Se référer à la note 15 Compte tenu de l’option pour le paiement du dividende en actions, la distribution de dividende décidée par l’assemblée générale du 10 mai 2023 a entraîné la création de 641 364 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,42% du capital) soit 15,8 millions d’euros de dividende en action, et le versement de 3,1 millions d’euros de dividende en numéraire. Au cours de l’exercice 2023, les transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle correspondent à la réévaluation d’un engagement d’achat, ainsi qu’à la cession d’une part minoritaire de titres de participation dans une entité toujours contrôlée par le Groupe. La variation des actions propres correspond aux achats d’actions de Neoen S.A. en vue de leurs attributions dans le cadre de plans d’actions gratuites, ainsi qu’aux achats et ventes effectués dans le cadre d’un contrat de liquidité Se référer à la note 15 Compte tenu de l’option pour le paiement du dividende en actions, la distribution de dividende décidée par l’assemblée générale du 10 mai 2023 a entraîné la création de 641 364 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,42% du capital) soit 15,8 millions d’euros de dividende en action, et le versement de 3,1 millions d’euros de dividende en numéraire. Au cours de l’exercice 2023, les transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle correspondent à la réévaluation d’un engagement d’achat, ainsi qu’à la cession d’une part minoritaire de titres de participation dans une entité toujours contrôlée par le Groupe. La variation des actions propres correspond aux achats d’actions de Neoen S.A. en vue de leurs attributions dans le cadre de plans d’actions gratuites, ainsi qu’aux achats et ventes effectués dans le cadre d’un contrat de liquidité Se référer à la note 15 Compte tenu de l’option pour le paiement du dividende en actions, la distribution de dividende décidée par l’assemblée générale du 10 mai 2023 a entraîné la création de 641 364 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,42% du capital) soit 15,8 millions d’euros de dividende en action, et le versement de 3,1 millions d’euros de dividende en numéraire. Au cours de l’exercice 2023, les transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle correspondent à la réévaluation d’un engagement d’achat, ainsi qu’à la cession d’une part minoritaire de titres de participation dans une entité toujours contrôlée par le Groupe. La variation des actions propres correspond aux achats d’actions de Neoen S.A. en vue de leurs attributions dans le cadre de plans d’actions gratuites, ainsi qu’aux achats et ventes effectués dans le cadre d’un contrat de liquidité Se référer à la note 15 Compte tenu de l’option pour le paiement du dividende en actions, la distribution de dividende décidée par l’assemblée générale du 10 mai 2023 a entraîné la création de 641 364 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,42% du capital) soit 15,8 millions d’euros de dividende en action, et le versement de 3,1 millions d’euros de dividende en numéraire. Au cours de l’exercice 2023, les transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle correspondent à la réévaluation d’un engagement d’achat, ainsi qu’à la cession d’une part minoritaire de titres de participation dans une entité toujours contrôlée par le Groupe. La variation des actions propres correspond aux achats d’actions de Neoen S.A. en vue de leurs attributions dans le cadre de plans d’actions gratuites, ainsi qu’aux achats et ventes effectués dans le cadre d’un contrat de liquidité Se référer à la note 15 Compte tenu de l’option pour le paiement du dividende en actions, la distribution de dividende décidée par l’assemblée générale du 10 mai 2023 a entraîné la création de 641 364 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,42% du capital) soit 15,8 millions d’euros de dividende en action, et le versement de 3,1 millions d’euros de dividende en numéraire. Au cours de l’exercice 2023, les transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle correspondent à la réévaluation d’un engagement d’achat, ainsi qu’à la cession d’une part minoritaire de titres de participation dans une entité toujours contrôlée par le Groupe. La variation des actions propres correspond aux achats d’actions de Neoen S.A. en vue de leurs attributions dans le cadre de plans d’actions gratuites, ainsi qu’aux achats et ventes effectués dans le cadre d’un contrat de liquidité Se référer à la note 15 Compte tenu de l’option pour le paiement du dividende en actions, la distribution de dividende décidée par l’assemblée générale du 10 mai 2023 a entraîné la création de 641 364 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,42% du capital) soit 15,8 millions d’euros de dividende en action, et le versement de 3,1 millions d’euros de dividende en numéraire. Au cours de l’exercice 2023, les transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle correspondent à la réévaluation d’un engagement d’achat, ainsi qu’à la cession d’une part minoritaire de titres de participation dans une entité toujours contrôlée par le Groupe. La variation des actions propres correspond aux achats d’actions de Neoen S.A. en vue de leurs attributions dans le cadre de plans d’actions gratuites, ainsi qu’aux achats et ventes effectués dans le cadre d’un contrat de liquidité Se référer à la note 15 Compte tenu de l’option pour le paiement du dividende en actions, la distribution de dividende décidée par l’assemblée générale du 10 mai 2023 a entraîné la création de 641 364 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,42% du capital) soit 15,8 millions d’euros de dividende en action, et le versement de 3,1 millions d’euros de dividende en numéraire. Au cours de l’exercice 2023, les transactions avec les détenteurs d’intérêts ne donnant pas le contrôle correspondent à la réévaluation d’un engagement d’achat, ainsi qu’à la cession d’une part minoritaire de titres de participation dans une entité toujours contrôlée par le Groupe. La variation des actions propres correspond aux achats d’actions de Neoen S.A. en vue de leurs attributions dans le cadre de plans d’actions gratuites, ainsi qu’aux achats et ventes effectués dans le cadre d’un contrat de liquidité 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. 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. 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. En 2023, les plus ou moins-values de cessions correspondent principalement aux produits nets issus de l’opération de farm-down de la centrale de Cabrela au Portugal pour 27,3 millions d’euros et aux mises au rebut des coûts de développement immobilisés pour (2,2) millions d’euros. En 2022, les plus ou moins-values de cessions correspondaient 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 2023, les autres produits et charges sans incidence de trésorerie comprennent essentiellement des charges de désactualisation. En 2022, ce poste comprenait essentiellement des charges financières liées au refinancement de la dette mezzanine portée par Neoen Production 2. En 2023, la variation du besoin en fonds de roulement s’explique essentiellement par le paiement partiel de la dette constituée auprès d’EDF OA (se référer à la note 22.2), pour un impact de (60,3) millions d’euros, effet partiellement, compensé par (ii) des encaissements de créances clients en Finlande et en Australie pour + 13,8 millions d'euros, (iii) et par des remboursements de créances de TVA pour + 11,8 millions d’euros en France, en Argentine et en Finlande. En 2023, les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise concernent des centrales éoliennes en France (se référer à la note 4.3), et le règlement d’un complément de prix au titre d’un projet en construction en Finlande. En 2023, les cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée correspondent à l’opération de farm-down de la centrale de Cabrela au Portugal pour 26,3 millions d’euros (se référer à la note 4.3). Les acquisitions de la période portent sur des investissements en immobilisations incorporelles pour (33,6) millions d’euros (se référer à la note 13.2) et corporelles pour (410,0) millions d’euros (se référer à la note 13.3) et intègrent la variation des dettes sur fournisseurs d’immobilisations pour (22,0) millions d’euros. En 2023, la variation des actifs financiers correspond principalement à des avances en compte courant auprès de sociétés mises en équivalence. En 2023, Neoen S.A. a procédé au paiement de (3,1) millions d’euros de dividende en numéraire, contre (2,1) millions d’euros en 2022 (se référer à la note 1.3). En 2022, les plus ou moins-values de cessions correspondaient 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 2023, les autres produits et charges sans incidence de trésorerie comprennent essentiellement des charges de désactualisation. En 2022, ce poste comprenait 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 comprenait 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 considérait 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 2022, les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise concernaient principalement des projets en développement en Finlande, au Canada, et en Equateur. En 2022, les cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée correspondaient 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 2022, la variation des actifs financiers correspondait à la constitution de dépôts de garantie liés à la construction et au financement d’actifs de production. En 2022, les transactions avec les participations ne donnant pas le contrôle correspondaient au paiement du solde du put de 19,9% associé à la centrale de Mutkalampi (option de vente exercée en 2021).

Sommaire

INTRODUCTION

DÉVELOPPEMENT DURABLE ET

RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE*

206

208

211

Producteur d’énergie exclusivement renouvelable

Le mot du président

Nos métiers

5.1 La RSE, au coeur de notre organisation

5.2 Taxonomie Verte : évaluer la durabilité

de nos activités

5.3 Présentation des principaux risques extra-ﬁnanciers 211

5.4 Nos équipes

5.5 Nos projets

5.6 Nos communautés

5.7 Reporting sur le règlement Taxonomie Verte

5.8 Indicateurs extra-financiers

5.9 Note méthodologique

Nos ressources

Notre modèle en quelques chiffres

Les faits marquants 2023

Notre ambition pour 2025

Gouvernance

213

222

227

231

235

243

245

PRÉSENTATION

5.10 Rapport de l’organisme tiers indépendant

1.1 Présentation générale*

1.2 Description du marché des énergies renouvelables 21

RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT

D’ENTREPRISE*

1.3 Description des activités du Groupe*

1.4 Propriété intellectuelle*

250

6.1 État de la gouvernance

6.2 Organisation du gouvernement d’entreprise

252

262

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE*

6.3 Rémunérations de l’ensemble

des mandataires sociaux

6.4 Autres informations

6.5 Rapport spécial des commissaires aux comptes

sur les conventions réglementées

2.1 Indicateurs alternatifs de performance

2.2 Informations sur les principales

données opérationnelles

278

308

2.3 Perspectives et tendances

313

2.4 Analyse de l’activité et du résultat

2.5 Financements et investissements

2.6 Procédures judiciaires et d’arbitrage

CAPITAL ET ACTIONNARIAT

316

2.7 Changement significatif de la situation

financière ou commerciale

2.8 Autres informations

7.1 Renseignements concernant la Société*

7.2 Capital*

7.3 Actionnariat*

318

319

329

7.4 Marché du titre et relations avec les actionnaires 332

FACTEURS ET GESTION DES RISQUES* 86

INFORMATIONS COMPLÉMENTAIRES 336

3.1 Principaux risques auxquels le Groupe est exposé 88

3.2 Assurances et gestion des risques

113

8.1 Personnes responsables

8.2 Responsables du contrôle des comptes

338

ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS

DES COMMISSAIRES AUX COMPTES*

8.3 Informations financières historiques incluses

par référence

120

339

340

346

8.4 Documents accessibles au public

8.5 Tables de concordance

8.6 Glossaire

4.1 Comptes consolidés du Groupe

au 31 décembre 2023

4.2 Rapport de certification des commissaires

aux comptes sur les comptes consolidés

du Groupe au 31 décembre 2023

122

178

182

4.3 Comptes annuels de Neoen S.A.

au 31 décembre 2023

4.4 Rapport de certification des commissaires

aux comptes sur les comptes annuels

de Neoen S.A. au 31 décembre 2023

202

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.

PRODUCTEUR D’ÉNERGIE EXCLUSIVEMENT RENOUVELABLE

Créé en 2008, Neoen s’est imposé comme un acteur

et les opérons dans la durée. Notre modèle consiste à

conserver le contrôle de nos actifs. Notre taux de détention

en 2023 est supérieur à 93%. Cette stratégie nous permet

d’être garants de la qualité et de la performance de nos

actifs à long terme.

indépendant et incontournable des énergies renouvelables

dans le monde, avec une présence dans une quinzaine de

pays à la fin de l’année 2023.

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.

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 439 collaborateurs de 48 nationalités différentes, elles

sont le socle de notre identité et les repères intangibles de

notre comportement au quotidien.

Premier producteur indépendant français d’électricité

exclusivement renouvelable, nous développons nos propres

projets, en assurons le financement et la maîtrise d’ouvrage,

notre mission

Penser et mettre en œuvre les moyens de produire

durablement et à grande échelle,

l’électricité renouvelable la plus compétitive

solaire

éolien

stockage

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.

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

Salvador et en Suède.

Le stockage est la meilleure

réponse à l’intermittence des

énergies renouvelables. La

Victorian Big Battery, d’une

capacité de 300 MW / 450

MWh, est l’une des unités

de stockage par batteries

lithium-ion les plus puissantes

au monde. Nous disposons

désormais de centrales de

stockage en Australie, en

France, en Finlande, au

Salvador et en Suède.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

LE MOT DU PRÉSIDENT

Neoen s’affirme

plus que jamais comme

un acteur majeur

de son secteur

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 forte et créatrice de valeur. Pour sa sixième année de

cotation sur Euronext Paris, Neoen a continué à développer

avec dynamisme son portefeuille d’actifs pour atteindre 8 GW

de capacité en opération ou en construction, progressant de

plus de 20% en 2023. Nous sommes donc pleinement conﬁants

dans notre capacité à atteindre 10 GW en opération ou en

construction dans le courant de l’année 2025.

En tant que pure-player, notre stratégie s’articule autour d’un

mix technologique complet : solaire, éolien et stockage. Elle

repose également sur la diversiﬁcation géographique de notre

portefeuille d’actifs : en Australie, avec 3,75 GW de capacités

en opération ou en construction, et en France (1,6 GW).

Neoen dispose aussi d’un gigawatt d’actifs en opération ou

en construction en Europe du Nord comme sur le continent

américain. Cette stratégie de diversiﬁcation est également

retenue pour nos projets futurs : en évitant toute concentration

du risque sur de trop grands projets, Neoen poursuit avec

régularité et constance sa forte croissance.

Xavier Barbaro

Président - directeur général

Enﬁn, en afﬁchant un résultat net positif pour la treizième

année consécutive, Neoen continue de démontrer sa capacité

à conjuguer croissance et création de valeur. En 2023, Neoen

a renforcé ses capacités ﬁnancières, en ayant réussi son

augmentation de capital en mars, destinée à accroitre sa

capacité d’investissement. Neoen a également poursuivi sa

politique de farm-down, qui lui assure une capacité d’auto-

ﬁnancement.

L’expertise de Neoen lui a permis de remporter en 2023

plus de 1 670 MW de nouveaux projets dans l’ensemble

de ses régions - Australie, Europe et Amériques - et de

ses technologies. Avec près de 440 collaborateurs, le

renforcement de nos équipes dans chacune de nos

implantations permet d’être plus près des projets et d’avoir

une connaissance ﬁne des marchés où nous opérons, pour

toujours plus de compétitivité et de pertinence.

Dans un contexte de remontée des taux d’intérêt et de difﬁcultés

opérationnelles de certains de nos pairs qui ont fait d’autres

choix technologiques ou géographiques, Neoen a gardé son

cap : celui d’une croissance à la fois forte et créatrice de valeur,

diversiﬁée et prévisible.

En 2023, nous avons également intensiﬁé nos investissements

dans le stockage en Finlande, en Suède et en Australie. En

particulier, Neoen met en oeuvre une stratégie d’augmentation

de la durée de stockage de ses batteries: Collie Battery est

ainsi notre premier actif ayant une capacité de 4 heures.

Neoen s’afﬁrme plus que jamais comme un acteur majeur

de son secteur.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

NOS RESSOURCES

NOS ACTIONNAIRES AU 31 DÉCEMBRE 2023

4,39% Bpifrance

6,92 % FSP

Nombre

d’actions

152 122 449

42,17 % Impala^*

45,24 % Flottant

1,28 % Cartusia / M. Xavier Barbaro^*

* Impala et Cartusia agissent de concert.

Cartusia est un véhicule d’investissement long terme contrôlé par M. Xavier Barbaro et les membres de sa famille.

42,17%

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 et Tag Energy), les Technologies (détention de participations dans Technoplus Industries, Edgyn, Inexto),

les Cosmétiques (détention de participations dans Laboratoire Native propriétaire des marques Roger Gallet, Lierac

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 participations dans

Eiffel Investment Group et dans des projets de très forte croissance en Chine), l’immobilier et l’hôtellerie (des projets

immobiliers résidentiels en région parisienne, au Luxembourg, en Espagne; un groupe hôtelier au Portugal et en France).

Impala est un investisseur durable et de long terme.

6,92%

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 2023, le FSP détenait dix participations dans le capital des sociétés Arkema, Seb,

Eutelsat Group, Tikehau Capital, Elior Group, Neoen, Valeo, Believe, Soitec et Verkor. 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.

4,39%

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.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

LES FAITS MARQUANTS 2023

Une augmentation de capital

réussie pour financer notre

croissance

En mars, Neoen a réalisé avec succès une

augmentation de capital de 750 M€. L’opération a

bénéficié de la participation massive d’investisseurs

déjà présents au capital, en particulier ses actionnaires

historiques, comme celle de nouveaux investisseurs.

Cette augmentation de capital a très significativement

renforcé le bilan de Neoen, lui donnant les moyens

d’atteindre une capacité installée de plus de 10 GW

courant 2025.

Une intensification

des investissements

dans le stockage

Conformément à sa stratégie, Neoen a intensifié ses

investissements dans le stockage en 2023 : sa capacité

atteint désormais 1,6 GW / 3,1 GWh de batteries

en opération ou en construction dans cinq pays et

des projets en développement dans plus des deux

tiers de ses pays. Par ailleurs, Collie Battery, dont la

construction a été lancée en juin en Australie, est la

première batterie longue durée de Neoen avec une

capacité de 4 heures pour 219 MW. Elle illustre la

volonté de Neoen d’allonger la durée de stockage de

ses batteries afin d’étendre la palette des services à

valeur ajoutée qu’elle propose.

Premières centrales solaires

en construction en Italie

et en Suède

Moins de deux ans après le lancement de ses activités

en Italie, Neoen a démarré la construction de ses trois

premières centrales solaires dans le nord du pays.

Avec plus de 50 projets en développement, Neoen

affirme son ambition de devenir un acteur de référence

en solaire et en stockage en Italie.

En Suède, où la société apporte déjà des solutions

pour accélérer la transition énergétique avec ses parcs

éoliens et ses batteries, Neoen a lancé en 2023 la

construction de Hutlsfred, 100 MWc, la plus grande

centrale solaire du pays.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

NOTRE AMBITION POUR 2025

CAPACITÉ CIBLE À FIN 2025*

≥

10_GW

2025

8,0_GW

Déc. 2023

6,6_GW

Déc. 2022

Déc. 2019

Sept. 2018

1^GW

Janv. 2017

2008

*capacité en opération ou en construction.

PERSPECTIVES²ET TENDANCES

Neoen prévoit pour l’année 2024 un EBITDA ajusté compris entre 530 et 560 millions d’euros³, soit une croissance annuelle

à deux chiffres comme annoncé dans son plan stratégique, ainsi qu’un taux de marge d’EBITDA ajusté supérieur à 85%.

Le Groupe conﬁrme par ailleurs son ambition de voir son EBITDA ajusté dépasser 700 millions d’euros en 2025 et sa capacité

totale en opération ou en construction atteindre 10 GW dans le courant de l’année 2025. L’ensemble des objectifs du Groupe

tient compte de la meilleure estimation à date du calendrier d’exécution de ses projets et de sa vision actuelle de l’évolution

des prix de marché.

CALENDRIER FINANCIER 2024

2 mai 2024

14 mai 2024

Chiffre d’affaires du 1^ertrimestre 2024 et données opérationnelles

Assemblée générale des actionnaires

25 juillet 2024

5 novembre 2024

Résultats du premier semestre 2024

Chiffre d’affaires des 9 premiers mois 2024 et données opérationnelles

²Ces perspectives ont été élaborées (i) conformément aux méthodes comptables appliquées aux informations ﬁnancières historiques (se reporter aux notes 1 et 2

de la section 4.1 du présent document) et (ii) sur la base du périmètre de consolidation de Neoen à ﬁn décembre 2023. La déﬁnition de l’EBITDA ajusté est

identique à celle qui a été retenue à ﬁn décembre 2023 (se reporter au paragraphe 2.1.1 du présent document).

³Cette prévision d’EBITDA ajusté tient compte des produits nets de cessions de projets et d’actifs du portefeuille que le Groupe anticipe de réaliser dans le

cadre de l’activité de farm-down, pour une contribution qui demeurera inférieure à 20% de l’EBITDA ajusté de l’exercice et 20% de la croissance annuelle du

portefeuille sécurisé.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

PRÉSENTATION

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 d’Energy Management et ses offres de

contrats de ventes d’électricité sophistiqués qui peuvent s’appuyer

sur son activité de stockage.

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.

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 %¹de sa capacité installée hors stockage.

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.

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 de

ses projets et actifs, en organisant leur construction, leur structuration

ﬁnancière, jusqu’à leur mise en opération puis en les exploitant.

Notre stratégie

Consolider nos positions géographiques existantes

Neoen est un acteur diversifié géographiquement, présent au

31 décembre 2023 dans 3 zones géographiques (Amériques,

Europe-Afrique, Australie) à travers ses équipes locales.

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 décotés ou offrant un

potentiel de repowering.

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 et actifs, leur

taille moyenne et leur compétitivité.

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’il 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.

À horizon 2030, Neoen ambitionne d’être un leader local dans les

pays dans lesquels il opère au sein de ces 3 zones géographiques.

Être un intégrateur d’énergie, spécialiste du solaire, de

l’éolien et du stockage

Neoen dispose d’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 mieux maîtriser sa production.

Neoen conçoit et propose ainsi des solutions énergétiques intégrées

pour accélérer la transition énergétique.

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 et d’actifs de son portefeuille

(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 au ﬁnancement de la construction

de nouveaux actifs. Neoen prévoit, dans la mesure du possible,

de maintenir une détention minoritaire au sein des projets et actifs

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 et actifs.

En outre, Neoen ayant identifié le potentiel des batteries de

grande taille pour son activité, sa stratégie s’articule autour d’une

augmentation signiﬁcative de ses investissements dans le secteur

du stockage. En combinaison avec son expertise en energy

management, Neoen a ainsi la capacité d’assurer une meilleure

intégration des sources d’énergie renouvelable dans le paysage

énergétique d’une zone géographique et d’optimiser ses actifs

présents et futurs afin d’enrichir la gamme de services à valeur

ajoutée à destination de ses clients (PPA baseload…). À horizon

2030, Neoen ambitionne de s’appuyer sur son expertise en matière

de stockage et d’energy management comme élément clef de

différenciation vis-à-vis de ses concurrents.

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 moyen ou 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.

Vendre notre énergie via différents canaux

Au-delà des contrats de vente d’électricité auprès des contreparties

publiques et des distributeurs d’électricité, qui continuent d’offrir

des perspectives de revenus solides pour Neoen dans plusieurs

géographies (Australie, France et Italie notamment), le Groupe

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.

¹Ce 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).

20 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

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,

locale, et à des prix compétitifs.

Dans son dernier World Energy Outlook (2023), l’Agence international de l’énergie (IEA) estime que les capacités de production d’énergie,

toutes sources confondues, devraient passer de 8,6 TW en 2022 à 26,0 TW en 2050, soit le triple. Parmi ces sources d’énergie, le solaire

devrait connaître la plus forte progression, avec un taux de croissance annuel moyen proche de 9% 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 24% environ en 2022 à 64% en 2050.

Prévision de capacité de production d’électricité installée (en GW)

14ꢀ000

12ꢀ000

10ꢀ000

8ꢀ000

6ꢀ000

4ꢀ000

2ꢀ000

2010

2022

2030

Gaz

2035

Hydro

2040

2050

Solaire

Eolien

Charbon

Autre

Source : International Energy Agency (2023), World Energy Outlook 2023, IEA, Paris.

Prévisions d'évolution de la production d’énergie renouvelable par zone géographique

Australie (en TWh)

Europe (en TWh)

Amérique Centrale et du Sud (en TWh)

223

656

2 382

422

1 452

1 304

753

252

160

557

119

245

2022

2030

2050

2022

2030

2050

2022

2030

2050

 Solaire

 Éolien

 Solaire

 Éolien

 Solaire

 Éolien

TCAM 2022-2050E : + 7,2 %

TCAM 2022-2050E : + 7,5 %

TCAM 2022-2050E : + 6,6 %

TCAM 2022-2050E : + 5,3 %

TCAM 2022-2050E : + 4,0 %

TCAM 2022-2050E : + 7,7 %

TCAM: Taux de Croissance Annuel Moyen.

Source: World Energy Outlook 2023, IEA & étude Baringa Australia NEM Reference Case projections & Australian Government.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

PRÉSENTATION

L’augmentation attendue de la part du solaire et de l’éolien dans • la compétitivité du solaire et de l’éolien, qui sont aujourd’hui les

le mix énergétique résulte de plusieurs dynamiques positives, et

notamment:

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 historiques du fait de facteurs technologiques et

opérationnels.

• l’engagement des États 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;

Baisse des coûts moyens d’installation depuis 2010 (en USD/kW)

6 000

5 000

Solaire photovoltaïque : - 83 %

Éolien terrestre : - 42 %

4 000

3 000

2 000

1 000

2020

2010

2011

2012

2013

2014

 Solaire photovoltaïque

Source: IRENA (2022), Renewable Power Generation Costs in 2022, International Renewable Energy Agency

2015

2016

2017

2018

2019

2021

2022

 Éolien terrestre

• 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 ;

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.

• 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»²et 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

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

²RE100 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.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

solaires et éoliennes quand cette production excède la demande

sur le réseau et aurait normalement été «effacée» (curtailement).

• 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. 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.

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.

Prévisions d’évolution mondiale

des capacités de stockage

En 2023, 42 GW / 99 GWh de batteries étaient déployés. La

capacité mondiale de stockage des batteries devrait être multipliée

par 15 entre 2021 et 2030, avec 650 GW/1 877 GWh de batteries

installées dans le monde d’ici 2030 selon le dernier rapport de

recherche Bloomberg NEF (BNEF, 2023).

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 États-Unis et la Chine devraient représenter plus de la moitié

des nouvelles installations de stockage mondiales d’ici 2030.

Cependant, dans le contexte de crise énergétique, l’Europe

poursuit le rattrapage de son retard et devrait représenter 24%

des capacités installées en 2030. Les politiques de soutien en

faveur des énergies renouvelables, les engagements climatiques

de la part des gouvernements et le besoin croissant en ressources

ﬂexibles sont les moteurs communs de cette croissance.

Les contrats de vente ne sont, en règle générale, pas indexés

sur les prix du pétrole ou du gaz, mais peuvent être indexés

totalement ou partiellement sur l’inﬂation. Ils peuvent également

contenir une protection partielle ou totale contre les variations

des taux de change dans les pays émergents.

Dans ce contexte, le secteur rencontre toutefois quelques

difﬁcultés qui pourraient ralentir la tendance à court terme. Les

problèmes ponctuels d’approvisionnement, 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 des années 2022 et 2023. Cependant, la pénétration

croissante des énergies renouvelables fait du stockage d’énergie

une ressource ﬂexible et incontournable de nombreux systèmes

électriques.

Les producteurs peuvent compléter les revenus qu’ils tirent des

contrats ci-dessus par des ventes d’électricité sur les marchés spot.

Ces ventes peuvent aussi être réalisées au moyen de contrats ou

de couvertures physiques, ou ﬁnancières, à court terme.

Ces ventes peuvent intervenir :

• entre la mise en service de la centrale et l’entrée en vigueur du

contrat de vente d’électricité ;

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».

• 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.

1.2.3 STRUCTURE DES MARCHÉS

1.2.3.1 MODALITÉS DE VENTE

DE L’ÉLECTRICITÉ

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 :

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.

• 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 ;

Cette typologie peut être résumée comme suit :

• 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 ;

• 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

de production d’électricité à un prix donné;

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

PRÉSENTATION

• une rémunération de régulation de fréquence : il s’agit de

rémunérer des services de stabilisation vendus aux gestionnaires

de réseaux ;

post covid et des prix de l’électricité dans un contexte de crise

énergétique en Europe) et 2023 (hausse forte des taux d’intérêts)

n’ont pas fondamentalement modifié ce mouvement de fond

même si le prix unitaire de l’électricité renouvelable a été amené

à augmenter tout particulièrement au cours de l’hiver 2022-2023.

• 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 (Revenu

d’arbitrage).

1.2.4 ENVIRONNEMENT

CONCURRENTIEL

À noter que les 3 dernières catégories de rémunérations précitées

peuvent également être réalisées par des installations de stockage

indépendantes (directement connectées au réseau).

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 des investisseurs

pour la détention de portefeuilles d’actifs renouvelables.

1.2.3.2TENDANCES 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. 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 donc améliorer le proﬁl ﬁnancier de l'actif entre la mise

en service de la centrale et l’entrée en vigueur du contrat de vente

d’électricité. En outre, certains actifs peuvent fournir des services

rémunérés de capacité ou de la régulation de fréquence pour

compléter la vente d’électricité.

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 TotalEnergies, 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.

Développement de l’activité de stockage. Les progrès

technologiques et la baisse à long terme 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.

Neoen est un des principaux producteurs indépendants d’énergie

exclusivement renouvelable dans les pays dans lesquels le Groupe

est implanté ou a 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 énergéticien renouvelable en Australie.

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.

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 pour

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.

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 des années 2022 (augmentation des coûts

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

1.3 DESCRIPTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE

1.3.1 ACTIVITÉS ET CHIFFRES CLÉS

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 et d'actifs de son portefeuille (farm-down), 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.

Au 31 décembre 2023, le Groupe comptait 439 collaborateurs. L’activité se déploie sur 4 continents.

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

AMÉRIQUE

d’énergie de centrales solaires ou éoliennes).

Au 31 décembre 2023, le Groupe disposait

de 19 installations de stockage en opération

Canada

ou en construction, d’une capacité cumulée

de 1 582 MW pour 3 127 MWh de capacité

de stockage.

Mexique

Salvador

Chiffre d’affaires

En millions d’euros

EBITDA ajusté⁽¹⁾

En millions d’euros

Jamaïque

91,6

Équateur

68,1

Argentine

57,1

53,7

Pays avec des actifs en opération ou en construction

Autres pays avec des projets «Awarded»

2022

2023

2022

2023

Autres pays avec des projets «Advanced development»

Chiffre d’affaires

En millions d’euros

EBITDA ajusté⁽¹⁾

En millions d’euros

213,7

208,8

181,6

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 2023,

le Groupe disposait de 100 installations solaires en

opération ou en construction d’une capacité cumulée

de 4009 MWc.

194,1

2022

2023

2022

2023

(1) La notion d’EBITDA ajusté est définie au paragraphe 2.1.1 du présent document.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

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 2023:

Disponibilité

moyenne

des

Production

des

Capacité

des

Nombre Capacité des

Nombre

installations d’installations

installations en opération en

installations

construction construction

d’installations installations

en opération en opération en opération

Zone

en 2023

Activité

Solaire

géographique

au 31.12.2023

(en MW)

925

908

875

1 061

678

en 2023

99,0%

98,1%

85,4%

92,5%

97,3%

N/A

(en GWh)

au 31.12.2023

(en MW)

768

440

Europe-Afrique

Australie

734

1 368

1 670

2 052

1 712

N/A

Amériques

Europe-Afrique

Australie

240

412

Éolien

Amériques

Europe-Afrique

N/A

203

844

Stockage Australie

Amériques

470

N/A

TOTAL

134

4 983

93,4%

7 536

3 000

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.

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 effectue les démarches préparatoires en

vue de l’obtention des permis et autorisations.

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

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,

celle-ci est en mesure d’apprécier si le profil risque-rendement

du projet justifie des investissements supplémentaires.

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.

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.

Le Groupe travaille de plus en plus avec des acheteurs privés,

dans le cadre d’appels d’offres ou de gré à gré, et considère

ceux-ci comme une opportunité prometteuse pour l’avenir.

Pour de plus amples détails au sujet des différents types

de contrats de vente d’électricité conclus par le Groupe, se

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

reporter au paragraphe 1.3.4.2 «contrats de vente d'électricité»

du présent document.

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.

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.

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.

(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.

(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.

En général, le Groupe structure entièrement ses projets (en

s’appuyant sur les phases initiales de développement) aussitôt

qu’une solution de commercialisation de l’électricité a été déﬁnie.

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 certains permis principaux soient

obtenus préalablement aux discussions sur les PPAs, d’autres

permis secondaires arrivent juste avant le début des travaux);

Le chef de projet construction est responsable de tous les aspects

techniques et de construction de l'actif, 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.

• la réalisation d’études de connexion pour comprendre les conditions

de raccordement 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;

(v) Farm-Down de projets et d’actifs

• la recherche de ﬁnancements de projets, très majoritairement

long terme et sans recours, et l’organisation du package de

sûretés et de garanties;

Depuis 2021, Neoen procède, de manière régulière mais sélective

à la cession totale ou majoritaire de projets et d’actifs de son

portefeuille (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 et actifs 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 et actifs.

• 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. 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 ses revenus initiaux. Le Groupe est ainsi en

mesure de créer une valeur signiﬁcative à partir de ses processus

de structuration accélérée.

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. En 2023, le Groupe a notamment cédé 100%

de la centrale solaire de Cabrela au Portugal, et plusieurs centrales

solaires en France. Pour plus de détail, le lecteur est invité à se

reporter au paragraphe 2.4.1.3 «opérations de farm-down» du

présent document.

(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

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

PRÉSENTATION

cadre de contrats O&M contenant des garanties contractuelles

et des paiements compensatoires en cas de défauts. 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.

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 :

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

early stage

Projets pour lesquels les éléments suivants ont été réalisés:

Projets en phase

advanced

• immobilier: signature d’une promesse de bail, de vente ou lauréat d’une autorisation d’occupation temporaire sur un terrain

appartenant à l’État;

development

• accès au réseau: raccordement préliminaire au réseau conﬁrmé;

• technique: lancement des études environnementales.

Projets pour lesquels les éléments suivants ont été réalisés :

• un permis de construire a été obtenu, une solution de raccordement au réseau a été conﬁrmée 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

Projets en phase

tender-ready

– présente un marché liquide de contrats de vente d’électricité auprès d’entreprises privées.

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.

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

awarded

Actifs en phase

Pour ces actifs, l’instruction de procéder à la construction (notice to proceed) a été notiﬁée au prestataire EPC. L’actif restera

«en construction»

dans cette catégorie jusqu’à son passage en opération conformément aux exigences précisées ci-dessous.

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 actifs en construction et les actifs en opération forment le secured portfolio.

Actifs en phase

«en opération»

Enﬁn il est possible pour un projet de passer directement de tender-ready à «en construction» au moment de la mise en construction

de l'actif et dans le cas où l’électricité est vendue sur le marché de gros.

– Azur Stockage, Antugnac Stockage et Pod Tredan en France,

pour une puissance combinée de 22 MW/22, 6 MWh,

1.3.2.3 STOCKAGE D’ÉNERGIE

Le stockage d’énergie occupe une place importante au sein

des activités du Groupe. 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 va continuer de se développer fortement, pour devenir

un élément essentiel des réseaux électriques, complémentaire aux

installations de production d’énergies renouvelables.

– et Yllikkäla Power Reserve (30 MW/30 MWh), qui est la

première batterie indépendante et de grande capacité à

être raccordée au réseau ﬁnlandais,

– à cela s’ajoutent des batteries couplées respectivement à la

centrale éolienne de Bulgana en Australie (20 MW/34 MWh) et

aux centrales solaires de Capella et Providencia.au Salvador.

En outre, Neoen a lancé la construction de batteries suivantes:

– Capital Battery (117 MW / 234 MWh), Blyth Battery (238 MW

/ 477 MWh), Western Downs Battery (270 MW / 540 MWh) et

Collie Battery (219 MW / 877 MWh), première batterie d’une

durée de 4h du Groupe, en Australie,

Neoen est l’un des leaders mondiaux du stockage. À ﬁn décembre

2023, le Groupe possède 1,5 GW/3 GWh de batteries en construction

ou en opération, directement raccordées au réseau pour la plupart

d’entre elles, dont les suivantes sont déjà en service:

– Storen Power Reserve (52 MW / 52 MWh) et Isbillen Power

Reserve (93,9 MW / 93,9 MWh), ses deux premières batteries

en Suède,

– en Australie, Hornsdale Power Reserve (150 MW/193,5 MWh)

et Victorian Big Battery (300 MW/450 MWh), qui ﬁgurent

parmi les plus grandes batteries au monde,

– ainsi que Yllikkälä Power Reserve Two (56 MW/113 MWh)

en Finlande, la plus grande batterie des pays nordiques.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

• réserve secondaire. Le réseau électrique fournit un signal

aux différents fournisseurs de réserve aﬁn qu’ils modiﬁent

la production de leur centrale en injectant de l’électricité

dans le réseau ou en absorbant l’électricité aﬁn de corriger

le déséquilibre.

(i) Politique de développement des installations de

stockage d’énergie

Les installations de stockage d’énergie sont donc rapidement

devenues pour Neoen une priorité, également du fait des

synergies importantes existantes entre les installations de

stockage d’énergie et les activités solaires et éoliennes du

Groupe (activités communes de développement: gestionnaires

de réseaux, administrations…).

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.

Comme pour les autres activités de Neoen, le Groupe a établi

des partenariats clés avec des fournisseurs et des intégrateurs de

premier plan, tout en préservant son indépendance opérationnelle

et industrielle. En outre, Neoen a renforcé son expertise en

gestion de l’énergie grâce à son équipe Energy Management,

principalement sur les marchés australiens et européens, aﬁn

d’optimiser l’exploitation de ses actifs de stockage sur plusieurs

marchés géographiques.

(iii) 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 requiert 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.

La signature du premier contrat baseload avec le groupe minier

australien BHP en 2022 a démontré la capacité de Neoen à

intégrer harmonieusement ses actifs (solaire, éolien et stockage,

couplé à son expertise d’Energy Management) dans une offre

globale, optimisant leur valeur.

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.

En 2023, le Groupe a conﬁrmé qu’il allait intensiﬁer ses

investissements dans le stockage, et allonger la durée de

stockage des nouvelles batteries (2 heures), aﬁn de diversiﬁer

sa gamme de services à valeur ajoutée.

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. Cette initiative a bénéﬁcié d’un

soutien du gouvernement d’Australie-Méridionale, ainsi que celui

de l’Australian Renewable Energy Agency (ARENA).

(ii) 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 ;

(iv) Réserve de capacité

• à la hausse (supérieur à 50 Hz) lorsque la production est

plus importante que la consommation.

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.

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.

Les batteries raccordées aux réseaux 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)

ou en Europe Frequency containment reserves (FCR) se décline

sous plusieurs formes:

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, la batterie

de Collie en Western Australia a gagné un contrat de capacité

(NCESS) en juin 2023 suite à un appel d’offres gouvernemental.

(v) Déplacement d’énergie (Load shifting)

• réserve primaire. Le gestionnaire du réseau indique en

permanence (par exemple, toutes les quatre secondes) aux

fournisseurs de réserve, les augmentations ou diminutions

requises dans la production d’électricité aﬁn d’atteindre ou

de maintenir une fréquence adéquate;

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

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

PRÉSENTATION

photovoltaïques et éoliennes et d’avoir une meilleure adéquation

entre les périodes de forte production renouvelable et les périodes

de forte consommation en électricité.

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.

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.

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.

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

1.3.3 MARCHÉS GÉOGRAPHIQUES

À la date du présent document, le Groupe est présent dans trois régions et plus de 15 pays. 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.

Les marchés nationaux au sein desquels le Groupe possède des actifs en opération ou en construction sont présentés ci-après par zone

géographique. À 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 AUSTRALIE

Kaban

Solaire

Éolien

En opération : 908 MWc

En opération : 678 MW

En construction : 440 MWc

En construction : 412 MW

Western Downs

En construction

Hornsdale HPRX

Dubbo

Blyth Battery

En construction

Parkes

Griffith

Coleambally

Collie Battery

En construction

Stockage

7 Bureaux

Adélaïde • Brisbane

Canberra • Hobart • Melbourne

Perth • Sydney

Goyder South Stage 1

En construction

Capital Battery

En construction

En opération : 470 MW / 678 MWh

Numurkah

Bulgana

Culcairn

En construction : 844 MW / 2 128 MWh

En construction

Victorian Big Battery

Puissance totale : 3,8 GW⁽¹⁾

En opération : 2 056 MW

En construction : 1 696 MW

(1) Au 31 décembre 2023

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 2023, le portefeuille d’actifs

en opération ou en construction du Groupe en Australie était

composé de:

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.

• 7 actifs éoliens pour 1 090 MW en opération ou en construction;

• 7 actifs solaires pour 1 348 MWc en opération ou en construction;

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, et à devenir «net zero» à horizon 2050. Dans le

cadre de cet engagement, le gouvernement fédéral a annoncé

l’objectif d’augmentation de la part des énergies renouvelables

de 37% actuellement à 82% d’ici 2030.

• 10 actifs de stockage pour 1 314 MW/2 805 MWh en opération

ou en construction;

• 7 bureaux situés à Sydney, Canberra, Adelaide, Brisbane,

Perth, Hobart et Melbourne, et un total de 98 collaborateurs.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

Cet objectif est soutenu par plusieurs politiques au niveau fédéral,

avec notamment l’expansion récente du Capacity Investment

Scheme (CIS) visant à ajouter 32 GW de nouvelles capacités

renouvelables via des appels d’offres biannuels à partir d’avril 2024.

Ce volume équivaut environ à la moitié de la capacité actuellement

installée, et comprends 23 GW de nouvelles capacités solaires et

éoliennes, ainsi que 9 GW de capacité de «ﬁrming renewables».

En garantissant un revenu minimum et maximum, le gouvernement

offre ainsi une plus grande certitude aux projets retenus dans le

cadre des appels d’offres du CIS.

Capacités de production électrique

En novembre 2023, la capacité électrique installée sur le NEM,

était d’environ 62,7 GW, comprenant des capacités de charbon

(21,3 GW), de gaz (11,9 GW), hydrauliques (8,0 GW), éoliennes

(10,6 GW), solaires (8,8 GWc) et autres (2,2 GW).

Capacité installée par technologie (en MW)

2 170

Le développement des énergies renouvelables est également

encouragé par le programme Renewable Energy Target (RET), qui

attribue des certiﬁcats verts (large-scale generation certiﬁcates,

LGCs) pour chaque unité d’électricité produite jusqu’en 2030, et

contraint les gros consommateurs d’énergie à les acheter. Le RET

prévoit la production de 33 TWh supplémentaires d’électricité

verte par an. Par ailleurs, le gouvernement a récemment adopté un

objectif de réduction des émissions dans ses objectifs nationaux

en matière d’électricité, et a lancé un fonds de 20 milliards de

dollars australiens intitulé «Rewiring the Nation» pour investir

dans le réseau électrique.

7 999

21 255

8 815

10 582

11 924

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 5 GW de

centrales à charbon devraient être démantelées puis près de

8 GW supplémentaires d’ici 2035. Il est prévu que près de la

totalité du parc de centrales à charbon soit démantelée d’ici 2050.

 Charbon

 Gaz

 Éolien

 Solaire

 Hydraulique

 Autres

Source: AEMO (Données octobre 2023)

À horizon 2030, les unités éoliennes et solaires devraient

respectivement représenter 28,9 GW et 13,6 GWc de capacités

installées, soit un accroissement de 19,2 GW et 7,5 GWc par

rapport à 2022 (Source: Baringa, Q3, 2023).

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.

Ainsi, l’État de Canberra a atteint 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

Nouvelle-Galles du Sud de 46% pour 2030 ainsi qu’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 2023:

• 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 Nouvelle-Galles du Sud: des appels d’offres pour

930 MW d’énergie renouvelables, supportés par le Capacity

Investment Scheme (CIS), en plus de 950 MW de production

et 550 MW de stockage longue durée;

• États de South Australia et Victoria: un appel d’offres soutenu par

le Capacity Investment Scheme (CIS) pour 600 MW d’énergies

renouvelables et de stockage à répartir en South Australia

et Victoria.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

PRÉSENTATION

1.3.3.2 EUROPE–AFRIQUE

Solaire

Éolien

En opération : 925 MWc

En opération : 1 061 MW

En construction : 240 MW

En construction : 768 MWc

Stockage

18 Bureaux

8 bureaux France • Dublin • Helsinki

• Karlsruhe • Lappeenranta

En opération : 52 MW / 52 MWh

En construction : 202 MW / 259 MWh

• Lisbonne • Rome • Brescia

• Modène • Stockholm • Lusaka

Pays avec des actifs en

opération ou en construction

Puissance totale : 3,2 GW⁽¹⁾

En opération : 2 038 MW

En construction : 308,1 MW

Autres pays avec des

projets en développement

(1) Au 31 décembre 2023

La construction de la centrale de Metoro (41MWc) est suspendue de façon permanente, et l’actif est en cours de cession.

d’achat. Dans le mécanisme du complément de rémunération,

A. PRINCIPAUX MARCHÉS NATIONAUX

France

le Groupe vend l’électricité sur le marché par l’intermédiaire

d’un agrégateur et conclut avec EDF OA un contrat de vente

d’électricité prévoyant un mécanisme de contrat pour différence

(contract for difference) par lequel le Groupe 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.

Neoen a été créé en France en 2008, et est aujourd’hui le premier

producteur français indépendant d’énergies exclusivement

renouvelables. Au 31 décembre 2023, le portefeuille d’actifs

en opération ou en construction du Groupe en France était

composé de :

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:

• 37 actifs éoliens pour 503 MW en opération ou en construction;

• 70 actifs solaires pour 1090 MWc en opération ou en construction;

• réduire les émissions de gaz à effet de serre de 40% en 2028

par rapport à 1990;

• 3 actifs de stockage pour 22 MW/22 MWh en opération ou

en construction;

• 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%;

• 8 bureaux, situés à Aix-en-Provence, Bordeaux, Lyon,

Nantes, Nancy, Paris, Rennes et Toulouse pour un total de

202 collaborateurs.

• 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 ;

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.

• réduire à 50% la part du nucléaire dans le mix énergétique

français d’ici à 2035.

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. Dans le système du feed-in tariff, l’électricité est

vendue directement à EDF OA qui assure la gestion des contrats

d’achat d’énergie, dans le cadre réglementaire de l’obligation

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

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 :

2028

Puissance installée au 31.12 (en GW)

Hydroélectricité (dont énergie marémotrice)

Éolien terrestre

2023

25,7

24,1

20,1

2,4

Option basse

Option haute

26,4

33,2

35,1

5,2

26,7

34,7

44,0

6,2

Photovoltaïque

Éolien en mer

Biomasse solide

0,8

Méthanisation

0,3

0,4

Géothermie

0,0

0,024

101

0,024

113

TOTAL

73,5

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:

et dont la mise en service a lieu entre le 1^erseptembre 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.

• 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;

Le 30 décembre 2022, la loi de ﬁnance pour 2023 a été

publiée. Son article 54 transcrit en droit français le dispositif de

plafonnement des revenus de la production d’électricité résultant

du règlement européen 2022/1854 du 6 octobre 2022 relatif aux

mesures d’urgence pour faire face aux prix élevés de l’énergie. Cet

article prévoit que l’exploitant de l’installation est redevable d’une

contribution ﬁscale (dite contribution sur la rente inframarginale

des producteurs d’électricité) correspondant à la part 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 ou au terme normal

de leurs contrats aidés. Le décret d’application de cet article 54

fait l’objet d’un recours pour excès de pouvoirs devant le Conseil

d’État porté par un groupement de producteurs représentant la

ﬁlière des énergies renouvelables.

• 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.

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. Ce prix seuil a été

ﬁxé à 44,78€/MWh en 2022. Sa trajectoire devait ensuite évoluer

de 2% par an pour atteindre 66,55€/MWh en 2042. Cet arrêté

a fait l’objet d’un recours de la part d’un groupe de producteurs

représentant la ﬁlière des énergies renouvelables. Ce recours était

assorti d’une question prioritaire de constitutionnalité transmise

au Conseil constitutionnel. Par une décision n° 2023-1065 QPC

du 26 octobre 2023, le Conseil constitutionnel a conﬁrmé le

droit pour l’État de percevoir, y compris rétroactivement, les

sommes excédant une «rémunération raisonnable des capitaux

investis par les producteurs». Après avoir été déclaré contraire

à la Constitution pour un motif de forme, la loi n° 2023-1322 du

29 décembre 2023 de ﬁnances pour 2024 a mis en conformité

le dispositif avec les exigences constitutionnelles en supprimant

la notion de prix seuil et en prévoyant un déplafonnement total

à compter du 1^erjanvier 2022.

Le 11 mars 2023, la loi n° 2023-175 du 10 mars 2023 relative

à l’accélération de la production d’énergie renouvelable a été

publiée au journal ofﬁciel. Les principaux apports de cette loi

sont notamment:

• la création des zones d’accélération: le travail de déﬁnition

de ces zones par les communes est en cours suite à la mise

à disposition des données techniques par l’État;

• l’encadrement des projets photovoltaïques en milieux

agricoles, naturels et forestiers – création d’une distinction

entre les projets agrivoltaïques et les projets photovoltaïques

compatibles avec l’exercice d’une activité agricole pastorale

ou forestière dont les caractéristiques et régimes juridiques

diffèrent, et interdiction des projets photovoltaïques nécessitant

le défrichement d’une surface supérieure à 25ha (cette dernière

mesure étant applicable aux dossiers déposés 12 mois après

la promulgation de la loi);

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^erjuillet 2022

• la création de dispositifs de partage de la valeur à destination

des collectivités territoriales.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

PRÉSENTATION

11,06 TWh. L’estimation de la production d’énergie éolienne

d’ici à 2030 varie, mais il existe un potentiel de plus de 30 TWh.

Capacités de production électrique

À 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).

Les émissions de CO2 provenant de l’électricité étaient par ailleurs

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:

La demande d’électricité en France s’est élevée en 2022 à

467 TWh.

• 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.

Capacité installée par technologie (en MW)

13 074

13 154

2 762

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

désormais prévu.

2 459

19 536

25 669

1 816

947

243

61 370

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.

 Nucléaire

 Hydraulique

 Éolien

 Solaire

 Gaz

 Fioul

 Bioénergies et autres

 Charbon

 Valorisation des déchets

 Marin

Source : Bilan électrique 2022 RTE (Données 2022)

Électricité produite par technologie (en%)

Finlande

1,2 %

0,6 %

0,2 %

Neoen a été créé en Finlande en mai 2018 suite à l’acquisition des

projets éoliens de Hedet et Björkliden. Au 31 décembre 2023, le

portefeuille d’actifs en opération ou en construction du Groupe

en Finlande était composé de:

1,5 %

2,5 %

5,6 %

• 8 actifs éoliens pour 686 MW en opération ou en construction;

35 %

• 2 actifs de stockage pour 86 MW / 143 MWh en opération

ou en construction;

16,7 %

17,4 %

• 2 bureaux, situés à Helsinki et Lappeenranta, et un total de

27 collaborateurs.

19,3 %

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.

 Nucléaire

 Hydraulique

 Biomasse

 Éolien

 Tourbe

 Gaz

 Déchets

 Solaire

 Fioul

La Finlande a ﬁxé des objectifs ambitieux de pénétration des

énergies renouvelables dans son mix énergétique et de neutralité

carbone d’ici 2035.

 Charbon

Source: Finnish Energy, Energy Year 2022 (Données 2022).

En 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).

• 54% de la production globale d’énergie était générée à partir

d’énergies renouvelables;

• 89% de la production d’énergie était neutre en CO2;

• la production d’électricité d’origine éolienne représentait

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

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.

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.

Capacités de production électrique

Fin 2022, la production nette d’électricité s’est élevée à 170 TWh

et se répartissait comme suit:

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. Le gouvernement prépare également des mesures

incitatives pour soutenir les entreprises démantelant leurs

installations de production d’énergie charbon avant 2025.

• production à partir de sources renouvelables (y compris les

capacités hydroélectriques): 104 TWh (61%);

• production à partir de sources d’énergie non renouvelables:

66 TWh (39%).

Capacité installée par technologie (en MW) à décembre 2022

Suède

2 205

2 384

4 401

Neoen s’est implanté en Suède en 2020 et développe

actuellement des projets dans ses trois technologies: éolien,

solaire et stockage. Au 31 décembre 2023, le portefeuille

d’actifs en opération ou en construction du Groupe en Suède

était composé de:

16 302

• 1 actif éolien de 57 MWc en construction;

6 885

• 1 actif solaire de 100 MWc en construction adossé à un PPA

d’une capacité de 90 MWc, conclu avec H&M, dans lequel

Neoen est actionnaire majoritaire à hauteur de 51%;

14 662

• 2 actifs de stockage de 146 MW / 146 MWh en construction;

• 1 bureau, situé à Stockholm et un total de 12 collaborateurs.

 Hydroélectricité

 Éolien

 Nucléaire

 Production combinée

de chaleur et d’électricité

 Solaire

 Autres

Contexte règlementaire

Source: Swedish Energy Agency (Facts and Figures 2023)

B. AUTRES MARCHÉS NATIONAUX

(i) Portugal

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^erjanvier 2022 (date d’expiration du mécanisme

des certiﬁcats d’électricité).

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.

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).

70% de l’électricité consommée dans les pays nordiques est négociée

sur le marché à 24h et le marché infrajournalier du Nord Pool, où les

prix sont équilibrés entre les différentes zones géographiques. Il existe

actuellement en Suède quatre 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 1 077 TWh en 2022.

Le gouvernement portugais a lancé en juin 2019 un premier appel

d’offres pour une capacité de 1,35 GW, et un autre en mai 2020

pour 700 MW de capacité renouvelable avec une possibilité de

stockage. Cet appel d’offres s’est traduit par un minimum de

97 MW de nouvelle capacité de stockage associée au solaire.

Un second appel d’offres, qui était prévu initialement, n’a pas

été lancé en 2020 en raison de la crise de la COVID-19.

En 2021, le gouvernement a encouragé le premier appel d’offres

solaire photovoltaïque ﬂottant, pour lequel 183 MW ont été

attribués. Environ 56% de la capacité a été attribuée dans le

cadre d’un contrat pour différence (103 MW), et le reste dans le

cadre de compensation du système électrique national (80 MW).

La production d’électricité en Suède accorde une grande place

aux énergies renouvelables dans le mix énergétique (plus de

60% en 2022). 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%³de l’ensemble

du mix électrique suédois.

Avec la fermeture en novembre 2021 de la dernière centrale à

charbon (Pego), la ﬁn de la production de charbon au Portugal

a été conﬁrmée.

³Source : International Energy Agency, 2022.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

PRÉSENTATION

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 intérieur de l’énergie concurrentiel.

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. 2 230 GWh

ont été couronnés de succès (82 projets) et bénéﬁcient d’un tarif

d’achat d’électricité garanti par le gouvernement pendant plus de

15 ans via un mécanisme de CFD («Contract for Difference»). 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. Des projets

lauréats sont en cours de livraison en dépit de l’abandon d’un

certain nombre de projets.

Après une réforme attendue de la législation en 2021, le début

d’année 2022 a été marqué par la publication du décret-loi n°15/2022

du 14 janvier 2022, qui transpose au réseau électrique portugais les

directives européennes du marché des énergies renouvelables. Ce

cadre juridique prévoit des procédures administratives pour le marché

de l’électricité (y compris pour les producteurs d’énergies), pour la

planiﬁcation du réseau, pour la concurrence au sein du secteur, pour

la participation des consommateurs et, enﬁn, pour la poursuite de

la densiﬁcation des activités de suréquipement, de modernisation,

d’hybridation et de stockage.

RESS 2 a eu lieu en 2022 avec la sélection de 80 projets, avec

un prix moyen de 97,87 €/MWh dans la catégorie «Tous projets»

(solaire et éolien). En décembre 2022, le Gouvernement a rehaussé

dans son «Climate Action Plan 2023» son objectif de capacités

installées à horizon 2030 et prévoit 9 GW d’éolien terrestre, 8 GW de

solaire, et 7 GW d’éolien marin (dont 2 GW dédiés à la production

d’hydrogène vert).

Courant 2022, d’autres mesures pour la mise en œuvre de projets

de production et de stockage d’énergie à partir de sources

renouvelables ont été implémentées portant sur la simpliﬁcation

des processus de «permitting», la déﬁnition de compensations

supplémentaires pour les municipalités ayant de nouveaux projets

d’énergie solaire, ainsi que des mesures visant à corriger l’impact

économique du Covid-19 et de la guerre en Ukraine sur les projets

bénéﬁciant d’un tarif garanti par les appels d’offres.

ORESS 1 (Offshore RESS) a eu lieu en juin 2023 avec la sélection

de 4 projets et un prix moyen de 86,05 €/MWh.

RESS 3 (solaire et éolien terrestre) a eu lieu en septembre 2023 avec

une souscription très inférieure aux appels d’offres précédents et un

prix moyen de 100,47 €/MWh. En compensation, le Gouvernement a

renforcé les capacités qu’il souhaite contractualiser lors de RESS 4.

En 2023, le gouvernement a publié le décret-loi n°11/2023 du

10 février 2023, qui réforme et simpliﬁe les procédures d’autorisation

environnementale, dans le but d’accélérer les projets d’énergies

renouvelables. Courant 2023, au regard d’une mobilisation

importante des acteurs de l’industrie, le gouvernement a lancé

une demande d’intérêt pour un appel d’offres d’éolien en mer.

Des appels d’offres sont prévus par le gouvernement d’ici à 2025,

avec notamment ORESS 2.1 et RESS 4 d’ores-et-déjà annoncés

par le gouvernement courant 2024. Par ailleurs, le TSO (EirGrid)

et le DSO (ESB Networks) ont aussi annoncé le lancement de

consultations en vue d’appels d’offres pour déployer des batteries

de moyennes/longues durées sur le réseau.

Le GRT portugais a récemment publié des chiffres pour 2022.

La production renouvelable a fourni 49% de la consommation

d’électricité au Portugal. L’énergie éolienne représente 25%,

suivie de l’énergie hydroélectrique avec 12%, de la biomasse

avec 7% et du photovoltaïque avec 5%. Le photovoltaïque a

enregistré une forte croissance de 37% par rapport à la même

période de l’année précédente. La production non renouvelable

a, quant à elle, fourni 33% de la consommation. Les importations

ont fourni les quelques 18% restants.

Enfin, des réformes sont actuellement en discussion afin de

faciliter l’obtention des permis de construire et mieux encadrer

les procédures d’appels contre les projets renouvelables (planning

law), autoriser les «private wires» (possibilité de raccorder les

générateurs en direct aux grands consommateurs), ou encore

donner la possibilité de connecter différentes technologies sur

les mêmes points de connexion (hybridation).

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 qui permettra

d’atteindre les 3,8 GW de stockage en 2030.

(ii) Irlande

En 2022, 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. La part d’électricité de

sources renouvelables est vouée à passer de 36% en 2022 à 80%

en 2030 selon le Plan d’action pour le climat de la République

d’Irlande actualisé en 2022.

(iii) Italie

Neoen s’est implanté en Italie en décembre 2021. Au

31 décembre 2023, le portefeuille d’actifs en opération ou en

construction du Groupe en Italie était composé de :

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% d’ici 2030. Le plan national de taxe carbone

représente un élément tangible contribuant à éliminer la production

fossile: cette taxe devrait atteindre 100 €/tonne d’ici 2030.

• 3 actifs solaires en construction, d’une capacité totale de

24,7 MWc ;

• 3 bureaux situés à Rome, Brescia, et Modène, et un total de

16 collaborateurs.

Le Renewable Electricity Support Scheme (RESS) est le principal

levier politique d’accroissement des projets renouvelables, offrant

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

Contexte règlementaire

Capacités de production électrique

En Italie, le marché de l’électricité a été libéralisé en 1999,

avec l’ouverture de la production et de la consommation

respectivement aux producteurs indépendants (IPP) et aux

détaillants, tandis que les réseaux de transmission et de

distribution demeurent un monopole détenu et exploité par

les entreprises publiques. La planiﬁcation, l’exploitation et la

maintenance du réseau de transmission EHV/HV, ainsi que la

gestion des tâches de distribution, sont conﬁées au gestionnaire

du réseau de transport Terna, tandis qu’environ 130 entreprises

de distribution, («DSO»), gèrent les réseaux de distribution. Le

principal DSO est «e-distribuzione».

En 2022, la consommation d’électricité en Italie était d’environ

317 TWh (contre 320 TWh en 2020). La production nationale

s’élevait à environ 273 TWh (dont 98 TWh d’origine renouvelable

et 175 TWh d’origine non renouvelable), avec un solde net

d’importation d’environ 43 TWh. Les détails du bilan énergétique

total 2022 par source sont présentés ci-dessous.

Capacité installée par technologie (en MW)

5 658

11 533

Depuis 2006, l’administration a décidé d’encourager la production

d’énergie renouvelable (RES) avec deux principales mesures:

le «Conto Energia» pour les installations photovoltaïques, qui

a permis entre 2011 et 2013 l’installation de plus de 10 GW

de centrales photovoltaïques avec une prime d’injection, et

des certiﬁcats verts principalement pour les parcs éoliens. Les

incitations aux énergies renouvelables ont évolué au cours des

dernières années en accordant une plus grande attention à leur

impact sur le prix global de l’énergie. Actuellement, le système

repose principalement sur deux mécanismes de contracts for

difference (CFD): un pour les installations d’énergies renouvelables

de plus de 1 MW, et un autre pour les tarifs d’injection concernant

les centrales d’énergies renouvelables inférieures à 1MW.

11 820

22 861

43 991

25 064

 Gaz

 Solaire

 Hydraulique

 Éolien

 Autres

 Charbon

Le gestionnaire du marché de l’électricité (Gestore dei Mercati

Energetici) gère l’ensemble du marché de l’énergie (journalier,

intra-journalier, Garanties d’origines et autres) de manière de plus

en plus intégrée par rapport au marché intérieur européen de

l’électricité. L’Italie reste un importateur net d’énergie électrique

en provenance des pays voisins en raison de la différence de

prix entre les unités marginales italiennes (principalement des

CCPP) et celles des autres pays (le nucléaire en France, ou le

lignite en Allemagne, République tchèque et Pologne).

Source: Terna

(iv) Zambie

La capacité de production installée du réseau en Zambie est

d’environ 3 618 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.

Après plus de 10 ans de discussions, un mécanisme de

rémunération du marché de capacité est entré en vigueur en

2019, tant pour les installations existantes (rémunération à un

an) que pour les installations futures (rémunération à 15 ans), aﬁn

de faire face aux problèmes d’adéquation. Jusqu’à présent, trois

appels d’offres ont eu lieu, concernant des livraisons attendues

respectivement en 2022, 2023 et 2024.

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 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.

En 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.

Le scénario Terna Snam 2030 dessine une tendance très

ambitieuse en matière de décarbonisation, avec une production

d’énergies renouvelables qui devrait atteindre 239 TWh (soit plus

du double par rapport aux 113 TWh de 2019), grâce à l’installation

d’environ 50 GW de capacité photovoltaïque supplémentaire

et 16 GW de nouveaux parcs éoliens (terrestres et maritimes).

Cette augmentation de la part des énergies renouvelables

repose non seulement sur des grands actifs autonomes,

mais aussi sur des installations de petite et moyenne taille en

conﬁguration d’autoconsommation (appelées «Sistemi Efﬁcienti

di Utenza/SEU»).

À ce jour, la pénétration des énergies renouvelables, hors

technologie hydraulique, bénéﬁce 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;

Cette production importante d’énergies renouvelables nécessitera

une augmentation considérable de la capacité de stockage par

rapport aux 53 GWh déjà installés. C’est la raison pour laquelle

l’Italie a décidé de mettre en œuvre un nouveau mécanisme de

capacité aﬁn d’ajouter environ 70 GWh de stockage (à la fois

des HPS et des batteries Li-ion). Le premier appel d’offres de

ce mécanisme est prévu pour le premier semestre de 2024.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

PRÉSENTATION

• depuis 2017, IDC (l’Industrial Development Corporation) et IFC

ont lancé en partenariat de nombreux appels d’offre. Entre-temps,

le ﬁnancement de certains projets présélectionnés dans le

cadre des appels d’offre prolongés du programme GET FiT n’a

toujours pas été bouclé, les partenaires ﬁnanciers peinant à

réunir les ﬁnancements, tandis que l’État est toujours en cours

de restructuration de la dette souveraine avec ses créanciers,

le pays restant noté SD («Selective Default»);

de marché en matière de régime en accès libre, avec le soutien

ﬁnancier de l’État allemand par le biais de KFW;

• 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.

• 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

témoigne 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 américains.

En août 2022, ZESCO a manifesté son intérêt pour développer

des projets dans le solaire photovoltaïque d’une capacité

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.

Par ailleurs, en février 2020, le gouvernement zambien a approuvé

de nouvelles lois encadrant le secteur de l’énergie dans le pays.

Le gouvernement a continué à soutenir le programme de réforme

du secteur, notamment:

• le développement et la mise en place d’un marché structuré de

l’électricité en Zambie conforme aux règles et réglementations

1.3.3.3AMÉRIQUES

Solaire

Stockage

En opération : 875 MWc

En construction : 93 MWc

En opération : 14 MW / 10 MWh

EI LIano

Paradise Park

Providencia

Albireo Power Reserve

6 Bureaux

Buenos Aires • Calgary

• Kingston • Mexico City • Quito

• San Salvador

Altiplano

Pays avec des

centrales en opération

ou en construction

Puissance totale : 983 MW⁽¹⁾

● En opération : 890 MW

● En construction : 93 MW

Autres pays avec des

projets reportés

(1) Au 31 décembre 2023

Contexte règlementaire

A. PRINCIPAUX MARCHÉS NATIONAUX

Salvador

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 environ 30 sociétés de production à décembre 2023.

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.

Neoen a été créé au Salvador en 2014 pour développer des

installations photovoltaïques et des solutions de stockage. Au

31 décembre 2023, le portefeuille d’actifs en opération ou en

construction du Groupe au Salvador était composé de:

• 3 actifs solaires pour 241 MWc en opération;

• 3 actifs de stockage pour 14 MW/10 MWh en opération;

• 1 bureau, situé à San Salvador et un total de 10 collaborateurs.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

Le Conseil national de l’énergie (CNE) a publié une politique

énergétique nationale actualisée pour l’horizon 2020-2050.

Ce plan, 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:

Contexte règlementaire

Au Mexique, la demande en électricité est 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. Entre 2019 et ﬁn 2022, 3,76 GW de capacité

éolienne et photovoltaïque ont été installés.

• 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 réforme du secteur de l’énergie en 2013 a permis 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 permis:

La nouvelle Dirección General de Energía, Hidrocarburos y Minas

concentre les responsabilités de la CNE et de la Dirección de

Hidrocarburos y Minas sous la tutelle du ministère de l’Économie.

• 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;

Capacités de production électrique

Au 31 décembre 2022, la capacité totale installée au Salvador

était de 2 850 MW (contre 2 421 MW au 31 décembre 2021).

• 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.

Capacité installée par technologie (en MW)

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).

Capacité installée par technologie (en MW)

204

Depuis 2018, le président Andrés Manuel López Obrador (AMLO)

a publiquement déclaré qu’il souhaitait en priorité:

295

771

• éviter toute hausse des tarifs réglementés de l’énergie au-delà

de l’inﬂation; et

378

567

• maintenir la part de la production d’électricité de la CFE

au-dessus de 54% de la production totale d’électricité.

572

Le gouvernement mexicain a pris diverses mesures pour atteindre

ces objectifs, comme par exemple la publication par le SENER

(Secretaría de Energía) de la planiﬁcation du secteur de l’énergie

pour 2020-2024. Cependant, l’ensemble de 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.

 Thermique

 Hydraulique

 Solaire

 Bioénergie

 Géothermie

 Éolien

 Gaz

 Biogaz

En septembre 2021, le Président mexicain a proposé une

réforme constitutionnelle radicale visant à revenir sur la réforme

constitutionnelle de 2013. La proposition du gouvernement

prévoyait, entre autres:

Source: Boletín Estadísticas Eléctricas 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.

• 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;

Mexique

Neoen a été créé au Mexique en 2013. Au 31 décembre 2023, le

portefeuille d’actifs en opération ou en construction du Groupe

au Mexique était composé de:

• 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;

• 1 actif solaire pour 375 MWc en opération;

• la limitation de la participation du secteur privé à 46% de la

production totale d’électricité.

• 1 bureau, situé à Mexico City et un total de 19 collaborateurs.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

PRÉSENTATION

En avril 2022, la réforme constitutionnelle a été rejetée par le

Parlement où elle n'a recueilli que 275 votes pour et 223 contre.

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 depuis 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.

B. AUTRES MARCHÉS NATIONAUX

(i) Argentine

Neoen a été créé en Argentine en 2017. Au 31 décembre 2023,

le portefeuille d’actifs en opération ou en construction du Groupe

en Argentine était composé de:

• 2 actifs solaires pour 208 MWc en opération;

• 1 bureau, situé à Buenos Aires et un total de 3 collaborateurs.

Il est prévu que le litige soit résolu dans un délai de 18 mois.

En novembre 2022, la CENACE (Centro Nacional de Control

de Energía) a ofﬁciellement publié un accord pour reprendre les

procédures administratives liées aux études d’interconnexion qui

avaient été suspendues pendant l’épidémie de Covid. Quelques

mois plus tard, au début de l’année 2023, la CRE (Comisión

Reguladora de Energía) a également publié un accord visant

à reprendre les procédures administratives qui avaient été

interrompues pendant la pandémie de Covid.

Contexte règlementaire

La stratégie du gouvernement dans sa lutte contre le

changement climatique à horizon 2030 s’appuie notamment

sur la promotion des 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.

Le Mexique organisera des élections fédérales et régionales

mi-2024, avec notamment les élections présidentielles, les élections

des membres du congrès fédéral et local, et les élections des

gouverneurs de certains États.

Le parlement argentin a voté en 2017 la résolution 281/2017

régulant le marché des énergies renouvelables (dit marché

«MATER») pour contraindre les grands consommateurs

d’électricité à acheter un pourcentage d’électricité d’origine

renouvelable équivalent aux objectifs nationaux de pénétration

du renouvelable.

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).

À ﬁn 2022, la capacité de production totale du Mexique était de

87,1 GW pour une demande estimée à 333,7 TWh en 2022

(PRODESEN 2023).

Si la participation des énergies renouvelables dans le mix

électrique argentin a sensiblement augmenté, c’est du fait de

la mise en opération de plusieurs parcs solaires et éoliens issus

des appels d’offres s’inscrivant dans le cadre du troisième tour

«MiniRen» du programme dédié aux énergies renouvelables

«RenovAr», y compris le projet solaire de Neoen.

Capacité installée par technologie (en MW)

En 2021, le gouvernement a présenté sa feuille de route à horizon

2030 concernant la transition énergétique. Concernant l’intégration

croissante des énergies renouvelables, deux scénarios possibles

étaient mis en avant:

5 463

2 308

6 535

6 921

12 613

1 608

• REN 20: atteindre 20% d’énergies renouvelables d’ici 2025.

Apporter 8 700 MW de capacité additionnelle jusqu’en 2030,

dont 3 375 MW d’énergies renouvelables;

976

408

• REN 30: atteindre 30% d’énergies renouvelables d’ici 2030.

Apporter 11 875 MW de capacité additionnelle jusqu’en 2030,

dont 6 650 MW d’énergies renouvelables.

15 885

Aﬁn d’atteindre cet objectif, le gouvernement comptait principalement

sur:

34 413

• la mise en service de capacités de production d’électricité à

partir d’énergies renouvelables, attribués lors de précédents

appels d’offres RenovAr et MATER (1650 MW) mais pas encore

construites;

 Cycle combiné

 Pétrole

 Hydraulique

 Éolien

 Production décentralisée

 Cogénération efꢀciente

 Nucléaire

 Géothermie

 Bioénergie

• 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);

 Solaire

Source: Prodesen 2023 (Données 2022).

• 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).

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

Aucun appel d’offres public d’ampleur n’étant néanmoins 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.

• 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 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 ou l’augmentation des capacités

de production des énergies renouvelables en Alberta. 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.

Fin 2022, le gouvernement a proposé des mécanismes permettant

une sortie négociée aux contrats de plusieurs projets attribués lors

des Appels d’Offres RenovAr, et non réalisés faute de ﬁnancement.

En 2023, le gouvernement a organisé l’appel d’offres «RenMDI»

et attribué 634 MW de projets de petites tailles, en génération

distribuée, dans les technologies solaire, éolienne et biomasse.

Le nouveau président de l’Argentine, Javier Milei, qui a pris ses

fonctions le 10 décembre 2023, n’a pour le moment pas précisé

son programme en matière d’énergies renouvelables.

(ii) Province d’Alberta, Canada

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 est donc en forte

croissance: 1,8 GW d’énergies renouvelables ont été ajoutés entre

2021 et 2022 dans la province d’Alberta.

Neoen s’est implanté en Alberta en 2022. Au 31 décembre 2023,

le portefeuille d’actifs en opération ou en construction du Groupe

en Alberta était composé de:

• 1 actif solaire pour 93 MWc en construction;

• 1 bureau, situé à Calgary, et une présence locale à Edmonton

pour un total de 6 collaborateurs.

Suite à la forte croissance des énergies renouvelables, où le réseau

électrique était jusqu’à très récemment dominé par le charbon, le

gouvernement provincial d’Alberta dirigé par le Parti conservateur

uniﬁé (United Conservative Party) a annoncé une pause immédiate

de sept mois dans l’approbation de nouveaux projets d’énergie

renouvelable. Le 3 août 2023, il a déclaré que l’Alberta Utilities

Commission (AUC) allait instaurer un moratoire de six mois sur

l’approbation de tous les projets d’énergie éolienne et solaire de plus

d’un mégawatt. Cette pause est destinée à donner du temps au

gouvernement et à l’AUC pour analyser l’impact du développement

de projets sur les terres agricoles, les paysages, et la fiabilité du

système électrique.

Contexte règlementaire

Le Canada est un État fédéral, dans lequel la responsabilité

de structurer et réglementer l’industrie de l’électricité revient

aux provinces. La majorité d’entre elles fonctionnent avec

des entreprises publiques verticalement intégrées. L’Alberta

possède un marché de l’électricité dérégulé et encourageant

la concurrence pour les activités de génération.

Les activités de transport et de distribution d’électricité restent

réglementées et sont gérées par des entreprises telles que

AltaLink, ATCO ou Fortis.

D’ici février 2024, l’AUC continuera d’examiner les projets mais elle

ne délivrera pas de nouvelles autorisations, et lancera une enquête

sur les futures règles applicables aux nouveaux projets.

En 2016, le gouvernement de la province d’Alberta a demandé

à l’opérateur du réseau, l'Alberta Electric System Operator

(AESO) 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 attribué

1 363 MW éoliens. Le gouvernement fédéral promeut également

la réduction des émissions de gaz à effet de serre et la pénétration

des énergies renouvelables dans l’ensemble du pays, notamment

avec les Clean Electricity Regulations, qui ﬁxent un objectif de

neutralité carbone pour l’industrie électrique à horizon 2035.

Capacités et mix de production électrique

En juillet 2023, en Alberta, la capacité de production électrique

installée (18,4 GW) était composée de capacités thermiques (69%),

éoliennes (20%), 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.

En 2022, l’AESO a publié un nouveau rapport sur les différentes

voies possibles pour atteindre la neutralité carbone du système

électrique à travers 3 scénarios possibles à horizon 2041:

Afin d’atteindre les objectifs de neutralité carbone fixés à l’échelle

fédérale et provinciale, le mix électrique albertain devrait évoluer 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.

• un scénario privilégiant les sources d’énergie non-intermittentes,

avec une croissance modérée des énergies renouvelables

(+ 3,5 GW) représentant 22% de la production;

• 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;

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.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

PRÉSENTATION

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:

Capacité installée par technologie (en MW)

552

820

• installer 1,6 GW de nouvelle capacité, dont 1,26 GW de

capacité renouvelable (solaire et éolien);

894

111 255

• atteindre 50% de génération électrique d’origine renouvelable;

1 292

3 618

• investir US$7,3 milliards dans le secteur électrique à horizon

2037, dont US$2,3 milliards pour remplacer des centrales

polluantes et vieillissantes.

À 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. Aussi, le gouvernement souhaite promouvoir dans les

prochains mois à travers des appels d’offres l’installation de

320 MW de solaire ou éolien, 120 MW de centrales à gaz, et

75 MW d’hydro et biomasse.

 Gaz

 Éolien

 Solaire

 Hydraulique

 Charbon

 Autres capacités thermiques

Source: AUC (Données au 31/12/2022).

(iii) Jamaïque

1.3.4 CLIENTS, FOURNISSEURS ET

CONTRATS DU GROUPE

En octobre 2018, le premier ministre Andrew Holness a réhaussé

l’objectif historique de 20% de capacités renouvelables, 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.

1.3.4.1CLIENTS 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

des 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)

à travers une part grandissante de corporate PPAs. 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.

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

les sources d’énergie renouvelable)».

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 2023:

Catégorie d’acheteur

Distributeurs d’électricité (utilities)

Gouvernements et acteurs étatiques

Acheteurs privés

Capacité (en MW)

Capacité (en %)

46%

4133

1617

848

18%

Marché

2385

8983

27%

TOTAL

100%

Au 31 décembre 2023, 86% 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.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

Le tableau ci-après présente les clients principaux du Groupe pour la capacité en opération au 31 décembre 2023:

Acheteurs

Pays

Capacité (en MW)

Capacité (en %)

EDF OA

France

Australie

Mexique

1214

469

24%

État de Victoria

Territoire de la Capitale Australienne (ACT)

Comisión Federal de Electricidad (CFE)

Autres (dont marchés)

TOTAL

317

300

2683

4983

54%

100%

Au 31 décembre 2023, les quatre premiers acheteurs du Groupe, qui représentaient ensemble 46% de la capacité en opération,

bénéﬁciaient tous d’une notation investment grade à cette date.

de contrats pour différence (contract for difference). Le premier

projet du Groupe bénéﬁciant d’un contrat pour différence est

entré en opération en 2016.

1.3.4.2 CONTRATS DE VENTE

D’ÉLECTRICITÉ

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.

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’offres 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.

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 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.

• 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).

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.

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.

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

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

PRÉSENTATION

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».

• 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;

• du contrat de capacité awardé par l’AEMO à la centrale de

Collie en Western Australia. Ce contrat garantit un paiement

pendant deux ans en échange de l’activité de la batterie sur

le marché électrique.

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.

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.

Couvertures court terme

Dans le cadre de sa politique de risque, le Groupe peut être amené

à limiter son exposition au marché électrique en ﬁxant à court

terme les prix auxquels un actif au spot vendra son électricité.

Autres contrats structurés

De tels contrats s’appliquent habituellement à des durées plus

courtes que les PPAs (entre quelques mois et 3 ans), et peuvent

ne concerner qu’une partie de la production. Par exemple:

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.

• ﬁxation du prix de vente sur l’année suivante d’un actif avec

la société responsable d’équilibre;

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.

• ﬁxation du prix de vente d’une partie d’un portefeuille de projets

solaires à travers un Contract for difference.

Ces contrats court terme peuvent avoir des effets de seuils

(contraintes de disponibilité) ou de reporting (de type EMIR en

Union Européenne).

Ce contrat est donc:

1.3.4.3CONTRATS ET FOURNISSEURS

SIGNIFICATIFS

• 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;

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 prê-

teurs, décrits au paragraphe 2.5.2 «ﬁnancement des projets par

endettement» du présent document.

• 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 et un volume 24h/24 alors que la centrale éolienne est

intermittente.

Le Groupe a conclu ces conventions avec différentes contreparties

et ne se trouve dans une situation de dépendance à l’égard

d’aucune d’entre elles. Comme indiqué au paragraphe 2.5.2

«ﬁnancement des projets par endettement» du présent document,

le Groupe assure le ﬁnancement de ses installations 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.

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;

• 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;

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 23

PRÉSENTATION

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

d’électricité», à la section 2.5 «ﬁnancements et investissements»

et à la section 6.5 «rapport spécial des commissaires aux comptes

sur les conventions réglementés» du présent document.

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,

1.4 PROPRIÉTÉ INTELLECTUELLE

1.4.1 RECHERCHE ET

DÉVELOPPEMENT

1.4.2 ÉLÉMENTS DE DROITS DE

PROPRIÉTÉ INTELLECTUELLE

L’activité du Groupe en matière de Recherche et Développement

(R&D) se traduit principalement par la mise en œuvre de nouveaux

équipements sur des projets du Groupe aﬁn d’en conﬁrmer la

pertinence et les conditions d’un possible déploiement à plus

grande échelle. Au-delà du déploiement de nouveaux équipements,

le Groupe se focalise actuellement sur un travail important de

valorisation des données générées par ses actifs aﬁn d’en améliorer

la performance. L’identiﬁcation des partenaires pertinents (sociétés

expertes dans le domaine, laboratoires de recherche, …) mais aussi

le développement de capacités internes permettent au Groupe

de progresser dans ce domaine. Les efforts en la matière portent

sur les 3 technologies développées par le Groupe. 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 mais il prend en

compte l’innovation technologique dans ses développements et

l’opération de ses projets.

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

À titre d’exemple :

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.

• le Groupe cherche à modéliser de mieux en mieux le

comportement de ces actifs solaires pour en monitorer plus

ﬁnement la performance;

• le Groupe collecte et analyse plus ﬁnement les données

générées par ses éoliens et de stockage aﬁn d’en optimiser

le fonctionnement;

• le Groupe continue à travailler avec les fabricants de trackers

pour essayer d’optimiser la production d’énergie en améliorant

leurs algorithmes de suivi;

• 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;

• le Groupe a enregistré, en 2023, sa première centrale solaire

australienne capable de participer sur le marché des FCAS.

Par ailleurs, et même si cela n’est pas directement une activité

de R&D, le Groupe a son propre competence center, composé

de 13 personnes à ﬁn 2023, 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 et actifs existants, d’en améliorer l’intégration sur

le réseau et d’en augmenter la ﬁabilité, tout en apportant son

expertise sur les projets en cours de développement.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

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 conclut 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 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» des comptes consolidés). Cette

variation, associée à l’évolution des prix de marché de l’électricité, a un caractère volatil et non maîtrisable et est appelée à s’éteindre au

moment de la livraison de la production physique sous-jacente. Le Groupe retraite ainsi 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 :

Var

(En millions d’euros)

Exercice 2023 Exercice 2022

Var

+ 121,2

+ 25,0

+ 0,4

(en %)

+ 46%

+ 17%

+ 10%

Résultat opérationnel courant

Amortissements opérationnels courants

Charges IFRS 2

383,3

176,0

4,2

262,1

151,0

3,8

Variation de juste valeur des instruments ﬁnanciers

dérivés énergie

(88,6)

(2,8)

– 85,8

x32

EBITDA ajusté^(a)

474,8

414,0

+ 60,8

+ 15%

(a) La notion d’EBITDA ajusté correspond au résultat opérationnel courant, qui inclut les produits nets de cessions de projets et d’actifs du portefeuille 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 :

Var

(En millions d’euros)

Exercice 2023 Exercice 2022

Var

(en%)

Résultat opérationnel courant

383,3

(88,6)

294,7

262,1

(2,8)

+ 121,2

+ 46%

x32

Variation de juste valeur des instruments ﬁnanciers

dérivés énergie

– 85,8

EBIT ajusté^(a)

259,3

+ 35,4

+ 14%

(a) La notion d’EBIT ajusté correspond au résultat opérationnel courant retraité de la variation de juste valeur des instruments ﬁnanciers dérivés énergie.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

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 :

Var

(En millions d’euros)

Exercice 2023 Exercice 2022

Var

(en%)

Résultat net de l’ensemble consolidé

147,4

45,7

+ 101,7

Variation de juste valeur des instruments ﬁnanciers

dérivés énergie

(88,6)

(2,8)

– 85,8

x32

Effet impôt lié à la variation de juste valeur des instruments

ﬁnanciers dérivés énergie

21,5

5,1

+ 16,4

Résultat net ajusté de l’ensemble consolidé^(a)

80,4

48,0

+ 32,4

+ 67%

(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

Var

(En millions d’euros)

31.12.2023

3 804,1

(54,9)

31.12.2022

3 509,3

(40,2)

Var

+ 294,8

– 14,8

(en%)

+ 8%

– 37%

+ 8%

– 24%

– 2%

Total dettes ﬁnancières^(a)

Investisseurs minoritaires et autres^(b)

Total dettes ﬁnancières ajustées

Trésorerie et équivalents de trésorerie^(c)

Dépôts de garantie^(d)

3 749,1

(773,7)

(80,5)

3 469,1

(622,8)

(79,0)

+ 280,0

– 150,9

– 1,5

Instruments ﬁnanciers dérivés de taux actifs^(e)

Total dette nette^(f)

(214,9)

2 680,0

(302,7)

2 464,6

+ 87,8

+ 215,4

+ 29%

+ 9%

(a) Comprend essentiellement les dettes liées au ﬁnancement des projets, les composantes dettes des OCEANEs vertes 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.

(b) Comprend notamment les prêts d’actionnaires octroyés aux sociétés de projets ou holdings de sociétés de projets par des actionnaires minoritaires.

(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 2022 s’explique par la dégradation de la juste valeur des instruments ﬁnanciers dérivés

de taux, dans un contexte de baisse des taux d’intérêts à long terme en zone Euro et en Australie sur l’exercice 2023 (se reporter à la section 4.1 note 20.3 des

comptes consolidés).

(f) La dette nette au 31 décembre 2023 et celle au 31 décembre 2022 incluent des disponibilités en attente de reversement à EDF OA, 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. Au cours de l’année 2023, en raison de l’éta-

blissement des modalités effectives de remboursements de ces sommes dues, 84,3 millions d’euros ont été reversés à EDF OA. Compte tenu de ces rembourse-

ments, et de la différence constatée entre les prix de marché et les tarifs des contrats d’achats au cours de l’exercice, le solde des sommes à rembourser s’élève

à 19,7 millions d’euros au 31 décembre 2023 (contre 90,3 millions d’euros au 31 décembre 2022), montant ayant vocation à être reversé en 2024. Par ailleurs, du

fait de la baisse des taux d’intérêts à long terme en zone Euro et en Australie sur l’exercice 2023, la juste valeur positive des instruments ﬁnanciers de taux a diminué

pour s’établir à 214,9 millions d’euros au 31 décembre 2023. En excluant ces deux éléments, à caractère temporaire et volatil, la dette nette se serait établie à

2 914,5 millions d’euros au 31 décembre 2023 (+ 57,0 millions d’euros, soit + 2%, par rapport à la clôture de l’exercice 2022).

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

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).

31.12.2023⁽¹⁾

31.12.2022⁽¹⁾

Ratio de levier

5,6x

6,0x

Évolution de la dette nette et du ratio de levier du Groupe

Dette nette

(En millions d’euros)

Ratio de levier

6,0x

2 680,0

2 464,6

5,6x

31.12.22⁽¹⁾

31.12.23⁽¹⁾

31.12.22⁽¹⁾

31.12.23⁽¹⁾

¹La dette nette au 31 décembre 2023 et celle au 31 décembre 2022 incluent des disponibilités en attente de reversement à EDF OA, 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. Au cours de l’année 2023, en raison de l’établissement

des modalités effectives de remboursements de ces sommes dues, 84,3 millions d’euros ont été reversés à EDF OA. Compte tenu de ces remboursements, et de

la différence constatée entre les prix de marché et les tarifs des contrats d’achats au cours de l’exercice, le solde des sommes à rembourser s’élève à 19,7 millions

d’euros au 31 décembre 2023 (contre 90,3 millions d’euros au 31 décembre 2022), montant ayant vocation à être reversé en 2024. Par ailleurs, du fait de la baisse

des taux d’intérêts à long terme en zone Euro et en Australie sur l’exercice 2023, la juste valeur positive des instruments ﬁnanciers de taux a diminué pour s’établir à

214,9 millions d’euros au 31 décembre 2023. En excluant ces deux éléments, à caractère temporaire et volatil, la dette nette et le ratio de levier se seraient respectivement

établis à 2 914,5 millions d’euros et à 6,1x au 31 décembre 2023 contre 2 857,6 millions d’euros et 6,9x au 31 décembre 2022.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

2.2 INFORMATIONS SUR LES PRINCIPALES

DONNÉES OPÉRATIONNELLES

Le portefeuille du Groupe s’établit à 27,6 GW au 31 décembre 2023 contre 19,3 GW à ﬁn décembre 2022. Son évolution est détaillée

dans le tableau ci-après et au paragraphe 2.4.1.1 «poursuite de la croissance du portefeuille».

31.12.2023

4 983

890

31.12.2022

4 051

890

Variations

+ 932

Actifs en opération (en MW)^(a)

Amériques

Australie^(b)

2 055

2 038

3 000

1 455

1 706

2 523

+ 600

+ 332

+ 477

Europe–Afrique^(c)

Actifs en construction (en MW)^(a)

Amériques

Australie^(d)

1 697

1 210

1 000

216

1 529

901

+ 168

+ 309

+ 218

+ 216

Europe–Afrique^(e)

Projets awarded (en MW)

Amériques^(f)

782

Australie

215

Europe–Afrique^(g)

569

567

+ 2

Total des MW du secured portfolio

8983

7356

+ 1627

Projets tender-ready et advanced

development (en MW)

31.12.2023

3 221

31.12.2022

1 313

Variations

+ 1 908

+ 1 315

+ 3 483

+ 6 706

Amériques^(h)

Australie⁽ⁱ⁾

6 110

4 795

Europe–Afrique^(j)

9 313

5 830

Total des MW de l’advanced pipeline

18 644

11 938

Total Portefeuille

27 627

19 294

+ 8 333

Projets early stage

> 10 GW

(a) Capacité brute intégrant les participations dans des projets où Neoen est minoritaire: Cestas (300,0 MWc, détenus à 36% par Neoen), Seixal (8,8 MWc, détenus

à 50% par Neoen), Les Beaux Monts (24,2 MW entrés en opération en 2023), Le Berger (22,6 MW entrés en opération en 2023), Saint-Sauvant (20,6 MW), trois

actifs pour lesquels Neoen a cédé 95% de sa participation en 2022. Pour une déﬁnition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur

est invité à se reporter à la section 8.6 «glossaire» du présent document.

(b) La croissance de la capacité en opération en Australie résulte du passage en opération de la centrale solaire de Western Downs (460 MWc) et de la centrale éolienne

de Kaban (157 MW), effet partiellement compensé par la ﬁn d’exploitation de la centrale de Degrussa (17 MW).

(c) La croissance de la capacité en opération dans la zone Europe–Afrique résulte du passage en opération de douze centrales solaires françaises (194 MWc), de

trois centrales éoliennes françaises (64 MW), de trois centrales solaires irlandaises (58 MWc), de la centrale éolienne ﬁnlandaise de Bjorkliden 1&2 (40 MW) et de

la centrale de stockage française Antugnac Stockage (8 MW / 8 MWh), effet partiellement compensé par la cession de la centrale solaire de Cabrela au Portugal

(13 MWc) et de plusieurs centrales solaires en France (19 MWc) dans le cadre des opérations de farm-down.

(d) La progression de la capacité en construction en Australie résulte de l’entrée en construction de la centrale solaire de Culcairn (440 MWc), de Collie Battery

(219 MW / 877 MWh) et de Western Downs Storage X (58 MW / 116 MWh), de variations de puissance pour 67 MW, effet partiellement compensé par le passage

en opération des centrales précédemment citées (se reporter à la note (b) ci-avant).

(e) La croissance de la capacité en construction dans la zone Europe–Afrique résulte principalement de l’entrée en construction des centrales éoliennes ﬁnlandaises de

Storbötet (105 MW) et de Lumivaara (56 MW), de la centrale solaire suédoise d’Hultsfred (100 MWc), de la centrale de stockage suédoise d’Isbillen Power Reserve

(94 MW / 94 MWh), de la centrale de stockage ﬁnlandaise d’Yllikkälä Power Reserve 2 (56 MW / 113 MWh) et de neuf centrales solaires françaises (161 MWc), effet

partiellement compensé par le passage en opération des centrales précédemment citées (se reporter à la note (c) ci-avant).

(f) La progression observée sur la zone Amériques résulte du passage en awarded des projets équatoriens d’Imbabura Solar (72 MWc), d’Ambi Solar (72 MWc) et

d’Intyana (72 MWc).

(g) La progression observée dans la zone Europe–Afrique résulte principalement de la croissance nette des MW awarded solaires français (270 MWc) et des MW

awarded éoliens français (35 MW), effets partiellement compensés par l’entrée en construction des actifs précédemment cités (se reporter à la note (e) ci-avant).

(h) La croissance observée sur la zone Amériques s’explique par + 1 229 MWc provenant du stade early stage, + 965 MW de nouveaux projets entrés au portefeuille

sur la période, + 50 MW de réévaluations de puissance sur des projets existants, partiellement compensés par – 216 MW de projets équatoriens passés en awarded

sur la période et par – 100 MW liés à l’abandon d’un projet solaire argentin.

(i) La hausse observée sur la zone Australie s’explique par + 1 300 MW de projets provenant du stade early stage, + 675 MW de nouveaux projets entrés au portefeuille sur

la période, + 363 MW de réévaluations de puissance, partiellement compensés par – 450 MW de projets entrés en construction, – 260 MW de projets abandonnés

et – 313 MW liés à la cession du projet de centrale solaire de Goorambat dans le cadre des opérations de farm-down.

(j) La progression observée sur la zone Europe–Afrique s’explique par l’entrée au portefeuille de nouveaux projets et de projets provenant du stade early stage pour

respectivement + 2 729 MW et + 1 660 MW, la renonciation à des tarifs sur certains projets pour + 78 MW, effets partiellement compensés par l’abandon de certains

projets pour – 163 MW, le passage de plusieurs projets en phase awarded ou en construction pour – 547 MW, le déclassement d’un projet au stade early stage

pour – 200 MW et des variations de puissance à hauteur de – 75 MW.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

Exercice 2023

7 536

Exercice 2022

5 957

Variations

+ 27%

Production (GWh)

Taux de disponibilité moyen des actifs en exploitation

photovoltaïque^(a)(%)

92,2%

94,6%

86,4%

97,3%

+ 5,8 pt

– 2,7 pt

éolien^(b)(%)

Load factor^(c)moyen des actifs en exploitation

photovoltaïque (%)

éolien^(d)(%)

19,1%

27,7%

19,1%

28,5%

– 0,8 pt

Durée résiduelle des contrats de vente d’électricité

photovoltaïque (années, pondéré par MWc)

éolien (années, pondéré par MW)

13,5

10,9

13,5

11,3

– 1,4 pt

(a) La disponibilité moyenne des installations photovoltaïques en exploitation est en progression, en raison principalement de moindres difﬁcultés techniques rencontrées

par la centrale d’El Llano au Mexique par rapport à l’exercice 2022. Le remplacement de son transformateur a ainsi été ﬁnalisé ﬁn 2023. En excluant cette centrale,

le taux de disponibilité moyen des actifs solaires du Groupe se serait établi à 98,3% sur l’exercice 2023.

(b) La disponibilité moyenne des installations éoliennes en exploitation est en diminution, en raison d’une défaillance temporaire ayant affecté des dispositifs de câblage

de la partie sud de la centrale de Mutkalampi au cours du premier trimestre. Retraité de cet effet spéciﬁque, le taux de disponibilité moyen des actifs éoliens du

Groupe se serait établi à 97,1% sur l’exercice 2023.

(c) 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.

(d) La baisse du facteur de charge éolien entre l’exercice 2022 et l’exercice 2023 résulte d’une disponibilité temporairement réduite de la centrale de Mutkalampi et de

conditions de vents peu favorables en Australie, effets partiellement compensés par des conditions de vent favorables en France.

2.3 PERSPECTIVES²ET TENDANCES

Neoen prévoit pour l’année 2024 un EBITDA ajusté compris entre 530 et 560 millions d’euros³, soit une croissance annuelle à deux

chiffres, comme annoncé dans son plan stratégique, ainsi qu’un taux de marge d’EBITDA ajusté supérieur à 85%.

Le Groupe conﬁrme par ailleurs son ambition de voir son EBITDA ajusté dépasser 700 millions d’euros en 2025 et sa capacité totale en

opération ou en construction atteindre 10 GW dans le courant de l’année 2025.

L’ensemble des objectifs du Groupe tient compte de la meilleure estimation à date du calendrier d’exécution de ses projets et de sa vision

actuelle de l’évolution des prix de marché.

²Ces perspectives ont été élaborées (i) conformément aux méthodes comptables appliquées aux informations ﬁnancières historiques (se reporter aux notes 1 et 2 de

la section 4.1 du présent document) et (ii) sur la base du périmètre de consolidation de Neoen à ﬁn décembre 2023. La déﬁnition de l’EBITDA ajusté est identique à

celle qui a été retenue à ﬁn décembre 2023 (se reporter au paragraphe 2.1.1 du présent document).

³Cette prévision d’EBITDA ajusté tient compte des produits nets de cessions de projets et d’actifs du portefeuille que le Groupe anticipe de réaliser dans le cadre de

l’activité de farm-down, pour une contribution qui demeurera inférieure à 20% de l’EBITDA ajusté de l’exercice et 20% de la croissance annuelle du portefeuille sécurisé.

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COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

2.4 ANALYSE DE L’ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT

• 104 MW remportés en Suède, avec la batterie Isbillen Power

Reserve (94 MW / 94 MWh) et la fraction non contractée du

projet solaire d’Hultsfred (10 MWc) dont les constructions ont

été lancées;

2.4.1 FAITS MARQUANTS

DE LA PÉRIODE

• 68 MW remportés en France répartis sur 4 parcs éoliens;

• 43 MWc remportés au Portugal avec le projet solaire de Foral;

2.4.1.1 POURSUITE DE LA CROISSANCE

DU PORTEFEUILLE

• 25 MWc remportés en Italie, répartis en trois projets solaires

entrés en construction.

Les capacités en opération ou en construction⁴ont atteint 8,0 GW

à ﬁn décembre 2023 contre 6,6 GW à ﬁn décembre 2022.

Le total du portefeuille (hors projets early-stage ⁴) ressort à

27,6 GW à ﬁn décembre 2023 contre 19,3 GW à ﬁn décembre

2022, soit une hausse de 8,3 GW (+ 43%).

Au cours de l’année 2023, le Groupe a mis en opération deux

projets majeurs en Australie: le parc solaire de Western Downs

(460 MWc), et le parc éolien de Kaban (157 MW). En France,

ce sont douze centrales solaires d’une capacité totale de 194

MWc, trois parcs éoliens d’une capacité totale de 64 MW ainsi

que la batterie d’Antugnac (8 MW / 8 MWh) qui sont entrés

en opération en 2023. A cela se sont ajoutés le parc éolien

de Björkliden (40 MW) en Finlande ainsi que trois centrales

solaires d’une capacité totale de 58 MWc en Irlande au cours du

quatrième trimestre 2023. Le Groupe a par ailleurs cédé en 2023

la centrale solaire de Cabrela au Portugal (13 MWc), ainsi que

quatre centrales solaires en France d’une puissance cumulée de

19 MWc, et mis ﬁn à l’exploitation de la centrale de Degrussa en

Australie (17 MW), dont le démantèlement a été engagé.

2.4.1.2 NEOEN LÈVE AVEC SUCCÈS

750,4 MILLIONS D’EUROS VIA UNE

AUGMENTATION DE CAPITAL

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 montant brut de

cette augmentation de capital (prime d’émission incluse) s’est

élevé à 750,4 millions d’euros et s’est 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.

Par ailleurs, Neoen a lancé la construction de 1,4 GW en 2023,

comprenant la ferme solaire de Culcairn (440 MWc), Collie Battery

(219 MW / 877 MWh) et l’extension de la batterie Western Downs

Storage (58 MW / 116 MWh) en Australie, les parcs éoliens de

Storbötet (105 MW) et Lumivaara (56 MW) ainsi que la batterie

Yllikkälä Power Reserve 2 (56 MW / 113 MWh) en Finlande, le

parc solaire d’Hultsfred (100 MWc) et la batterie Isbillen Power

Reserve (94 MW / 94 MWh) en Suède, neuf centrales solaires

pour une capacité totale de 161 MWc et le parc éolien des Ailes

de Foulzy (21 MW) en France, le parc solaire de Foral (43 MWc)

au Portugal, et enﬁn trois centrales solaires pour une capacité

totale de 25 MWc en Italie.

Le produit de l’augmentation de capital permettra à Neoen de

ﬁnancer son plan de développement visant à dépasser 10 GW

de capacité en opération ou en construction courant 2025 mais

aussi d’étendre ses capacités de stockage, notamment par

l’investissement dans des batteries dotées d’une plus grande

durée d’autonomie par MW installé.

Cette opération s’est traduite par un impact de 744,0 millions

d’euros net de frais d’émission et net d’impôts sur les capitaux

propres du Groupe.

Le portefeuille sécurisé⁴(actifs en opération, en construction ou

awarded⁴) représentait 9,0 GW au 31 décembre 2023 contre

7,4 GW à ﬁn décembre 2022. En 2023, les nouveaux projets

awarded⁴ont quant à eux représenté 1,6 GW⁵et intègrent:

Le lecteur est invité à se reporter à la section 4.1 – note 1.3 du

présent document pour plus de détails concernant les autres faits

marquants suivants:

• Plan d’attribution d’actions gratuites;

• 717 MW remportés en Australie avec Culcairn (440 MWc),

Collie Battery (219 MW / 877 MWh) et Western Downs Storage

X (58 MWh / 116 MWh) entrés en construction;

• Paiement du dividende au titre de l’exercice 2022;

• Augmentation de capital réservée aux salariés;

• Acquisition d’un ensemble de parcs éoliens en France;

• Opérations de farm-down;

• 381 MWc remportés en France lors des derniers appels

d’offres gouvernementaux pour les centrales solaires et

répartis sur 22 projets;

• Situation de la centrale solaire de Metoro au Mozambique;

• Non-respect de covenants de ﬁnancements de projets.

• 216 MWc remportés en Équateur à l’issue d’un appel d’offre

gouvernemental, répartis en trois projets solaires de même

capacité (Imbabura, Ambi et Intyana);

• 116 MW remportés en Finlande avec la fraction non contractée

des projets éoliens de Storbötet (45 MW) et Lumivaara

(14 MW), ainsi que la batterie Yllikkälä Power Reserve 2

(56 MW / 113 MWh) dont les constructions ont été lancées;

⁴Pour une déﬁnition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la section 8.6 « glossaire » du présent document.

⁵Incluant +5 MW de réévaluation de puissance et le reclassement en phase tender-ready de six projets français pour une capacité totale de 78 MW.

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COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

2.4.2 COMMENTAIRES SUR L’ACTIVITÉ

La présentation et les commentaires relatifs au compte de résultat consolidé pour les années 2023 et 2022 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 (Europe–Afrique, Australie et Amériques, au niveau géographique ; éolien, solaire, 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 2023 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

Exercice

2023

Exercice

2023 (tcc)

Exercice

2022

Var (tcc)

(en%)

Var

(en%)

(En millions d’euros)

Chiffre d’affaires

Var (tcc)

+ 38,6

+ 84,6

– 46,9

+ 0,9

Var

+ 21,2

+ 73,5

– 52,1

– 0,2

524,4

382,7

119,4

22,3

541,9

393,8

124,7

23,4

503,2

309,2

171,5

22,5

+ 8%

+ 27%

– 27%

+ 4%

+ 24%

– 30%

– 1%

Ventes d’énergies sous contrat

Ventes d’énergies sur le marché

Autres produits

EBITDA ajusté^(a)

474,8

91%

488,6

90%

414,0

82%

+ 74,6

+ 18%

+ 60,8

+ 15%

Marge d’EBITDA ajusté

EBIT ajusté^(a)

294,7

56%

302,0

56%

259,3

52%

+ 42,7

+ 16%

+ 35,4

+ 14%

Marge d’EBIT ajusté

Résultat ﬁnancier

(152,7)

(158,2)

(152,7)

– 5,5

– 4%

– 0,1

– 0%

Résultat net ajusté de

l’ensemble consolidé^(a)

80,4

80,7

48,0

+ 32,7

+ 68%

+ 32,4

+ 67%

(a) La déﬁnition et le calcul de ces agrégats sont détaillés à la section 2.1 «indicateurs alternatifs de performance» du présent document.

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COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

2.4.2.2 RÉSULTATS SECTORIELS

Les résultats sectoriels des exercices 2022 et 2023 sont ainsi présentés pour chacun des segments opérationnels du Groupe: éolien,

solaire, stockage, farm-down, développement et investissements, et éliminations.

(En millions

d’euros)

Chiffre d’affaires

Exercice Exercice

EBITDA ajusté^(a)

Exercice Exercice

EBIT ajusté^(b)

Exercice Exercice

Var

(en%)

Var

(en%)

Var

(en%)

Var

2023

2022

2023

2022

2023

2022

Europe–Afrique

Éolien

153,1

72,2

10,9

132,1

64,4

11,4

+ 21,0

+ 7,7

– 0,5

+ 16%

+ 12%

– 4%

119,6

66,8

106,9

50,9

+ 12,7

+ 16,0

+ 1,8

+ 12%

+ 31%

+ 29%

75,9

46,0

76,5

32,4

– 0,6

+ 13,5

+ 1,5

– 1%

+ 42%

+ 31%

Solaire

Stockage

Farm-down

Total

8,0

6,2

4,8

N/A

44,2

16,4

+ 27,7

+ 58,2

44,2

16,4

+ 27,7

+ 42,1

236,2

45%^(e)

208,0

41%^(e)

+ 28,2

+ 14%

238,6

101%^(f)

180,4

87%^(f)

+ 32%

172,2

73%^(g)

130,2

63%^(g)

+ 32%

En%

Australie

Éolien

Solaire

98,1

63,0

46,2

84,5

53,1

80,2

+ 13,6

+ 9,9

– 33,9

+ 16%

+ 19%

– 42%

N/A

78,8

67,4

71,9

73,9

61,9

+ 6,9

– 6,5

+ 10%

– 9%

– 26%

N/A

48,7

44,2

45,6

56,1

38,8

+ 3,1

– 11,9

– 14,9

+ 4,4

+ 7%

– 21%

– 38%

N/A

Stockage

Farm-down

Total

45,7

– 16,2

+ 4,4

23,9

4,4

207,3

40%^(e)

217,8

43%^(e)

– 10,5

– 5%

196,3

95%^(f)

207,6

95%^(f)

– 11,3

– 5%

121,2

58%^(g)

140,5

65%^(g)

– 19,3

– 14%

En%

Amériques

Solaire

Total

En%

78,6

15%^(e)

76,6

15%^(e)

+ 2,0

+ 3%

74,6

95%^(f)

56,8

74%^(f)

+ 17,9

+ 32%

47,9

61%^(g)

30,0

39%^(g)

+ 18,0

+ 60%

Autres

Développement et

investissements^(c)

123,6

82,3

+ 41,3

+ 50%

(3,2)

(8,4)

+ 5,2

+ 62%

(16,4)

(20,5)

+ 4,1

+ 20%

Éliminations^(d)

(121,3)

2,3

(81,4)

0,9

– 39,9

+ 1,4

+ 21,2

+ 34,6

+ 19,6

– 34,4

– 49%

(31,4)

(34,6)

474,8

198,4

208,8

53,7

(22,3)

(30,7)

414,0

178,6

181,6

68,1

– 9,1

– 3,9

– 41%

– 13%

+ 15%

+ 11%

+ 15%

– 21%

(30,3)

(46,7)

294,7

124,6

138,1

30,2

(20,9)

(41,4)

259,3

122,0

118,6

43,6

– 9,5

– 5,4

– 45%

– 13%

+ 14%

+ 2%

+ 17%

– 31%

Total

TOTAL

524,4

251,2

213,7

57,1

503,2

216,6

194,1

91,6

+ 4%

+ 16%

+ 10%

– 38%

N/A

+ 60,8

+ 19,6

+ 27,4

– 14,4

+ 32,1

+ 35,4

+ 2,5

Dont éolien

Dont solaire

+ 19,6

– 13,4

+ 32,1

Dont stockage

Dont farm-down

48,6

16,4

48,6

16,4

(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 éliminations).

(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).

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COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

France. Elle intègre ainsi le chiffre d’affaires early generation⁶, qui

a continué à bénéﬁcier d’un contexte de prix de marché élevés,

essentiellement au premier semestre.

Chiffre d’affaires

Le chiffre d’affaires consolidé du Groupe s’est élevé à 524,4 millions

d’euros au cours de l’exercice 2023 (541,9 millions d’euros à taux

de change constants), en hausse de + 21,2 millions d’euros,

soit + 4 % par rapport à l’exercice 2022 (+ 8 % à taux de change

constants).

La croissance du chiffre d’affaires a toutefois été limitée par

le recul de la contribution des centrales mises en service

avant le 1^erjanvier 2022, et tout particulièrement des batteries

australiennes, qui avaient bénéficié d’un environnement de

marché particulièrement volatil au cours de l’exercice 2022, ainsi

que par l’effet négatif associé aux centrales cédées en 2022 et

en 2023 dans le cadre des opérations de farm-down réalisées.

Cette croissance s’explique principalement par la contribution en

année pleine des actifs entrés en production en 2022 en Australie,

en France et en Finlande et par celle, au prorata temporis, des

centrales entrées en production en 2023, essentiellement en

Évolution 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.

11%

18%

43%

48%

2023

2022

41%

39%

 Éolien  Solaire  Stockage

Le segment éolien est resté le premier contributeur au chiffre

d’affaires consolidé du Groupe (48% en 2023, contre 43% en

2022).

• Australie (+ 13,6 millions d’euros)

La croissance du chiffre d’affaires résulte principalement de la

contribution de la centrale de Kaban, qui avait commencé à injecter

de l’électricité dans le réseau à partir de novembre 2022, et qui a

bénéﬁcié d’early generation revenue jusqu’au démarrage de son

contrat long terme au 1^erjanvier 2024 (+ 29,4 millions d’euros).

Le chiffre d’affaires de ce segment s’est établi à 251,2 millions

d’euros en 2023 (+ 34,6 millions d’euros), soit + 16 % par

rapport à 2022.

• Europe–Afrique (+ 21,0 millions d’euros)

Cette hausse est toutefois compensée par le recul de la

contribution des autres centrales éoliennes mises en service avant

le 1^erjanvier 2022 (– 15,8 millions d’euros), lié particulièrement

à des conditions de vent défavorables et, pour la centrale de

Bulgana, à de moindres ventes de certiﬁcats verts sur le marché.

La croissance du chiffre d’affaires s’explique essentiellement

par la contribution des centrales mises en service avant le

1^erjanvier 2022 (+ 12,9 millions d’euros), portée principalement

par de meilleures conditions de vent et, dans une moindre

mesure, une progression des prix contractés en France. À cela

s’est ajoutée la contribution en année pleine des actifs entrés en

production en 2022 (+ 9,0 millions d’euros), essentiellement

celle de la centrale de Mutkalampi en Finlande, qui a continué

à bénéﬁcier d’early generation revenue importants au cours

du premier semestre 2023, et ce, avant le démarrage de ses

différents PPA, intervenu au cours des deuxième et troisième

trimestres 2023, et celle de centrales en France.

Le segment solaire est le second contributeur au chiffre d’affaires

consolidé du Groupe (41% en 2023 contre 39% en 2022).

Le chiffre d’affaires de ce segment s’est élevé à 213,7 millions

d’euros en 2023 (+ 19,6 millions d’euros), soit + 10 % par

rapport à 2022.

• Australie (+ 9,9 millions d’euros)

La croissance du chiffre d’affaires résulte essentiellement de

la contribution de la centrale de Western Downs, entrée en

production, à capacité limitée, au cours du premier trimestre

2022, et qui a continué à bénéﬁcier d’early generation revenue

importants avant l’entrée en vigueur du prix de son PPA long

terme au deuxième trimestre 2023 (+ 16,0 millions d’euros).

Cette progression a toutefois été partiellement compensée par

l’impact de la cession de la centrale de Saint-Sauvant au second

semestre 2022 (– 3,9 millions d’euros).

⁶Ventes d’énergie à court terme précédant l’entrée en vigueur d’un contrat à long terme.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

Cette hausse a été partiellement compensée par la baisse

du chiffre d’affaires des centrales mises en service avant le

1^erjanvier 2022 (– 6,1 millions d’euros), principalement liée

à des conditions d’ensoleillement moindres sur la centrale de

Numurkah et à un contexte de prix de marché moins favorables

sur la centrale de Dubbo.

Le segment stockage a représenté 11% du chiffre d’affaires

consolidé du Groupe en 2023 (contre 18% en 2022).

Le chiffre d’affaires de ce segment a ainsi contribué à hauteur de

57,1 millions d’euros au chiffre d’affaires consolidé du Groupe en

2023 (– 34,4 millions d’euros), soit – 38% par rapport à 2022.

• Europe–Afrique (– 0,5 million d’euros)

• Australie (– 33,9 millions d’euros)

• Europe–Afrique (+ 7,7 millions d’euros)

La progression du chiffre d’affaires s’explique essentiellement

par la contribution, au prorata temporis, des actifs entrés en

production en 2023 en France (+ 7,0 millions d’euros) et,

dans une moindre mesure, par l’effet année pleine associé aux

actifs entrés en production en 2022 en France et en Irlande

(+ 3,5 millions d’euros). À cela s’est ajouté l’effet positif associé

à l’annulation au cours du premier trimestre 2023, d’une révision

tarifaire qui affectait certaines centrales françaises depuis le

dernier trimestre 2021 (+ 3,1 millions d’euros).

Le recul du chiffre d’affaires s’explique par une moindre contribution

des centrales d’Hornsdale Power Reserve (– 19,0 millions

d’euros) et de Victorian Big Battery (– 15,0 millions d’euros), qui

avaient bénéﬁcié d’un environnement de marché particulièrement

volatil en 2022, ayant notamment favorisé les revenus d’arbitrage

et, à un degré moindre, ceux de services réseaux (FCAS).

Les segments développement et investissements, et éliminations

ont représenté un chiffre d’affaires de 2,3 millions d’euros en 2023

contre 0,9 million d’euros en 2022 (+ 1,4 million d’euros).

Cette progression a toutefois été partiellement compensée par

l’impact de la cession, au cours de l’exercice 2023, de la centrale

de Cabrela au Portugal et de plusieurs centrales solaires en France

(– 5,5 millions d’euros). Se reporter à la section 4.1 – note 1.3

du présent document.

Sur l’exercice 2023, la part des ventes d’énergie sur le marché

a atteint 23% du chiffre d’affaires consolidé, contre 34 % sur

l’exercice 2022. Ce recul reﬂète notamment le démarrage des PPA

de la centrale de Mutkalampi en Finlande ainsi qu’une moindre

contribution en 2023 des centrales d’Hornsdale Power Reserve

et de Victorian Big Battery.

• Amériques (+ 2,0 millions d’euros)

L’évolution du chiffre d’affaires résulte essentiellement de la

performance de la centrale d’El Llano au Mexique (+ 6,5 millions

d’euros), qui a bénéﬁcié d’un effet de comparaison favorable par

rapport à l’exercice 2022, année au cours de laquelle elle avait été

affectée par des difﬁcultés techniques prolongées.

Rapportée au chiffre d’affaires solaire et éolien (hors revenus de

l’activité de stockage), la part des ventes sur le marché a atteint

17% du chiffre d’affaires contre 24% en 2022.

L’activité solaire a en revanche été impactée par une moindre

contribution de la centrale d’Altiplano 200 en Argentine (– 4,8 millions

d’euros) qui s’explique, d’une part, par des problèmes techniques

sur le réseau durant le deuxième trimestre, et d’autre part, par des

conditions d’ensoleillement moins favorables qu’en 2022.

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.

15%

43%

40%

2023

2022

45%

42%

 Australie

 Europe-Afrique

 Amériques

 Australie

 Europe-Afrique

 Amériques

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

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.

16%

43%

39%

2023

2022

45%

41%

 AUD  EUR  USD

EBITDA ajusté

En 2023, l’EBITDA ajusté consolidé du Groupe s’est élevé à 474,8 millions d’euros (488,6 millions d’euros à taux de change constants),

en hausse de + 60,8 millions d’euros, soit + 15 % par rapport à 2022.

Cette croissance s’explique principalement par la contribution des actifs entrés en production et mis en service en 2022 et 2023. Elle reﬂète

également une contribution plus élevée, d’une part, des centrales françaises mises en service avant le 1^erjanvier 2022, qui ont bénéﬁcié

d’un effet prix positif, et pour les actifs éoliens, de meilleures conditions de vent, et d’autre part de la centrale d’EL Llano. À cela s’est

ajouté l’effet des opérations de farm-down réalisées en 2023, à savoir la vente de la centrale solaire de Cabrela au Portugal, de quatre

centrales solaires en France et d’un projet solaire en Australie.

Ces éléments ont plus que compensé l’impact, en Australie, de conditions de marché moins favorables pour l’activité de stockage

ainsi que de prix de marché inférieurs et de ressources moindres pour les centrales solaires et éoliennes mises en service avant le

1^erjanvier 2022. À cela s’est ajouté l’impact résultant de l’effet de base positif associé, en 2022, à l’exonération partielle de pénalités

reconnues historiquement au titre d’un contrat de vente d’électricité dans cette géographie.

La marge d’EBITDA ajusté du Groupe s’est ainsi établie à 91% en 2023, contre 82% en 2022.

Évolution 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.

12%

16%

42%

43%

2023

2022

45%

42%

 Éolien  Solaire  Stockage

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

Le segment solaire a contribué à hauteur de 208,8 millions d’euros

à l’EBITDA ajusté du Groupe (+ 27,4 millions d’euros), soit

+ 15% par rapport à 2022.

• Australie (+ 6,9 millions d’euros)

La progression de l’EBITDA ajusté résulte essentiellement de la

hausse du chiffre d’affaires (+ 13,6 millions d’euros - se reporter

à l’analyse du chiffre d’affaires).

La marge d’EBITDA ajusté de ce segment s’est établie à 98% en

2023 contre 94% en 2022.

Ces effets ont partiellement été compensés par l’exonération

partielle, obtenue en 2022, de pénalités reconnues historiquement

au titre d’un contrat de vente d’électricité (– 11,1 millions d’euros).

• Amériques (+ 17,9 millions d’euros)

La croissance de l’EBITDA ajusté résulte essentiellement de la

progression de la contribution de la centrale d’El Llano au Mexique

(+ 21,1 millions d’euros). Celle-ci a notamment bénéﬁcié d’un

effet de comparaison favorable par rapport à l’exercice 2022,

année au cours de laquelle elle avait été affectée par des difﬁcultés

techniques prolongées, ainsi que d’indemnités d’assurance.

Le segment stockage a contribué à hauteur de 53,7 millions d’euros

à l’EBITDA ajusté du Groupe (– 14,4 millions d’euros), soit –

21% par rapport à 2022.

La marge d’EBITDA ajusté s’est établie quant à elle à 94 %

en 2023 contre 74% en 2022, sous l’effet notamment d’une

diminution des prix d’achat de l’électricité injectée.

• Europe–Afrique (+ 16,0 millions d’euros)

L’augmentation de l’EBITDA ajusté s’explique à la fois par l’effet de la

conclusion d’un accord contractuel avec un fournisseur de modules

photovoltaïques portant sur la compensation de retards ayant affecté

des centrales françaises et irlandaises (+ 8,7 millions d’euros), et

par la hausse du chiffre d’affaires (+ 7,7 millions d’euros ‐ se

reporter à l’analyse du chiffre d’affaires).

• Europe–Afrique (+ 1,8 million d’euros)

La progression de l’EBITDA ajusté résulte principalement de la

diminution des coûts achats d’électricité (+ 1,6 million d’euros)

de la centrale d’Yllikkäla Power Reserve réalisés à des conditions

de marché plus favorables.

• Australie (– 16,2 millions d’euros)

• Australie (– 6,5 millions d’euros)

Le recul de l’EBITDA ajusté résulte essentiellement de la baisse du

chiffre d’affaires (– 33,9 millions d’euros - se reporter à l’analyse

du chiffre d’affaires).

L’évolution de l’EBITDA ajusté s’explique essentiellement par un

effet de base négatif lié à la vente, en 2023, de certiﬁcats verts

qui avaient été stockés en 2022 (– 7,2 millions d’euros) et à la

constatation en 2022, d’indemnités contractuelles compensant

des retards dans la montée en charge d’une centrale plus élevées

qu’en 2023 (– 6,0 millions d’euros). A cela s’est ajoutée la

hausse des charges d’exploitation (– 3,2 millions d’euros)

principalement liée au ramp-up de la production de la centrale

de Western Downs.

Cet effet n’a été que partiellement compensé, notamment par une

diminution des charges d’exploitation (+ 11,5 millions d’euros),

liée essentiellement à la baisse du coût des achats d’électricité

nécessaires à l’activité des centrales d’Hornsdale Power Reserve

et de Victorian Big Battery.

Le segment farm-down a généré un EBITDA ajusté de

48,6 millions d’euros en 2023, correspondant principalement

aux plus-values de cessions de la centrale solaire de Cabrela au

Portugal et de plusieurs centrales solaires en France (se reporter

à la section 4.1 – note 1.3 du présent document).

Ces effets ont été partiellement compensés par la croissance du

chiffre d’affaires (+ 9,9 millions d’euros ‐ se reporter à l’analyse

du chiffre d’affaires).

Le segment éolien a contribué à hauteur de 198,4 millions d’euros

à l’EBITDA ajusté du Groupe (+ 19,6 millions d’euros), soit + 11%

par rapport à 2022.

En 2022, ce segment avait généré un EBITDA ajusté de

16,4 millions d’euros, correspondant exclusivement à la plus-value

de cession de la centrale éolienne de Saint-Sauvant en France.

La marge d’EBITDA ajusté de ce segment s’est établie à 79% en

2023 contre 82% en 2022, du fait principalement de la centrale

de Mutkalampi qui avait bénéﬁcié d’early generation revenue

importants au deuxième semestre 2022, dans un contexte de

prix de marchés élevés, avant le démarrage de ses différents PPA

aux deuxième et troisième trimestres 2023.

Les segments développement et investissements, et

éliminations ont contribué à l’EBITDA ajusté du Groupe

à hauteur de (34,6) millions d’euros en 2023, contre (30,7)

millions d’euros en 2022. Cette variation (– 3,9 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.

• Europe–Afrique (+ 12,7 millions d’euros)

La croissance de l’EBITDA ajusté s’explique essentiellement par

la progression du chiffre d’affaires (+ 21,0 millions d’euros - se

reporter à l’analyse du chiffre d’affaires) et par la compensation,

par son constructeur, des conséquences associées à des

problématiques temporaires de disponibilité rencontrées

par une centrale en Finlande au cours du premier trimestre

(+ 6,0 millions d’euros). Ces effets ont été partiellement

compensés par une progression des charges d’exploitation

(– 14,3 millions d’euros), sous l’effet principalement des

centrales entrées en production en 2022, tout particulièrement

en Finlande et, dans une moindre mesure, en France.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

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.

16%

13%

49%

42%

2023

2022

42%

38%

 Australie

 Europe-Afrique

 Amériques

 Australie

 Europe-Afrique

 Amériques

EBIT ajusté

L’EBIT ajusté du Groupe s’est élevé à 294,7 millions d’euros en 2023 (302,0 millions d’euros à taux de changes constants), en hausse

de + 35,4 millions d’euros, soit + 14 % par rapport à 2022. Cette évolution s’explique principalement par la croissance de l’EBITDA

ajusté (+ 60,8 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 2022 et en 2023 (– 28,6 millions d’euros).

Évolution 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.

10%

15%

43%

2023

2022

47%

42%

 Éolien  Solaire  Stockage

Le segment solaire a contribué à l’EBIT ajusté du Groupe à

hauteur de 138,1 millions d’euros (+ 19,6 millions d’euros), soit

+ 17 % par rapport à 2022. Ceci résulte essentiellement de

l’évolution de l’EBITDA ajusté de ce segment (+ 27,4 millions d’euros

- se reporter à l’analyse de l’EBITDA ajusté). Cet effet a

partiellement été compensé par la hausse des charges

d’amortissement résultant de la croissance du parc d’actifs en

opération (– 8,9 millions d’euros).

• Europe–Afrique (+ 13,5 millions d’euros)

La progression de l’EBIT ajusté s’explique principalement par la

hausse de l’EBITDA ajusté (+ 16,0 millions d’euros - se reporter

à l’analyse de l’EBITDA ajusté), effet partiellement compensé par

la hausse des charges d’amortissement résultant de la croissance

du parc d’actifs en opération (– 1,9 million d’euros).

• Australie (– 11,9 millions d’euros)

• Amériques (+ 18,0 millions d’euros)

La baisse de l’EBIT ajusté s’explique principalement par

l’augmentation des charges d’amortissement résultant de la

croissance du parc d’actifs en opération (– 7,0 millions d’euros)

et par le recul de l’EBITDA ajusté (– 6,5 millions d’euros - se

reporter à l’analyse de l’EBITDA ajusté).

La hausse de l’EBIT ajusté s’explique principalement par la

progression de l’EBITDA ajusté (+ 17,9 millions d’euros - se

reporter à l’analyse de l’EBITDA ajusté).

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

Le segment éolien a contribué à l’EBIT ajusté du Groupe à

hauteur de 124,6 millions d’euros (+ 2,5 millions d’euros). Ceci

résulte essentiellement de la progression de l’EBITDA ajusté de

ce segment (+ 19,6 millions d’euros - se reporter à l’analyse de

l’EBITDA ajusté). Cet effet a partiellement été compensé par la

hausse des charges d’amortissement résultant de la croissance

du parc d’actifs en opération (– 19,4 millions d’euros).

Le segment stockage a contribué à l’EBIT ajusté du Groupe à

hauteur de 30,2 millions d’euros en 2023 (– 13,4 millions d’euros).

Cette évolution résulte essentiellement de la baisse de l’EBITDA

ajusté de ce segment (– 14,4 millions d’euros - se reporter à

l’analyse de l’EBITDA ajusté).

• Europe–Afrique (+ 1,5 million d’euros)

La progression de l’EBIT ajusté s’explique principalement par la

hausse de l’EBITDA ajusté (+ 1,8 million d’euros - se reporter à

l’analyse de l’EBITDA ajusté).

• Australie (+ 3,1 millions d’euros)

La progression de l’EBIT ajusté s’explique principalement par la

hausse de l’EBITDA ajusté (+ 6,9 millions d’euros - se reporter

à l’analyse de l’EBITDA ajusté), effet partiellement compensé par

la hausse des charges d’amortissement résultant de la croissance

du parc d’actifs en opération (– 5,5 millions d’euros).

• Australie (– 14,9 millions d’euros)

L’évolution de l’EBIT ajusté est principalement imputable à la

diminution de l’EBITDA ajusté (– 16,2 millions d’euros - se

reporter à l’analyse de l’EBITDA ajusté).

• Europe–Afrique (– 0,6 million d’euros)

Le segment farm-down a contribué à l’EBIT ajusté du Groupe

à hauteur de 48,6 millions d’euros (se référer à l’analyse de

l’EBITDA ajusté).

La baisse de l’EBIT ajusté s’explique essentiellement par la

hausse des charges d’amortissement résultant de la croissance

du parc d’actifs en opération (– 13,9 millions d’euros), effet

partiellement compensé par la hausse de l’EBITDA ajusté

Les segments développement et investissements, et

éliminations ont contribué à l’EBIT ajusté du Groupe à hauteur

de (46,7) millions d’euros en 2023 contre (41,4) millions d’euros

en 2022, et ce en lien avec l’évolution des activités du Groupe.

(+ 12,7 millions d’euros - se reporter à l’analyse de l’EBITDA ajusté).

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.

11%

16%

49%

40%

2023

2022

44%

40%

 Australie

 Europe-Afrique

 Amériques

 Australie

 Europe-Afrique

 Amériques

Résultat opérationnel courant

Le résultat opérationnel courant du Groupe s’est élevé à 383,3 millions d’euros en 2023, en hausse de + 121,2 millions d’euros, soit

+ 46% par rapport à 2022. Cette évolution s’explique par la hausse de l’EBIT ajusté (se reporter à l’analyse de l’EBIT ajusté), ainsi que

par une variation positive de juste valeur des instruments ﬁnanciers dérivés énergie enregistrée en 2023 (88,6 millions d’euros) nettement

supérieure à celle constatée en 2022 (2,8 millions d’euros). Cette variation enregistrée en 2023 est directement liée à la diminution en

Finlande et en Australie des prix de marché à terme de l’électricité au cours de l’année (se reporter au paragraphe 2.1.2 «EBIT ajusté»

du présent document).

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

2.4.2.3 ANALYSE DES AUTRES POSTES DU COMPTE DE RÉSULTAT CONSOLIDÉ

Autres produits et charges opérationnels non courants

Les autres produits et charges opérationnels non courants se sont élevés à (8,5) millions d’euros (soit – 4,7 millions d’euros par

rapport à 2022) et se décomposent comme suit:

Exercice

2023

Exercice

2022

Var

(en%)

(En millions d’euros)

Var

– 2,8

– 1,7

– 0,1

Frais de développement antérieurs^(a)

Résultat des cessions d’actifs^(b)

Autres produits et charges

(6,8)

(1,6)

(0,1)

(4,0)

0,1

– 71%

N/A

0,1

N/A

Autres produits et charges opérationnels

non courants

(8,5)

(3,8)

– 4,7

– 123%

(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 note 10 des comptes consolidés). En 2023, ceux-ci sont principalement liés à l’abandon de projets en France et en Australie. En 2022, ils correspon-

daient essentiellement à l’abandon de projets en Australie, en Irlande et en France.

(b) Hors opérations de farm-down.

Dépréciations d’actifs non courants

Les dépréciations d’actifs non courants se sont élevées à (10,5) millions d’euros en progression de + 16,8 millions d’euros et se

décomposent comme suit:

Exercice

2023

Exercice

2022

Var

(en%)

(En millions d’euros)

Var

Dépréciations des coûts de développement activés^(a)

(4,9)

(15,7)

+ 10,8

+ 69%

Reprises de dépréciation des coûts de développement

activés^(b)

4,8

1,6

+ 3,2

+ 1,0

Autres dépréciations d’actifs^(c)

(12,1)

1,9

(13,1)

+ 8%

N/A

Reprises de perte de valeur sur immobilisations corporelles

et incorporelles^(d)

+ 1,9

Dépréciations d’actifs non courants

(10,5)

(27,3)

+ 16,8

+ 62%

(a) En 2023, ce poste correspond essentiellement à la dépréciation de coûts de développement de projets au Guatemala, en Irlande, en Australie et en France. En

2022, ce poste correspondait principalement à la dépréciation des coûts de développement de la centrale de Metoro au Mozambique pour (8,8) millions d’euros

d’une part, et d’un projet en Australie pour (2,5) millions d’euros d’autre part.

(b) Les reprises de dépréciation des coûts de développement activés concernent essentiellement les projets abandonnés.

(c) En 2023, ce poste correspond principalement à la constatation des pertes de valeurs sur la centrale d’El Llano au Mexique pour (8,2) millions d’euros et sur la

centrale de Degrussa en Australie pour (3,9) millions d’euros. En 2022, ce poste correspondait principalement à la perte de valeur comptabilisée sur les actifs de

la centrale de Metoro au Mozambique pour (11,1) millions d’euros.

(d) En 2023, ce poste correspond à une reprise de perte de valeur sur un actif corporel cédé aux États-Unis.

Résultat ﬁnancier

Var

(En millions d’euros)

Exercice 2023

(155,9)

3,1

Exercice 2022

(135,6)

(17,1)

Var

– 20,3

+ 20,2

– 0,3

(en%)

– 15%

+ 118%

– 33%

– 7%

Coût de l’endettement ﬁnancier

Total autres produits et charges ﬁnanciers

Produits et charges d’intérêts sur prêts d’actionnaires

Gains et pertes de change

(1,4)

(1,0)

(7,4)

(6,9)

– 0,5

Autres produits et charges ﬁnanciers

Résultat ﬁnancier

11,8

(9,2)

+ 21,0

– 0,1

N/A

(152,7)

– 0%

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

L’évolution du résultat ﬁnancier s’explique principalement par:

Impôts sur les résultats

• l’augmentation du coût de l’endettement ﬁnancier (– 20,3 millions

d’euros). Celle-ci résulte essentiellement de (i) la hausse du

nombre de centrales en exploitation sous financement, (ii)

l’effet année pleine de l’émission des OCEANEs vertes 2022

en septembre 2022 pour un montant de 300 millions d’euros⁷,

et (iii) la hausse des taux d’intérêts moyens à court terme sur

emprunts à taux variables entre 2022 et 2023, pour leur part

non couverte par des instruments de couverture de taux, sur

l’ensemble des géographies où opère le Groupe (se référer

à la note 22.1 «risques de taux» des comptes consolidés).

Ces effets ont été partiellement compensés par (i) l’impact du

remboursement progressif des ﬁnancements des centrales en

opération, (ii) la conversion anticipée en octobre 2022 de la

très grande majorité des OCEANEs 2019 (dont le solde a été

remboursé), conformément à la documentation contractuelle,

pour un montant d’environ 200 millions d’euros ⁸, et (iii) le

reﬁnancement en novembre 2022 de la dette mezzanine de

Neoen Production 2.

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, qui sont 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, de l’ampleur des charges non

déductibles et de l’effet des mécanismes de sous-capitalisation.

La charge d’impôt s’est élevée à (64,2) millions d’euros en 2023

(dont (22,2) millions d’euros d’impôt exigible et (41,9) millions

d’euros d’impôt différé), contre (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). Après retraitement de l’effet impôt lié

à la variation de juste valeur des instruments ﬁnanciers dérivés

énergie (21,5 millions d’euros), la charge d’impôt ajustée

s’est élevée à (42,6) millions d’euros sur l’exercice 2023, soit

un taux effectif d’impôt ajusté de 34,7 % contre 36,4 % sur

l’exercice 2022.

En 2023, le coût de l’endettement ﬁnancier s’explique ainsi par

des charges d’intérêts sur emprunts résultant des ﬁnancements

relatifs aux actifs de production pour (175,6) millions d’euros

(contre (113,9) millions d’euros en 2022), des produits ﬁnanciers

sur instruments ﬁnanciers dérivés de taux pour 28,8 millions d’euros

(contreunechargede(14,9)millionsd’eurosen2022)etdescharges

d’intérêts sur obligations locatives pour (9,1) millions d’euros (contre

(6,8) millions d’euros en 2022).

• l’effet positif de la variation des autres produits et charges ﬁnanciers

(+ 21,0 millions d’euros). Celle-ci résulte essentiellement de la

hausse de + 23,3 millions d’euros des autres produits ﬁnanciers,

associés notamment à la rémunération des dépôts issus de

l’augmentation de capital du 29 mars 2023.

Pour plus de détail, le lecteur est invité à se reporter à la section

4.1 – note 20.1 du présent document.

⁷Le taux d’intérêt effectif de la composante dette des OCEANEs vertes 2022 s’élève à 7,0%, pour un taux nominal de 2,875%.

⁸Le taux d’intérêt effectif de la composante dette des OCEANEs 2019 s’élevait à 4,3% pour un taux nominal de 1,875%.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

En 2023, le passage entre le taux d’impôt théorique et le taux effectif d’impôt ajusté se décompose comme suit:

+ 7,3%

34,7%

+ 5,2%

+ 5,7%

– 8,5%

25,0%

Taux

théorique

Effets de change

& hyperinꢀation (a)

Ecrêtement

des impôts différés

actifs (b)

Farm-down (c)

Autres (d)

Taux effectif

d’impôt ajusté (e)

(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) Compte tenu des perspectives de bénéﬁces, et de l’horizon limité d’utilisation possible des déﬁcits, dans certaines géographies où opère le Groupe, la reconnais-

sance des impôts différés actifs a été limitée à hauteur des impôts différés passifs, totalement au Mexique et partiellement en Argentine.

(c) Impact des opérations de farm-down réalisées au Portugal, en France et en Australie, s’étant traduites par des plus-values de cessions ayant majoritairement

bénéﬁcié de régimes spéciﬁques de taxation des plus-values long terme.

(d) Différences permanentes individuellement non signiﬁcatives.

(e) 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 «résultat net ajusté de l’ensemble consolidé» du présent document.

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 décomposait

comme suit:

+ 7,6%

36,4%

+ 2,9%

28,8%

+ 2,1%

+ 0,8%

25,0%

– 2,0%

Taux

théorique

CVAE

IFRS 2

Effets de change

& hyperinꢀation (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 «résultat net ajusté de l’ensemble consolidé» 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 d’impôts différés actifs existante.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

• Résultat net attribuable à la part du Groupe

Résultat net ajusté de l’ensemble consolidé

Le résultat net attribuable à la part du Groupe a cru de

+ 105,0 millions d’euros, s’élevant à 150,2 millions d’euros

en 2023 contre 45,2 millions d’euros en 2022. Cette évolution

résulte essentiellement de l’augmentation du résultat net précité.

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 + 32,4 millions d’euros,

passant de 48,0 millions en 2022 à 80,4 millions d’euros en 2023.

• 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 (2,8) millions d’euros sur l’exercice

2023 contre 0,5 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 Suède, en Finlande et en Jamaïque.

Résultat net de l’ensemble consolidé

Compte tenu des évolutions précitées, de la croissance de la

variation de juste valeur des instruments ﬁnanciers dérivés énergie

(+ 85,8 millions d’euros) et de la variation de l’effet impôt afférent

(– 16,4 millions d’euros) entre 2022 et 2023, le résultat net de

l’ensemble consolidé a progressé de + 101,7 millions d’euros,

passant de 45,7 millions d’euros en 2022 à 147,4 millions d’euros

en 2023.

2.4.2.4 BILAN CONSOLIDÉ SIMPLIFIÉ

Var

(En millions d’euros)

31.12.2023

6 298,5

5 423,5

179,7

31.12.2022

5 362,9

4 566,9

271,7

41,3

Var

+ 935,6

+ 856,5

– 91,9

(en%)

+ 17%

+ 19%

– 34%

+ 76%

+ 21%

+ 24%

+ 30%

+ 18%

+ 39%

+ 8%

Actifs non courants

Dont immobilisations corporelles

Dont instruments ﬁnanciers dérivés de taux^(a)

Dont instruments ﬁnanciers dérivés énergie^(b)

Actifs courants

72,8

+ 31,5

1 068,9

773,7

883,9

622,8

26,8

+ 185,1

+ 150,9

+ 8,1

Dont trésorerie et équivalents de trésorerie^(c)

Actifs destinés à être cédés^(d)

Total de l’actif

34,9

7 402,3

2 664,7

3 804,1

2 921,5

73,9

6 273,5

1 914,3

3 509,3

2 717,6

77,4

+ 1 128,7

+ 750,5

+ 294,8

+ 203,8

– 3,4

Dont capitaux propres^(e)

Dont dettes ﬁnancières^(a)

Dont ﬁnancements seniors des projets

Dont ﬁnancements juniors des projets

Dont dettes locatives

+ 8%

– 4%

314,7

264,4

409,7

+ 50,3

+ 19%

+ 4%

Dont ﬁnancements corporate

Dont instruments ﬁnanciers dérivés de taux

Dont instruments ﬁnanciers dérivés énergie^(b)

Dont passifs destinés à être cédés^(d)

Total du passif

424,0

+ 14,3

15,0

+ 15,0

N/A

4,9

44,9

– 40,0

– 89%

+ 35%

+ 18%

38,0

28,2

+ 9,8

7 402,3

6 273,5

+ 1 128,7

(a) Les instruments ﬁnanciers dérivés de taux et les dettes ﬁnancières font l’objet d’une analyse spéciﬁque au paragraphe 2.5.4 «passage de l’endettement ﬁnancier

consolidé à la dette nette» du présent document.

(b) Au 31 décembre 2023, les instruments ﬁnanciers dérivés énergie actifs se sont établis à 91,9 millions d’euros (contre 46,1 millions d’euros au 31 décembre 2022),

dont 72,8 millions d’euros pour la part non courante et 19,1 millions d’euros pour la part courante. Les instruments ﬁnanciers dérivés énergie passifs se sont

quant à eux établis à 4,9 millions d’euros (contre 44,9 millions d’euros au 31 décembre 2022) dont 3,4 millions d’euros pour la part courante et 1,5 million

d’euros pour la part non courante. La variation de juste valeur des instruments ﬁnanciers dérivés énergie actifs et passifs en 2023 s’explique principalement par

la diminution des prix de marché à terme de l’électricité en Finlande et en Australie. Ils sont détaillés en section 4.1 - note 20.3 «instruments ﬁnanciers dérivés».

(c) Ces montants n’incluent pas la trésorerie et les équivalents de trésorerie présentés en actifs destinés à être cédés (4,3 millions d’euros au 31 décembre 2023 contre

un montant nul au 31 décembre 2022) et découverts bancaires ((0,1) million d’euros au 31 décembre 2023 contre (0,2) million d’euros au 31 décembre 2022).

(d) Au 31 décembre 2023, les actifs et passifs destinés à être cédés correspondent uniquement à ceux de la centrale solaire de Metoro au Mozambique et de sa

holding NP Investment II au Portugal, dont la cession est en cours (se reporter à la section 4.1 - note 3.4 «actifs et passifs destinés à être cédés»). Au 31 décembre

2022, ce poste correspondait uniquement à ceux de la centrale solaire de Cabrela au Portugal, dont la cession a été formellement réalisée le 22 février 2023.

(e) Les mouvements affectant les capitaux propres du Groupe au cours des exercices 2022 et 2023 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 en note 18 «capitaux propres et détail des instruments dilutifs» des

comptes consolidés).

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

Les actifs corporels ont progressé de + 19% en 2023 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 «poursuite de la croissance

du portefeuille» du présent document). Les investissements réalisés

par le Groupe sont détaillés au paragraphe 2.5.8.2 «principaux

investissements réalisés» du présent document.

Au 31 décembre 2023, la trésorerie des actifs en exploitation

comprend 19,7 millions d’euros correspondant à la différence

restant à reverser à EDF OA pour certaines centrales françaises,

dans le cadre des dispositions réglementaires en vigueur, entre

le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat

d’achat (se référer à la section 4.1 - notes 17 et 20.2 des comptes

consolidés).

La hausse de la trésorerie du Groupe sur l’exercice (+ 150,9 millions

d’euros) résulte essentiellement de l’évolution des disponibilités et

équivalents de trésorerie:

La hausse des capitaux propres sur l’exercice

provient essentiellement:

(+ 750,5 millions d’euros)

• de l’augmentation de capital, réalisée en mars 2023, nette des

• détenus par Neoen S.A. (383,7 millions d’euros, en progression

de + 136,9 millions d’euros par rapport au 31 décembre 2022),

principalement sous l’effet:

frais d’émission et impôts afférents (+ 744,0 millions d’euros);

• du résultat de la période (+ 147,4 millions d’euros);

• de la variation négative des autres éléments du résultat global

(– 140,5 millions d’euros), imputable notamment à la variation

de juste valeur des swaps de taux d’intérêt qualiﬁés d’instruments

de couverture de ﬂux de trésorerie, dans un contexte de baisse

des taux d’intérêts à long terme en zone Euro et en Australie sur

l’exercice 2023 (– 69,9 millions d’euros nets d’impôts) et aux

écarts de conversion, essentiellement sur les ﬁliales australiennes,

dans un contexte de diminution du cours du dollar australien

vis-à-vis de l’euro (– 57,9 millions d’euros).

– de l’augmentation de capital réalisée le 29 mars 2023 (+ 741,9 millions

d’euros nets de frais);

– des dividendes reçus et des remboursements de comptes courants

effectués par les sociétés de projets (+ 163,0 millions d’euros);

– du paiement par les sociétés projets de prestations de développement

(+ 78,6 millions d’euros) notamment en Finlande, en Australie

et en France;

– des investissements sous forme d’apports en fonds propres et

en comptes courants dans les nouveaux projets et les actifs en

construction (– 735,4 millions d’euros), notamment en Australie,

en Finlande, au Portugal, en France, en Suède et au Canada;

• du paiement d’un dividende d’un montant de 18,9 millions d’euros

dont 15,8 millions d’euros en actions et 3,1 millions d’euros en

numéraire.

La structure ﬁnancière du Groupe demeure solide : 89 % de

l’endettement ﬁnancier total du Groupe à ﬁn décembre 2023

est adossé aux centrales de production d’électricité, ﬁnancées

très majoritairement par de la dette projet long terme en devises

fortes (euro, dollar australien, dollar américain et dollar canadien).

Les dettes financières sont détaillées au paragraphe 2.5.4

«passage de l’endettement ﬁnancier consolidé à la dette nette»

du présent document.

– du ﬁnancement des activités de développement et des coûts

de structure (– 118,8 millions d’euros);

• localisés dans les sociétés projets et holdings associées

(390,0 millions d’euros, en hausse de + 14,0 millions d’euros

par rapport au 31 décembre 2022), 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.

2.5 FINANCEMENTS ET INVESTISSEMENTS

les détiennent et, marginalement, d’emprunts mezzanines au niveau

2.5.1 POLITIQUE DE FINANCEMENT

ET GESTION DE LA TRÉSORERIE

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 court terme et sur les marchés de gros (pour

plus de détail se reporter au paragraphe 2.5.2 «ﬁnancement des

projets par endettement»).

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 structure l’endettement de ses projets dans la devise

des ﬂux de revenus attendus.

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

En complément des financements de projets mis en place, le

Groupe apporte des fonds propres aux sociétés de projets, qui ont

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

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.

2.5.2 FINANCEMENT DES PROJETS

PAR ENDETTEMENT

2.5.2.1 PROCESSUS DE FINANCEMENT

Le 29 mars 2023, Neoen a ainsi réalisé avec succès une augmentation

de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription d’un

montant brut total de 750,4 millions d’euros. Pour plus d’information,

le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.4.1.2 du présent

document.

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 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.

S’agissant des financements corporate, et en cohérence avec

son engagement en faveur de la ﬁnance durable, le Groupe avait

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 avait 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 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.

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.

Par ailleurs, le Groupe avait mis en place, en mars 2020, un crédit

syndiqué qui a été reﬁnancé au cours du mois de février 2024 pour

le porter à un montant nominal de 500 millions d’euros à échéance

2029, comprenant un emprunt à terme de 300 millions d’euros et

une facilité de crédit revolving d’un montant nominal de 200 millions

d’euros⁹, dont les conditions ﬁnancières sont indexées sur des

indicateurs Environnementaux, Sociaux et de Gouvernance (ESG).

Ce crédit syndiqué demeurait non mobilisé au 31 décembre 2023.

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 bénéﬁciant ainsi d’un effet

volume et d’une mutualisation des risques (garanties croisées et

diversiﬁcation des ressources).

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, en continuant

à cibler un objectif à terme de ratio de levier ﬁnancier supérieur à

70%¹⁰du 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.

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)

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, désormais

d’un montant nominal de 200 millions d’euros à échéance 2029

décrite précédemment, ainsi que les produits associés à son activité

de développeur (sous la forme principalement de conventions de

développement).

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.

Les besoins en trésorerie liés au développement et à la construction

des projets varient en fonction du stade d’avancement d’un projet.

⁹Avant reﬁnancement, le crédit syndiqué comprenait un emprunt à terme de 175 millions d’euros et une facilité de crédit revolving de 75 millions d’euros à échéance 2026.

¹⁰Au 31 décembre 2023, ce ratio de levier s’élevait à 65% du fait de décalages dans la mise en place de certains ﬁnancements de projets, notamment en Australie, et

dans l’attente du reﬁnancement du crédit syndiqué intervenu en février 2024. Se reporter à la section 4.1 – notes 20.2 et 22.5 du présent document.

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COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

Le type de prêteur dans ces montages dépend du marché

concerné:

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 les marchés développés, le Groupe a établi des relations

solides avec un ensemble de «banques partenaires» telles que

KfW Ipex, Société Générale, Groupe BPCE, Banque Postale,

Clean Energy Finance Corporation, HSBC, 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 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.

• 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.

2.5.3 INDICATEURS SUIVIS PAR LE GROUPE

La durée résiduelle moyenne des ﬁnancements de projet consentis, au 31 décembre 2023 et au 31 décembre 2022, pour l’ensemble des

actifs consolidés du Groupe en exploitation, se présente comme suit:

Durée résiduelle moyenne pondérée par l’endettement (en années)

Solaire

7,3

Éolien

13,6

16,7

N/A

Total

10,9

16,3

12,6

13,6

15,9

AUD

EUR

15,6

12,6

11,3

13,4

USD

TOTAL 31.12.2023

TOTAL 31.12.2022

15,4

17,7

La diminution constatée entre le 31 décembre 2022 et le 31 décembre 2023 sur le segment éolien reﬂète d’une part l’entrée en opération

de la centrale de Kaban en Australie, dont le ﬁnancement de projet est de court terme (5 ans, de type mini-perm), mais qui bénéﬁcie d’une

couverture de taux à long terme, et d’autre part l’amortissement naturel des ﬁnancements de projets existants.

L’évolution constatée entre le 31 décembre 2022 et le 31 décembre 2023 sur le segment solaire s’explique par la cession de la centrale

de Cabrela au Portugal, et l’entrée en opération de la centrale de Western Downs en Australie, dont le ﬁnancement de projet est de court

terme (5 ans, de type mini-perm), mais qui bénéﬁcie d’une couverture de taux à long terme.

Le ratio moyen pondéré du montant de la dette projet levée par rapport aux dépenses d’investissement réalisées pour le développement

des projets et la construction des actifs, pour l’ensemble des actifs consolidés du Groupe en exploitation au 31 décembre 2023 et au

31 décembre 2022, se présente comme suit:

Ratio dettes projets / Dépenses d’investissement

Solaire

63%

Éolien

78%

69%

N/A

Total

70%

74%

64%

71%

72%

AUD

EUR

85%

USD

64%

TOTAL 31.12.2023

TOTAL 31.12.2022

68%

70%

73%

L’évolution constatée entre le 31 décembre 2022 et le 31 décembre 2023 sur le segment solaire s’explique essentiellement par la cession

de la centrale de Cabrela au Portugal, et l’entrée en opération de la centrale de Western Downs en Australie et des centrales d’Hilltown,

d’Hortland et de Millvale en Irlande.

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 65%¹¹au 31 décembre 2023.

¹¹En raison de décalages dans la mise en place de certains ﬁnancements de projets, notamment en Australie, et dans l’attente du reﬁnancement du crédit syndiqué

intervenu en février 2024. Se reporter à la section 4.1 – notes 20.2 et 22.5 du présent document.

DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2023

COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE

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 actifs consolidés

du Groupe en opération, se présente comme suit:

Taux d’intérêt moyen pondéré des ﬁnancements de projet all-in

Solaire

4,5%

2,4%

7,3%

5,0%

Éolien

4,0%

2,8%

N/A

Total

4,2%

2,7%

7,3%

4,2%

4,0%

AUD

EUR

USD

TOTAL 31.12.2023

TOTAL 31.12.2022

3,3%

3,1%

L’augmentation constatée au global entre le 31 décembre 2022

et le 31 décembre 2023 s’explique essentiellement par un

contexte de remontée des taux d’intérêts à court terme ayant

affecté la part non couverte des ﬁnancements de projet des

actifs en opération, notamment ceux libellés en euros et en

dollars américains. Le taux d’intérêt moyen pondéré en euro

sur le segment éolien a par ailleurs été impacté à la hausse par

l’entrée en opération de la centrale de Bjorkliden en Finlande,

dont les conditions de ﬁnancement sont moins favorables que

la moyenne historique du segment dans cette devise.

ﬁnancier et les swaps de taux ou autres produits dérivés de taux,

(iv) hors frais de structuration des ﬁnancements.

Pour rappel, au 31 décembre 2022, le taux d’intérêt moyen pondéré

des différentes dettes du Groupe (dettes projets, dettes mezzanines

et dettes corporate) était d’environ 2,6% en euros, 4,3% en dollars

australiens, et 6,9% en dollars américains. Il n’y avait pas de dettes

libellées en dollar canadien au 31 décembre 2022.

L’augmentation constatée résulte du contexte de poursuite de la

remontée des taux d’intérêts à court terme, et de la mise en place

de nouvelles dettes à des conditions de taux d’intérêt supérieures

à la moyenne historique, notamment en lien avec des actifs en

construction en Europe et en Australie.

Par ailleurs, au 31 décembre 2023, le taux d’intérêt moyen

pondéré des différentes dettes du Groupe (dettes projets, dettes

mezzanines et dettes corporate) est d’environ 3,0% en euros,

4,5% en dollars australiens, 7,5% en dollars canadiens et 7,3%

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 2023, (iii) calculé sur une base all-in,

c’est-à-dire la somme de la marge appliquée par l’établissement

Au 31 décembre 2023, le taux d’intérêt moyen global pour le Groupe

est ainsi d’environ 4,2% contre environ 3,8% au 31 décembre 2022.

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.

Var

(En millions d’euros)

Total dettes ﬁnancières^(a)

Investisseurs minoritaires et autres^(b)

Total dettes ﬁnancières ajustées

Trésorerie et équivalents de trésorerie^(c)

Dépôts de garantie^(d)

31.12.2023

3 804,1

(54,9)

31.12.2022

3 509,3

(40,2)

Var

+ 294,8

– 14,8

(en%)

+ 8%

– 37%

+ 8%

– 24%

– 2%

3 749,1

(773,7)

(80,5)

3 469,1

(622,8)

(79,0)

+ 280,0

– 150,9

– 1,5

Instruments ﬁnanciers dérivés de taux actifs^(e)

Total dette nette^(f)

(214,9)

2 680,0

(302,7)

2 464,6

+ 87,8

+ 215,4

+ 29%

+ 9%

(a) Comprend essentiellement les dettes liées au ﬁnancement des projets, les composantes dettes des OCEANEs vertes 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.

(b) Comprend notamment les prêts d’actionnaires octroyés aux sociétés de projets ou holdings de sociétés de projets par des actionnaires minoritaires.

(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 2022 s’explique par la dégradation de la juste valeur des instruments ﬁnanciers dérivés de

taux, dans un contexte de baisse des taux d’intérêts à long terme en zone Euro et en Australie sur l’exercice 2023 (se reporter à la note 20.3 des comptes consolidés).