections 4.1 et 4.2 du Document d’Enregistrement Universel 2021 enregistré par l’Autorité des marchés financiers le 31 mars 2022 sous le numéro D. 22‐0224, ainsi que les informations extraites du rapport de gestion 2021 figurant aux chapitres 1, 2, 3, 5 et 7 du Document d’Enregistrement Universel 2021 ; • les comptes consolidés de l’exercice clos le 31 décembre 2020 établis en application du référentiel IFRS tel qu’adopté par l’Union européenne, et le rapport des commissaires aux comptes afférent présentés respectivement aux sections 4.1 et 4.2 du Document d’Enregistrement Universel 2020 déposé auprès de l’Autorité des marchés financiers le 12 avril 2021 sous le numéro D. 21‐0291, ainsi que les informations extraites du rapport de gestion 2020 figurant aux chapitres 1, 2, 3, 5 et 7 du Document d’Enregistrement Universel 2020 ; • les parties non incluses de ces documents sont soit sans objet pour l’investisseur, soit couvertes par un autre endroit du document d’enregistrement universel. 9.4 DOCUMENTS ACCESSIBLES AU PUBLIC Les communiqués de la Société, les documents annuels comprenant notamment les informations financières historiques sur la Société déposés auprès de l’AMF ainsi que leurs actualisations sont accessibles sur le site Internet de la Société à l’adresse suivante : www.neoen.com, et une copie peut en être obtenue au siège de la Société, 22 rue Bayard, 75008 Paris. Toutes les informations publiées et rendues publiques par la Société au cours des douze derniers mois en France sont disponibles sur le site internet de la Société à l’adresse indiquée ci‐dessus et sur le site de l’AMF à l’adresse suivante : www.amf‐france.org. Enfin, les statuts de la Société ainsi que les procès‐verbaux d’assemblées générales, les rapports des commissaires aux comptes et tous autres documents sociaux peuvent être consultés au siège social de la Société.

INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES 9 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 376 9.5 TABLES DE CONCORDANCE 9.5.1 TABLE DE CONCORDANCE AVEC LE RAPPORT FINANCIER ANNUEL Afin de faciliter la lecture du présent document d’enregistrement universel, la table de concordance ci‐après permet d’identifier les informations, prévues à l’article L. 451‐1‐2 du Code monétaire et financier et à l’article 222‐3 du Règlement général de l’AMF, qui constituent le rapport financier annuel. Eléments requis Section Comptes consolidés du Groupe (IFRS) 4.1 Comptes annuels de Neoen S.A. (normes françaises) 4.3 Rapport de gestion Table dédiée – 9.5.2 Rapport sur le gouvernement d’entreprise Table dédiée – 9.5.3 Déclaration de la personne responsable 9.1.2 Rapport de certification des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés 4.2 Rapport de certification des commissaires aux comptes sur les comptes annuels de Neoen S.A. 4.4 Honoraires des commissaires aux comptes Note 25 ‐ 4.1 9.5.2 TABLE DE CONCORDANCE AVEC LE RAPPORT DE GESTION DE LA SOCIÉTÉ ET DU GROUPE Le présent document d’enregistrement universel comprend tous les éléments du rapport de gestion. Afin de prendre connaissance des éléments du rapport de gestion, la table de concordance suivante permet d’identifier les principales informations prévues par les articles L. 225‐100 et suivants, L.22‐10‐35 et L.22‐10‐36, L. 232‐1 et R. 225‐102 et suivants du Code de commerce. Les sections spécifiques du rapport de gestion dédiée au gouvernement d’entreprise, en application des articles L. 225‐37 al. 6, et suivants, L.22‐10‐8 et suivants du Code de commerce sont détaillées au paragraphe 9.5.3. Eléments requis Section Situation et activité Analyse de l’évolution des affaires, des résultats et de la situation financière de la société, notamment de sa situation d’endettement au regard du volume et de la complexité des affaires 2.4 Activité et résultats de l’ensemble de la société, des filiales de la société et des sociétés qu’elle contrôle par branche d’activité 2.4 et 2.5.2 Indicateurs clés de performance de nature financière et, le cas échéant, de nature non financière ayant trait à l’activité spécifique de la Société 2.1 Principaux risques et incertitudes 3 Risques financiers liés aux effets du changement climatique et mesures prises par la Société 3.1.5 Procédure de contrôle interne et de gestion des risques mises en place par la Société relative à l’élaboration et traitement de l’information financière 3.2.2 Objectifs et politique de couverture et exposition de la Société aux risques de prix, de crédit, de liquidité et de trésorerie 3.1.1, 3.1.3 et 3.2.2 Réintégration des frais généraux et des charges somptuaires (CGI article 39.4 et 223 quater, article 39.5 et 223 quinquies) 2.8.2.6, 2.8.2.7 et 2.8.2.8 Activités en matière de recherche et de développement 1.4 Evènements importants survenus depuis la fin de l’exercice 2.8.1 Evolution prévisible de la situation de la Société et du Groupe et perspectives 2.3 Prises de participation ou de contrôle significatives dans des sociétés ayant leur siège en France 2.8.2.4 ‐ Néant Activités des filiales de la Société 1.3.3 Tableau des résultats de la Société au cours des cinq dernières années 2.8.2.3

INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES 9 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 377 Eléments requis Section Information sur les délais de paiement des fournisseurs et des clients de la Société 2.8.2.5 Informations juridiques et liées à l’actionnariat Participation des salariés au capital social au dernier jour de l’exercice 7.2.10 et 7.2.11 Identité des actionnaires détenant plus de 5 % 7.3 Dénomination des sociétés contrôlées directement ou indirectement par la société et la part du capital de la société que celles‐ci détiennent (actions d’autocontrôle) 7.2.5 Informations sur les rachats d’action 7.2.9 Montant des dividendes distribués au titre des trois derniers exercices 7.3.8.2 État récapitulatif des opérations réalisées par les dirigeants sur les titres de la Société 7.2.4 Informations sur les prêts accordés à d’autres entreprises N/A Liste des succursales existantes N/A Performance extra-financière Déclaration consolidée de performance extra‐financière (DPEF) Table dédiée – 5.10 Plan de vigilance 5.9 9.5.3 TABLE DE CONCORDANCE AVEC LE RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE Eléments requis Section Missions, composition, conditions de préparation et d’organisation du conseil d’administration 6.2.1 Liste de l’ensemble des mandats et fonctions exercés dans toute société par chacun des mandataires durant l’exercice 6.1.1 Modalités d’exercice de la Direction générale 6.2.2.1 Description de la politique, objectifs et résultats de la diversité appliquée aux membres du Conseil (y compris représentation équilibrée des femmes et des hommes) 6.2.1.5 Limitations que le Conseil apporte aux pouvoirs du Directeur général 6.2.2.1 (i) Référence au Code AFEP‐MEDEF et application du principe comply or explain 6.2.1.3 Description et mise en œuvre de la procédure d’évaluation des conventions courantes 6.4.3 Examen de l’indépendance des membres et des éventuels conflits d’intérêt 6.2.1.4 Conventions conclues entre un dirigeant ou un actionnaire significatif de la Société et une filiale 6.4.2 Politique de rémunération des mandataires sociaux 6.3.1, 6.3.2 et 6.3.3 Rémunérations et avantages de toutes natures versées aux mandataires sociaux 6.3.2, 6.3.3, 6.3.4 et 6.3.5 Utilisation de la possibilité de demander la restitution d’une rémunération variable N/A Rémunération versée ou attribuée par une entreprise comprise dans le périmètre de consolidation au sens de l’article L. 233‐16 du Code de commerce N/A Ratios entre le niveau de rémunération de chaque dirigeant mandataire social et les rémunérations moyenne et médiane des salariés de la Société 6.3.2.2 Évolution annuelle de la rémunération, des performances de la société, de la rémunération moyenne des salariés de la Société et des ratios susvisés au cours des cinq exercices les plus récents 6.3.2.2 Explication de la manière dont la rémunération totale respecte la politique de rémunération adoptée, y compris dont elle contribue aux performances à long terme de la Société et de la manière dont les critères de performance ont été appliqués 6.3.2.3 et 6.3.2.4 Manière dont a été pris en compte le vote de la dernière Assemblée Générale ordinaire 6.3.2.3 et 6.3.2.4 Écart par rapport à la procédure de mise en œuvre de la politique de rémunération et toute dérogation N/A

INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES 9 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 378 Eléments requis Section Application des dispositions du second alinéa de l’article L. 225‐45 du Code de commerce (suspension du versement de la rémunération des administrateurs en cas de non‐respect de la mixité du conseil d’administration) N/A Attribution et conservation des options par les mandataires sociaux N/A Attribution et conservation d’actions gratuites aux dirigeants mandataires sociaux 6.3.4.3 Modalités particulières relatives à la participation des actionnaires à l’assemblée générale 6.2.2.5 Eléments susceptibles d’avoir une incidence en cas d’offre publique d’achat ou d’échange 6.4.5 Tableau récapitulatif de l’état des délégations de compétence et de pouvoirs en cours de validité consenties par l’assemblée générale des actionnaires au conseil d’administration en matière d’augmentation du capital social et de l’utilisation faite de ces délégations eu cours de l’exercice écoulé 6.4.1 9.5.4 TABLE DE CONCORDANCE AVEC LES RUBRIQUES DE L’ANNEXE 1 ET 2 DU RÈGLEMENT DÉLÉGUÉ (UE) 2019/980 La présente table de concordance reprend les principales rubriques prévues par les annexes 1 et 2 du Règlement délégué (UE) 2019/980 de la Commission européenne du 14 mars 2019 et renvoie aux paragraphes du présent document d’enregistrement universel où sont mentionnées les informations relatives à chacune de ces rubriques. Eléments requis Section Section 1 Personnes responsables, informations provenant de tiers, rapports d’experts et approbation de l’autorité compétente 1.1 Identité de la personne responsable 9.1.1 et 9.1.3 1.2 Attestation de la personne responsable 9.1.2 1.3 Identité de la personne intervenant en qualité d’expert dont la déclaration ou le rapport est inclus dans le document d’enregistrement universel N/A 1.4 Déclaration relative aux informations fournies par un tiers N/A 1.5 Déclaration relative à l’autorité compétente Encart AMF Section 2 Contrôleurs légaux des comptes 2.1 Identité 9.2 2.2 Changement N/A Section 3 Facteurs de risque 3 Section 4 Informations concernant l’émetteur 4.1 Raison sociale et nom commercial 7.1 4.2 Lieu et numéro d’enregistrement, identifiant d’identité juridique (LEI) 7.1 et 4.1 – note 1.1 4.3 Date de constitution et durée de vie 7.1 4.4 Siège social, forme juridique, législation applicable, pays d’origine, adresse et numéro de téléphone du siège social, site web 7.1 Section 5 Aperçu des activités 5.1 Principales activités 1.3 5.1.1 Nature des opérations effectuées et principales activités 1.3 5.1.2 Développement de nouveaux produits et/ou services 1.3 5.2 Principaux marchés 1.3.3 5.3 Événements importants dans le développement des activités 1.1.1, 2.4.1, 4.1 – note 1.3 et 4.3 – note 2 5.4 Stratégies et objectifs 1.1.2

INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES 9 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 379 Eléments requis Section 5.5 Dépendance de l’émetteur à l’égard des brevets, licences contrats et procédés de fabrication N/A 5.6 Position concurrentielle 1.2.4 5.7 Investissements 2.5.8 5.7.1 Investissements importants réalisés 2.5.8.2 5.7.2 Investissements importants en cours 2.5.8.3 5.7.3 Informations sur les co‐entreprises et participations susceptibles d’avoir une influence significative sur l’évaluation de l’actif et du passif, la situation financière ou les résultats 2.8.2.4 5.7.4 Questions environnementales pouvant influencer les immobilisations corporelles 2.5.8.5 Section 6 Structure organisationnelle 6.1 Description sommaire du Groupe 2.8.2.4 6.2 Liste des filiales importantes 4.3 ‐ note 18 Section 7 Examen de la situation financière et du résultat 7.1 Situation financière 2.1, 2.4, 2.8, 4.1 et 4.2 7.2 Résultat d’exploitation 2.4, 2.8, 4.1.1 et 4.3.1 Section 8 Trésorerie et capitaux 8.1 Informations sur les capitaux 2.5 8.2 Sources et montants des flux de trésorerie 2.5 8.3 Besoins et structure de financement 2.5 8.4 Restrictions à l’utilisation des capitaux 2.5 8.5 Sources de financement attendues 2.5 Section 9 Environnement réglementaire 9.1 Environnement réglementaire et facteurs externes influençant sensiblement les activités 1.3.3 Section 10 Informations sur les tendances 2.3 Section 11 Prévisions ou estimations du bénéfice 2.3 Section 12 Organes d’administration, de direction et de surveillance et direction générale 12.1 Informations concernant les membres des organes d’administration et de gestion 6.1 12.1 Conflits d’intérêts 6.2.2 et 6.3.1 Section 13 Rémunération et avantages 13.1 Rémunération versée et avantages en nature 6.3 13.2 Provisions pour pensions et retraites 6.3 13.3 Valeurs mobilières donnant accès au capital de la Société attribués aux mandataires sociaux 6.3 Section 14 Fonctionnement des organes d’administration et de direction 14.1 Date d’expiration des mandats actuels 6.1 14.2 Contrats de services liant les membres des organes d’administration et de direction à l’émet‐ teur ou à l’une de ses filiales 6.2 14.3 Informations sur les comités du Conseil 6.1 et 6.2 14.4 Déclaration de conformité au régime de gouvernement d’Entreprise applicable à l’émetteur 6.2.1.3 14.5 Incidences significatives potentielles sur la gouvernance d’entreprise N/A Section 15 Salariés 15.1 Nombre de salariés 5.3 15.2 Participation et stock‐options des mandataires sociaux 6.3.4

INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES 9 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 380 Eléments requis Section 15.3 Accord prévoyant une participation des salariés dans le capital 7.2.10 Section 16 Principaux actionnaires 16.1 Identification des principaux actionnaires 7.3.1 16.2 Droits de vote 7.3.1 16.3 Contrôle de la Société 7.3.1, 7.3.6 16.4 Accord dont la mise en œuvre est susceptible d’entraîner un changement de contrôle 7.3.7 Section 17 Transactions avec des parties liées 17.1 Détail des transactions avec des parties liées 4.1 ‐ note 24 et 4.2 ‐ note 19 Section 18 Informations financières concernant l’actif et le passif, la situation financière et les résultats de l’émetteur 18.1 Informations financières historiques 18.1.1 Informations financières historiques auditées et rapport d’audit Chapitre 4 18.1.2 Changement de date de référence comptable N/A 18.1.3 Normes comptables 4.1 et 4.2 18.1.4 Changement de référentiel comptable N/A 18.1.5 États financiers 4.1 et 4.3 18.1.6 États financiers consolidés 4.1 18.1.7 Date des dernières informations financières 4.1 et 4.3 18.2 Informations financières intermédiaires et autres 18.2.1 Informations financières semestrielles ou trimestrielles et informations financières intermédiaires N/A 18.3 Audit des informations financières annuelles historiques 18.3.1 Rapport d’audit relatif aux informations financières historiques 4.2 et 4.4 18.3.2 Autres informations vérifiées par les contrôleurs légaux 5.8 et 8.4 18.3.3 Informations financières non tirées des états financiers audités de l’émetteur N/A 18.4 Informations financières pro forma N/A 18.5 Politique en matière de dividendes 7.3.8 18.6 Procédures judiciaires et d’arbitrage 2.6 18.7 Changement significatif de la situation financière de l’émetteur 2.7 Section 19 Informations supplémentaires 19.1 Capital 7.2 19.2 Acte constitutif et statuts 19.2.1 Registre du Commerce et des Sociétés, objet social 7.1 19.2.2 Droits, privilèges et restrictions attachés aux actions 7.1 19.2.3 Dispositions pouvant retarder, différer ou empêcher un changement de contrôle 7.3 Section 20 Contrats importants 20.1 Contrats importants de l’émetteur ou d’un membre du Groupe 1.3.4.4 Section 21 Documents disponibles 21.1 Déclaration concernant les documents disponibles 9.4

INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES 9 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 381 9.6 GLOSSAIRE Autres composants du système (balance of system ou composants BOS pour les parcs solaires et balance of plant ou composants BOP pour les parcs éoliens) Tous les équipements et composants nécessaires à la construction d’un parc solaire, autres que les panneaux photovoltaïques, ou d’un parc éolien, autres que les turbines éoliennes, y compris les onduleurs, les transformateurs, les dispositifs de protection électrique, les équipements de câblage et de contrôle, ainsi que les éléments de structure tels que les cadres de montage, ou d’une installation de stockage, autres que les batteries et les onduleurs. Certificados de Energías Limpias (CELs) Titres émis par la CRE (Comisión Reguladora de Energía, commission de régulation de l’énergie au Mexique) pour accréditer la production d’un MWh d’électricité produit à partir de sources propres, et devant permettre aux utilisateurs de remplir leurs obligations au titre de la transition énergétique. Closing financier Clôture de l’opération de financement, à la suite de laquelle les facilités sont mises à disposition du projet (sous réserves des conditions de disponibilités récurrentes à chaque tirage des facilités, habituelles dans le cadre de financement de projets sans recours). Conditions de test standards Conditions de test standardisées pour la mesure de la capacité nominale produite par des cellules ou des panneaux photovoltaïques correspondant à (i) un niveau d’irradiation de 1 000 W/m2, (ii) un niveau de masse d’air de 1,5 unité, et (iii) une température de cellule ou de panneau de 25°C. Contrat d’achat d’électricité (Power Purchase Agreement ou PPA) Contrat au titre duquel un producteur d’électricité vend, pour un prix déterminé, tout ou partie de sa production à un acquéreur (ou acheteur d’électricité). Contrat de fourniture de turbines éoliennes (Turbine Supply Agreement ou TSA) Contrat par lequel un fournisseur assure la fourniture, le transport, l’installation et la mise en service d’éoliennes. Contrat EPC (Engineering, Procurement and Construction) Contrat de conception, d’approvisionnement et d’installation de parcs photovoltaïques ou éoliens ou d’installation de stockage. Ce contrat comprend, en règle générale, un volet approvisionnement en panneaux photovoltaïques ou en turbines éoliennes et en autres composants du système (composants BOS ou BOP). Contrat O&M (Operation and Maintenance) Contrat d’entretien et maintenance d’une installation solaire, éolienne ou de stockage. Généralement, l’entreprise qui a fourni les prestations EPC lors de la construction de l’installation est le prestataire O&M pendant au moins les deux premières années d’exploitation. Contrat pour différence (Contract for difference) Contrat par lequel un acheteur d’électricité (le plus souvent gouvernemental) s’engage à payer au producteur d’électricité la différence entre le prix qu’il aurait payé dans un mécanisme de tarif d’achat obligatoire à guichet ouvert ou dans le cadre d’un appel d’offres et le prix auquel le producteur vend l’électricité sur le marché. Convention de raccordement au réseau Convention définissant les obligations réciproques et les conditions d’ordre technique, juridique et financier que le producteur d’électricité et le gestionnaire du réseau doivent remplir pour le raccordement au réseau d’une installation de production d’électricité. Coût actualisé de l’énergie (levelized cost of energy ou LCOE) Indicateur permettant de comparer la compétitivité des différentes sources d’énergie, calculé en rapportant le coût total de production d’électricité (incluant les coûts de développement, financement, construction, opération et maintenance) pour une installation donnée, à la production effective d’électricité de cette installation (exprimée en kWh) sur toute sa durée de vie. Date de début des opérations de commercialisation (commercial operation date ou COD) Date à partir de laquelle une installation photovoltaïque ou éolienne est raccordée au réseau et où l’ensemble de ses équipements est commissionné, ou, s’agissant d’une installation de stockage, date à laquelle elle est raccordée au réseau et commence à opérer. Date de réception provisoire (Provisional acceptance date) Date à laquelle le prestataire EPC du Groupe atteint un niveau, contractuellement défini, d’achèvement de la construction d’une installation photovoltaïque, éolienne ou de stockage et obtient les certifications et performances nécessaires pour satisfaire les critères de « réception provisoire » au titre des contrats EPC et autres conventions se rapportant à cette installation. Ecrêtage (Grid curtailment) Situation dans laquelle un producteur d’électricité est contraint de réduire sa production d’énergie à un niveau inférieur à sa capacité de production régulière, pour des raisons indépendantes de sa volonté, le plus souvent sur demande du gestionnaire de réseau.

INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES 9 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 382 Disponibilité énergétique technique moyenne Ratio entre l’énergie effectivement produite par une installation solaire ou éolienne au cours d’une période donnée et l’énergie qui pourrait théoriquement être produite au cours de la même période par la même installation. Énergie cinétique du vent Énergie de l’air en mouvement, en fonction de sa masse et de sa vitesse. Éolien Processus permettant de transformer l’énergie cinétique du vent en énergie mécanique puis en énergie électrique par le recours à des turbines éoliennes. EPC Full Wrap Contrat forfaitaire clé en main intégrant le design (l’ingénierie), la fourniture, la construction, l’installation, le commissioning (la réception) de l’ensemble des travaux nécessaires à la production d’électrons de l’actif concerné, dans un délai déterminé et en conformité avec les permis du projet concerné (permis de construire, permis environnemental, baux, droits de passage, contrats de connexion au réseau etc. notamment) et la loi. Ceci inclut la main d’œuvre et l’ensemble des fournitures consommables, moyens techniques et équipements associés (modules photovoltaïques, onduleurs, transformateurs, structures, éoliennes, fondations, batteries... – liste non‐exhaustive). Facteur de charge (Load factor) Durée équivalente de fonctionnement à la puissance maximum. Correspond au temps équivalent (en % de la période observée) pendant lequel il faudrait injecter à puissance maximale pour arriver à produire la même énergie que celle fournie par la centrale. Frequency Control Ancillary Services (FCAS) Ensemble de services de régulation à la hausse ou à la baisse de la fréquence du réseau électrique. Lorsque la fréquence du réseau est trop élevée, les batteries sont amenées à stocker l’électricité excédentaire. A l’inverse, elles sont amenées à injecter de l’électricité sur le réseau lorsque cette fréquence est trop faible. Ces services se déclinent sous deux formes : • les services de régulation (FCAS Regulation), où les batteries sont sollicitées en permanence pour combler les déséquilibres mineurs entre la production et la consommation d’électricité sur le réseau électrique ; • les services de réserve (FCAS Contingency), où les batteries sont rémunérées pour garder leurs capacités en réserve et ne sont utilisée qu’en cas de forte déviation de la fréquence suite à un évènement majeur sur le réseau électrique. Irradiation Niveau d’exposition d’un point de la surface terrestre aux rayonnements du soleil, qui permet de déterminer le niveau d’électricité qu’une installation photovoltaïque peut produire à cet endroit. Kilowatt (kW) Unité standard mesurant la puissance électrique, équivalente à 1 000 watts. Kilowatt-heure (kWh) Unité standard mesurant l’énergie électrique générée ou consommée (capacité exprimée en kW multipliée par une période exprimée en heure). Mégawatt (MW) Unité standard mesurant la puissance électrique, équivalente à 1 000 kW ou 1 million de watts. Mégawatt-heure (MWh) Unité standard mesurant l’énergie électrique générée ou consommée (puissance exprimée en MW multipliée par une période exprimée en heure). Onduleur Dispositif permettant de convertir un courant continu (« CC ») produit par une installation solaire ou éolienne en un courant alternatif (« CA ») compatible avec les réseaux de transport et de distribution d’électricité. Panneau photovoltaïque Principal composant d’un parc solaire, constitué d’un ensemble de cellules photovoltaïques reliées entre elles électriquement, encapsulées dans une enveloppe en plastique ou en verre et soutenues par des matériaux de support, le plus souvent une structure en aluminium. Parité réseau (grid parity) Situation dans laquelle le coût actualisé de production (LCOE) de l’énergie solaire ou éolienne est inférieur ou égal au prix d’achat de l’électricité sur le réseau. Photovoltaïque Processus permettant de produire un courant électrique par l’exposition de matériaux semi‐conducteurs à la lumière. Puissance crête Puissance maximale produite par un panneau photovoltaïque dans des conditions de test standards. Puissance installée Niveau de watt‐crête ou de watt, selon les normes considérées, pour une installation photovoltaïque ou éolienne et stockage, respectivement. PV Abréviation utilisée pour photovoltaïque. Ratio de performance (RP) Ratio exprimé en pourcentage entre la production réelle d’électricité et la production théorique au cours d’une période de référence.

INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES 9 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 383 Projets en phase early stage Un projet (i) situé sur un terrain pour lequel le propriétaire a confirmé son intention de contracter avec le Groupe, (ii) situé à proximité d’un point de raccordement au réseau électrique, (iii) pour lequel des études techniques ont été initiées mais non finalisées. Projets en phase advanced development Projets pour lesquels les éléments suivants devront être réalisés : • immobilier : signature d’un contrat validant l’utilisation du terrain ; • accès au réseau : raccordement préliminaire au réseau confirmé ; • technique : études de préconceptions achevées. Projets en phase tender‐ready Projets pour lesquels les éléments suivants devront être réalisés : • un permis de construire a été obtenu et toutes les conditions préalables à la signature d’un contrat de vente d’électricité sont remplies, dans un pays qui : – dispose d’un programme de développement des énergies renouvelables par le biais de procédures d’appel d’offres récurrentes, ou – présente un marché liquide de contrats de vente d’électricité auprès d’entreprises privées ; • un tarif d’achat obligatoire est disponible et une demande de permis de construire a été soumise. Sur la base de ces critères, un projet qui atteint la phase tender‐ready ne sera pas reclassé à un stade moins avancé tant que : • la dynamique de marché des énergies renouvelables du pays concerné reste inchangée ; et • les exigences pour l’obtention d’un contrat de vente d’électricité demeurent les mêmes. Les projets en phase advanced development et les projets en phase tender-ready forment l’advanced pipeline. Les projets en phase advanced development qui remportent des procédures d’appel d’offres sont considérés comme des projets en phase awarded et ce, sans avoir été préalablement classifiés en tant que projets en phase tender-ready. Projets en phase awarded A : Une première demande d’autorisation (environnementale pour l’éolien ou de permis de construire pour le photovoltaïque) pour le projet a été acceptée et n’est plus susceptible d’appel, et il existe une garantie de conclusion d’un contrat de vente pour l’électricité produite une fois le projet construit ; ou encore B : le projet a remporté une procédure d’appel d’offres ou a signé un contrat long‐terme de vente d’électricité. À ce stade, certaines autorisations additionnelles peuvent être requises pour autant que le Groupe les juge secondaires par rapport à l’autorisation obtenue. En fonction de ce qui pourrait être réalisé durant la phase initiale de développement, l’acquisition de droits fonciers et la réalisation d’études supplémentaires peuvent également être en cours. Les discussions avec le prestataire EPC, ainsi que les négociations relatives au financement du projet, sont généralement avancées à ce stade. Projets en phase « en construction» Pour ces projets, l’instruction de procéder à la construction (notice to proceed) a été notifiée au prestataire EPC. L’actif restera dans cette catégorie jusqu’à son passage en opération conformément aux exigences précisées ci‐dessous. Projets en phase « en opération» L’ensemble des équipements d’une centrale photovoltaïque ou éolienne ou d’une installation de stockage est installé et mis en service, ainsi que son raccordement et l’installation est autorisée à opérer à pleine puissance. Les tests de performance et/ou la production de la documentation prévue au contrat EPC peuvent être encore en cours jusqu’à la date de réception provisoire. Les projets en phase awarded, les projets en construction et les projets en opération forment le secured portfolio. Réseau Ensemble des installations d’infrastructures énergétiques permettant d’acheminer l’énergie électrique des unités de production aux consommateurs.

INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES 9 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2022 384 Silicium monocristallin Matériau de base composant les cellules photovoltaïques, obtenu en faisant fondre le silicium polycristallin raffiné à très haute température puis en le solidifiant en un seul cristal cylindrique de grande dimension. Silicium polycristallin Matériau de base composant les cellules photovoltaïques, obtenu par refonte de morceaux de silicium raffiné puis par solidification dans un creuset en bloc parallélépipédique, puis découpé en lingot rectangulaire constitué de multiples petits cristaux de tailles et de formes différentes. Chaque lingot est ensuite découpé en wafer d’épaisseur très fine. Cette technologie est moins performante que le silicium monocristallin. Société de projet Société spécialement créée ou, dans une moindre mesure, acquise par le Groupe aux seules fins de détenir un actif ou un groupe d’actifs solaires, éoliens ou de stockages du Groupe tout en portant l’endettement relatif au(x) projets détenu(s) (le plus souvent sans recours sur la Société). Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) Système d’information utilisé pour évaluer, optimiser et contrôler la production d’énergie, la performance, la sécurité et plus généralement, le bon fonctionnement d’une installation photovoltaïque ou éolienne ou de stockage en temps réel. Tarif d’achat obligatoire (Feed-in tariff) Mécanisme légal et réglementaire en vertu duquel le prix d’achat de l’électricité produite par une unité de production est imposé à un acheteur au titre de contrats de longue durée. Taux de rentabilité interne d’un projet (Internal rate of return) Taux d’actualisation des flux de trésorerie d’un projet assurant une valeur actualisée nette nulle. Transformateur Dispositif de conversion qui permet de modifier la tension et l’intensité d’un courant électrique en un courant électrique de tension et d’intensité différentes. Watt (W) Unité standard mesurant la puissance électrique d’une installation solaire, éolienne ou de stockage.