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DOCUMENT
E x e r c i c e 2 0 2 1
I n c l u a n t l e r a p p o r t
f i n a n c i e r a n n u e l
D’ENREGISTREMENT
UNIVERSEL
Sommaire
INTRODUCTION
3
5
DÉVELOPPEMENT DURABLE ET
RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE*
215
Producteur français d’énergies renouvelables
Le mot du président
4
5
5.1 La RSE, au coeur de notre organisation
216
5.2 Présentation des principaux risques
extra-financiers
5.3 Nos équipes
5.4 Nos projets
5.5 Nos communautés
5.6 Autres informations sociales
5.7 Note méthodologique
5.8 Rapport de l’organisme tiers indépendant
5.9 Plan de vigilance
Nos métiers
Nos ressources
Notre modèle en quelques chiffres
Les faits marquants 2021
Notre ambition pour 2025
Gouvernance
6
8
13
14
16
19
217
219
228
232
236
238
240
243
1
PRÉSENTATION
21
5.10 Table de concordance de la déclaration de
performance extra-financière
1.1 Présentation générale*
1.2 Description du marché des énergies renouvelables 25
22
243
1.3 Description des activités du Groupe*
1.4 Propriété intellectuelle*
32
54
6
RAPPORT SUR LE GOUVERNEMENT
D’ENTREPRISE*
245
2
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE*
57
6.1 Etat de la gouvernance
6.2 Organisation du gouvernement d’entreprise
246
257
2.1 Indicateurs alternatifs de performance et données
opérationnelles
2.2 Perspectives et tendances
2.3 Analyse de l’activité et du résultat
2.4 Dividendes
2.5 Financements et investissements
2.6 Procédures judiciaires et d’arbitrage
2.7 Changement significatif de la situation financière
ou commerciale
6.3 Rémunérations de l’ensemble des
mandataires sociaux
6.4 Autres informations
58
61
62
78
78
89
273
301
7
CAPITAL ET ACTIONNARIAT
309
7.1 Renseignements concernant la Société*
7.2 Capital*
7.3 Actionnariat*
310
311
319
90
90
2.8 Autres informations
7.4 Marché du titre et relations avec les actionnaires 324
3
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES* 99
8
ASSEMBLÉE GÉNÉRALE
329
330
347
358
361
3.1 Principaux facteurs de risques auxquels
le Groupe est exposé
3.2 Assurances et gestion des risques
8.1 Projet de résolutions
8.2 Rapport du Conseil d’administration sur
les projets de résolutions
8.3 Rapport des commissaires aux comptes sur
les opérations sur valeurs mobilières
8.4 Rapport spécial des commissaires aux
comptes sur les conventions réglementées
100
121
4
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES
COMMISSAIRES AUX COMPTES*
129
4.1 Comptes consolidés du Groupe au
31 décembre 2021
4.2 Rapport de certification des commissaires aux
comptes sur les comptes consolidés du Groupe
au 31 décembre 2021
4.3 Comptes annuels de Neoen S.A. au
31 décembre 2021
4.4 Rapport de certification des commissaires aux
comptes sur les comptes annuels de Neoen S.A.
au 31 décembre 2021
130
9
INFORMATIONS COMPLÉMENTAIRES 365
9.1 Personnes responsables
9.2 Responsables du contrôle des comptes
366
367
185
189
9.3 Informations financières historiques incluses
par référence
9.4 Documents accessibles au public
9.5 Tables de concordance
9.6 Glossaire
368
368
369
375
211
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.
2021
Document d’enregistrement
universel
Incluant le rapport financier annuel
Le Document d’Enregistrement Universel a été déposé auprès de l’AMF le 31 mars 2022, en sa qualité d’autorité
compétente au titre du règlement (UE) 2017/1129, sans approbation préalable conformément à l’article 9 dudit règlement.
Le Document d’Enregistrement Universel peut être utilisé aux ﬁns d’une offre au public de titres ﬁnanciers ou de
l’admission de titres ﬁnanciers à la négociation sur un marché réglementé s’il est complété par une note d’opération
et le cas échéant, un résumé et tous les amendements apportés au Document d’Enregistrement Universel. L’ensemble
alors formé est approuvé par l’AMF conformément au règlement (UE) 2017/1129.
Ce Document d’Enregistrement Universel est une reproduction de la version ofﬁcielle du Document d’Enregistrement
Universel qui a été établie au format ESEF (European Single Electronic Format) et qui inclut le Rapport Financier Annuel
pour l’exercice clos le 31 décembre 2021 et est disponible sur le site internet de l’AMF (www.amf-france.org) ainsi que
sur celui de la Société (www.neoen.com).
Des exemplaires du présent Document d’Enregistrement Universel (le « Document d’Enregistrement Universel ») sont
disponibles sans frais auprès de Neoen, 22 rue Bayard, 75008 Paris, France, ainsi que sur les sites internet de Neoen
(www.neoen.com) et de l’AMF (www.amf-france.org).
PRODUCTEUR FRANÇAIS D’ÉNERGIES RENOUVABLES
Créé en 2008, Neoen s’est imposé comme un acteur
d’ouvrage, et les opérons dans la durée. Notre modèle est
de garder le contrôle de nos actifs, avec un taux proche de
92 % en 2021. 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 15 pays à la fin
de l’année 2021.
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
plus de 299 collaborateurs de 36 nationalités différentes,
elles sont le socle de notre identité et les repères intangibles
de notre comportement au quotidien.
Premier producteur indépendant français d’électricité à base
d’énergies 100 % renouvelables, nous développons nos
propres projets, en assurons le financement et la maîtrise
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 France,
en Australie, en Finlande, en
Irlande 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 et au
Salvador.
4
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
LE MOT DU PRÉSIDENT
Neoen est
plus que jamais un acteur
incontournable des énergies
renouvelables
Depuis sa création, Neoen a construit son succès sur la
base d’une croissance à la fois forte et créatrice de valeur,
en faisant le choix d’adopter une perspective de long terme
dans le développement de ses projets. Pour sa quatrième
année de cotation sur Euronext Paris, Neoen a continué à
développer avec dynamisme son portefeuille d’actifs pour
atteindre plus de 5,4 GW de capacité en opération ou
en construction à la fin de l’année 2021, dépassant ainsi
l’objectif de 5 GW, annoncé lors de son introduction en
Bourse.
En tant que pure-player, notre stratégie s’articule autour
d’un mix technologique complet : solaire, éolien et stockage.
L’expertise de Neoen lui a permis de remporter en 2021
près de 900 MW de nouveaux projets dans l’ensemble de
ses régions - Australie, Europe et Amériques - et de ses
technologies. Neoen s’est particulièrement distingué en
étant à deux reprises le premier lauréat des appels d’offres
gouvernementaux en France et en lançant la construction
de deux actifs éoliens de plus de 400 MW en Finlande et en
Australie, ayant vocation à être des plateformes multi-clients.
Xavier Barbaro
Président-directeur général
Neoen a renforcé sa présence dans chacune de ses
implantations, pour être au plus près de ses projets, en
recrutant plus de 50 personnes en 2021. Cette présence
locale est le pilier de sa croissance et chacune et chacun
des représentants de Neoen portent au quotidien nos valeurs
d’audace, d’intégrité, d’engagement et d’esprit de corps.
Enfin, Neoen s’est également illustré sur le plan financier,
en affichant un résultat net positif pour la onzième année
consécutive. En 2021, Neoen a largement renforcé ses
capacités financières, en ayant réalisé une augmentation
de capital réussie en avril puis trois opérations de farm-
down destinées à accroître sa capacité d’investissement.
Par ailleurs, comme annoncé lors de son introduction en
Bourse, Neoen tiendra son engagement de verser en 2022
son premier dividende, sur les résultats de 2021.
La visibilité apportée par nos contrats de vente d’électricité,
la robustesse de nos choix industriels, la qualité de nos
financements sont les garants de la résilience de Neoen.
L’avenir de Neoen est plus enthousiasmant que jamais !
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2021
5
NOS MÉTIERS
DÉVELOPPEMENT
La phase de développement permet de valider la faisabilité technique,
économique, sociétale et environnementale de chaque projet (études de
potentiel, études de sol, études d’impact sur l’environnement et la biodiversité).
La phase de conception permet de configurer le projet en fonction des
caractéristiques du site et de la ressource disponible. C’est durant cette
phase qu’a lieu la concertation avec les parties prenantes concernées,
riverains et communautés, élus et administrations.
FINANCEMENT
Nous finançons nos projets, par une combinaison de capital et de dette à
long terme.
Nous fonctionnons très majoritairement sur un principe de financement
sans recours, avec constitution d’une société distincte pour chaque projet
développé. Nos fonds propres augmentent régulièrement, nous donnant une
assise financière solide et pérenne et de ce fait une capacité d’investissement
croissante.
MAÎTRISE D’OUVRAGE
Nous nous impliquons directement, en tant que maître d’ouvrage, dans le
suivi des travaux de construction de nos centrales. Nous validons ainsi que
les conditions sont réunies pour faire de chacune de nos centrales un actif
fiable, durable et compétitif.
Nous collaborons avec des constructeurs et fournisseurs de premier rang,
et faisons largement appel à des industriels locaux pour la construction.
OPÉRATIONS
Producteurs d’énergie, nous faisons fonctionner nos centrales de façon
responsable et durablement profitable aux populations des pays où elles
sont implantées, et vendons l’énergie à prix attractifs sur certains marchés.
La supervision de nos centrales est assurée, en temps réel, par notre équipe
de spécialistes, et la maintenance est assurée par nos sous- traitants dans
le cadre de contrats O&M.
6
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
NOS MÉTIERS
DÉVELOPPEMENT
Choix du site
Rencontre avec les
propriétaires fonciers
Rencontre avec
les riverains
Études : potentiel,
interconnexion, impact
environnemental
Réunion
publique
d’information
FINANCEMENT
Signature d’un PPA ou
gain d’un appel d’offres
gouvernemental
Autorisation de
connexion au réseau
Obtention des
différents permis
Enquête
publique
Dépôt des dossiers
nécessaires à l’obtention
des permis
Sélection
des partenaires
et sous-traitants
Information sur
les emplois locaux
CONSTRUCTION
Clôture du
financement
Recrutements
locaux
Préparation
du site
Construction
Information
d’avancement
des travaux
Tests et
autorisations
d’injecter
OPÉRATIONS
Initiatives locales
de partage et
développement
Connexion
au réseau
Mise en
production
Inauguration
Production et
maintenance
Mise en œuvre
d’initiatives locales
de partage
Nouveau
développement
Développement
des activités
agrisolaires
Suivi
environnemental
Gestion des initiatives Fonctionnement de «Repowering» ou
locales et des
projets de partage
et développement
la centrale pour au
moins 25 ans
démantèlement
après 25 ans
Recyclage
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2021
7
NOS RESSOURCES
UN ACTEUR MULTI-LOCAL
Neoen est un des principaux producteurs indépendants
d’énergie exclusivement renouvelable. Neoen est ainsi
le premier producteur indépendant français d’énergies
renouvelables, et le premier producteur indépendant en
Australie.
Neoen privilégie une croissance organique par le biais d’une
stratégie de leadership multi-local, en s’appuyant sur des
équipes locales qui sont autant de moteurs pour le
développement de nouveaux projets.
AMÉRIQUE
USA
3
Mexique
Régions
Salvador
JamaÏque
Équateur
Argentine
16
24
Pays
Implantations
Projets en opération et en construction
Projets en développement
UN CAPITAL HUMAIN UNIQUE
299
36
Collaborateurs
Âge moyen
28,8%
36
de femmes
Nationalités
8
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
NOS RESSOURCES
EUROPE-AFRIQUE
Finlande
Suède
Irlande
Croatie
Italie
France
AUSTRALIE
Portugal
Zambie
Australie
Mozambique
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2021
9
NOS RESSOURCES
NOS ACTIONNAIRES AU 31 DÉCEMBRE 2021
4,69 % Bpifrance
6,49 % FSP
Nombre
d’actions
107 056 685
46,51 % Impala(1)
40,70 % Flottant
1,61 % Cartusia / Mr.Xavier Barbaro(1)
(1) Impala et Cartusia agissent de concert.
Cartusia est un véhicule d’investissement long terme contrôlé par M. Xavier Barbaro et sa famille.
46,51%
Impala, groupe détenu et dirigé par Monsieur Jacques Veyrat et sa famille, investit dans des projets à fort potentiel de
développement, dans différents secteurs d’activité et avec des niveaux de participation variables : l’Energie (détention
de participations dans Neoen, Tag Energy, Albioma et Castleton Commodities International), les Technologies (détention
de participations dans Technoplus Industries, Edgyn, Inexto), les Cosmétiques (détention de participations dans
Laboratoire Native propriétaire des marques Roger Gallet, Liérac et Phyto, dans P&B 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 les hôtels (des projets immobiliers résidentiels en région parisienne, au Luxembourg et en Espagne et un
groupe hôtelier au Portugal et en France). Impala est un investisseur durable.
6,49%
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, Natixis Assurances
et Suravenir. Au 31 décembre 2021, le FSP détenait neuf participations dans le capital des sociétés Arkema, Seb,
Safran, Eutelsat Communications, Tikehau Capital, Elior Group, Neoen, Valeo et Believe. Le FSP continue l’étude
d’opportunités d’investissement dans le capital de sociétés françaises. La gestion du FSP est déléguée à ISALT –
Investissements Stratégiques en Actions Long Terme, société de gestion indépendante qui est en charge du suivi
des sociétés dans lesquelles le FSP détient une participation et qui coordonne les relations avec les représentants
permanents du FSP dans les conseils d’administration ou de surveillance des entreprises. Le FSP a désigné Monsieur
Christophe Gégout en qualité de représentant permanent au Conseil d’administration de la Société.
4,69%
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, avec plus
de 3 milliards d’euros mobilisés pour financer et investir dans la transition écologique et énergétique, et voit dans
les entreprises de ce secteur de véritables catalyseurs de compétitivité pour l’économie française, secteur qui verra
l’objet d’un soutien accru dans les prochaines années via son plan climat.
10
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
NOS RESSOURCES
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2021
11
NOTRE MODÈLE EN QUELQUES CHIFFRES
CAPACITÉ EN OPÉRATION ET EN CONSTRUCTION*
16%
2079
MW
5,4
5,4
2713
48%
MW
GW
GW
36%
642
MW
Taux de détention de nos actifs
: 92%
Australie
Europe-Afrique
Amériques
*chiffres au 31 décembre 2021
32
+
1,4GW
102
De capacité en opération
ou en construction en 2021
Centrales
en construction
Centrales
en opération
RÉSULTATS FINANCIERS
333,6M€
300,4M€
41,0M€
Chiffre d’affaires
2021
EBITDA
2021
Résultat net (part du groupe)
2021
Bilan (M€)
au 31 décembre
Immobilisations corporelles (M€)
au 31 décembre
Dette nette consolidée (M€)
au 31 décembre
4 945,1
3 777,1
3 677,6
2 838,7
2 266,5 2 232,2
2020
2021
2020
2021
2020
2021
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2021
13
LES FAITS MARQUANTS 2021
5,4 GW en opération
et en construction dont
plus de 1 GW en France
et 2,5 GW en Australie
À fin 2021, Neoen possède 5,4 GW de centrales en
opération et en construction, dépassant ainsi largement
l’objectif des 5 GW, annoncé lors de son introduction
en Bourse en 2018. L’Australie, avec plus de 2,5 GW
en opération et en construction et la France avec près
de 1,2 GW sont les deux plus grands pays de Neoen,
suivis de la Finlande, du Mexique et du Salvador.
Une augmentation de capital
pour financer notre forte
croissance et nos objectifs
ambitieux
Neoen a réalisé en avril 2021 une augmentation de capital
de 600 millions d’euros, marquée à la fois par le soutien
de ses actionnaires historiques, en particulier Impala, FSP
et Bpifrance, et par l’arrivée de nouveaux actionnaires.
Cette opération, ainsi que les premières opérations de
farm-down réalisées avec succès ﬁn 2021, permettent
à Neoen de ﬁnancer le premier cycle d’investissement
de son plan de développement visant à atteindre
10 GW de capacité en opération ou en construction à
ﬁn 2025.
Mise en service de la
Victorian Big Battery :
300 MW / 450 MWh, Australie
La mise en service de la Victorian Big Battery constitue
une réalisation majeure pour Neoen: il s’agit non
seulement de l’une des batteries les plus puissantes au
monde, mais elle représente aussi une grande avancée
en termes d’innovation. L’histoire de Neoen dans le
stockage a commencé en Australie en 2015, et nous
disposons désormais de plus d’un demi-gigawatt de
capacité de stockage en opération sur trois continents.
Convaincus que les très grandes batteries vont jouer un
rôle déterminant dans la transition énergétique, nous
sommes ﬁers de notre leadership dans ce secteur.
14
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
LES FAITS MARQUANTS 2021
900 MW de nouveaux
projets remportés dans
l’ensemble de nos régions
et technologies
Neoen a démontré en 2021 une nouvelle fois la qualité
de ses projets et la compétitivité de ses offres. En
France, où Neoen a été deux fois lauréat des appels
d’offres gouvernementaux solaires. Mais aussi
auprès d’entreprises désireuses de sécuriser leur
approvisionnement en énergie renouvelable telles
qu’Equinix, en Finlande.
Premières opérations
de farm-down
Nous avons conclu en 2021, notre première série de
cessions de projets. Nous avons ainsi pu générer de
nouvelles ressources financières, qui contribueront au
financement de notre forte croissance. Nous avons
ainsi démontré qu’il est possible de cristalliser la
valeur créée par Neoen en tant que développeur,
tout en restant associés dans la durée à ces projets
et aux territoires qui les accueillent. Enfin, en ayant
l’opportunité de retrouver, à terme, la propriété de
ces projets, nous nous donnons la possibilité d’en
assurer le repowering pour notre propre compte, ce
qui fait partie intégrante de notre stratégie.
Une approche RSE
structurée autour de
nos 3 piliers fondamentaux
En tant que producteur d’énergie exclusivement
renouvelable, le développement durable fait partie
intégrante de notre ADN. Jour après jour, chacune
de nos actions contribue à l’effort global dans la lutte
contre le changement climatique. Mais il était temps
d’étoffer notre ambition: aussi, nous avons défini notre
Sustainability Framework, le cadre que Neoen s’est
choisi, pour une politique de développement durable
ambitieuse et de grande envergure.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2021
15
NOTRE AMBITION POUR 2025
CAPACITÉ CIBLE À FIN 2025*
≥
10GW
2025
5,4GW
Déc. 2021
3
GW
Déc. 2019
2
GW
Sept. 2018
1GW
Janv. 2017
2008
*capacité en opération et en construction.
PERSPECTIVES1 ET TENDANCES
Neoen prévoit pour l’année 2022 un EBITDA compris entre 360 et 375 millions d’euros, soit une croissance comprise entre
20 et 25% ainsi qu’une marge d’EBITDA comprise entre 85 et 90%. Cette prévision d’EBITDA tient compte des produits
nets de cessions d’actifs du portefeuille sécurisé 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 de l’exercice.
Neoen confirme par ailleurs son objectif de générer une croissance annuelle à deux chiffres de son EBITDA entre 2022 et 2025.
Le Groupe réitère enfin son objectif de plus de 5 GW en opération courant 2023 et son ambition d’atteindre au moins 10 GW
de capacité en opération ou en construction2 d’ici fin 2025.
L’ensemble de ces objectifs tiennent compte de la meilleure estimation à date du calendrier d’exécution de ses projets.
CALENDRIER FINANCIER 2022
15 février 2022
14 mars 2022
3 mai 2022
Chiffre d’affaires annuel 2021 et données opérationnelles
Résultats annuels 2021
Chiffre d’affaires du 1er trimestre 2022 et données opérationnelles
Assemblée générale annuelle
25 mai 2022
28 juillet 2022
3 novembre 2022
Résultats du 1er semestre 2022
Chiffre d’affaires des 9 premiers mois 2022 et données opérationnelles
1 Ces perspectives ont été élaborées (i) conformément aux méthodes comptables appliquées aux informations ﬁnancières historiques (se reporter aux notes 2
et 4 de la section 4.1 du présent document) et (ii) sur la base du périmètre de consolidation de Neoen à ﬁn décembre 2021. La déﬁnition de l’EBITDA est
identique à celle qui a été retenue à ﬁn décembre 2021 (se reporter au paragraphe 2.1.1 du présent document).
2 Capacité consolidée post farm-down.
16
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
18
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
GOUVERNANCE
Management
Xavier
Barbaro
Président-directeur général
Romain
Desrousseaux
Directeur général délégué
Norbert
Thouvenot
Directeur des opérations
groupe
Olga
Kharitonova
Secrétaire général
Louis-Mathieu
Perrin
Directeur financier
Conseil d’administration
Au 31
décembre 2021*
Xavier
Barbaro
Président-
Helen
Lee Bouygues
Administrateur référent
directeur général
42
%
Membres
indépendants
(1)
FSP
Sixto
Représenté par
Christophe Gégout
Administrateur
Représentée par
Bertrand Dumazy
Administrateur
42
%
Membres
féminins
Bpifrance
45ans
Stéphanie
Levan
Investissement
Moyenne
d’âge
Représentée par
Vanessa Giraud
Administrateur
Administrateur
100
%
Taux de présence
moyen
Jacques
Veyrat
Censeur
Simon
Veyrat
Administrateur
*Statistiques 2021 établies sur la base
des administrateurs, sans prise en
compte du censeur.
(1) Fonds Stratégique de Participations.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 2021
19
1
PRÉSENTATION
1.1
PRÉSENTATION GÉNÉRALE
Histoire et évolution du Groupe
Stratégie
22
22
24
1.3
DESCRIPTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE 32
1.1.1
1.1.2
1.3.1
1.3.2
1.3.3
1.3.4
Activités et chiffres clés
32
34
38
51
Secteurs opérationnels
Marchés géographiques
1.2
DESCRIPTION DU MARCHÉ DES ÉNERGIES
RENOUVELABLES
Clients, fournisseurs et contrats du groupe
25
25
1.2.1
1.2.2
Un marché mondial des énergies
renouvelables en forte croissance
1.4
PROPRIÉTÉ INTELLECTUELLE
Recherche et développement
éléments de droits de propriété intellectuelle
Licences
54
54
54
54
1.4.1
1.4.2
1.4.3
L’impact grandissant des solutions
de stockage
27
27
29
1.2.3
1.2.4
Structure des marchés
Environnement concurrentiel
PRÉSENTATION
1
1.1 PRÉSENTATION GÉNÉRALE
1.1.1 HISTOIRE ET ÉVOLUTION DU GROUPE
France
Parc solaire le
plus puissant
d’Europe
(300 MWc -
Cestas)
France
Première
centrale éolienne
Développement
au Mexique
Création
de Neoen
Développement
Développement
au Portugal
au Mozambique
2009
2012
2014
2008
2010
2013
2015
Développement
en Australie
France
Première
Développement
au Salvador
centrale solaire
22
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
Mise en service de la
Victorian Big Battery
(300 MW) en Australie
Mise en service du
Bulgana Power Green
hub, constitué d’un parc
éolien de 204 MW et
d’une batterie de 20 MW /
34 MWh en Australie
France
Neoen remporte 204 MWc
de projets solaires
France
Azur Stockage, 6 MW /
6 MWh, la plus grande
batterie directement
raccordée au réseau (en
métropole)
Australie
Argentine
Hornsdale Power
Reserve, 100 MW /
129 MWh,
Mise en service de la
centrale solaire Altiplano
200 (208 MWc)
La plus grande
centrale de
stockage avec
batteries au monde
Irlande
Acquisition de 8 fermes
éoliennes
Neoen réalise avec succès
son augmentation de
capital d’un montant de
600 millions d’euros
Australie
Extension de Homsdale
Power Reserve
Capacité totale de
150 MW/193,5 MWh
Développement
en Argentine
Neoen dispose de
5,4 GW en opération ou en
construction dans le monde
et est présent dans 16 pays
Développement
en Zambie
2016
2018
2020
2017
2019
2021
Développement
Finlande
en Finlande et signature
d’un contrat de vente
d’électricité avec Google
Yllikkälä Power Reserve
One, 30 MW / 30 MWh,
La plus grande batterie des
pays nordiques
Salvador
Plus grand parc
solaire d’Amérique
Centrale
Neoen franchit le seuil
de 1 GW en Australie
Neoen rejoint les indices
SBF 120, MSCI France
Small Cap Index et le
S&P Global Clean Energy
Index
(101 MWc)
Avec près de 2 GW de
Australie
Hornsdale Wind
Farm, 316 MW
capacité en opération ou en
construction à ﬁn juin, Neoen
a doublé de taille en 18 mois
Début de la construction
de Western Downs Green
Power Hub (460 MWc),
plus grand parc solaire
d’Australie
Développement
en Jamaïque
Neoen réalise la plus
grande introduction en
Bourse de l’année 2018
(700 millions d’euros)
Neoen franchit
le seuil de 1 GW
en opération ou
en construction
à travers le monde
Mexique
Centrale solaire El Llano,
375 MWc
Salvador
Centrale solaire Capella,
140 MWc
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
23
PRÉSENTATION
1
Vendre notre énergie via différents canaux
1.1.2 STRATÉGIE
Au-delà des contrats de vente d’électricité auprès des
contreparties publiques, notamment gouvernementales, et des
distributeurs d’électricité, qui continuent d’offrir des perspectives
de revenus solides pour Neoen, le Groupe prévoit de diversiﬁer
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 activité de stockage, son
équipe dédiée d’Energy Management et ses offres de contrats
de ventes d’électricité sophistiqués.
Notre vision
Le remplacement des énergies fossiles par les énergies
renouvelables est la révolution économique, écologique et
sociale de ce siècle.
Seuls les énergéticiens spécialisés, indépendants, implantés
localement et ﬁnancièrement solides, apporteront les solutions
les plus durables et les plus performantes pour accomplir 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 % de 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.
Notre stratégie
Croître principalement de façon organique
La croissance du Groupe est très majoritairement organique, lui
permettant de créer de la valeur tout au long du développement
des projets, de leurs structurations industrielle et ﬁnancière
jusqu’à leur mise en opération et au-delà.
Consolider nos positions géographiques existantes
Neoen est un acteur diversiﬁé géographiquement, présent dans
16 pays et 3 zones géographiques (Amériques, Europe-Afrique,
Australie) à travers ses équipes locales.
Le groupe pourrait toutefois, comme par le passé, réaliser de
manière opportuniste des opérations de croissance externe
ciblées et créatrices de valeur, notamment des actifs dévalorisés
ou bien des actifs 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,
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’elle a développé 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. 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.
Neoen souhaite par ailleurs se développer de manière sélective
dans des nouveaux pays, principalement dans la zone OCDE,
qui continuera de représenter au moins 80 % de sa capacité en
opération. Cette expansion géographique sera réalisée dans des
pays où le solaire et l’éolien sont des énergies intrinsèquement
compétitives ou dans ceux qui ont des besoins en matière
de stockage d’énergie. Ces pays devront également offrir un
potentiel de développement signiﬁcatif permettant au Groupe
de construire une position de leader. Neoen recherchera des
contrats libellés en devises fortes et privilégiera des ﬁnancements
sans recours auprès de prêteurs locaux et internationaux.
Mettre en œuvre une activité complémentaire de farm-
down
En 2021, Neoen a annoncé son intention de procéder de
manière régulière mais sélective à la cession totale ou majoritaire
de projets de son portefeuille sécurisé (farm-down), dans la limite
de 20 % du volume des projets remportés chaque année. Ces
opérations de farm-down permettent de renforcer la capacité
ﬁnancière du Groupe et donc de contribuer au ﬁnancement de la
construction de nouveaux actifs. Neoen prévoit, dans la mesure
du possible, de maintenir une détention minoritaire au sein des
projets concernés, d’en assurer la gestion administrative et
opérationnelle, et de conserver des droits fonciers afférents,
de manière à pouvoir prendre part à la phase de repowering
ultérieure de ces projets.
Se positionner comme un acteur intégré solaire,
éolien et stockage
Neoen est un acteur intégré, avec un mix technologique complet
(solaire, éolien, stockage). Cette présence sur les trois segments,
qui va de pair avec la diversiﬁcation géographique, permet de
diminuer l’exposition du Groupe aux aléas climatiques et de
stabiliser sa production. Son approche en matière d’intégration
du stockage s’inscrit dans une stratégie plus large d’intégration,
dès la conception et la structuration des projets, d’éléments qui
améliorent l’attractivité globale des projets. Le stockage permet
alors de lisser l’intermittence du solaire et de l’éolien, tout en
fournissant des services au réseau.
24
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
Construire une stratégie de procurement de long terme
Neoen veille à ne pas dépendre d’un unique fournisseur ou sous-traitant pour ses panneaux solaires, turbines éoliennes et autres
composants du système.
Le Groupe travaille avec des fournisseurs qui sont tous de premier plan (« tiers one ») et respectent les normes les plus exigeantes
de santé, sécurité, environnement et qualité. Quel que soit le pays dans lequel le projet se situe, Neoen travaille uniquement avec des
contractants EPC de premier rang qui ne pourront être choisis qu’après un processus rigoureux de pré-sélection.
Se ﬁnancer principalement au niveau des actifs
Neoen se ﬁnance essentiellement par endettement au niveau des actifs et souscrit majoritairement une dette sans recours, à long terme,
à taux ﬁxe autant que possible, et dans les mêmes devises ﬁables que les revenus des projets, aﬁn de préserver la stabilité de la structure
du capital et, à l’avenir, de minimiser les risques connexes.
1.2 DESCRIPTION DU MARCHÉ DES ÉNERGIES
RENOUVELABLES
1.2.1 UN MARCHÉ MONDIAL DES ÉNERGIES RENOUVELABLES
EN FORTE CROISSANCE
La croissance des énergies renouvelables est tirée par une augmentation sous-jacente des besoins en énergie toutes sources confondues,
couplée à une volonté de plus en plus marquée d’alimenter l’outil de production et les populations en énergie verte et à des prix compétitifs.
Dans son dernier World Energy Outlook (2021), l’Agence international de l’énergie (IEA) estime que les capacités de production d’énergie,
toutes sources confondues, devraient passer de 7,5 TW en 2019 à 14,7 TW en 2040, soit près du double. Parmi ces sources d’énergie, le
solaire devrait connaître la plus forte progression, avec un taux de croissance annuel moyen de 10 % sur la période, suivi de l’éolien à près
de 7 %. Au sein de ces capacités de production, la part du solaire et de l’éolien devrait passer de 16 % environ en 2019 à 47 % en 2040.
Prévision de la capacité de production d’électricité installée (en GW)
5 000
4 500
4 000
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
2019
2020
2021
2022
−−−− Solaire −−−− Eolien −−−− Gaz −−−− Hydro −−−− Charbon −−−− Autre
Source : International Energy Agency (2021), World Energy Outlook 2021, IEA, Paris
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
25
PRÉSENTATION
1
Prévisions de l’évolution de la production d’énergie renouvelable par zone géographique
Australie (en TWh)
Europe (en TWh)
Amérique centrale et du Sud (en TWh)
182
393
346
1 945
1 148
504
190
76
61
133
78
714
517
23
2020
22
9
176
22
2030
2050
2020
2030
2050
2020
2030
2050
n Solaire
n Eolien
n Solaire
n Eolien
n Solaire
n Eolien
TCAM 2020-2050E : + 6,4 %
TCAM 2020-2050E : + 7,1 %
TCAM 2020-2050E : + 4,8 %
TCAM 2020-2050E : + 4,5 %
TCAM 2020-2050E : + 9,6 %
TCAM 2020-2050E : + 5,5 %
(1) TCAM : Taux de Croissance Annuel Moyen
(2) Source : World Energy Outlook 2021, IEA & étude Baringa
Le « World Energy Outlook 2021 » de l’IEA et l’étude Baringa estiment par ailleurs que l’Australie, l’Europe et l’Amérique Centrale et
du Sud devraient observer une croissance signiﬁcative de la production d’énergie éolienne et solaire d’ici 2050. Concernant l’éolien,
l’Australie devrait bénéﬁcier de la plus forte croissance, à un taux moyen annualisé de + 7,1 %, suivi par l’Amérique Centrale et du Sud
avec une croissance estimée de + 5,5 % par an et par l’Europe avec une croissance annuelle moyenne de + 4,5 %. Concernant le solaire,
la production d’énergie en Amérique Centrale et du Sud devrait connaître une augmentation de + 9,6 % par an. L’Australie et l’Europe
devraient quant à elles observer une croissance de leur production d’énergie solaire de + 6,4 % et + 4,8 % par an respectivement jusqu’en
2050.
L’augmentation attendue de la part du solaire et de l’éolien dans le mix énergétique résulte de plusieurs dynamiques positives, et
notamment :
• l’engagement des Etats contre le réchauffement climatique, comme témoigné dans le cadre des accords internationaux comme
l’accord de Paris. Or, l’énergie est un des domaines où la réduction des émissions de CO2 est le plus actionnable aujourd’hui, car les
solutions décarbonées comme les énergies renouvelables existent et sont efﬁcaces ;
• la compétitivité du solaire et de l’éolien, qui sont aujourd’hui les solutions de production d’énergie les moins chères dans de nombreuses
parties du monde. Au-delà de la volonté politique, le remplacement des moyens de production thermiques vieillissant par des énergies
renouvelables est souvent une évidence économique. Cette compétitivité grandissante des énergies renouvelables est matérialisée par
une baisse importante de leurs coûts du fait de facteurs technologiques et opérationnels.
Baisse des coûts moyens d’installation depuis 2010 (en USD/kW)
5 000
4 500
4 000
3 500
3 000
2 500
2 000
1 500
1 000
500
Solaire photovoltaïque : -81 %
Eolien terrestre : -31 %
0
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
n Solaire photovoltaïque
n Eolien terrestre
Source : IRENA (2021), Renewable Power Generation Costs in 2020, International Renewable Energy Agency.
26
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
• 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 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 ;
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 2020, 17 GW / 34 GWh de batteries sont connectés aux
réseaux électriques. La capacité mondiale de stockage des
batteries devrait être multipliée par 20 entre 2020 et 2030, avec
358 GW / 1 028 GWh de batteries installées dans le monde
d’ici 2030 selon le dernier rapport de recherche BloombergNEF
(BNEF, 2021).
• 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
Les Etats-Unis et la Chine devraient représenter plus de la moitié
des nouvelles installations de stockage mondiale d’ici 2030. Les
principaux autres marchés sont l’Inde, l’Australie, l’Allemagne,
le Royaume-Uni et le Japon. Selon l’étude BNEF, 55 % du
stockage d’énergie construit d’ici 2030 sera destiné au transfert
d’énergie, par exemple stocker l’énergie solaire ou éolienne pour
l’utiliser ultérieurement. Les politiques de soutien en faveur des
énergies renouvelables, les engagements climatiques de la part
des gouvernements et le besoin croissant pour des ressources
ﬂexibles sont les moteurs communs de cette croissance.
1
dans des démarches comme le « RE100 » et mettent en
avant leur stratégie d’acquisition d’énergie renouvelable qui
leur permet d’être reconnues comme des entreprises « vertes
» engagées dans des politiques d’énergie propre. Le recours
aux énergies renouvelables leur permet également de réduire
leurs coûts et le risque lié à la volatilité des prix concernant
leurs besoins en électricité. Neoen s’attend à ce qu’un marché
important des contrats de vente d’électricité privés portant
sur les énergies renouvelables se développe dans les années
à venir, à mesure que la parité réseau s’étend et que ces
acheteurs deviennent de plus en plus sophistiqués. De fait,
en 2021, le marché des contrats de vente d’électricité avec
des acheteurs privés (corporate PPAs) a représenté un volume
de 31,1 GW, avec plus de 137 entreprises. Cela représente
une augmentation de 24 % par rapport à 2020, et de près de
55 % par rapport à 2019 (Source : BNEF’s 1H 2022 Corporate
Energy Market Outlook).
La baisse des coûts des batteries, en particulier des batteries
lithium-ion, et la pénétration croissante des énergies
renouvelables font du stockage d’énergie une ressource ﬂexible
et incontournable de nombreux systèmes électriques.
Selon qu’elles soient directement raccordées au réseau ou liées
à un projet d’énergies renouvelables, les solutions de stockage
seront conﬁgurées selon différents business models et généreront
différents types de revenus. Neoen estime qu’il existe aujourd’hui
quatre modèles de revenu des solutions de stockage (capacité
de réserve, services de régulation de fréquence, déplacement
d’énergie et arbitrage). Pour plus de détails, se reporter au
paragraphe 1.3.2.3 « stockage d’énergie ».
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.
1.2.3 STRUCTURE DES MARCHÉS
1.2.3.1 MODALITÉS DE VENTE DE
L’ÉLECTRICITÉ
Les producteurs d’énergies renouvelables peuvent vendre
l’électricité produite par leurs installations selon différents types
de contrats long terme avec un ou plusieurs acheteurs qui
peuvent être des entreprises de distribution d’électricité (utilities),
publiques ou privées, des administrations publiques ou des
acheteurs privés. Ces contrats sont décrits plus en détail aux
paragraphes 1.3.4.1 « clients du Groupe » et 1.3.4.2 « contrats
de vente de l’électricité » du présent document.
Les technologies de stockage permettent désormais une
pénétration plus importante des énergies renouvelables.
Elles présentent le double avantage de pouvoir répondre aux
déséquilibres entre l’offre et la demande avec plus de réactivité
qu’une centrale thermique, et d’utiliser, après l’avoir stockée,
l’énergie produite par les installations solaires et éoliennes alors
que cette production excédait la demande sur le réseau et aurait
normalement été « effacée » (curtailement).
1 RE100 est une initiative internationale portée par deux ONG, The Climate Group et le CDP. Lancée en 2014 lors de la “Climate Week” à New York, elle vise à réunir
des entreprises internationales qui s’engagent à s’approvisionner en électricité 100 % renouvelable.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
27
PRÉSENTATION
1
Cette typologie peut être résumée comme suit :
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 :
• des contrats de vente d’électricité remportés dans le cadre
d’appels d’offres, conclus pour une durée de 10, 15, 20 ou
25 ans et portant généralement sur une capacité déterminée
d’électricité à un prix donné ;
• primes de capacité, en présence de marchés de capacité, (en
général proportionnelles à la capacité disponible) ;
• des contrats de gré à gré avec des acheteurs sophistiqués,
tels que des entreprises énergétiques ou des entreprises
privées ayant des besoins énergétiques spéciﬁques. Ces
contrats portent généralement sur une puissance déterminée,
à des prix contractuellement déﬁnis, livrée directement ou
indirectement, à la contrepartie. Ils ont une durée plus courte
que les contrats avec des acheteurs publics ou parapublics ou
entreprises privées de distribution d’électricité, en général de
10 à 15 ans pour l’éolien et le solaire, et de 7 à 15 ans pour
les batteries.
• 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 (GOO) en Europe ;
• une rémunération de location 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 fourni la batterie ;
• une rémunération de régulation de fréquence : il s’agit
de rémunérer des services de stabilisation vendus aux
gestionnaires de réseaux ;
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.
• 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.
Les contrats de vente ne sont pas indexés sur les prix de
l’électricité, du pétrole ou du gaz, mais peuvent être indexés
totalement ou partiellement sur l’inﬂation. Ils peuvent également
contenir une protection contre les variations des taux de change
dans les pays émergents : par exemple sous forme de paiement
direct en devise forte, ou bien sous forme de paiement en devise
locale mais avec clause d’ajustement en fonction de l’évolution
du taux de change avec une devise forte de référence.
À noter que les 3 dernières catégories de rémunérations
précitées peuvent également être réalisées par des installations
de stockage indépendantes (directement connectées au réseau).
1.2.3.2 TENDANCES AFFECTANT
LA STRUCTURE DES MARCHÉS
Les producteurs peuvent compléter les revenus qu’ils tirent des
contrats ci-dessus par des ventes d’électricité sur les marchés
spot (paragraphe 1.3.4.1 (iv) « vente sur le marché de l’électricité
(marché spot)» du présent document). Ces ventes peuvent aussi
être réalisées au moyen de contrats à court terme et peuvent
être utilisées stratégiquement pour exploiter la capacité des
installations qui n’est pas destinée à être vendue via des contrats
long terme de type contrats de vente d’électricité.
Évolution vers une combinaison de plusieurs business
models pour un même actif. Les actifs intègrent des modes de
rémunération de plus en plus complexes. Il peut y avoir plusieurs
contrats de vente d’électricité, avec des acheteurs différents,
conclus à des conditions et pour des durées différentes. Une
partie de l’électricité peut ainsi être vendue à des acteurs privés.
Par ailleurs, les ventes sur les marchés spot, 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 le Mexique, l’Australie
ou la Finlande, car les énergies renouvelables sont à parité
réseau et donc les tarifs des contrats d’achat long terme sont
généralement moins élevés que le marché spot. Elles peuvent
aussi améliorer le proﬁl ﬁnancier du projet en intervenant entre la
mise en service de la centrale et l’entrée en vigueur du contrat de
vente d’électricité. En outre, l’intégration avec des installations
de stockage permet de percevoir des rémunérations au titre des
réserves de capacité et de la régulation de fréquence, et renforce
les opportunités d’effectuer des ventes sur les marchés spot via
le report de production.
Ces ventes peuvent intervenir :
• entre la mise en service de la centrale et l’entrée en vigueur du
contrat de vente d’électricité ;
• à l’issue des contrats de vente d’électricité réglementaires ou
privés pour tout ou partie des volumes de production ;
• pour l’excédent des volumes de production qui dépasse le
montant maximum contractualisé ou remporté à l’issue d’un
appel d’offres.
Ces situations sont de plus en plus fréquentes. Elles sont
facilitées par l’arrivée d’acteurs de type agrégateurs ou route-to-
market off-takers, simpliﬁant pour les producteurs renouvelables
indépendants l’accès et les ventes sur le marché libre. Par
ailleurs, la possibilité de pouvoir réaliser ces ventes est de plus
en plus prise en compte par les prêteurs dans l’analyse du proﬁl
ﬁnancier d’un projet.
Développement de l’activité de stockage. Les progrès
technologiques et la baisse des coûts de production
des équipements de stockage d’électricité permettent le
développement des installations de stockage, pour répondre aux
déséquilibres liés à l’intermittence des énergies renouvelables.
Par ailleurs, les gestionnaires de réseaux devraient de plus en plus
faire appel aux batteries pour fournir des services d’équilibrage et
de lissage de la production.
28
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
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.
Neoen est le premier producteur français indépendant d’énergies
renouvelables, le premier producteur indépendant d’énergie
exclusivement renouvelable en Australie et un acteur majeur
dans les autres pays dans lesquels il est implanté.
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, des projets
importants. La capacité à préqualiﬁer les projets (obtention
des terrains, études environnementales, études techniques,
obtention des permis de construire), c’est-à-dire à soumettre
une réponse à un appel d’offres avec le moins d’incertitudes
possibles quant à sa réalisation technique et juridique, est aussi
clé, ce qui est bénéﬁque à Neoen. Enﬁn, l’accès au ﬁnancement
à des conditions acceptables et la solidité ﬁnancière témoignent
de la capacité à faire face aux aléas de la construction et de
l’opération, et constituent, avec les éléments ci-dessus des
barrières à l’entrée grandissantes.
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 des coûts de capex et des
coûts de ﬁnancement, alliés 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.
1.2.4 ENVIRONNEMENT
CONCURRENTIEL
Le marché des énergies renouvelables reste encore très ouvert
et très fragmenté, composé dans de nombreux pays d’acteurs
de toutes tailles. Des barrières à l’entrée grandissantes et le
souhait des acteurs historiques de l’électricité, mais aussi plus
largement du secteur de l’énergie, de faire évoluer rapidement
leur mix énergétique, devraient contribuer à une dynamique
de concentration. À cela vient s’ajouter l’intérêt croissant
des investisseurs pour la détention de portefeuilles d’actifs
renouvelables.
Ainsi, des distributeurs 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 FRV 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
ou Solarpack. Enﬁn, des entreprises énergétiques de premier
plan, telles que Engie, Shell ou Total, 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.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
29
PRÉSENTATION
1
Principaux acteurs sur les marchés nationaux
Capacité des
installations en
Pays
Marché
Acteurs
opération (en MW)
Genneia S.A.
Central Puerto
Petroquímica Comodoro Rivadavia
JEMSE
866
374
325
Energie éolienne et solaire
2021
Argentine
300
Neoen
208
Pampa Energy
PowAR
206
1 298
979
Neoen
Energie éolienne et solaire
2021
Australie
Finlande
France
CWP Renewables
Palisade
645
626
Inﬁgen / IBERDROLA
Exilion Tuuli Ky
Taaleri Pääomarahastot Oy
Gigawatti Oy
EPV Tuulivoima Oy
Engie
580
390
293
Energie éolienne
2021
260
228
3 943
2 0451
1 104
1 075
898
EDF Renouvelables
Total Quadran
Boralex
Energie éolienne et solaire
2021
Neoen
Enel
2 923
1 285
1 163
933
Acciona Energia
Iberdrola
Energie éolienne et solaire
2021
Mexique
Portugal
IEnova (Sempra)
Zuma Energia
EDP Renewables
Finerge
811
1 167
960
Energie éolienne et solaire
2021
Iberwind
726
Trustenergy
489
Generg
467
Neoen
244
BOSFORO (AES partnership)
AES
140
Energie éolienne, solaire
et activité de stockage
2021
8
Salvador
Real Infrastructure
Ventus
74
50
Grupo Borja
24
(1) La capacité des installations en opération est exprimée en capacité nette.
Source : Rapports annuels et communiqués de presse des entreprises concernées.
30
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
31
PRÉSENTATION
1
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 solutions de stockage d’énergie. En 2021, Neoen a par ailleurs annoncé son intention de procéder de manière
régulière mais sélective à la cession totale ou majoritaire de projets de son portefeuille sécurisé (farm-down)(1), dans
la limite de 20 % du volume des projets remportés chaque année. Au 31 décembre 2021, le Groupe comptait
299 collaborateurs. L’activité se déploie dans 16 pays et sur 4 continents. Les principales zones géographiques
sur lesquelles le Groupe opère sont les suivantes : Australie, Europe-Afrique et Amériques.
Ce secteur d’activité tel que reporté dans nos
chiffres ﬁnanciers comprend uniquement les
centrales de stockage indépendantes qui sont
directement raccordées au réseau (par opposition
aux solutions de stockage behind the meter
dont l’action est couplée, en amont du réseau,
à l’activité de production d’énergie de centrales
solaires ou éoliennes). Au 31 décembre 2021, le
AMÉRIQUE
USA
Groupe disposait de 12 installations de stockage
en opération ou en construction, d’une capacité
Mexique
cumulée de 642 MW pour 941 MWh de capacité
de stockage, dont 7 directement raccordées
au réseau.
Salvador
Chiffre d’affaires
EBITDA
JamaÏque
Équateur
Argentine
En millions d’euros
En millions d’euros
34,4
32,7
31,4
30,2
Pays avec des actifs en opération ou en construction
2020
2021
2020
2021
Autres pays avec des projets en "advanced-development"
Chiffre d’affaires
En millions d’euros
EBITDA
En millions d’euros
162,3
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 2021,
le Groupe disposait de 72 installations solaires en
opération ou en construction d’une capacité cumulée
de 2 713 MW.
161,2
143,5
137,3
2020
2021
2020
2021
(1) Pour plus d’informations, le lecteur est invité à se reporter aux paragraphes 2.1.1 et 2.3.1.8 du présent document.
32 DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
EUROPE-AFRIQUE
Finlande
Suède
Irlande
Croatie
Italie
AUSTRALIE
France
Australie
Portugal
Zambie
Mozambique
Chiffre d’affaires
En millions d’euros
EBITDA
En millions d’euros
135,1
Le Groupe développe et opère des parcs éoliens
situés à ce jour en Australie, en Irlande, en Finlande
et en France. Au 31 décembre 2021, le Groupe
disposait de 50 parcs éoliens en opération ou
en construction, d’une capacité cumulée de
2 079 MW.
121,9
105,0
97,2
2020
2021
2020
2021
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
33
PRÉSENTATION
1
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 2021 :
Disponibilité
moyenne
des
Production
des
Capacité
des
installations
en
Capacité
des
installations
Nombre
Nombre
d’installations
installations d’installations
installations en opération en
Zone
en opération en opération en opération
en 2021
construction construction
Activité
Solaire
géographique
au 31.12.2021
(en MW)
663
458
875
448
521
-
en 2021
99,6 %
97,4 %
90,8 %
96,6 %
98,2 %
N/A
(en GWh)
au 31.12.2021
(en MW)
256
460
-
Europe-Afrique
Australie
43
6
533
703
15
1
Amériques
7
1 412
927
-
Europe-Afrique
Australie
35
4
7
542
569
-
Eolien
1 334
N/A
4
Amériques
-
-
Europe-Afrique
2
36
N/A
N/A
2
16
Stockage Australie
Amériques
4
476
3
N/A
N/A
1
100
11
1
N/A
N/A
2
TOTAL
102
3 480
95,7 %
4 908
32
1 954
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 effectuent
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
Au fur et à mesure qu’elle progresse et obtient les résultats des
études et des enquêtes préliminaires, l’équipe en informe la
direction. Ainsi, dès les premières phases de développement, la
direction est en mesure d’apprécier si le proﬁl risque-rendement
du projet justiﬁe des investissements supplémentaires.
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.
Les procédures d’appel d’offres auxquelles le Groupe participe
sont lancées soit par des entités publiques soit par des acheteurs
privés. Les entités publiques comprennent les gouvernements qui
organisent ou soutiennent de telles procédures et les entreprises
34
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
contrôlées par l’État, telles que les distributeurs nationaux
ou régionaux d’électricité. Les contrats de vente d’électricité
conclus dans ce cadre sont généralement long terme, sur 10,
15, 20 ou 25 ans. Ils sont généralement accordés sur la base
de considérations de prix avec un levier faible, voire inexistant,
de négociations. Pour les acheteurs privés et les entreprises de
distribution (utilities), ces contrats de vente d’électricité peuvent
avoir une durée plus courte, allant de 10 à 15 ans, mais offrent
des leviers de négociation plus importants.
délai de mise sur le marché d’un projet et estime à cet égard que
tout le travail de développement fourni en amont est bénéﬁque
par la suite. Par ailleurs, son réseau solide de partenaires et sa
capacité à tirer proﬁt de ses expériences passées réussies dans
des procédures précédentes sont un facteur d’accélération de la
structuration des projets. En outre, pour les pays présentant des
marchés spot matures ou dans le cadre de contrats de vente
d’électricité, lorsque le Groupe peut structurer ses offres aﬁn de
bénéﬁcier de revenus spot avantageux avant l’entrée en vigueur
du contrat de vente d’électricité, un délai réduit de mise sur le
marché d’un projet permet d’augmenter les revenus initiaux de
ce projet. Le Groupe est ainsi en mesure de créer une valeur
signiﬁcative à partir de ses processus de structuration accélérée.
Le Groupe répond de plus en plus fréquemment aux appels
d’offres émanant d’acheteurs privés, et considère ceux-ci
comme une opportunité prometteuse pour l’avenir. Pour de
plus amples détails relativement aux différents types de contrats
de vente d’électricité conclus par le Groupe, se reporter au
paragraphe 1.3.4.2 « contrats de vente de l’électricité » du
présent document.
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.
(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.
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.
En général, le Groupe structure entièrement ses projets
(en s’appuyant sur les phases initiales de développement)
aussitôt qu’une procédure d’appel d’offres est remportée. Ce
processus de structuration de projet implique plusieurs aspects,
notamment :
(iv) Approvisionnement et construction
• l’obtention des permis et la délivrance des autorisations aux
niveaux local et étatique (bien que dans certaines juridictions,
comme le régime actuellement en vigueur en France, le
permis de construire doit être obtenu préalablement à toute
candidature à la procédure d’appel d’offres) ;
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
nécessaires et l’attribution d’une procédure d’appel d’offres. La
construction du projet est prise en charge par un chef de projet
construction qui prend la relève du chef de projet développement.
• la réalisation d’études de connexion pour comprendre les
conditions de connexion au réseau, ainsi que les coûts
associés ;
Le chef de projet construction est responsable de tous les
aspects techniques et de construction du projet, et ce à partir
du moment où l’instruction de procéder à la construction (notice
to proceed) est notiﬁée au prestataire EPC, jusqu’au transfert de
l’actif au gestionnaire d’actif, ainsi que de la gestion des relations
avec les parties prenantes du projet.
• la sélection de prestataires hautement qualiﬁés pour les
services d’ingénierie, les services de conception, fourniture
et installation (services EPC) et les services d’opération et
maintenance (services O&M) par la négociation de contrats
complets ;
• la recherche de ﬁnancements de projets, très majoritairement
long terme et sans recours, et l’organisation du package de
sûretés et de garanties ;
Dans le cadre de ses missions et selon ses besoins, le chef
de projet construction est soutenu par les équipes juridiques,
ﬁnancières et de développement du Groupe.
• 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.
(v) Farm-Down de projets
En 2021, Neoen a annoncé son intention de procéder de
manière régulière mais sélective à la cession totale ou majoritaire
de projets de son portefeuille sécurisé (farm-Down), dans la limite
de 20 % du volume des projets remportés chaque année. Ces
opérations de farm-down permettent de renforcer la capacité
ﬁnancière du Groupe et donc de contribuer au ﬁnancement de la
construction de nouveaux actifs. Neoen prévoit, dans la mesure
du possible, de maintenir une détention minoritaire au sein des
projets concernés, d’en assurer la gestion administrative et
opérationnelle, et de conserver des droits fonciers afférents,
de manière à pouvoir prendre part à la phase de repowering
ultérieure de ces projets.
Le temps nécessaire à la structuration d’un projet (plus
particulièrement entre le premier contact avec le prêteur et le
closing ﬁnancier) dépend du marché dans lequel il a vocation
à être construit. Pour un marché mature tel que l’Australie ou
l’Europe, les délais sont plus courts que pour les marchés moins
matures, tels que certains pays d’Amérique latine, en particulier
lorsque le ﬁnancement est assuré ou arrangé par des banques
de développement. Le Groupe cherche constamment à réduire le
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
35
PRÉSENTATION
1
En 2021, Neoen a cédé 100 % de ses parts dans quatre centrales solaires en opération en France : Grabels dans l’Hérault, Lagarde dans
le Vaucluse, Lugos en Gironde et Miremont en Haute-Garonne.
Le Groupe a également cédé, en ﬁn d’année, 95 % de ses parts dans les parcs éoliens français Le Berger et Les Beaux Monts2,
actuellement en cours de construction.
(vi) Opération des actifs de production
En ligne avec sa stratégie majoritairement develop-to-own, le Groupe accorde une grande importance au bon fonctionnement et à la
préservation de ses actifs de production sur le long terme. Le Groupe sous-traite la maintenance de chaque actif dans le cadre de contrats
O&M complets et protecteurs à long terme, et négocie les garanties contractuelles du prestataire O&M en ce qui concerne la disponibilité
de l’installation et les paiements compensatoires dans l’éventualité où la disponibilité serait inférieure aux minimums spéciﬁés, ainsi que
d’autres garanties de performance. En règle générale, les contrats O&M du Groupe ont une durée minimale de 10 ans et comprennent
des options d’extension dans des conditions pré-agréées activables à la main du Groupe. Au titre de ces contrats, les prestataires O&M
solaires sont généralement les mêmes que ceux qui se sont occupés de la construction de l’actif ; dans l’éolien, les turbiniers assurent la
maintenance de leurs turbines.
Classiﬁcation des projets
Le Groupe suit l’avancement de ses projets selon une nomenclature déﬁnie, à mesure qu’ils évoluent depuis leur planiﬁcation initiale
jusqu’à leur date de début des opérations de commercialisation (commercial operation date ou COD). Les différentes étapes des projets,
dans toutes les zones géographiques, aussi bien pour le solaire l’éolien et le stockage, sont les suivantes :
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 devront être réalisés :
Projets en
• immobilier : signature d’un contrat validant l’utilisation du terrain ;
phase advanced
• accès au réseau : raccordement préliminaire au réseau conﬁrmé ;
development
• technique : études de préconceptions achevées.
Projets pour lesquels les éléments suivants devront être réalisés :
• un permis de construire a été obtenu et toutes les conditions préalables à la signature d’un contrat de vente
d’électricité sont remplies, dans un pays qui :
– dispose d’un programme de développement des énergies renouvelables par le biais de procédures d’appel
d’offres récurrentes ; ou
– présente un marché liquide de contrats de vente d’électricité auprès d’entreprises privées.
Projets en phase
tender-ready
• un tarif d’achat obligatoire est disponible et une demande de permis de construire a été soumise.
Sur la base de ces critères, un projet qui atteint la phase tender-ready ne sera pas reclassé à un stade moins avancé
tant que :
• la dynamique de marché des énergies renouvelables du pays concerné reste inchangée ; et
• les exigences pour l’obtention d’un contrat de vente d’électricité demeurent les mêmes.
Les projets en phase advanced development et les projets en phase tender-ready forment l’advanced pipeline. Les
projets en phase advanced development qui remportent des procédures d’appel d’offres sont considérés comme des
projets en phase awarded et ce, sans avoir été préalablement classiﬁés en tant que projets en phase tender-ready.
A : Une première demande d’autorisation (environnementale pour l’éolien ou de permis de construire pour le
photovoltaïque) pour le projet a été acceptée et n’est plus susceptible d’appel, et il existe une garantie de conclusion
d’un contrat de vente pour l’électricité produite une fois le projet construit ; ou encore
B : le projet a remporté une procédure d’appel d’offres ou a signé un contrat long-terme de vente d’électricité.
À ce stade, certaines autorisations additionnelles peuvent être requises pour autant que le Groupe les juge secondaires
par rapport à l’autorisation obtenue. En fonction de ce qui pourrait être réalisé durant la phase initiale de développement,
l’acquisition de droits fonciers et la réalisation d’études supplémentaires peuvent également être en cours. Les
discussions avec le prestataire EPC, ainsi que les négociations relatives au ﬁnancement du projet, sont généralement
avancées à ce stade.
Projets en phase
awarded
Projets en phase
«en construction»
Pour ces projets, l’instruction de procéder à la construction (notice to proceed) a été notiﬁée au prestataire EPC. L’actif
restera dans cette catégorie jusqu’à son passage en opération conformément aux exigences précisées ci-dessous.
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.
Projets en phase
«en opération»
Les projets en phase awarded, les projets en construction et les projets en opération forment le secured portfolio.
Enﬁn il est possible pour un projet de passer directement de tender-ready à « en construction » dans le cas où l’électricité est vendue sur
le marché de gros.
2 Compte tenu du maintien d’une détention par Neoen (5 %) dans les parcs Le Berger et Les Baux Monts et de son option d’achat des sociétés de projets après 31
ans d’exploitation, ces actifs continueront de ﬁgurer dans le portefeuille sécurisé du Groupe (MW bruts).
36
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
Les batteries raccordées directement aux réseaux et équipées de
logiciels adéquats permettent de fournir ce service de régulation
de fréquence à la hausse ou à la baisse. Les batteries peuvent
absorber l’électricité excédentaire lorsque la fréquence est trop
élevée ou injecter de l’électricité lorsque la fréquence est trop
basse. Ce service, désigné en Australie sous la terminologie de
frequency control ancillary services (FCAS) se décline sous deux
formes :
1.3.2.3 STOCKAGE D’ÉNERGIE
Le stockage d’énergie occupe une place importante au sein
du Groupe pour accompagner l’essor de ses activités solaire
et éolienne. Il s’agit à la fois d’un complément aux installations
photovoltaïques et éoliennes existantes permettant de faciliter
leur intégration dans les réseaux électriques, ainsi qu’un moyen
de fournir des services à part entière, source de revenus
indépendants.
• réserve primaire (FCAS Regulation). Le gestionnaire du réseau
indique en permanence (par exemple, toutes les quatre
secondes) aux fournisseurs de réserve (FCAS providers), les
augmentations ou diminutions requises dans la production
d’électricité aﬁn d’atteindre ou de maintenir une fréquence
adéquate ;
Le Groupe estime qu’à l’avenir, le stockage d’énergie se
développera pour devenir un élément essentiel des réseaux
électriques, complémentaire aux installations de production
d’énergies renouvelables. Certains réseaux comme l’Australie
Méridionale, imposent aux candidats de s’engager à mettre en
place une installation de stockage d’énergie. Le Groupe estime
que ce type d’appels d’offres va se développer.
• réserve de sécurité (FCAS Contingency). En cas de variation
soudaine et signiﬁcative de la fréquence, le fournisseur
de réserve (FCAS provider) réagit automatiquement au
changement de fréquence en injectant de l’électricité dans
le réseau ou en absorbant l’électricité aﬁn de corriger le
déséquilibre. Le service de FCAS Contingency, est une forme
particulière de réserve primaire, c’est-à-dire que la batterie
adapte sa production directement en fonction de la fréquence
du réseau qu’elle repère et non sur l’ordre d’un signal extérieur.
Le gestionnaire du réseau Australien envisage désormais de
mettre en place un marché de la réserve primaire comme il en
existe dans d’autres pays, notamment en Europe.
À la date du présent document, le Groupe opère quatre
installations indépendantes de stockage d’énergie (directement
raccordées au réseau) : Hornsdale Power Reserve et la
« Victorian Big Battery », mise en service en décembre 2021 et
qui est l’une des plus grandes batteries au monde, en Australie,
Azur Stockage en France et Yllikkäla Power Reserve, qui est la
première batterie indépendante et de grande capacité à être
raccordée au réseau ﬁnlandais. A cela s’ajoute une solution de
stockage couplée à l’installation solaire hors-réseau de DeGrussa
et celle couplée à la centrale Eolienne de Bulgana en Australie,
ainsi que celle de Capella au Salvador.
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.
En outre, Neoen a lancé la construction de deux batteries d’une
capacité totale de 11 MW / 8 MWh, qui seront installées sur
ses parcs solaires de Capella (140 MWc) et de Providencia
(101 MWc) au Salvador. Neoen
a également lancé la
construction de la Capital Battery à Canberra d’une capacité
de 100 MW / 200 MWh, située à proximité de la sous-station
de Queanbeyan dans l’Australian Act Battery (ACT) en Australie.
En France, deux batteries de stockage d’une capacité totale de
16 MW / 16 MWh sont également en cours de construction.
À titre d’exemple, Hornsdale Power Reserve en Australie assure
cette régulation sur le réseau de l’Etat de South Australia en
contrepartie d’une rémunération proportionnelle à la capacité
mise à disposition. Le service rendu par la centrale d’Azur
Stockage en France ou par celle d’Yllikkäla Power Reserve en
Finlande est similaire.
(i) Régulation de la fréquence
Les réseaux d’électricité transportent l’énergie des producteurs
aux consommateurs ﬁnaux par l’intermédiaire d’un courant
alternatif oscillant à une fréquence spéciﬁque (par exemple, 50
Hz en Europe). Les écarts entre la production et la consommation
d’électricité font varier cette fréquence (en Hz) du réseau
électrique :
(ii) Inertie
L’inertie est un service de stabilisation qui s’oppose aux
mouvements brusques pouvant intervenir sur un réseau
électrique. La sécurité des réseaux électriques requière un
niveau d’inertie minimum en permanence. Cette inertie est
historiquement fournie par les machines tournantes des
générateurs d’électricité thermique, hydraulique ou nucléaire et
ne peut pas être fournie par les centrales renouvelables.
• à la baisse (inférieur à 50 Hz) lorsque la consommation est plus
importante que la production ;
• à la hausse (supérieur à 50 Hz) lorsque la production est plus
importante que la consommation.
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.
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.
Suite à l’extension de capacité de la batterie d’Hornsdale Power
Reserve (HPR) en 2020, le Groupe expérimente pour la première
fois la fourniture d’un service d’inertie en Australie. Depuis février
2021, ce service est testé dans des conditions réelles sur deux
onduleurs de HPR. Les données collectées permettront de
conﬁrmer la qualité du service et la faisabilité de son déploiement
à l’ensemble de la capacité.
Tous les réseaux électriques dans le monde ont besoin, en
permanence, d’une forme de régulation de leur fréquence,
pour éviter des variations incontrôlées et assurer leur stabilité.
Cela concerne donc tous les pays dans lesquels le Groupe est
présent.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
37
PRÉSENTATION
1
Même si le développement des solutions de stockage
d’énergie du Groupe est plus récent que ses activités initiales
en photovoltaïque et éolien, le Groupe consacre d’importantes
ressources en faveur du déploiement de cette technologie. Le
Groupe a acquis une expertise particulière grâce à une équipe de
spécialistes et de responsables de développement collaborant
avec les chefs de projet de stockage d’énergie. Cette équipe a
noué des liens avec des fournisseurs et des intégrateurs, sans
notion d’exclusivité cependant, conservant une indépendance
opérationnelle et industrielle. Par ailleurs, le Groupe et ses
partenaires s’approvisionnent chez des fournisseurs de batterie
de premier rang, qui apportent une garantie durable sur les
performances des batteries dont, par exemple, la capacité de
stockage minimale de l’installation. De plus, le Groupe développe
une expertise de gestion de l’énergie (Energy management) pour
optimiser l’opération de ses actifs de stockage dans les multiples
marchés où ils opèrent.
(iii) Réserve de capacité
Un autre service que peuvent fournir les batteries est la réserve
de capacité, qui consiste à être capable de ponctuellement
fournir une puissance (en MW) au réseau électrique aux heures
les plus critiques de l’année. Ce mécanisme est généralement
organisé par le gestionnaire de réseau, qui s’assure ainsi d’avoir
sufﬁsamment de puissance en réserve en cas d’aléa majeur sur
le réseau électrique, comme l’arrêt impromptu d’une centrale de
production ou la rupture d’une ligne électrique à haute tension,
ou de pointe extrême de consommation et qui n’appellera cette
capacité que lorsqu’il en aura besoin.
Le mode de rémunération de cette capacité dépend de chaque
gestionnaire de réseau, mais prend généralement la forme
d’un paiement (annuel ou mensuel) proportionnel aux MW ainsi
réservés par le gestionnaire de réseau. Les appels d’offres de
capacités varient d’un pays à l’autre. Par exemple, en France les
appels d’offres sont initiés sur une base pluriannuelle.
Avec l’évolution du marché du stockage d’énergie, le Groupe
estime que la réussite de son business model en matière de
développement et d’opération d’installations photovoltaïques et
éoliennes peut être transposé dans le cadre d’appels d’offres
pour des installations de stockage d’énergie. Le Groupe
développe donc un portefeuille de projets de stockage dans
plusieurs de ses implantations géographiques.
(iv) Déplacement d’énergie (Load shifting) ou arbitrage
Le stockage d’énergie permet également de réaliser une fonction
de déplacement d’énergie (load shifting), aﬁn de répartir plus
uniformément la production d’électricité par les installations
photovoltaïques et éoliennes et d’avoir une meilleure adéquation
entre les périodes de forte production renouvelable et les
périodes de forte consommation en électricité.
1.3.3 MARCHÉS GÉOGRAPHIQUES
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.
À la date du présent document, le Groupe est présent dans
16 pays à travers le monde : Argentine, Australie, Croatie,
Equateur, Etats-Unis, Finlande, France, Irlande, Italie, Jamaïque,
Mexique, Mozambique, Portugal, Salvador, Suède et Zambie. Le
Groupe a diversiﬁé ses implantations dans le monde au ﬁl du
temps en respectant une politique de répartition de sa présence
internationale à hauteur de 80 % au moins de sa capacité en
opération dans des pays membres de l’OCDE ou équivalent.
L’objectif du Groupe est de continuer à se développer de manière
sélective tout en maintenant cet équilibre d’exposition.
Les batteries peuvent remplacer cette production de pointe en
stockant automatiquement l’excès d’électricité au cours de la
journée, par exemple lorsque la production photovoltaïque est
abondante et en se déchargeant ensuite lorsque la demande
est la plus forte. Ainsi, la batterie se charge en périodes de prix
bas (surabondance d’énergie sur le marché) et se décharge en
périodes de prix élevés (manque d’énergie sur le marché) ; une
source de revenus complémentaire pour les batteries grâce à
cette activité d’arbitrage.
Au 31 décembre 2021, les projets initiés en Croatie, en Equateur,
aux Etats-Unis, en Italie et en Suède étant toujours en phase
de développement, le Groupe ne commercialise pas encore
d’électricité sur ces marchés.
Cette opération peut être répétée régulièrement, dès que les
prix atteignent une volatilité sufﬁsante. Dans le cas du projet
Hornsdale Power Reserve, l’installation se positionne en temps
réel, en fonction des conditions de marché, sur les sources
de revenus qui sont les plus rémunératrices entre arbitrage et
régulation de fréquence.
Les 11 marchés nationaux au sein desquels le Groupe possède
des actifs en opération ou en construction en date du présent
document sont présentés ci-après par zone géographique.
A noter que les éléments ci-après présentant les différents
marchés de Neoen sont susceptibles de varier, à la baisse
comme à la hausse, suite à l’impact de l’épidémie de COVID-19,
notamment en ce qui concerne les trajectoires des pays et leurs
politiques en matière d’énergies renouvelables.
Cette activité d’arbitrage est amenée à se développer fortement
dans les prochaines années, au fur et à mesure que les énergies
renouvelables vont se développer. Pour ces raisons, le Groupe
estime que la technique du load shifting présente un potentiel
de croissance important pour le secteur du stockage d’énergie.
(v) Politique de développement des installations de
stockage d’énergie
Il existe des synergies importantes entre les projets de stockage
d’énergie et les activités solaires et éoliennes du Groupe :
notamment s’agissant des activités de développement
communes (gestionnaires de réseau, administrations).
38
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
1.3.3.1 EUROPE–AFRIQUE
Hedet
Eolien
Solaire
En opération : 663 MWc
En construction : 256 MWc
En opération : 448 MW
En construction : 542 MW
Stockage
14 Bureaux
En opération : 36 MW / 36 MWh
En construction : 16 MW / 16 MWh
Paris • Bordeaux • Nantes • Dublin
Aix-en-Provence • Helsinki • Maputo
Lisbonne • Lusaka • Stockholm • Zagreb
Lyon • Toulouse • Brescia
Capacité totale(1)
Pays avec des actifs en
opération ou en construction
Metoro
Capacité totale en opération : 1 147 MW
Capacité totale en construction : 814 MW
Bangweulu
Autres pays avec des projets en
« advanced développement »
(1) Au 31 décembre 2021
substituant au système de feed-in tariff jusqu’alors en application.
L’électricité est vendue soit directement à EDF OA qui assure
la gestion des contrats d’achat d’énergie, dans le cadre
réglementaire de l’obligation d’achat, soit à des agrégateurs.
Dans cette situation, le Groupe conclut un contrat de vente
d’électricité prévoyant un mécanisme de contrat pour différence
(contract for difference) par lequel le Groupe vend l’électricité sur
le marché par l’intermédiaire de l’agrégateur et reçoit (ou paie
selon le cas) un complément de rémunération de la part d’EDF
OA couvrant la différence entre le prix du marché (marché spot)
et le tarif de référence prévu dans le contrat d’achat.
A. PRINCIPAUX MARCHÉS NATIONAUX
1. France
Neoen a été créé en France en 2008, et est aujourd’hui le premier
producteur français indépendant d’énergies exclusivement
renouvelables. En 2021, aux derniers appels d’offres
gouvernementaux solaires (CRE 4.9 et CRE 4.10), Neoen était
le premier lauréat avec respectivement 73,8 MWc et 130,3 MWc
de projets remportés, confortant ainsi son positionnement en
France.
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 :
Au 31 décembre 2021, le portefeuille du Groupe en France était
composé de :
• 32 projets éoliens pour 451 MW en opération ou en
construction ;
• réduire les émissions de gaz à effet de serre de 40 % en 2028
par rapport à 1990 ;
• 49 projets solaires pour 742 MWc 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 % ;
• 1 projet de stockage pour 6 MW / 6 MWh en opération ainsi que
2 projets de stockage en construction pour 16 MW / 16 MWh ;
• 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 ;
• 6 bureaux, situés à Aix-en-Provence, Bordeaux, Lyon, Nantes
Paris et Toulouse un total de 153 collaborateurs.
Contexte règlementaire
• réduire à 50 % la part du nucléaire dans le mix énergétique
français d’ici à 2035.
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.
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 :
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
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
39
PRÉSENTATION
1
2028
2028
Puissance installée au 31.12 (en GW)
Hydroélectricité (dont énergie marémotrice)
Eolien 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
Eolien en mer
Biomasse solide
0,8
0,8
0,8
Méthanisation
0,3
0,3
0,4
Géothermie
0,024
73,5
0,024
101
0,024
113
TOTAL
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 :
La demande d’électricité en France s’élevait en 2021 à 468 TWh.
Capacité installée par technologie (en MW)
• pour l’éolien terrestre : deux appels d’offres par an à hauteur
de 925 MW par période, à compter de 2022 ;
2 214
3 380
1 818
• pour le photovoltaïque au sol : deux appels d’offres par an à
hauteur de 1 850 MW par période ;
12 781
13 067
• 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) ;
61 370
• pour l’appel d’offres « neutre » : un appel d’offres par an à
hauteur de 500 MW par période ;
18 783
• pour l’hydroélectricité sous autorisation : 1 appel d’offres par
an à hauteur de 35 MW.
25 718
En octobre 2021, RTE France, gestionnaire du Réseau de
Transport d’Electricité français, a présenté l’étude « Futurs
énergétiques 2050 ». Étude commandée par le gouvernement
français en 2019, elle dresse six scénarios censés permettre
d’atteindre la neutralité carbone d’ici trente ans. Tous les
scénarios présentent une accélération majeure du renouvelable
(de 50 % à 100 % du mix énergétique), avec des besoins de
restructuration du réseau électrique et des dispositifs de ﬂexibilité
destinés à pallier les variations de la production renouvelable.
 Nucléaire
 Hydraulique
 Eolien
 Solaire
 Fioul
 Charbon
 Bioénergies
 Gaz
Source : Open Data Réseaux Énergies
2. Portugal
Le travail est inédit à l’échelle européenne tant par son niveau
d’anticipation (30 ans) que de concertation (2 ans pour rencontrer
plus de 120 instances : instituts scientiﬁques, industriels,
syndicats…).
Neoen a été créé au Portugal en 2010, et intervient principalement
sur des projets photovoltaïques. Au 31 décembre 2021, le
portefeuille du Groupe au Portugal était composé de :
En 2019, le gouvernement français avait annoncé une révision
des tarifs d’achat de contrats de centrales solaires bénéﬁciant
d’un régime de soutien avant 2011. Les décrets et arrêtés ont
été publiés le 27 octobre 2021 pour une entrée en vigueur le
1er décembre 2021. (se reporter au paragraphe 2.3.1.7 « Révision
de tarifs de rachat d’électricité d’origine solaire » et au paragraphe
3.1.4 « Risques légaux et règlementaires » du présent document).
• 3 projets solaires pour 24 MWc en opération ;
• 2 projets solaires pour 105 MWc en développement ;
• 1 projet solaire pour 180 MWc en développement, dont Neoen
est actionnaire minoritaire à hauteur de 49 % ;
• 1 bureau, situé à Lisbonne et un total de 9 collaborateurs.
Contexte règlementaire
Capacités de production électrique
En décembre 2019, le ministère de l’environnement a présenté
son objectif de développement de capacité renouvelable en 2030
(Plano Nacional Integrado de Energía e Clima - PNEC 2030). À
l’issue de ce programme, l’ambition du Portugal est la neutralité
carbone en 2050.
A ﬁn 2021, la capacité en opération en France était de 139,1 GW,
comprenant notamment des capacités nucléaires (61,4 GW),
hydrauliques (25,7 GW), éoliennes (18,8 GW), solaires (13,1
GW), de gaz naturel (12,8 GW), et biomasse (2,2 GW).
40
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
Le gouvernement portugais maintient l’objectif d’atteindre 9
GW de capacité solaire en 2030 (Plano Nacional Integrado de
Energía e Clima – PNEC 2030), dans le cadre de l’ambition de
neutralité carbone en 2050.
l’année dernière. La production non renouvelable a, quant à elle,
fourni 31 % de la consommation, répartie entre le gaz naturel
avec 29 % et le charbon, qui représente moins de 2 %. Le solde
des importations a fourni les quelque 10 % restants.
À cette ﬁn, le gouvernement portugais a lancé un premier appel
d’offres pour une capacité de 1,35 GW en juin 2019 et procédé
à l’attribution en septembre 2019. Neoen a obtenu, via cet appel
d’offres, un projet solaire d’une capacité totale de 65 MWc.
Capacités de production électrique
A ﬁn 2021, la production d’électricité était de 53,5 TWh et se
décomposait comme suit :
En 2020, il a lancé un appel d’offres de 700 MW de capacité
renouvelable avec une possibilité de stockage en mai 2020,
et l’attribution a été effectuée en août 2020. La capacité ﬁnale
attribuée a été de 660 MW totalement « merchant » (avec
paiement de capacité au système électrique), seulement 10 MW
ayant été attribués selon le programme CfD. L’appel d’offres de
2020 s’est également traduit par un minimum de 97 MW de
nouvelle capacité de stockage associée au solaire. Le second
appel d’offres n’a pas été lancé en 2020 en raison de la crise de
la COVID-19. Le ministère de l’environnement a déjà annoncé
son intention de continuer à promouvoir de nouvelles capacités
renouvelables via des appels d’offres publics et a conﬁrmé
l’inclusion du solaire ﬂottant dans les prochains appels d’offres.
• production avec sources renouvelables (incluant les capacités
hydrauliques) : 32,8 TWh ;
• production avec sources fossiles (et importations) : 20,7 TWh.
Capacité installée par technologie (en MW)
927
1 777
Parallèlement, le gouvernement portugais a lancé une vaste
stratégie de développement de l’hydrogène avec un objectif
d’atteindre 2 GW en électrolyseurs en 2030, aﬁn de soutenir
davantage les objectifs de décarbonisation et de relance
économique après la crise de la COVID-19.
7 129
5 628
En 2021, la législation du secteur a fait l’objet d’une révision,
avec la nouvelle proposition de décret-loi du système électrique
national, qui transpose les directives européennes sur le marché
et les énergies renouvelables. Le pays est ainsi assuré de suivre le
développement des outils nécessaires pour atteindre les objectifs
qu’il s’est ﬁxés en tant qu’État membre. Avec la publication de
ce texte de loi, promulgué le 3 janvier 2022 par le président de
la République, on attend le stimulus nécessaire pour développer
le repowering des centrales éoliennes et un pas important vers
l’optimisation du processus de permis, qui a été l’un des principaux
obstacles au développement du secteur, entre autres mesures
indispensables à la réalisation des objectifs 2030.
n Hydraulique
n Eolien
n Solaire
n Bioénergies
Source : DGEG - Estatisticas rápidas Dez 2021 (Données 2021).
3. Finlande
Neoen a été créé en Finlande en mai 2018 suite à l’acquisition
des projets éoliens de Hedet et Björkliden.
Au 31 décembre 2021, les actifs en opération ou en construction
du Groupe en Finlande était composé de :
En outre, en 2021 a commencé la vente aux enchères pionnière
de l’énergie solaire ﬂottante dans les réservoirs. L’enchère, prévue
pour avril 2022, attribuera l’exploration de 262 MW d’énergie
solaire dans sept barrages du pays, donnant lieu au plus grand
projet solaire ﬂottant du monde avec 100 MW à installer dans le
réservoir d’Alqueva.
• 1 projet éolien pour 81 MW en opération ;
• 1 projet de stockage pour 30 MW / 30 MWh en opération ;
• 1 projet éolien pour 404 MW en construction ;
La ﬁn de la production de charbon a été conﬁrmée en 2021.
Ainsi, la dernière centrale à charbon (Pego) a fermé ses portes
ﬁn novembre 2021.
• 1 bureau, situé à Helsinki et un total de 12 collaborateurs.
Contexte règlementaire
Les tarifs réglementés ont été supprimés et les secteurs de
l’électricité et du gaz naturel sont intégralement libéralisés pour
promouvoir la concurrence dans la distribution et construire un
marché de l’énergie intérieur concurrentiel.
Le marché de l’électricité ﬁnlandais est ouvert à la concurrence
depuis l’entrée en vigueur du Finnish Electricity Market Act
en 1995.
La Finlande a ﬁxé des objectifs ambitieux de pénétration des
énergies renouvelables dans son mix énergétique :
Le GRT portugais a récemment publié des chiffres pour 2021,
la production renouvelable a fourni 59 % de la consommation
d’électricité au Portugal. L’énergie éolienne représente 26 %,
suivie de l’énergie hydroélectrique avec 23 %, de la biomasse
avec 7 % et du photovoltaïque avec 3,5 %. Le photovoltaïque,
bien que continuant à être le moins important, a enregistré une
forte croissance de 37 % par rapport à la même période de
• Plus de 50 % de la consommation globale d’énergie à partir
d’énergies renouvelables d’ici à 2030 ;
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
41
PRÉSENTATION
1
• 7,8 TWh de production d’électricité d’origine éolienne en
2020. L’estimation de la production d’énergie éolienne d’ici à
2030 varie, mais il existe un potentiel de 30 TWh;
La capacité nucléaire totale projetée à l’horizon 2030 est de 4,4
GWentenantcomptedelamiseenservicedelacentraleOlkiluoto
3 en 2022. Il est également prévu de construire une cinquième
centrale nucléaire en Finlande. Le processus d’autorisation est en
cours et, selon les plans préliminaires, la nouvelle unité appelée
Hanhikivi 1 pourrait être mise en service dans les années 2030. Il
est prévu que les capacités de production d’électricité à base de
charbon soient démantelées d’ici à 2030 pour assurer le respect
de l’engagement ﬁnlandais à l’Accord de Paris.
• Neutralité carbone de la Finlande en 2035.
Dès 2011, la Finlande a créé un schéma feed-in tariff de support
au développement des énergies renouvelables :
• tarif premium : Les producteurs d’électricité renouvelable
de technologies éolienne, biomasse et biogaz perçoivent
un bonus variable égal à la différence entre le prix spot et
un tarif plafond ﬁxé à 83,5 €/MWh. Ce bonus est versé aux
développeurs de projets pour une durée de 12 ans.
B. AUTRES MARCHÉS NATIONAUX
(i) Irlande
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.
En 2020, 39 % 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.
Le gouvernement ﬁnlandais a annoncé l’interdiction de produire
de l’énergie à base de charbon en 2029. Il prépare également
des mesures incitatives pour soutenir les entreprises démantelant
leurs installations de production d’énergie charbon avant 2025.
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.
Capacités de production électrique
Dans ce contexte, l’objectif de la République d’Irlande est de
réduire ses émissions de 30 % entre 2021 et 2030 alors même
que ses besoins en énergie seront susceptibles de croître sous
l’impulsion d’une économie en expansion et du développement
de nouveaux centres de données.
A ﬁn 2021, la consommation en électricité de la Finlande s’élevait
à 86 TWh (81 TWh à ﬁn 2020) tandis que sa production était de
69 TWh (66 TWh à ﬁn 2020). La Finlande est importatrice nette
d’électricité. La Finlande procède actuellement à la diversiﬁcation
de ses sources d’importation (principalement Suède et Russie).
Cet objectif et les moyens d’y parvenir sont décrits dans le
Plan d’action pour le climat de la République d’Irlande, lequel
a été publié en juin 2019. Selon ce plan, la part des énergies
renouvelables dans la production électrique totale du pays
devrait passer de 37 % en 2020 à 80 % en 2030 grâce à l’ajout
de jusqu’à 4 GW d’énergie éolienne terrestre, au moins 5 GW
d’énergie éolienne marine et entre 1,5 et 2,5 GW d’énergie
solaire.
Electricité produite par technologie (en TWh)
0,8
0,2
0,3
1,4
3,1
3,4
8,1
Le Renewable Electricity Support Scheme (RESS) est le
principal levier politique de cette augmentation de projets
renouvelables, offrant des prix garantis à long terme pour des
projets éoliens et solaires dans le cadre d’enchères annuelles.
La première procédure RESS (RESS 1) a livré ses résultats le
10 Septembre 2020. Sur un total de 2 550 GWh proposés (108
projets), 2 230 GWh ont été couronnés de succès (82 projets)
et pourront bénéﬁcier d’un tarif d’achat d’électricité garanti
par le gouvernement Irlandais pendant plus de 15 ans via un
mécanisme de CFD (« Contract for Difference »). Cela correspond
à une capacité de 796 MW de projets solaires et 479 MW de
projets éoliens. Le tarif moyen de la catégorie « solaire » est de 73
€/MWh, tandis que le tarif moyen de la catégorie « tous projets »,
comprenant des projets éoliens et solaires, est de 74 €/MWh.
Des appels d’offres réguliers sont prévus par le gouvernement
Irlandais d’ici à 2025, la phase de qualiﬁcation pour RESS 2
ayant d’ores-et-déjà été annoncée pour janvier 2022.
22,7
13,5
15,5
 Nucléaire
 Hydraulique
 Bioénergies
 Eolien
 Charbon
 Tourbe
 Solaire
 Fioul
 Gaz
 Déchets
Source : Finnish Energy, Energy Year 2021 (Données 2021).
En 2021, les énergies renouvelables représentaient 54 % de la
production totale d’électricité (51 % en 2020) et la production
neutre en CO2 était de 87 % (85 % en 2020). La capacité éolienne
installée en 2021 était de 3 257 MW (2 585 MW en 2020).
Le plan national de taxe carbone représente un autre élément
tangible contribuant à éliminer la production fossile : la taxe
devrait être relevée progressivement au cours des prochaines
années pour passer de 20 €/tonne à 80 €/tonne d’ici 2030.
42
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
Alors que le taux de pénétration maximum des énergies
renouvelables intermittentes en République d’Irlande devrait
atteindre 90 % au moins d’ici 2030, le gestionnaire de transport
Eirgrid a développé un programme pluriannuel dénommé DS3
(pour Delivering a Secure and Sustainable Electricity System)
visant à permettre d’accroître la part de production intermittente
au bénéﬁce du réseau tout en maintenant la qualité d’ensemble
de l’approvisionnement en électricité au plan national, en partie
grâce à une stratégie d’aide au déploiement massif de batteries
de stockage. Un appel d’offre conduit en 2019 a permis à 3
projets de stockage par batteries (110 MW) de remporter des
contrats de 6 ans avec tarifs garantis pour fourniture de services
au réseau.
En parallèle de ces appels d’offres, Electricidad de Moçambique
promeut le développement des renouvelables par l’attribution de
contrats signés de gré à gré avec des développeurs de projets
renouvelables. À date, deux projets en gré à gré ont atteint le
bouclage ﬁnancier pour une capacité totale de 81 MWc, dont
41 MWc ont été attribués à Neoen. Trois autres projets de
centrales solaires, pour une capacité cumulée de 80 MWp, ont
signé des contrats de gré-à-gré en septembre 2020.
De nombreux programmes de développement d’installations
d’énergies renouvelables off-grid (petites centrales solaires et
mini-grid par exemple) sont par ailleurs soutenus au Mozambique
par différentes institutions ﬁnancières d’aide au développement
(DFIs) pour permettre l’accès à l’électricité à des zones éloignées
des réseaux électriques.
(ii) Mozambique
Un projet de révision de la Loi de l’électricité (Lei de electricidad,
Lei n˚21/97, de 1 de Outubro) est à l’étude et a fait l’objet de
consultations publiques en 2018. Cette révision vise notamment
à promouvoir une plus grande participation du secteur privé
dans la génération et le transport d’énergie, redéﬁnir les rôles
de différentes entités publiques (EDM, régulateur ARENE, FUNAE),
redéﬁnir les processus d’attribution de licences et concessions et
améliorer la coordination institutionnelle. Les élections nationales
de 2019 ont reporté son processus de validation par le
gouvernement. Le calendrier de travail n’est pas encore connu.
Pour élargir l’accès de sa population à l’électricité, le président
mozambicain a lancé le programme Energia para todos en
2018. Celui-ci ambitionne d’étendre l’accès au réseau à 58 %
de sa population en 2023, 85 % en 2028 et 100 % d’ici à 2030.
À cet effet, le gouvernement entend installer 5 780 MW de
capacité de production électrique à horizon 2033, moyennant
un investissement de 34 milliards de dollars dont 18 milliards de
ﬁnancement de projets énergétiques.
S’agissant plus spéciﬁquement des énergies renouvelables
connectées au réseau électrique (on-grid), deux programmes
d’appels d’offres sont prévus pour contribuer au respect de
l’échéancier mozambicain.
À terme, le Mozambique ambitionne d’être un exportateur net
d’électricité.
D’ici ﬁn 2021, l’état d’avancement des deux projets clés en main
était le suivant : la centrale solaire photovoltaïque (PV) de 40 MW
de Mocuba est entrée en phase d’exploitation commerciale et la
centrale solaire de 41 MW de Metoro, attribué à Neoen, est en
cours de construction et la production devrait débuter au premier
semestre 2022.
D’une part, l’Agence française de développement ﬁnance le
déploiement d’un mécanisme d’appel d’offres structuré pour le
développement de 3 centrales solaires et 1 ferme éolienne de
production d’énergie (« PROLER »). Ce programme, promu par
le MIREME (Ministère des Ressources Minières et de l’Energie)
et implémenté par l’entreprise publique d’électricité EDM
(Electricidad de Moçambique) et l’ARENE (autorité de régulation
de l’énergie), avec le soutien de consultants internationaux et
nationaux, vise à développer :
Par ailleurs, concernant le programme PROLER, le statut est le
suivant :
• Appel d’offres lancé pour la centrale solaire PV de 30 MW de
Dondo ;
• une installation solaire d’une capacité totale de 40 MWc pour
laquelle la phase d’expression d’intérêt (« EoI ») a été lancée
en octobre 2020 ;
• Début des études de faisabilité pour les centrales de Lichinga
et de Mange ; et
• Appel d’offres lancé pour le projet éolien de Jangamo.
• trois installations additionnelles de production d’électricité
d’origine renouvelable d’une capacité de 30 à 50 MW chacune,
à horizon 2021/2022.
L’état d’avancement des autres projets d’énergie renouvelable
est le suivant :
D’autre part, des travaux préliminaires entamés dès 2015 en
prévision du lancement du programme GET FiT Mozambique
planiﬁent le développement d’installations de production
d’énergie d’origine renouvelable pour une capacité totale
comprise entre 130 MW et 180 MW. Bien qu’il n’y ait pas
d’échéances arrêtées à ce jour, ce processus se décomposera
en trois phases :
• Le projet PV solaire de 20 MW de Cuamba, qui comprend
un système de stockage de 2 MW, a ﬁnalisé son bouclage
ﬁnancier et la construction devrait démarrer en 2022 ;
• Manifestation d’intérêt lancée pour la centrale solaire ﬂottante
de Chicamba ; et
• Études de faisabilité en cours pour les projets suivants : projet
PV solaire de 30 MW de Nicoadala, projet PV solaire de 30 MW
de Chimuara, projet PV solaire de 30 MW de Zitundo, projet
PV solaire de 30 MW de Mecuﬁ, projet PV solaire de 30 MW de
Cuamba, projet éolien de 60 MW de Namaacha, projet éolien
de 60 MW de Manhiça et projet éolien de 30 MW de Tete.
• phase 1 : développement de 60 MWc de centrales solaires
avec stockage ;
• phase 2 : développement de 40 MW à 60 MW de petites
installations hydrauliques ;
• phase 3 : développement de 30 MWc à 60 MWc de centrales
solaires, accompagnée d’installations de stockage.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
43
PRÉSENTATION
1
EDM progresse également sur la ﬁnalisation de l’étude
d’évaluation du site et de l’étude d’évaluation du réseau (2022-
2042), en partenariat avec l’Agence internationale pour les
énergies renouvelables (IRENA), pour les mises à niveau du
réseau de transport national.
programme a été lancée début 2018 et le 5 avril 2019, six
projets solaires ont remporté ce premier appel d’offres pour
une capacité totale de 120 MWc. Ces projets n’ont pas encore
commencé car le programme est toujours en suspens. Le
nouveau gouvernement cherche des moyens de débloquer le
programme, et l’étude sur le coût des services contribuera à
ce processus.
(iii) Zambie
Par ailleurs, en février 2020, le gouvernement zambien a approuvé
de nouvelles lois encadrant le secteur de l’énergie dans le pays.
Ce nouveau cadre réglementaire renforce le rôle du régulateur
et encourage également le développement du secteur privé en
ouvrant le marché de l’énergie. Zesco, l’entreprise publique en
charge de la production, du transport et de la distribution de
l’électricité, doit désormais permettre aux producteurs privés
d’accéder au réseau, ce qui leur permettra de conclure des
accords directs avec les grands consommateurs nationaux.
En Zambie, le secteur de l’électricité est supervisé par le ministère
de l’Énergie, qui est responsable de l’élaboration et de la gestion
de la politique énergétique nationale, ainsi que de la mise en œuvre
de différentes stratégies.
Le ministère de l’Énergie est chargé du développement et de
la gestion durables des ressources énergétiques au proﬁt de la
population zambienne. Dans le secteur énergétique zambien, la
mission du ministère de l’Énergie consiste à élaborer des politiques
publiques et à jouer un rôle de facilitateur3. Il se compose des
Directions de l’énergie, de la planiﬁcation et de l’informatique,
du pétrole, des ressources humaines et de l’administration, des
ﬁnances, ainsi que du Bureau de la promotion de l’investissement
privé dans l’électricité. Les autres institutions publiques du secteur
de l’électricité qui relèvent du ministère de l’Énergie sont la
Commission de régulation de l’énergie (Energy Regulation Board ;
ERB) et l’Autorité de l’électriﬁcation rurale (Rural Electriﬁcation
Authority ; REA).
Les nouvelles lois permettent également l’émergence de nouveaux
acteurs tels qu’Africa Greenco, courtier et négociant en électricité,
qui pourra mettre en relation les producteurs d’électricité et les
consommateurs par l’intermédiaire du marché de l’électricité
existant en Afrique australe via le South African Power Pool (SAPP).
Point sur le secteur de l’électricité
Le gouvernement a poursuivi ses travaux pour progresser sur les
initiatives de réforme du secteur énergétique identiﬁées dans le
plan de relance de l’économie (Economic Recovery Programme ;
ERP), dont notamment :
L’Autorité de l’électriﬁcation rurale a été créée en 2003 pour fournir
des infrastructures permettant aux zones rurales d’accéder à
l’électricité et augmenter le taux d’accès à l’électricité dans ces
régions. Elle a pour objectif de porter le taux d’électriﬁcation à
51 % en 2030 contre 3 % en 2017.
• La nomination d’un consultant qui conseillera la Commission
de régulation de l’énergie sur les réglementations relatives au
régime en accès libre, avec le soutien ﬁnancier du gouvernement
allemand par le biais de KFW dans le cadre de la Facilité
d’assistance technique GET FiT (Facilité AT).
La capacité de production installée du réseau en Zambie est
d’environ 2 976,3 MW, dont 82,76 % pour l’énergie hydraulique,
10,35 % pour le charbon, 3,80 % pour le ﬁoul lourd, 3,06 % pour
le diesel et 0,04 % pour l’électricité PV solaire4.
• Le démarrage de l’élaboration 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.
Le gouvernement zambien est favorable à l’installation de nouvelles
capacités d’énergie renouvelable, comme en témoignent les
instructions données en 2016 par le président Lungu visant au
développement d’au moins 600 MWc de capacité solaire.
À ce jour, la pénétration des énergies renouvelables, hors
technologie hydraulique, bénéﬁce donc du soutien du programme
GET FiT Zambia lancé en 2015, ainsi que du programme IFC
Scaling Solar de la Banque mondiale :
• En juillet 2021, l’ancien président Edgar Lungu a mis en service
la première unité de 150 MW de la centrale hydroélectrique de
Kafue Gorge Lower (KGL). KGL dispose de 5 unités de 150 MW,
construites pour un coût total de 2,3 milliards de dollars US.
• 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.
• Par ailleurs, toujours dans le secteur de l’énergie, Africa GreenCo
a annoncé avoir sélectionné la centrale solaire photovoltaïque
de 25 MW d’Ilute comme projet pilote, à l’issue d’un processus
d’appel d’offres en deux étapes. Le tarif de l’adjudicataire n’est
pas encore connu et ne sera déterminé qu’après conclusion
d’accord avec ZESCO sur les frais de transport.
• En mai 2017, l’Industrial Development Corporation, avec le
soutien de l’IFC, a décidé de lancer un deuxième appel d’offres
pour une capacité de 200 à 300 MW de projets solaires. Douze
participants, dont le Groupe, ont été pré-qualiﬁés pour l’appel
d’offres en juin 2017, mais les résultats de la procédure et le
calendrier ne sont pas connus à ce jour.
• La stratégie de redressement de ZESCO lancée au troisième
trimestre 2021 poursuit son cours.
• L’étude très attendue sur le coût des services, qui devait être
publiée en décembre 2021, n’a toujours pas été dévoilée. La
date de sortie n’est pas encore connue, mais elle est prévue au
premier trimestre 2022.
• Le programme GET FiT Zambia lancé en 2015 visait à soutenir
le déploiement d’une capacité 200 MW d’énergie renouvelable
d’ici 2020, dans le cadre d’une série de projets ayant une
taille unitaire maximale de 20 MW. La première phase de ce
3 L’avis n° 6526 de 2016 publié dans la Gazette délègue la responsabilité du secteur de l’énergie au ministère de l’Énergie.
4 Commission de régulation de l’énergie, Rapport 2019 sur le secteur de l’énergie.
44
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
1.3.3.2 AUSTRALIE
Kaban Green
Power Hub
En construction
Eolien
Solaire
En opération : 521 MW
En construction : 569 MW
En opération : 458 MWc
En construction : 460 MWc
Western Downs
En construction
DeGrussa
Dubbo
Griffith
Hornsdale
HPRX
Parkes
Goyder South
En construction
Stockage
3 Bureaux
Adélaïde • Canberra
Sydney
Coleambally
En opération : 476 MW / 679 MWh
En construction : 100 MW / 200 MWh
Capital Battery
En construction
Bulgana
Victorian Big Battery
Numurkah
Capacité totale(1)
(1) Au 31 décembre 2021
Capacité totale en opération : 1 455 MW
Capacité totale en construction : 1 129 MW
4. Australie
Neoen a été créé en Australie en 2012 et se positionne
aujourd’hui comme le premier producteur indépendant
d’énergies renouvelables du pays. Il y exerce ses trois activités :
solaire, éolien et stockage. Au 31 décembre 2021, le portefeuille
du Groupe en Australie était composé de :
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 7 GW
de centrales à charbon devraient être démantelées puis près de
20 GW supplémentaires après 2033. Il est prévu que près de la
totalité du parc de centrales à charbon soit démantelée d’ici 2050.
• 4 projets éoliens pour 1 090 MW en opération ou en
construction ;
Enﬁn, au-delà des objectifs nationaux, les États australiens ont la
possibilité de poursuivre leurs propres objectifs et de structurer
leur propre programme en faveur de la réduction des émissions
carbone et/ou du développement des énergies renouvelables sur
leurs territoires. L’État de Canberra a ainsi atteint son objectif de
mix énergétique composé à 100 % d’énergies renouvelables en
2020, l’État de Victoria vise un objectif de 40 % à horizon 2025,
l’ État du Queensland de 50 % en 2030, l’État de South Australia
de 100 % d’ici 2030 et enﬁn l’État de la Nouvelle-Galles du Sud
de 46 % pour 2030 ainsi que d’une réduction de 50 % de ses
émissions.
• 7 projets solaires pour 918 MWc en opération ou en
construction ;
• 5 projets de stockage pour 576 MW / 879 MWh en opération
ou en construction ;
• 2 bureaux situés à Sydney et Canberra, et un total de 60
collaborateurs.
Les installations de stockage d’énergie de Hornsdale Power
Reserve et de la Victorian Big Battery sont gérées par un
centre de contrôle des opérations situé à Canberra qui permet
au Groupe d’intervenir en tant qu’opérateur de marché sur le
marché électrique australien via la vente de services réseaux et
d’opérations d’arbitrage.
En vue d’atteindre ces objectifs, les États ont initié le lancement de
leurs propres appels d’offres, avec notamment, en 2021 :
• État du Queensland : la conclusion de plusieurs appels d’offre
par CleanCo, entreprise d’État missionnée pour gérer et
coordonner l’expansion de l’approvisionnement en énergies
renouvelables et par Stanwell et CS Energy et le lancement
d’un fonds de 2 milliards de dollars (QREF) dédié aux
investissements liés à la transition énergétique ;
Contexte règlementaire
Au terme de l’Accord de Paris, l’Australie s’est engagée à réduire
ses émissions de CO2 de 26 à 28 % d’ici à 2030 par rapport
à leur niveau de 2005. Le Gouvernement australien s’est par
ailleurs engagé à ce que 49 % de sa production d’électricité
provienne, d’ici à 2030, de sources renouvelables, et 78 % pour
2050 (incluant l’hydraulique).
• État de la Nouvelle-Galles du Sud : le lancement d’une feuille
de route prévoyant 10 GW de renouvelables d’ici 2030 ;
• État de Victoria : l’annonce d’un appel d’offre (VRET2) de
600MW par l’Etat de Victoria sur 2021-22 ;
Pour ce faire, le programme Renewable Energy Target (RET), voté
à l’assemblée, prévoit la production de 33 TWh supplémentaires
d’électricité verte. Le programme RET a mis en place un système
d’incitations ﬁnancières, notamment pour les installations
renouvelables de grande taille pour lesquelles elle accorde des
certiﬁcats verts (large-scale generation certiﬁcates, LGCs) en
fonction de la quantité d’électricité produite, et ce jusqu’en 2030.
Plus récemment, durant la COP26, l’Australie s’est engagée à
atteindre « net zero » émissions d’ici 2050.
• État de Canberra : l’annonce d’un appel d’offres pour 250MW
de batterie sur 2021-22.
Certains grands groupes australiens et multinationales, à l’image
de BHP (groupe minier), Telstra (télécommunications), Coles
(grande distribution) ou encore Microsoft et Amazon, ont également
lancé des appels d’offres en vue de couvrir leur consommation
énergétique par le biais d’accords bilatéraux d’acquisition
d’énergie auprès de générateurs d’énergies renouvelables.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
45
PRÉSENTATION
1
À horizon 2030, les unités éoliennes et solaires devraient
respectivement représenter 16,9 GW et 8,5 GWc de capacités
installées, soit un accroissement de 10,7 GW et 5,4 GWc sur la
période avec un taux de croissance annuel moyen de 5,8 % et
5.7 % respectivement (Source : Baringa 2020).
Capacités de production électrique
En février 2022, la capacité électrique installée sur le NEM, était
d’environ 59,6 GW, comprenant des capacités de charbon
(23,2 GW), de gaz naturel (11,8 GW), hydrauliques (8,0 GW),
éoliennes (9,3 GW), solaires (5,8 GWc) et autres (1,4 GW).
Capacité installée par technologie (en MW)
1 432
5 825
9 346
23 201
7 992
11 845
n Charbon
n Gaz
n Hydraulique
n Eolien
n Solaire
n Autres
Source : AEMO (Données février 2022).
1.3.3.3 AMÉRIQUES
Stockage
Solaire
Paradise Park
EI LIano
Providencia
En opération : 3 MW / 2 MWh
En construction : 11 MW / 8 MWh
En opération : 875 MWc
Capella
Albireo Power Reserve 1 & 2
Antares Power Reserve
6 Bureaux
Buenos Aires • Kingston
Quito • Mexico city
Altiplano
San Salvador • Seattle
Capacité totale(1)
Pays avec des actifs en
opération ou en construction
Autres pays avec des projets en
« advanced développement »
Capacité totale en opération : 878 MW
Capacité totale en construction : 11 MW
(1) Au 31 décembre 2021
46
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
Capacité installée par technologie (en MW)
A. PRINCIPAUX MARCHÉS NATIONAUX
5. Salvador
54
214
Neoen a été créé au Salvador en 2014 pour développer des
installations photovoltaïques et des solutions de stockage.
Au 31 décembre 2021, le portefeuille du Groupe au Salvador
était composé de :
204
299
757
552
• 4 projets solaires pour 241 MWc en opération ;
• 1 projet de stockage pour 3 MW / 2 MWh en opération ;
• 2 projets de stockage pour 11 MW / 8 MWh en construction ;
• 1 bureau, situé à San Salvador et un total de 9 collaborateurs.
n Thermique
n Hydraulique
n Bionénergie
n Géothermie
n Solaire
n Eolien
Contexte règlementaire
Le marché de l’électricité du pays est pleinement libéralisé et était
composé de 25 entreprises de production en novembre 2021.
Les seuls producteurs publics sont Comisión Hidroeléctrica del
Río Lempa (CEL), LaGeo, et ses ﬁliales, qui gèrent l’intégralité de
la capacité hydroélectrique, de la capacité géothermique et une
partie de la capacité thermique liée au réseau de El Salvador et
représentent 34 % de la capacité opérationnelle du pays.
Source: Informe anual 2021 – Consejo Nacional de Energía
Selon le Consejo Nacional de Energía (CNE), la demande
d’électricité devrait croître à un rythme moyen de 2,2 % par an,
pour atteindre 7 698 GWh (+ 23 %) en 2030.
6. Argentine
El Salvador s’est ﬁxé l’objectif d’atteindre 100 % de la capacité
de production renouvelable installée, mais n’a pas encore conçu
de plan détaillé pour y parvenir.
Neoen a été créé en Argentine en 2017. Au 31 décembre 2021,
le portefeuille du Groupe en Argentine était composé de :
Le Président Nayib Bukele a souligné les intentions suivantes
dans son plan national :
• 1 projet solaire pour 208 MW en opération ;
• 1 bureau, situé à Buenos Aires et un total de 10 collaborateurs.
• réafﬁrmation de l’objectif national d’un mix énergétique
renouvelable de 100 % (sans délai précis) ;
Contexte règlementaire
• promotion de l’énergie géothermique, photovoltaïque (ou
solaire) et hydro-énergétique.
La stratégie du gouvernement dans sa lutte contre le changement
climatique à horizon 2030 s’appuie sur les points suivants :
Le Conseil National de l’Énergie (CNE) a annoncé qu’il publierait
bientôt une Politique énergétique nationale mise à jour pour
l’horizon 2020-2050. Le plan envisagera les mises à jour au plan
2010-2024 et renforcera son soutien de l’énergie renouvelable.
Ce plan doit poursuivre la modernisation de la réglementation
aﬁn de faciliter la montée en puissance de l’énergie renouvelable
et du stockage, et renforcera la législation existante promulguée
en 2007 pour fournir des incitations ﬁscales aux projets d’énergie
renouvelable et en 2013 pour réglementer les contrats d’énergie
à long terme soutenus par l’énergie renouvelable.
• Renforcer l’efﬁcacité énergétique : réduire la consommation de
gaz et d’électricité de 8.5 % d’ici à 2030 ;
• Promouvoir les sources d’énergie peu émettrices de gaz
à effet de serre : réduire de 50 % l’intensité en carbone du
mix électrique argentin et encourager la génération distribuée
(petites centrales solaires connectées au réseau de distribution)
pour atteindre 1 GW en 2030 ;
• Encourager la transition de certains dérivés du pétrole vers
le gaz ;
Capacités de production électrique
• Développer des compétences techniques nationales ;
• Renforcer la résilience du réseau électrique de transmission et
de distribution ;
Au 31 décembre 2021, la capacité totale installée au Salvador
était de 2 080 MW (contre 2 070 MW au 31 décembre 2020),
répartie en 757 MW de capacité thermique, 552 MW de capacité
hydraulique, 299 MW de capacité biomasse, 206 MW de
capacité géothermique, 214 MWc d’énergie solaire et 54 MW de
la première centrale éolienne du pays.
• Développer l’hydrogène comme nouveau vecteur énergétique
à grande échelle.
En mai 2016, le gouvernement a ainsi lancé un programme
d’appels d’offres
« RenovAr » dédié au développement
d’installations d’énergies renouvelables. Pour deux premiers
tours du programme RenovAr, une capacité totale de 2 424 MW
et de 2 043 MW respectivement a été allouée.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
47
PRÉSENTATION
1
Au troisième tour du programme dit « MiniRen » – nommé ainsi en
raison des capacités réduites qu’il permet de proposer –, près de
260 MW de capacité additionnelle a été adjudiquée en août 2019.
• 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) ;
Enﬁn, le parlement argentin a voté en 2017 la résolution 281/2017
régulant le marché des énergies renouvelables (dit marché
« MATER »). Cette loi contraint les grands consommateurs
d’électricité à acheter, via des contrats bilatéraux avec des
développeurs ou bien auprès de CAMMESA, un pourcentage
d’électricité d’origine renouvelable équivalent aux objectifs
nationaux de pénétration du renouvelable.
• la mise en service de nouvelles capacités de production
d’électricité hydrauliques (2 220 MW) ;
• des investissements massifs (5 575m USD) portant sur la
construction de nouvelles capacités de transmission (lignes
électriques).
Alberto Fernandez, élu président de l’Argentine lors des élections
de 2019, n’a pas bouleversé les lignes directrices de la politique
énergétique ni modiﬁé le cadre réglementaire.
Capacités de production électrique
A ﬁn 2021, la capacité installée totale électrique (43 GW contre
42 GW à ﬁn 2020) est composée de capacités thermiques (59 %
contre 60.5 % à ﬁn 2020), hydrauliques (25 % contre 26 % à
ﬁn 2020), nucléaires (4 % comme à ﬁn 2020) et des sources
renouvelables non hydrauliques (11.6 %).
En août 2020, le Secrétariat de l’Energie est passé sous la
direction du Ministère de l’Economie, témoignant de la volonté
du gouvernement de faire du secteur énergétique un apporteur
de devises étrangères.
Dans sa feuille de route énergétique à horizon 2025, le
gouvernement argentin a pour objectif d’augmenter la capacité
installée totale de 14 GW par rapport à 2017 (36 GW). Cet
accroissement doit se décomposer de la façon suivante :
+ 10 GW d’énergies renouvelables non hydrauliques, + 2,5 GW
de capacité thermique, + 1,5 GW de capacité hydraulique et
+ 0,6 GW de capacité nucléaire.
Enﬁn, Alberto Fernandez s’est publiquement prononcé en faveur
du développement des énergies renouvelables dans le pays, sans
pour autant que son gouvernement n’ait élaboré de nouveaux
plans spéciﬁques.
En 2021, du fait des difﬁciles conditions macroéconomiques et
sanitaires, aucune mesure majeure visant à dynamiser le marché
des énergies renouvelables n’a été prise. De nombreux projets
adjudiqués lors des Appels d’Offres précédents restent bloqués
sans pouvoir se construire. D’autres, ceux de Neoen y compris,
sont rentrés en opération au cours de l’année 2021, permettant
d’augmenter la participation des énergies renouvelables dans le
mix électrique argentin.
Capacité installée par technologie (en MW)
1 755
5 002
Aucun appel d’offres public n’étant prévu à court-terme, la
croissance des énergies renouvelables sera tirée par les contrats
entre acteurs privés, à travers le marché MATER.
10 834
En effet, dans un document publié en octobre 2021, le
gouvernement argentin a présenté sa feuille de route à horizon
2030 concernant la transition énergétique, sans prévoir de
nouveaux appels d’offres publics. Concernant l’intégration
croissante des énergies renouvelables, deux scénarios possibles
ont été mis en avant :
25 398
• REN 20 : atteindre 20 % d’énergies renouvelables dans
le mix électrique en 2030. Apporter 8 700 MW de capacité
additionnelle jusqu’en 2030, dont 3 375 MW d’énergies
renouvelables ;
 Thermique
 Hydraulique
 Nucléaire
 Renouvelable
Source : CAMMESA (Données 2021).
• REN 30 : atteindre 30 % d’énergies renouvelables dans le
mix électrique en 2030. Apporter 11 875 MW de capacité
additionnelle jusqu’en 2030, dont 6 650 MW d’énergies
renouvelables.
Aﬁn d’atteindre cet objectif, le gouvernement compte
principalement sur :
• la mise en service de capacités de production d’électricité à
partir d’énergies renouvelables, adjudiquées lors de précédents
appels d’offres RenovAr et MATER (1 650 MW) mais pas
encore construites ;
• le développement et la mise en service de nouvelles capacités
de production d’électricité à partir d’énergies renouvelables,
à travers des initiatives privées dans le cadre du mécanisme
MATER (3 375 à 6 650 MW) ;
48
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
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).
7. Mexique
Neoen a été créé au Mexique en 2013. Au 31 décembre 2021, le
portefeuille du Groupe au Mexique était composé de :
• 1 projet solaire pour 375 MWc en opération ;
Depuis 2018, le président Andrés Manuel López Obrador
(AMLO) appelle à renforcer les compagnies nationales de pétrole
et d’électricité, principalement CFE. Le gouvernement a déclaré
publiquement qu’il souhaitait en priorité :
• 1 bureau, situé à Mexico City et un total de 14 collaborateurs.
Contexte règlementaire
• éviter toute hausse des tarifs réglementés de l’énergie au-delà
de l’inﬂation ; et
Au Mexique, la demande d’électricité a connu une croissance
de près de 3 % (CAGR) au cours de la dernière décennie
jusqu’en 2019, en lien avec le développement économique et à
la croissance démographique du pays. En raison du COVID-19,
la croissance économique et la croissance de la demande ont
diminué en 2020. Bien que la reprise économique prenne de
nombreuses années, la demande en électricité s’est avérée
résiliente puisqu’elle a déjà rebondi et même augmenté par
rapport à ses niveaux de 2019.
• maintenir la part de la production d’électricité de la CFE
au-dessus de 54 % de la production totale d’électricité.
Pour atteindre ces objectifs le gouvernement mexicain a pris
diverses mesures, comme le montre la liste ci-dessous. La
législation adoptée par l’administration AMLO a été suspendue
par les tribunaux en réponse aux injonctions du secteur privé.
Les nouvelles lois ont été jugées inconstitutionnelles.
Le marché de l’électricité mexicain se caractérise par une forte
dépendance à l’égard des centrales CCGT (Combined Cycle
Gas Turbine), qui fonctionnent au gaz naturel - principalement
importé des États-Unis - ainsi que des centrales électriques
conventionnelles (charbon et autres combustibles fossiles) et
hydroélectriques. Les énergies renouvelables ont parallèlement
fortement augmenté au cours des cinq dernières années.
• Janvier 2019 : annulation du 4ème appel d’offres public relatif
aux énergies renouvelables – effectif ;
• Janvier 2019 : annulation des ventes aux enchères de lignes
de transmission – effectif ;
• Octobre 2019 : modiﬁcation des règles d’attribution des CEL
pour inclure les anciennes centrales « propres » (hydrauliques
et nucléaires) détenues par la CFE – suspendu en justice ;
En 2013, la réforme du secteur de l’énergie a permis :
• la libéralisation de la production d’électricité et des activités de
vente au détail ;
• Avril 2020 : résolution du CENACE sur la sécurité du réseau
dans le contexte de COVID-19 impliquant la suspension des
test pré-opérationnels de toutes les centrales éoliennes et
solaires mexicaines – suspendu en justice ;
• la création d’un opérateur système indépendant (ISO),
le Centre National de Contrôle de l’Énergie (CENACE) ;
• Mai 2020 : instauration d’une politique de ﬁabilité par le
ministère de l’énergie mexicain (Secretaría de Energía de
México - SENER) – suspendu en justice ;
• la segmentation de l’entreprise publique Comisión Federal de
Electricidad (CFE) en plusieurs entités indépendantes ;
• la structuration d’une place de marché de l’électricité basée
sur les coûts et répartie en périodes (marché journalier et
marché en temps réel) ;
• Juillet 2020 : publication par le SENER de la planiﬁcation du
secteur de l’énergie 2020-2024 – suspendu en justice ;
• Février 2021 : adoption d’une nouvelle loi réformant la loi sur
l’industrie de l’énergie, qui accorde à la société d’État CFE la
priorité de distribution de l’électricité produite par les centrales
électriques privées - suspendue en justice.
• la mise en place de sous-marchés pour le commerce de
produits liés à l’électricité tels que la capacité, les certiﬁcats
d’énergie propre (Certiﬁcados de Energía Limpia) et les
services auxiliaires.
En septembre 2021, le Président a proposé une réforme
Cette réforme
a également abouti à l’établissement de
constitutionnelle radicale visant
à revenir sur la réforme
nouveaux objectifs concernant le développement des énergies
renouvelables. En effet, celles-ci devraient représenter 30 % du
mix énergétique mexicain en 2021 et 35 % en 2024. Par ailleurs,
50 % de la production d’électricité devrait être réalisée à partir de
sources renouvelables d’ici 2050. Pour soutenir ces ambitions, la
réforme de 2013 a également permis :
constitutionnelle de 2013. La proposition du gouvernement
prévoit, entre autres :
• L’élimination du régulateur indépendant (CRE) et du
gestionnaire de réseau indépendant (CENACE) ;
• L’annulation de tous les permis et contrats de production
d’électricité détenus par le secteur privé, avec effet immédiat ;
• la mise en place d’une réglementation autorisant les
producteurs à conclure des contrats bilatéraux à long terme
avec des fournisseurs qualiﬁés ;
• L’élimination des certiﬁcats d’énergie renouvelable qui résultent
du système de plafonnement et d’échange mis en place à la
suite de la réforme de 2013 ;
• la création de certiﬁcats d’énergie propre (CEL), dont l’objectif
est d’augmenter la demande en électricité produite à l’aide de
technologies propres ;
• La limitation de la participation du secteur privé à 46 % de la
production totale d’électricité.
• 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.
Pour faire adopter la réforme, le gouvernement doit obtenir les
votes des 2/3 du Parlement. Il manque à l’administration du
président Andrés Manuel López Obrador (AMLO) et à ses alliés
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
49
PRÉSENTATION
1
moins d’un tiers des membres du Parlement. Les perspectives
de la réforme constitutionnelle proposée restent encore ﬂoues.
La Chambre Basse tient actuellement un « parlement ouvert »
sur la réforme constitutionnelle qui durera un mois, pour tenter
de parvenir à un accord avec l’opposition, ceci en l’absence de
consensus jusqu’à présent pour obtenir la majorité qualiﬁée des
2 tiers au Congrès.
historique de 20 % de capacités renouvelables à horizon 2020,
et a ﬁxé pour cible que le mix énergétique jamaïquain comprenne
30 % d’électricité produite à partir d’énergies renouvelables d’ici
à 2030 et 50 % d’énergies renouvelables tout secteur confondu
(incluant le transport) d’ici à 2030.
Pour atteindre ces objectifs, deux appels d’offres successifs ont
eu lieu en 2012 et 2015 pour une capacité totale de 152 MW.
Le gouvernement a également développé un corpus de politiques
incitatives en faveur des énergies renouvelables. À ce titre, les
développeurs de projets d’énergies renouvelables peuvent
bénéﬁcier d’exemptions ﬁscales sur certaines importations
d’équipements de production d’énergies renouvelables ainsi que
de TVA.
Capacités de production électrique
Au Mexique, l’électricité est encore largement produite à
partir d’énergie fossile (notamment le gaz naturel importé des
États-Unis).
A ﬁn avril 2021, la capacité de production totale du Mexique
était de 90 GW pour une demande estimée à 328 TWh en 2021
(PRODESEN 2021).
En septembre 2019, le Jamaica Energy Counsel a été ré-établi
avec pour objectif d’aborder les sujets de « politique énergétique,
efﬁcacité et conservation de l’énergie, communication au public,
électricité, développement des ressources énergétiques, (incluant
toutes les sources d’énergie notamment renouvelable) ».
Capacité installée par technologie (en MW)
1 608
2 309
976
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 :
408
5 463
• Installer 1,6 GW de nouvelle capacité, dont 1,26 GW de
capacité renouvelable (solaire et éolien) ;
7 026
7 691
• Atteindre 50 % de génération électrique d’origine renouvelable ;
35 060
• Investir US$7.3bn dans le secteur électrique à horizon 2037,
dont US$2.3bn pour remplacer des centrales polluantes et
vieillissantes.
12 614
L’ambition de l’IRP est de réduire graduellement le coût de
l’énergie, diminuer l’impact environnemental du secteur et
renforcer la qualité du service en remplaçant les générateurs
polluants et peu efﬁcaces par de nouvelles capacités de
génération d’électricité d’origine renouvelable.
12 543
 Cycle combiné  Charbon
 Pétrole
 Hydraulique
 Eolien
 Nucléaire
 Cogénération efꢀciente
 Géothermie
A plus court-terme, l’objectif est de doubler la part des énergies
renouvelables à horizon 2025, passant de 12 % en 2020 à
25 % en 2025, ce qui constitue un point d’étape au regard de
la cible établie pour 2037. Pour cela, le gouvernement souhaite
promouvoir dans les prochains mois à travers des appels d’offres
organisés par JPS l’installation de 320 MW de solaire ou éolien,
120 MW de centrales à gaz, et 75 MW d’hydro et biomasse.
 Solaire
 Bioénergie
Source : Prodesen 2021 (Données 2021).
B. AUTRES MARCHÉS NATIONAUX
(i) Jamaïque
Enﬁn, certains obstacles entravant la pénétration croissante des
énergies renouvelables dans le mix énergétique font actuellement
l’objet de mesures correctives. L’entrée en service au second
semestre 2019 d’une capacité de stockage d’environ 25 MW
(batterie lithium-ion et volant d’inertie) est venue par exemple
mitiger les problèmes d’instabilité du réseau constatés par la
Jamaican Public Service.
La Loi sur l’Électricité de 2015 a soutenu la politique énergétique
jamaïquaine en réformant la réglementation pour privatiser et
moderniser le marché national de l’électricité. En vertu de cette
loi, la Generation Procurement Entity (GPE) a été créée pour
être responsable du remplacement des anciennes capacités
existantes par de nouvelles capacités de production. La GPE,
logée au sein du ministère en charge de l’énergie, fonctionne
en partenariat avec le régulateur Ofﬁce of Utilities Regulation
(OUR), qui portait précédemment ce mandat, et la Jamaican
Public Service (JPS), société privée assurant le service public de
génération, de transport et de distribution d’électricité. En octobre
2018, le premier ministre Andrew Holness a réhaussé l’objectif
50
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
1.3.4 CLIENTS, FOURNISSEURS ET CONTRATS DU GROUPE
1.3.4.1 CLIENTS DU GROUPE
L’électricité produite par Neoen est vendue à une variété d’entités. La grande majorité des clients directs du Groupe sont des acteurs
étatiques (États ou entités contrôlées par un État) et entreprises de distribution d’électricité (utilities), publiques ou privées. En plus de
ces clients, le Groupe vend une partie de l’électricité produite à des sociétés spécialisées dans le secteur de l’énergie, à des acheteurs
privés, ainsi que sur les marchés de l’électricité (marchés spot). Dans le cadre du développement de son activité de stockage d’énergie,
le Groupe vend également un nombre de services auxiliaires à des gestionnaires de réseaux et aux États.
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 2021 :
Catégorie d’acheteur
Distributeurs d’électricité (utilities)
Gouvernements et acteurs étatiques
Acheteurs privés
Capacité (en MW)
Capacité (en %)
52 %
3 101
1 418
375
24 %
6 %
Marché
1 122
6 016
19 %
TOTAL
100 %
Au 31 décembre 2021, 89 % de la capacité sécurisée du Groupe (en MW) ayant fait l’objet d’une contractualisation était attribuée à des
acheteurs bénéﬁciant d’une notation investment grade à cette date.
Le tableau ci-après présente les clients principaux du Groupe pour la capacité en opération au 31 décembre 2021 :
Acheteurs
Pays
Capacité (en MW)
Capacité (en %)
25 %
EDF OA
France
Australie
Australie
Mexico
-
871
469
Etat de Victoria
13 %
Territoire de la Capitale Australienne (ACT)
Comisión Federal de Electricidad (CFE)
Autres (dont marchés)
TOTAL
317
9 %
239
7 %
1 584
3 480
46 %
100 %
Au 31 décembre 2021, les quatre premiers acheteurs du Groupe, qui représentaient ensemble 54 % de la capacité en opération,
bénéﬁciaient tous d’une notation investment grade à cette date.
(i) Gouvernements et acteurs étatiques
des acteurs clés et des clients privilégiés en matière d’énergies
renouvelables, notamment grâce à leur capacité à s’engager à
long terme.
Au 31 décembre 2021, environ 80 % de la capacité sécurisée du
Groupe (en MW) était vendue dans le cadre de contrats résultant
d’appels d’offres publics (et dispositif à guichet ouvert ou tarifs
réglementaires).
(ii) Distributeurs d’électricité (utilities)
Selon le marché, les distributeurs d’électricité peuvent être des
entités publiques ou privées.
De nombreux pays dans le monde tendent à limiter leur
empreinte carbone et à réduire leur consommation d’énergie. À
ce titre, les gouvernements ont joué un rôle de premier plan pour
favoriser les investissements dans les énergies renouvelables.
En effet, les gouvernements et acteurs étatiques bénéﬁcient
d’une compréhension plus sophistiquée des technologies et des
exigences en matière d’énergies renouvelables et disposent de
l’autorité pour adopter des mesures en faveur du développement
d’infrastructures de grande envergure. Historiquement et encore
aujourd’hui, les entités publiques disposent de ressources
et présentent des garanties de solvabilité dont ne peuvent
bénéﬁcier les acheteurs privés, ce que recherche le Groupe pour
ses contreparties.
En France, l’électricité est vendue soit directement à EDF OA qui
assure la gestion des contrats d’achat d’énergie, dans le cadre
réglementaire de l’obligation d’achat, soit à des agrégateurs.
Dans cette situation, le Groupe conclut un contrat de vente
d’électricité prévoyant un mécanisme de contrat pour différence
(contract for difference) par lequel le Groupe vend l’électricité sur
le marché par l’intermédiaire de l’agrégateur et reçoit (ou paie
selon le cas) un complément de rémunération de la part d’EDF
OA couvrant la différence entre le prix du marché (marché spot)
et le tarif de référence prévu dans le contrat d’achat.
En Australie, le Groupe vend directement l’électricité sur
le marché et conclut un contrat pour différence avec les
contreparties étatiques, ou avec des distributeurs d’électricité
privés du secteur, tels que Simply Energy ou Energy Australia.
Ainsi, et même si les énergies renouvelables ne sont désormais
plus subventionnées sur de nombreux marchés du fait de leur
compétitivité, les gouvernements et acteurs étatiques demeurent
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
51
PRÉSENTATION
1
du marché spot pendant une période déterminée avant la prise
d’effet du contrat de vente d’électricité, lorsque le prix de marché
dépasse le prix des contrats de vente d’électricité.
(iii) Acheteurs privés
Au fur et à mesure de la diminution du coût et de la prise de
conscience par les entreprises des avantages des énergies
renouvelables, le Groupe estime qu’un marché de vente
d’énergies renouvelables a vocation à se développer auprès
d’acheteurs privés. L’utilisation des énergies renouvelables
permetàcesentreprisesderéduireleurscoûtsainsiquelecoûtdu
risque de variation du prix de l’électricité, en plus des retombées
en termes d’image. Même si la proportion d’acheteurs privés est
limitée par rapport aux contreparties étatiques, le Groupe estime
que cette proportion a vocation à s’accroître au fur et à mesure
du développement du marché. À ce titre, le Groupe s’estime bien
placé pour entrer en relation avec ces nouveaux clients du fait de
son très bon positionnement sur les marchés sur lesquels il opère
en tant que producteur indépendant d’énergies renouvelables,
de son modèle develop-to-own qui assure aux acheteurs privés
potentiels d’avoir un seul et même interlocuteur sur toute la
durée de vie de leur contrat d’achat de l’électricité produite et de
son expérience déjà substantielle auprès de grands acheteurs
privés reconnus tels Google en Finlande. En décembre 2020,
le Groupe a également signé en Finlande, un contrat de vente
de 126 MW d’énergie éolienne avec un consortium formé par
Heineken, Philips, Signify et Nobbian. Il s’agit du premier contrat
pan-européen signé par Neoen où l’électricité et les garanties
d’origines seront produites par le futur parc éolien de Mutkalampi
mais seules les garanties d’électricité seront physiquement
livrées aux clients.
Complément aux revenus tirés des contrats de vente
d’électricité. Le Groupe construit ses centrales avec une
capacité optimale adaptée au terrain, qui dépasse parfois les
capacités contractuelles vendues par des contrats de gré à gré.
Le Groupe complète donc ses revenus contractuels par la vente
des capacités supplémentaires sur le marché.
Par ailleurs, sur certains marchés, le Groupe tire des revenus
complémentaires de la vente de certiﬁcats verts (LGCs en
Australie, CELs au Mexique), qui peuvent être couplés ou
distincts de la vente d’électricité. Ainsi une contrepartie peut
souhaiter n’acheter que les certiﬁcats verts, auquel cas l’énergie
sera vendue sur le marché, ou à l’inverse souhaiter n’acheter
que l’électricité, auquel cas les certiﬁcats peuvent être vendus
séparément.
Mobilisation d’une capacité de stockage excédentaire.
Sur certains marchés dont la structure le permet, le Groupe
fournit des services liés aux installations de stockage, sources
de revenus indépendants, décrits au paragraphe 1.3.2.3
« stockage d’énergie » du présent document.
1.3.4.2 CONTRATS DE VENTE
DE L’ÉLECTRICITÉ
(iv) Vente sur le marché de l’électricité (marché spot)
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.
Sur certains marchés libéralisés (Australie, Finlande, Mexique,
Salvador), le Groupe complète les revenus qu’il tire de ses contrats
de vente d’électricité, qui constituent l’essentiel de ses revenus,
par des ventes d’électricité (i) sur les marchés spot, en particulier
sur les marchés où l’électricité d’origine renouvelable est en deçà
de la parité réseau et peut être vendue avec un bénéﬁce signiﬁcatif
ou (ii) au titre de contrats de vente d’électricité à court terme
qui peuvent être conclus avant et dont les prix ﬁxes excèdent
généralement ceux prévus par les contrats de vente d’électricité à
long terme. Le Groupe vend de l’électricité sur le marché spot ou
au titre de contrats court terme pour les raisons suivantes :
Contrats à prix ﬁxes
La majeure partie des ventes d’électricité du Groupe comporte un
prix ﬁxe au MWh. Ces contrats, principalement remportés post-
procédures d’appels d’offres ou à travers des guichets ouverts,
proposent un tarif d’achat sur des durées pouvant aller de 15
ans (éolien français historique) à 20 voire 25 ans. Ce prix peut
être le résultat de l’appel d’offre ou un prix ﬁxé à l’avance par voie
réglementaire, avec une éventuelle indexation sur l’inﬂation. Il est
indépendant du prix du marché électrique. Le tarif payé peut ou
non inclure les certiﬁcats verts associés.
Revenus générés avant la date de début des opérations
de commercialisation. Le Groupe génère un chiffre d’affaires
au titre de la production initiale d’électricité de certaines de ses
installations avant qu’elles ne soient pleinement opérationnelles.
C’est notamment le cas pour les parcs éoliens du Groupe, où
les éoliennes sont progressivement raccordées et où une ou
plusieurs éoliennes peuvent commencer à produire de l’électricité
avant que l’intégralité du parc éolien n’atteigne sa date de début
des opérations de commercialisation (commercial operation date
ou COD). Au cours de cette période, le Groupe peut vendre sur
le marché spot l’électricité produite par les éoliennes déjà mises
en service, en attendant le raccordement des autres installations.
Toutefois, les délais de construction relativement courts des
installations du Groupe ont tendance à limiter le montant de ces
revenus.
Dans ce cadre, chaque centrale livre l’électricité produite
directement ou indirectement à la contrepartie, qui s’occupe de
gérer les interfaces avec le marché électrique, et le Groupe se
limite à optimiser la production.
Cette solution est la plus simple. Elle s’applique en particulier
pour les contrats les plus anciens ou dans les pays où le marché
électrique est moins développé.
Par ailleurs, pour des raisons stratégiques et de calendrier, il
arrive que le Groupe démarre ses contrats de vente d’électricité
après la date théorique de mise en service. Cela lui permet à la
fois de se donner de la marge en cas de retard dans les délais de
construction, tout en tirant parti de la prévisibilité relative des prix
52
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
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.
Contrats pour différence
Le secteur des énergies renouvelables étant devenue de plus
en plus mature, un nombre croissant d’appels d’offres visés
actuellement par le Groupe propose la conclusion de contrats
pour différence (contract for difference). Le premier projet du
Groupe bénéﬁciant d’un contrat pour différence est entré en
opération en 2016.
Très récemment, le Groupe a été sollicité pour conclure des
PPA couvrant des volumes d’électricité nominaux constants,
et donc indépendants de la production réelle de la centrale par
nature intermittente. Dans ce cadre, le Groupe est soumis à
une exposition correspondant à la différence entre ses volumes
nominaux et la production réelle de ses centrales. A ce jour,
aucun contrat de ce type n’a été formellement conclu.
Dans une conﬁguration de contrat pour différence, le Groupe
conclut un contrat de vente d’électricité à long terme (entre 10 et
20 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 l’électricité contre une garantie de prix
long terme pour pouvoir lever de la dette.
1.3.4.3 CONTRATS ET FOURNISSEURS
SIGNIFICATIFS
Les contrats les plus importants conclus par le Groupe sont
les contrats pour différences (contracts for difference), les
contrats de vente d’électricité décrits ci-dessus, les contrats de
conception, fourniture et installation (contrats EPC) ainsi que les
contrats d’opération et de maintenance (contrats O&M) et les
contrats de ﬁnancement des installations, conclus avec plusieurs
prêteurs, décrits au paragraphe 2.5.2 « ﬁnancement des projets »
du présent document.
Cette structure contractuelle crée donc deux composantes
distinctes de rémunération pour le Groupe :
Le Groupe
a conclu ces conventions avec différentes
• les revenus provenant des ventes d’électricité sur le marché
(par l’intermédiaire d’un agrégateur) au prix de marché ; et
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 » du présent document,
le Groupe assure le ﬁnancement de ses installations très
majoritairement par ﬁnancement sans recours. En outre, comme
indiqué au paragraphe 1.3.2.2 (vi) « opération des actifs de
production » du présent document, s’il n’est pas rare que le
Groupe fasse appel de manière récurrente à certains prestataires
EPC, il reste néanmoins ﬂexible d’un point de vue industriel et
est en mesure de sélectionner ses entrepreneurs et prestataires
O&M, projet par projet, plutôt que de conclure des conventions-
cadres. En conséquence, le Groupe bénéﬁcie d’une situation de
dépendance limitée à l’égard de ses prestataires, en particulier
en ce qui concerne les services EPC et les services O&M.
Le Groupe a toutefois conclu, de façon indirecte via ses co-
contractants, des contrats importants au cas par cas selon les
projets.
• les revenus provenant des compléments de rémunération
payés par la contrepartie correspondant à la différence entre le
tarif de référence et le prix de marché.
Il existe de nombreuses variantes sur 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) ou la gestion des différents frais liés à la vente de
l’électricité sur le marché (coûts de l’agrégateur).
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 volumes minimums, mais ces derniers
sont plus, dans leur vaste majorité, faibles que les engagements
pris par les mainteneurs.
1.3.4.4 CONTRATS IMPORTANTS
PPA « Virtuels »
À la date du présent document, aucun contrat (autres que les
contrats conclus dans le cadre normal des affaires) contenant
des stipulations conférant à l’une quelconque des entités du
Groupe une obligation ou un engagement important pour
l’ensemble du Groupe, n’a été conclu par la Société ou toute
autre entité du Groupe, à l’exception des contrats décrits à la
section 1.3 « description des activités du Groupe », au paragraphe
1.3.4.2 « contrats de vente de l’électricité », à la section 2.5
« ﬁnancements et investissements » et à la section 8.4 « rapport
spécial des commissaires aux comptes sur les conventions
réglementés » du présent document.
Par extension des contrats pour différence, on voit apparaitre sur
le marché des contrats où 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 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.
Neoen a ainsi signé un contrat de vente de ce type avec le
consortium formé par Heineken, Philips, Signify et Nobbian (ex
Nouryon). D’une durée de 10 ans, ce contrat pan-européen
porte sur une puissance de 126 MW. L’électricité et les garanties
d’origines seront produites par le futur parc éolien de Mutkalampi
en Finlande mais la consommation électrique des clients
interviendra dans d’autres pays d’Europe. Seules les garanties
d’origine associées à la production d’électricité seront livrées
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
53
PRÉSENTATION
1
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 par la mise en place de projets pilotes à grande
échelle sur des technologies nouvelles pour le Groupe, ainsi que
via le développement de nouveaux produits (développements
informatiques, équipements additionnels) et de partenariats
avec des sociétés actives dans le domaine du solaire innovant,
du stockage ou de la prévision de production. Pour chaque
partenariat, un accord porte sur une approche conjointe sur un
ou plusieurs projets donnés mais ne contient pas d’engagements
du Groupe au-delà du périmètre déﬁni. En conséquence,
le Groupe ne ﬁnance pas de recherche spéciﬁque de R&D, à
l’exclusion des frais de développement de ses différents projets
solaires, éoliens ou de stockage. Enﬁn, le Groupe prend en
compte l’innovation technologique dans ses développements de
projets, notamment lorsqu’elle est un critère de sélection au titre
d’appels d’offres gouvernementaux ou locaux.
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 », « Neoen Renouvelle
l’Énergie », « Neoen Renewing Energy » ou encore « 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 ainsi qu’en Australie.
Par ailleurs, la marque verbale « Boundless energy » a été
enregistrée pour la France, l’Australie, l’Irlande, le Portugal et le
Mexique.
A titre d’exemple :
• le Groupe a lancé en France et en Australie des projets autour
de la prévision météorologique aﬁn de permettre une meilleure
intégration des centrales renouvelables dans le réseau
électrique ;
Enﬁn, les marques semi-ﬁguratives « Neoen » et « Neoen
renouvelle l’énergie
» ont été renouvelées pour l’Union
européenne le 7 décembre 2020 pour 10 ans.
• une étude de faisabilité a été lancée, avec le soutien de l’État
de South Australia, sur la capacité à produire de l’hydrogène
et l’injecter dans le réseau ;
1.4.3 LICENCES
Les sociétés du Groupe sont titulaires de licences nécessaires à
l’utilisation des systèmes d’information dans le cadre normal de
leurs activités. En dehors des licences précitées, aucun droit de
propriété intellectuelle signiﬁcatif n’a été concédé aux sociétés
du Groupe.
• Suite à l’extension de capacité de la batterie d’Hornsdale
Power Reserve (HPR) en 2020, le Groupe expérimente pour
la première fois la fourniture d’un service d’inertie en Australie.
Depuis février 2021, ce service est testé dans des conditions
réelles sur deux onduleurs de HPR. Les données collectées
permettront de conﬁrmer la qualité du service et la faisabilité
de son déploiement à l’ensemble de la capacité.
Par ailleurs, et même si cela n’est pas directement une activité
de R&D, le Groupe a créé son propre competence center,
composé de 6 personnes en 2021, qui se consacre notamment
à l’identiﬁcation et au suivi des nouvelles technologies permettant
de réduire le coût de l’énergie produite, d’améliorer le rendement
des projets existants, ou la compétitivité du stockage d’énergie,
tout en apportant leur expertise sur les projets en cours de
développement.
54
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
PRÉSENTATION
1
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
55
2
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2.1
INDICATEURS ALTERNATIFS DE
PERFORMANCE ET DONNÉES
OPÉRATIONNELLES
2.5.4
2.5.5
2.5.6
Passage de l’endettement ﬁnancier consolidé
à la dette nette
81
83
58
58
Restrictions éventuelles à l’utilisation
de capitaux
2.1.1
2.1.2
Indicateurs non Gaap
Informations sur les principales données
opérationnelles
Sources de ﬁnancements attendues
pour les investissements futurs
60
61
84
84
87
2.5.7
2.5.8
Situation et ﬂux de trésorerie
Investissements
2.2
PERSPECTIVES ET TENDANCES
2.3
ANALYSE DE L’ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT
Faits marquants de la période
62
62
65
2.6
PROCÉDURES JUDICIAIRES
ET D’ARBITRAGE
2.3.1
2.3.2
89
Commentaires sur l’activité
2.7
CHANGEMENT SIGNIFICATIF DE LA
SITUATION FINANCIÈRE OU COMMERCIALE 90
2.4
DIVIDENDES
78
78
2.5
FINANCEMENTS ET INVESTISSEMENTS
2.8
AUTRES INFORMATIONS
90
90
2.5.1
Politique de ﬁnancement et gestion
de la trésorerie
2.8.1
2.8.2
Evènements postérieurs à la clôture
78
78
79
Autres informations relatives à la société
mère Neoen S.A.
2.5.2
2.5.3
Financement des projets
90
Indicateurs suivis par le Groupe
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.1 INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE
ET DONNÉES OPÉRATIONNELLES
2.1.1 INDICATEURS NON GAAP
Le Groupe présente, en complément des mesures IFRS, plusieurs indicateurs supplémentaires : l’EBITDA, 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. Les tableaux ci-après présentent ces indicateurs pour les périodes indiquées ainsi que leurs calculs.
Réconciliation de l’EBITDA
Exercice
2020
Exercice
2020
retraité(a)
(C)
Exercice
2021
Var
(en %)
(A) - (B) (A) - (B)
Var
(en %)
(A) - (C) (A) - (C)
publié
(B)
Var
Var
(En millions d’euros)
(A)
Résultat opérationnel courant
189,6
160,5
160,5
+ 29,1
+ 18%
+ 29,1
+ 18%
Amortissements et provisions
opérationnels courants
107,6
109,8
109,8
– 2,2
– 2%
– 2,2
– 2%
Charges IFRS 2
3,2
-
1,8
+ 3,2
N/A
+ 1,4
+ 78%
EBITDA(a)
300,4
270,4
272,2
+ 30,0
+ 11%
+ 28,2
+ 10%
(a) La notion d’EBITDA correspond au résultat opérationnel courant retraité des dotations aux amortissements et provisions opérationnelles courantes. Comme annoncé
lors du Capital Markets Day du 11 mars 2021, et à compter du 1er janvier 2021 :
–
–
il intègre les produits nets de cessions d’actifs du portefeuille sécurisé résultant de l’activité de farm-down1 ;
il est retraité de la charge résultant de l’application de la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Ce changement de déﬁnition a une incidence sur
le secteur Développement et Investissements. Au cours de l’exercice 2020, selon cette nouvelle déﬁnition, l’EBITDA du groupe se serait établi à 272,2 millions
d’euros. La charge « IFRS 2 » s’établit à (3,2) millions d’euros au cours de l’exercice 2021 contre (1,8) million d’euros au cours de l’exercice 2020.
Dette nette
Var
(En millions d’euros)
31.12.2021
2 953,4
(31,0)
31.12.2020
2 749,4
(29,2)
Var
(en %)
Total dettes ﬁnancières(a)
+ 204,0
– 1,8
+ 7%
– 6%
Investisseurs minoritaires et autres(b)
Total dettes ﬁnancières ajustées
Total trésorerie et équivalents de trésorerie(c)
Dépôts de garantie(d)
2 922,4
(592,6)
(67,2)
2 720,2
(374,9)
(76,6)
+ 202,1
– 217,7
+ 9,4
+ 7%
– 58%
+ 12%
x14
Instruments dérivés actifs – effets des couvertures(e)
Total dette nette
(30,4)
(2,2)
– 28,2
– 34,3
2 232,2
2 266,5
– 2%
(a) Comprend essentiellement les dettes liées au ﬁnancement des projets, les composantes dettes des emprunts obligataires convertibles émis en 2019 (OCEANE)
et en 2020 (OCEANE Verte), les instruments de couverture de risque de taux dont la valeur de marché est négative et les dettes locatives qui sont incluses dans le
calcul de la dette nette, en regard d’un EBITDA qui n’inclut pas les charges de loyers (application de la norme IFRS 16 « contrats de location »). Les dettes ﬁnancières
sont détaillées en note 19.2 des comptes consolidés de l’exercice 2021.
1 Lors du Capital Markets Day du 11 mars 2021, le Groupe a annoncé son intention de procéder de manière régulière mais sélective à la cession totale ou majoritaire
de projets de son portefeuille sécurisé (farm-down), ceci en vue notamment de renforcer sa capacité ﬁnancière, et donc de contribuer au ﬁnancement de la
construction de nouveaux actifs. S’agissant d’une gestion active de son portefeuille de projets, ces opérations de farm-down, correspondant à la cession totale
ou d’une quote-part majoritaire de participations détenues dans des projets ou actifs du portefeuille sécurisé du Groupe, s’inscrivent dorénavant dans ses activités
récurrentes et constituent donc un secteur opérationnel au sens de la norme IFRS 8 « secteurs opérationnels », suivi et présenté distinctement dans les états
ﬁnanciers consolidés (se reporter à la section 4.1 du présent document – note 1 des états ﬁnanciers consolidés).
58
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
(b) Comprend notamment les prêts d’actionnaires octroyés aux sociétés de projets ou holdings de sociétés de projets par des actionnaires minoritaires.
(c) L’évolution du poste est détaillée dans le paragraphe 2.3.2.4 du présent document.
(d) Comprend principalement des dépôts de garantie constitués dans le cadre de ﬁnancements de projets, au titre notamment de comptes de réserve du service de
la dette (Debt Service Reserve Account ou DSRA), ou dans le cadre de leur construction. La diminution de la période s’explique essentiellement par le déblocage
d’un compte séquestre associé à la construction d’une centrale désormais en opération, ainsi que par le remboursement de dépôts de garantie liés au ﬁnancement
d’actifs de production. De nouveaux DSRA ont par ailleurs été constitués dans le cadre des nouveaux ﬁnancements réalisés en 2021, en Australie notamment.
(e) Instruments dérivés de couverture de risque de taux ayant une valeur de marché positive. Les instruments de couverture de risque de taux dont la valeur de marché
est négative ﬁgurent dans le total des dettes ﬁnancières (se reporter à la note 19.2 des comptes consolidés de l’exercice 2021).
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 (calculé
sur les 12 derniers mois).
31.12.2021
31.12.2020(a)
Ratio de levier
7,4x
8,4x
(a) Le ratio de levier calculé sur la base de l’EBITDA tel que nouvellement déﬁni se serait établi à 8,3x au 31 décembre 2020.
Evolution de la dette nette et du ratio de levier du Groupe
Dette nette
(En millions d’euros)
Ratio de levier
2 266,5
8,4x
2 232,2
7,4x
31.12.20
31.12.21
31.12.20
31.12.21
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
59
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.1.2 INFORMATIONS SUR LES PRINCIPALES DONNÉES OPÉRATIONNELLES
Le portefeuille du Groupe s’établit à 13,9 GW à ﬁn décembre 2021 contre 12 GW à ﬁn décembre 2020. Son évolution est détaillée dans
le tableau ci-après et au paragraphe 2.3.1.1 « poursuite de la croissance du portefeuille ».
31.12.2021
3 480
1 147
1 455
878
31.12.2020
2 615
1 014
931
Variations
+ 865
+ 133
+ 524
+ 208
+ 518
+ 560
+ 155
– 197
– 526
– 316
– 210
-
Nombre de MW en opération(a)
Europe – Afrique
Australie(b)
Amériques
670
Nombre de MW en construction(a)
Europe – Afrique(c)
1 954
814
1 436
254
Australie(d)
1 129
11
974
Amériques
208
Nombre de MW des projets awarded
Europe – Afrique(e)
582
1 107
897
582
Australie(f)
-
210
Amériques
-
-
Total des MW du secured portfolio
6 016
5 158
+ 858
Nombre de MW des projets tender-ready et advanced
development
31.12.2021
31.12.2020
Variations
Europe – Afrique(g)
4 163
2 650
1 101
7 914
2 539
2 826
1 509
6 874
+ 1 624
– 176
Australie
Amériques
– 408
Total des MW de l’advanced pipeline
+ 1 040
Total Portefeuille
13 930
12 033
+ 1 898
Projets early stage
> 5 GW
> 4 GW
(a) Capacité brute intégrant les participations dans des projets où Neoen est minoritaire : Cestas (228 MWc), Seixal (8,8 MWc) ainsi que Les Beaux Monts (24,2 MW)
et Le Berger (22,6 MW), actifs2 dont Neoen a cédé, en 2021, 95 % de sa participation. En 2021, la capacité brute exclut 33 MW correspondant aux centrales de
Lugos, Grabels, Lagarde et Miremont, intégralement cédées dans le cadre de l’activité de farm-down. Pour une déﬁnition des différents stades de développement
des projets du Groupe, se reporter à la section 9.6 « glossaire » du présent document.
(b) La croissance de la capacité des projets en opération sur la zone Australie résulte du passage en opération de la centrale éolienne Bulgana pour + 224 MW et de
la centrale de stockage Victorian Big Battery pour + 300 MW.
(c) La croissance de la capacité des centrales en construction sur la zone Europe – Afrique résulte essentiellement du passage en construction de 23 centrales pour
+ 726 MW, dont Mutkalampi + 404 MW (Finlande), 3 centrales solaires irlandaises pour + 58,0 MWc, 10 centrales solaires françaises pour + 131 MWc, 5 centrales
éoliennes françaises pour + 117 MW et 2 centrales de stockage françaises pour + 16 MW. Par ailleurs, 166 MW sont entrés en opération sur la période : 12 centrales
solaires françaises pour – 106 MWc et 4 centrales éoliennes françaises pour – 60 MW.
(d) La hausse des capacités en construction en Australie résulte du passage en construction des actifs éoliens Kaban pour + 157 MW et Goyder pour + 412 MW, et
de la centrale de stockage Capital Battery pour + 100 MW. Par ailleurs sur la période – 524 MW sont passés en opération.
(e) Le recul de la capacité des projets awarded sur la zone Europe – Afrique résulte principalement du passage en construction d’actifs représentant un total de – 521 MW
(dont – 145 MWc de centrales solaires et – 368 MW de centrales éoliennes) et du passage en awarded de nouveaux projets pour + 204 MW (dont + 160 MWc liés
à des projets solaires et + 44 MW liés à des projets éoliens).
(f) Le recul de la capacité des projets awarded sur la zone Australie s’explique par les passages en construction des actifs éoliens Kaban et Goyder.
(g) La hausse observée sur la zone Europe – Afrique s’explique essentiellement par + 1 099 MW de nouveaux projets entrés au portefeuille sur la période (dont
+ 831 MW en France et + 268 MW en Irlande et en Finlande) et + 1 174 MW de projets provenant du stade early stage (dont + 482 MW de projets irlandais et
ﬁnlandais et + 692 MW de projets français), compensée par – 409 MW de projets ayant fait leur entrée au sein du portefeuille sécurisé (dont – 153 MW au titre du
projet Mutkalampi et – 204 MW au titre de projets remportés dans le cadre des appels d’offre CRE 4.9 et 4.10 en France), et par – 240 MW de projets abandonnés.
2 Compte tenu du maintien d’une détention par Neoen (5 %) dans les parcs Le Berger et Les Beaux Monts et de son option d’achat des sociétés de projets après
31 ans d’exploitation, ces actifs continueront de ﬁgurer dans le portefeuille sécurisé du Groupe (MW bruts).
60
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
Exercice 2021
4 908
Exercice 2020
4 396
Variations
+ 12%
Production (GWh)
Disponibilité moyenne des installations en exploitation
photovoltaïque(a) (%)
éolien (%)
94,2%
97,5%
98,5%
98,3%
– 4,3 pt
– 0,8 pt
Load factor(b) moyen des installations en exploitation
photovoltaïque (%)
éolien (%)
19,6%
30,5%
18,3%
34,4%
+ 1,3 pt
– 3,9 pt
Durée résiduelle des contrats de vente d’électricité
photovoltaïque (années, pondéré par MWc)
éolien (années, pondéré par MW)
14,3
12,7
14,4
12,9
– 0,1
– 0,2
(a) Le recul de la disponibilité moyenne des installations photovoltaïques en exploitation s’explique principalement par la réalisation d’opérations d’audit et de reconﬁguration
d’onduleurs sur le parc d’El Llano au Mexique aux cours des neuf premiers mois de l’année 2021. En excluant cette centrale, le taux de disponibilité moyen des
actifs solaires du Groupe se serait établi à 98,8 % en 2021.
(b) Le facteur de charge (load factor) correspond au temps équivalent (en pourcentage de la période observée) pendant lequel il faudrait injecter à puissance maximale
pour arriver à produire la même quantité d’énergie que celle fournie par la centrale.
2.2 PERSPECTIVES3 ET TENDANCES
Neoen prévoit pour l’année 2022 un EBITDA compris entre 360 et 375 millions d’euros, soit une croissance comprise entre 20 et 25%
ainsi qu’une marge d’EBITDA comprise entre 85 et 90%. Cette prévision d’EBITDA tient compte des produits nets de cessions d’actifs
du portefeuille sécurisé 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 de l’exercice.
Neoen conﬁrme par ailleurs son objectif de générer une croissance annuelle à deux chiffres de son EBITDA entre 2022 et 2025.
Le Groupe réitère enﬁn son objectif de plus de 5 GW en opération courant 2023 et son ambition d’atteindre au moins 10 GW de capacité
en opération ou en construction4 d’ici ﬁn 2025.
L’ensemble de ces objectifs tiennent compte de la meilleure estimation à date du calendrier d’exécution de ses projets.
3 Ces perspectives ont été élaborées (i) conformément aux méthodes comptables appliquées aux informations ﬁnancières historiques (se reporter aux notes 2 et 4 de
la section 4.1 du présent document) et (ii) sur la base du périmètre de consolidation de Neoen à ﬁn décembre 2021. La déﬁnition de l’EBITDA est identique à celle qui
a été retenue à ﬁn décembre 2021 (se reporter au paragraphe 2.1.1 du présent document).
4 Capacité consolidée post farm-down.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
61
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.3 ANALYSE DE L’ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT
– la Capital Battery (100 MW / 200 MWh), nouvelle unité de
stockage ;
2.3.1 FAITS MARQUANTS DE
LA PÉRIODE
– 47 MW de capacités complémentaires sur le projet éolien
de Kaban dont le PPA a été porté de 110 MW à 157 MW ;
2.3.1.1 POURSUITE DE LA CROISSANCE
DU PORTEFEUILLE
• au Salvador : 11 MW correspondant aux batteries d’Antares
Power Reserve et d’Albireo Power Reserve.
Le total du portefeuille ressort à 13,9 GW à ﬁn décembre 2021
contre 12,0 GW à ﬁn décembre 2020.
Les capacités en opération ou en construction s’élèvent à 5,4 GW
à ﬁn décembre 2021 contre 4,1 GW à ﬁn décembre 2020.
En 2021, Neoen a mis en service 898 MW5 : Bulgana Green
Power Hub en Australie, constitué d’un parc éolien de 204 MW
et d’une batterie d’une capacité de 20 MW / 34 MWh, la Victorian
Big Battery (300 MW / 450 MWh) également en Australie, la
centrale solaire Altiplano 200 en Argentine (208 MWc) ainsi que
douze centrales solaires (106 MWc au total) et quatre parcs
éoliens (60 MW au total) en France.
2.3.1.2 INCIDENCES DE LA CRISE
SANITAIRE
La pandémie de la COVID-19, sévissant depuis le premier
trimestre 2020, a conduit les gouvernements du monde entier à
adopter des mesures restrictives sociales et économiques visant
à contenir la circulation du virus. Ces mesures ont notamment
déclenché des perturbations importantes pour les entreprises,
entraînant un ralentissement économique mondial.
Neoen a par ailleurs lancé la construction de 1 416 MW en 2021
dont notamment les parcs éoliens de Mutkalampi en Finlande
(404 MW), de Goyder South Stage 1 (412 MW) et de Kaban
(157 MW) en Australie, la Capital Battery en Australie (100 MW
/ 200 MWh), trois centrales solaires en Irlande d’une capacité
de 58 MWc ainsi que 264 MW en France : cinq parcs éoliens
totalisant 117 MW, dix centrales solaires représentant une
capacité totale de 131 MWc et deux batteries de stockage
(16 MW).
Dans ce contexte, le Groupe a continué de préserver la santé de
l’ensemble de ses collaborateurs tout en poursuivant activement
le développement de son portefeuille avec un total de 898 MW
de capacités en opération ajoutées en 2021, le lancement de la
construction de plus de 1 416 MW et le renforcement de son
portefeuille de projets sécurisés.
Le portefeuille sécurisé (actifs en opération, en construction
ou awarded6 représente 6,0 GW à ﬁn décembre 2021 contre
5,2 GW à ﬁn décembre 2020.
Le Groupe est ainsi parvenu à poursuivre son développement,
en dépit de retards ponctuels dans la réalisation de ses projets,
et à maintenir une croissance dynamique de son chiffre d’affaires
tout en préservant sa trésorerie et sa liquidité tout au long de
la période. En conséquence il n’a pas eu recours aux mesures
d’accompagnement gouvernementales. Les actifs du Groupe
opérant très majoritairement dans le cadre de contrats long terme
d’achats d’électricité avec des contreparties essentiellement
de premier rang, ils n’ont été affectés que de manière limitée
par les ﬂuctuations ayant impacté les marchés ﬁnanciers et de
l’électricité au cours de l’exercice.
Neoen compte par ailleurs 890 MW7 de nouveaux projets
awarded en 2021 :
• en France : un parc éolien de 9 MW, une batterie de stockage
de 8 MW auxquels s’ajoutent 74 MWc et 130 MWc de projets
solaires gagnés respectivement dans le cadre de l’appel
d’offres gouvernemental CRE 4.9 et CRE 4.10 ;
• en Finlande :
En outre, la crise n’a pas fait apparaître de nouveaux facteurs de
risques signiﬁcatifs grâce à la résilience du modèle d’affaires du
Groupe qui lui a permis de continuer à opérer normalement ses
actifs en opération, à mettre en service des actifs en construction,
en dépit de retards observés dans certaines géographies, et
à gagner de nouveaux projets. Le Groupe n’a par ailleurs pas
identiﬁé de risque de liquidité inhérent à la crise sanitaire.
– 153 MW de capacités supplémentaires sur le projet éolien
de Mutkalampi qui s’ajoutent aux 251 MW de capacités
déjà remportés dans le cadre de cinq PPAs corporate
avec Google et un consortium de quatre entreprises
néerlandaises ;
– un PPA portant sur au moins 30 MW d’énergie verte
signé avec Equinix, un leader mondial de l’infrastructure
numérique ;
Toutefois, l’évolution de l’environnement économique et ﬁnancier
résultant de la crise sanitaire COVID-19 a conduit le Groupe à
renforcer les procédures de suivi des risques, notamment dans
l’évaluation des instruments ﬁnanciers et de la valeur recouvrable
de ses actifs.
• en Australie :
– 312 MW de capacités supplémentaires sur le parc éolien
de Goyder South Stage 1 qui s’ajoutent aux 100 MW déjà
contractés avec le gouvernement de l’Australian Capital
Territory (ACT) pour une durée de 14 ans ;
5 Neoen a par ailleurs cédé intégralement 33 MWc dans le cadre de son activité de farm-down.
6 Pour une déﬁnition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la section 9.6 « glossaire » du présent
document.
7 Nouveaux projets awarded incluant les ajustements nets de capacité (+ 11 MW).
62
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.3.1.3 AUGMENTATION DE CAPITAL
2.3.1.6 LITIGE HWF 1 / AER (AUSTRALIAN
ENERGY REGULATOR)
Le 7 avril 2021, Neoen S.A. a annoncé le succès de son
augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de
souscription. Celle-ci s’est traduite par l’émission le 9 avril 2021
de 21 393 678 actions nouvelles, représentant un montant total
brut de 599,0 millions d’euros, dont 42,8 millions d’euros de
capital et 556,2 millions d’euros de prime d’émission. Le produit
de l’augmentation de capital permettra à Neoen S.A. de ﬁnancer
le premier cycle d’investissement de son plan de développement
visant à atteindre 10 GW de capacité en opération ou en
construction à ﬁn 2025.
Au cours du second semestre 2021, il a été mis ﬁn aux poursuites
lancées par le régulateur de l’énergie australien (Australian Energy
Regulator ou « AER ») contre l’entité Hornsdale Wind Farm 1
Pty Ltd (“HWF 1”), relatives à une panne de courant électrique
survenue le 28 septembre 2016 dans l’Etat de South Australia.
Le 1er juillet 2021, la Cour fédérale australienne a en effet rendu
un jugement aux termes duquel elle a, notamment :
• déclaré que HWF 1 avait commis des manquements aux
National Electricity Rules (“NER”) entre le 2 juin 2016 et le
10 octobre 2016 en opérant les unités de production de
HWF 1 et permettant à ces unités de production de fournir
de l’électricité au réseau électrique alors que les réglages
du système de tenue aux creux de tension qui leur étaient
appliqués n’avaient pas été encore approuvés par écrit par
l’opérateur de marché australien (Australian Energy Market
Operator ou AEMO) ; et
Cette opération s’est traduite par un impact de 593,3 millions
d’euros net de frais d’émission et net d’impôts sur les capitaux
propres du Groupe (se reporter au détail de l’opération présenté
en note 17 des états ﬁnanciers consolidés).
2.3.1.4 PLAN D’ATTRIBUTION D’ACTIONS
GRATUITES
• ordonné à HWF 1 de nommer un expert indépendant chargé
de revoir et établir un rapport sur le programme de conformité
de HWF 1 au titre des NER, de payer une amende d’un
montant de 550 000 dollars australiens et de rembourser les
frais juridiques de l’AER engagés dans le contentieux à hauteur
de 175 000 dollars australiens.
Le 10 mars 2021, le Conseil d’administration a décidé d’attribuer
gratuitement 272 302 actions de Neoen S.A. à certains salariés
et mandataires sociaux du Groupe. L’attribution des actions ne
sera déﬁnitive qu’au terme d’une période d’acquisition d’une
durée de 3 ans, à condition que les bénéﬁciaires soient toujours
présents dans le Groupe et que les conditions de performance
ﬁxées par le Conseil d’administration dans le règlement du plan,
et portant notamment sur l’atteinte d’objectifs ﬁnanciers et de
développement, soient remplies.
Le jugement de la Cour fédérale australienne est cohérent avec
les termes d’un accord de principe conclu dans ce contentieux
entre l’AER et HWF 1 en décembre 2020.
HWF 1 estime par ailleurs posséder un fondement solide pour
exercer un recours (y compris pour la partie correspondante
à ses propres frais juridiques engagés dans le cadre de sa
défense), auprès du cocontractant retenu pour le développement
et la construction du parc éolien, tel que prévu par le contrat EPC
correspondant.
Le Groupe a comptabilisé cette opération conformément à la
norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Celle-ci s’est
traduite par un impact de (1,3) million d’euros en charges de
personnel sur l’exercice 2021.
2.3.1.5 AUGMENTATION DE CAPITAL
RÉSERVÉE AUX SALARIÉS
Toutefois, le jugement mettant ﬁn aux poursuites n’éteint pas
le risque d’une éventuelle action de groupe contre HWF 1 par
des parties qui pourraient chercher à se faire indemniser au titre
de pertes alléguées à la panne générale. Aucune provision n’a
été constatée à ce titre dans les comptes du Groupe au titre de
l’exercice 2021.
Le 12 mai 2021, Neoen S.A. a réalisé une augmentation de
capital réservée à ses salariés et mandataires sociaux en France.
Ce plan proposait à chaque bénéﬁciaire l’acquisition de 93
actions nouvelles au prix préférentiel de souscription de 28,25
euros par action (bénéﬁciant d’une décote de 30 % par rapport à
la moyenne des cours de clôture de l’action des vingt dernières
séances de bourse précédant le jour de ﬁxation du prix par le
Président-directeur général, le 16 avril 2021, sur subdélégation
du Conseil d’administration) et un abondement à raison d’une
action offerte pour une action souscrite.
2.3.1.7 RÉVISION DE TARIFS DE RACHAT
D’ÉLECTRICITÉ D’ORIGINE
SOLAIRE
Dans le cadre des dispositions ﬁgurant dans la Loi de Finances
2021, les autorités françaises ont émis un projet de décret et
d’arrêté tarifaire, soumis au Conseil Supérieur de l’Energie le
16 juillet 2021, et prévoyant une réduction des tarifs d’achat de
l’électricité d’origine solaire relatifs à certains contrats conclus
entre 2006 et 2010. Le décret et son arrêté ont ﬁnalement été
publiés au journal ofﬁciel le 27 octobre 2021.
Le Groupe a comptabilisé cette opération conformément à
la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Celle-ci
s’est traduite par un impact de (0,6) million d’euros en capitaux
propres et de (0,3) million d’euros en charges de personnel sur
l’exercice 2021.
Parmi les quatre parcs solaires qui pouvaient être concernés par
cette révision de tarif, seules les centrales solaires de Torreilles
et de Kertanguy ont été affectées avec des baisses respectives
de 44 % et 28 %. L’application des nouveaux tarifs d’achats, à
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
63
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
compter du 1er décembre 2021, a pour conséquence de modiﬁer
l’équilibre économique des centrales concernées et constitue
donc à ce titre un trigger d’impairment.
2.3.1.9 PROCÉDURE D’ARBITRAGE DANS
LE CADRE DE LA CENTRALE
ALTIPLANO 200
Le Groupe a ainsi procédé à un exercice de valorisation de ces
centrales sur la base des niveaux de taux de rentabilité interne
(TRI) actionnaires cibles tels que communiqués lors de son
Capital Markets Day du 11 mars 2021, qui, en dépit des baisses
de tarifs mises en œuvre, n’a pas mis en évidence de perte
de valeur.
En Argentine, les contractants EPC du Groupe sur la centrale
Altiplano 200, qui a commencé à produire de l’électricité à
l’automne 2021, ont déposé, ﬁn décembre 2021, une demande
d’arbitrage qui a été notiﬁée au Groupe début 2022. Celle-ci porte
à la fois sur i) la contestation du droit du Groupe à l’application
dès 2020, conformément aux stipulations contractuelles, des
indemnités de retard visant à compenser les pertes de revenus
associées à un retard de démarrage de production de la
centrale solaire par rapport au calendrier contractuel (Liquidated
Damages), ainsi que sur ii) des surcoûts de construction
qu’ils auraient encourus, dont ils considèrent que le Groupe
serait redevable, ce que le Groupe conteste. (Les procédures
judiciaires et d’arbitrage sont détaillées dans la section 2.6 du
présent document).
2.3.1.8 OPÉRATIONS DE FARM-DOWN
Dans le cadre de la mise en œuvre de sa stratégie, telle
qu’annoncée lors de son Capital Markets Day du 11 mars 2021,
le Groupe a procédé en 2021, à la cession totale ou d’une quote-
part majoritaire de participations dans des entités détenant des
projets ou actifs de son portefeuille sécurisé (farm-down).
Le groupe Neoen a notamment cédé 100 % de ses parts dans
quatre centrales solaires en opération en France : la cession
des centrales de Grabels (Hérault) et Lagarde (Vaucluse) a été
ﬁnalisée début novembre 2021, tandis que celle des centrales
de Lugos (Gironde) et Miremont (Haute-Garonne) a été ﬁnalisée
en décembre 2021.
Au regard des termes du contrat de construction clef en
main conclu avec ces contractants EPC, du calendrier et des
conditions de réalisation du chantier, des impacts ﬁnanciers
consécutifs aux retards encourus par rapport au calendrier
contractuel, et de son appréciation de son exposition potentielle
dans le cadre de cet arbitrage, réalisée avec le concours de
ses conseils juridiques externes, aucune provision pour risque
ni dépréciation de créance signiﬁcative n’a été constituée par le
Groupe dans les comptes annuels 2021.
Le Groupe a également cédé, en ﬁn d’année, 95 % de ses parts
dans les parcs éoliens français Le Berger et Les Beaux Monts8,
en cours de construction. Le Groupe, qui conserve une détention
de 5 % dans ces actifs, supervise leur construction ainsi que
leur maintenance et assurera la gestion des relations avec les
communautés locales. Le Groupe a également la possibilité
de racheter les sociétés de projet après 31 ans d’exploitation,
l’acquéreur disposant symétriquement d’une option de sortie à
cette échéance.
2.3.1.10 SITUATION DES CENTRALES
SOLAIRES EN AUSTRALIE
Au cours de l’exercice 2021, le Groupe a constaté un écart
de performance opérationnelle et ﬁnancière par rapport au
plan d’affaire initial pour ses actifs solaires australiens, dans un
contexte de révision à la baisse, par les principaux acteurs de
marché, des prévisions long terme des prix de l’électricité captés.
Ces cessions de quatre actifs solaires et deux actifs éoliens,
d’une capacité totale de près de 80 MW, ont été effectuées pour
une valeur d’entreprise de près de 89 millions d’euros.
Au total, au cours de l’exercice 2021, l’ensemble des opérations
réalisées dans le cadre de l’activité farm-down a généré un produit
net de 50,0 millions d’euros, comptabilisé en autres produits et
charges opérationnels courants (se reporter à la section 4.1 –
aux notes 2.2 et 5.4 des états ﬁnanciers consolidés).
Conformément à la norme IAS 36 « Dépréciation d’actifs », le
Groupe a ainsi mis en œuvre un test de dépréciation portant sur
ces actifs aﬁn d’identiﬁer d’éventuelles pertes de valeur.
Les ﬂux de trésorerie utilisés pour le test reposent principalement
sur les hypothèses structurantes suivantes : i) des prévisions
de production conformes aux dernières estimations internes et
tenant compte du niveau de performance actuel des actifs, ii)
des projections de revenus assises sur les dernières courbes
d’experts externes pour les prix de marché ainsi que sur les
conditions économiques des PPA signés à ce jour, iii) des
coûts d’exploitation conformes aux contrats d’exploitation et
de maintenance en vigueur ; iv) l’actualisation à un coût moyen
pondéré du capital intégrant les conditions de ﬁnancement
actuelles de ces centrales et un coût des fonds propres de 6 %.
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.
En 2021, la contribution des produits nets associés
à ces opérations de farm-down a représenté 16,6 % de l’EBITDA,
conformément aux engagements pris par Neoen à l’occasion de
son Capital Markets Day du 11 mars 2021. Enﬁn, Neoen rappelle
également, que dans le cadre de son plan 2025, sa politique de
farm-down sera mise en œuvre dans la limite d’un volume de
projets cédés ne dépassant pas 20 % de la croissance annuelle
brute de son portefeuille sécurisé.
Ces tests de perte de valeur ont conduit à comptabiliser une
dépréciationd’unmontantde(16,4)millionsdedollarsaustraliens,
soit (10,4) millions d’euros, sur la centrale de Numurkah. Une
variation de + 1 % du coût des fonds propres utilisé entraînerait
une dépréciation complémentaire de (7,2) millions de dollars
australiens, soit (4,6) millions d’euros.
8 Compte tenu du maintien d’une détention par le Groupe Neoen (5 %) dans les parcs Le Berger et Les Beaux Monts et de son option d’achat des sociétés de
projets après 31 ans d’exploitation, ces actifs continueront de ﬁgurer dans le portefeuille sécurisé du Groupe (MW bruts).
64
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.3.1.11 NON-RESPECT DE COVENANTS
DE CERTAINS FINANCEMENTS DE
PROJETS
2.3.2 COMMENTAIRES SUR L’ACTIVITÉ
La présentation et les commentaires relatifs au compte
de résultat consolidé pour les années 2021 et 2020 se
déclinent en deux niveaux d’analyse pour le chiffre d’affaires,
l’EBITDA et le résultat opérationnel courant : 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).
Au 31 décembre 2021, deux actifs du Groupe, l’un en Australie,
l’autre en France, ne respectaient pas, suite notamment à
des problématiques opérationnelles, leur ratio minimum de
couverture du service de la dette. En conséquence, le Groupe a
accéléré dans ses comptes les dettes de ﬁnancement de projet
sans recours afférentes, désormais présentées en endettement
ﬁnancier courant, pour des montants de respectivement
145,1 millions de dollars australiens (soit 92,9 millions d’euros)
et 24,5 millions d’euros. Le Groupe a parallèlement engagé des
négociations en vue d’une résolution de ces cas de défauts avec
les établissements prêteurs, qui sont toujours en cours en date
de publication du présent document.
Le résultat opérationnel, le résultat ﬁnancier et les autres éléments
du résultat net 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.
Les autres sociétés ﬁnancées par des dettes projets et
mezzanines respectaient en revanche leurs covenants de ratios
ﬁnanciers de Debt Service Coverage Ratio (DSCR) minimum, ou
de fonds propres minimum.
La référence aux variations du chiffre d’affaires ou de l’EBITDA 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.
Par ailleurs, le début d’opération commerciale (COD
–
Commercial Operation Date) de la centrale mexicaine d’El Llano
avait été prononcé au mois de novembre 2020 avec plusieurs
mois de décalage en raison notamment des retards pris dans
la ﬁnalisation des opérations de construction ainsi que du
fait de délais dans la réalisation des tests pré-opérationnels
par le Centro Nacional de Control de Energia (CENACE). Le
démarrage du PPA est quant à lui effectif depuis début juillet
2021, l’électricité produite jusqu’à cette date ayant été vendue
sur les marchés de gros de l’électricité. En revanche, la réception
technique provisoire (PA – Provisional Acceptance) n’avait
toujours pas été prononcée à la ﬁn de l’année 2021, entraînant
le maintien de certaines non-conformités documentaires au sens
des contrats de ﬁnancement de cette centrale, dont le Groupe
travaille activement à la résolution avec le contractant EPC.
Dans cette attente, la dette ﬁnancière afférente est présentée
en dettes courantes (pour 139,4 millions de dollars américains,
soit 123,0 millions d’euros) dans les comptes du Groupe au
31 décembre 2021.
Les comptes consolidés du Groupe pour l‘exercice clos
le 31 décembre 2021 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.
Enﬁn, des retards dans la construction de la centrale de Metoro au
Mozambique, associés notamment au contexte sécuritaire local,
ont entrainé un décalage dans la mise en service de la centrale,
par rapport au planning contractuel, constituant un cas de défaut
croisé au titre de son ﬁnancement de projet. La dette ﬁnancière
afférente à cette centrale est ainsi présentée en dettes courantes
(pour 30,0 millions de dollars américains, soit 26,5 millions
d’euros) dans les comptes du Groupe au 31 décembre 2021.
La construction de la centrale, qui bénéﬁcie toujours du soutien
des prêteurs, se poursuit actuellement en vue d’une entrée en
production d’ici la ﬁn du premier semestre 2022.
Au total, 266,9 millions d’euros de dettes ont été accélérées
dans les comptes annuels consolidés 2021.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
65
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.3.2.1 CHIFFRES CLÉS
Exercice Exercice Exercice
Var (tcc)
Var
(En millions d’euros)
2021 2021 (tcc)
2020
298,8
235,1
58,7
Var (tcc)
+ 30,8
+ 12,0
+ 14,5
+ 4,3
(en %)
Var
+ 34,7
+ 14,2
+ 16,0
+ 4,6
(en %)
Chiffre d’affaires
333,6
249,3
74,7
329,6
247,1
73,2
+ 10%
+ 5%
+ 12%
+ 6%
Dont ventes d’énergies sous contrat
Dont ventes d’énergies sur le marché
Dont autres produits
+ 25%
+ 85%
+ 10%
+ 27%
+ 91%
+ 11%
9,6
9,3
5,0
EBITDA(a)
300,4
90%
297,2
90%
270,4
90%
160,5
142,4
(117,7)
3,3
+ 26,9
+ 30,0
Marge d’EBITDA
Résultat opérationnel courant
Résultat opérationnel
Résultat ﬁnancier
189,6
171,2
(117,7)
40,2
187,8
170,1
(117,9)
39,1
+ 27,3
+ 27,6
– 0,3
+ 17%
+ 19%
– 0%
x12
+ 29,1
+ 28,8
– 0,0
+ 18%
+ 20%
– 0%
x12
Résultat net des activités poursuivies
Résultat net de l’ensemble consolidé
Dont part du Groupe
+ 35,8
+ 35,8
+ 36,1
+ 36,9
+ 36,9
+ 37,1
40,2
39,1
3,3
x12
x12
41,0
39,9
3,9
x10
x11
(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 « Réconciliation de l’EBITDA ».
Evolution du chiffre d’affaires et de l’EBITDA
L’évolution du chiffre d’affaires et de l’EBITDA du Groupe entre l’année 2020 et l’année 2021 se présente comme suit :
Evolution du chiffre d’affaires
(En millions d’euros)
+ 19,2
+ 3,9
333,6
+ 2,2
+ 32,0
− 15,1
− 0,8
− 6,1
− 0,7
298,8
Exercice
2020
Mises en
Mises en
Effet
Volume
Effet
Prix
Stockage
Farm-down
(a)
Autres
Effet
change
Exercice
2021
service 2020 service 2021
(a) Correspond à la variation du chiffre d’affaires entre les exercices 2020 et 2021, des entités ayant fait l’objet d’opérations de farm-down en 2021.
66
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
Evolution de l’EBITDA9
(En millions d’euros)
+ 50,0
300,4
− 2,7
+ 0,7
+ 7,6
+ 0,3
270,4
+ 3,0
− 6,8
− 17,7
− 4,3
90%
90%
Exercice
2020
Europe-
Afrique
Australie
Europe-
Afrique
Australie
Amériques
Europe-
Afrique
Australie
Farm-down
(a)
Autres
Exercice
2021
Marge
d’EBITDA (%)
78%
85%
88%
(a) Correspond aux produits nets des opérations de farm-down.
9 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 « Réconciliation de l’EBITDA ».
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
67
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.3.2.2 RESULTATS SECTORIELS
Les résultats sectoriels des exercices 2020 et 2021 sont ainsi présentés pour chacun des segments opérationnels du Groupe : éolien,
solaire, stockage, farm-down(a), développement et investissements, et éliminations.
(En millions
d’euros)
Chiffre d’affaires
EBITDA(b)
Résultat opérationnel courant
Exercice Exercice
Var
Exercice Exercice
Var
Exercice Exercice
Var
2021
2020
Var
(en %)
2021
2020
Var
(en %)
2021
2020
Var
(en %)
Europe - Afrique
Eolien
68,1
60,8
6,3
64,9
56,3
1,3
+ 3,1
+ 4,5
+ 5,1
-
+ 5%
+ 8%
x5
51,1
49,3
50,8
48,6
0,8
+ 0,3
+ 0,7
+ 1%
+ 1%
x5
21,6
30,2
23,7
28,3
0,5
– 2,1
+ 1,9
– 9%
+ 7%
N/A
Solaire
Stockage
Farm-down(a)
Total
3,8
+ 3,0
2,5
+ 2,0
-
-
N/A
50,0
-
+ 50,0
+ 53,9
N/A
50,0
-
+ 50,0
+ 51,8
N/A
135,2
41%(e)
122,4
41%(e)
+ 12,7
+ 10%
154,2
114%(f)
100,3
82%(f)
+ 54%
104,3
77%(g)
52,5
43%(g)
+ 99%
En %
Australie
Eolien
Solaire
Stockage
Total
67,1
37,6
57,0
41,0
+ 10,1
– 3,5
– 3,4
+ 3,2
+ 18%
– 8%
53,9
30,7
46,3
37,5
+ 7,6
– 6,8
– 4,3
– 3,5
+ 16%
– 18%
– 14%
– 3%
36,1
13,7
27,6
16,1
+ 8,6
– 2,4
– 9,5
– 3,3
+ 31%
– 15%
– 41%
– 5%
28,1
31,5
– 11%
+ 3%
26,4
30,6
13,8
23,3
132,8
40%(e)
129,5
43%(e)
111,0
84%(f)
114,5
88%(f)
63,7
48%(g)
67,0
52%(g)
En %
Amériques
Solaire
Total
En %
63,9
63,9
19%(e)
46,2
46,2
16%(e)
+ 17,7
+ 38%
57,3
57,3
90%(f)
75,0
75,0
162%(f)
– 17,7
– 24%
38,1
38,1
60%(g)
54,7
54,7
118%(g)
– 16,6
– 30%
+ 17,7
+ 38%
– 17,7
– 24%
– 16,6
– 30%
Développement et
investissements,
et éliminations
Développement et
investissements(c)
77,2
70,1
+ 7,1
+ 10%
2,1
(0,6)
+ 2,7
N/A
(7,6)
(3,6)
– 4,0
x2
Eliminations(d)
(75,5)
1,7
(69,4)
0,7
– 6,1
+ 1,1
+ 34,7
+ 13,2
+ 18,7
+ 1,7
-
– 9%
x2
(24,2)
(22,1)
300,4
105,0
137,3
30,2
(18,8)
(19,4)
270,4
97,2
161,2
31,4
-
– 5,4
– 2,7
– 29%
– 14%
+ 11%
+ 8%
– 15%
– 4%
(8,9)
(16,4)
189,6
57,7
(10,1)
(13,6)
160,5
51,2
99,1
23,8
-
+ 1,2
– 2,8
+ 12%
– 21%
+ 18%
+ 13%
– 17%
– 32%
N/A
Total
TOTAL
333,6
135,1
162,3
34,4
-
298,8
121,9
143,5
32,7
-
+ 12%
+ 11%
+ 13%
+ 5%
N/A
+ 30,0
+ 7,9
+ 29,1
+ 6,5
Dont éolien
Dont solaire
Dont stockage
Dont farm-down(a)
– 23,9
– 1,2
82,1
– 17,1
– 7,5
16,3
50,0
+ 50,0
N/A
50,0
+ 50,0
(a) Pour plus de détail sur la déﬁnition du segment farm-down, le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.1.1 du présent document « Réconciliation de l’EBITDA ».
(b) Pour plus de détail sur la déﬁnition et le calcul de cet agrégat, le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.1.1 du présent document « Réconciliation de l’EBITDA ».
(c) Le chiffre d’affaires de ce secteur est essentiellement réalisé à partir des 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) et également des ventes de services 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 - Investissements et Eliminations).
(f) Les pourcentages correspondent au rapport entre l’EBITDA et le chiffre d’affaires par zone géographique (marge d’EBITDA).
(g) Les pourcentages correspondent au rapport entre le résultat opérationnel courant et le chiffre d’affaires par zone géographique (marge opérationnelle courante).
68
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
de conditions d’ensoleillement défavorables sur la période ainsi
que de prix de marché plus faibles en 2021, par rapport à 2020,
ayant affecté notamment la centrale de Numurkah. Ces effets
sont partiellement compensés par le produit des ventes de
certiﬁcats verts réalisées en 2021.
Chiffre d’affaires
Le chiffre d’affaires consolidé du Groupe s’est élevé à 333,6
millions d’euros pour l’exercice 2021 (329,6 millions d’euros
à taux de change constants), en hausse de + 34,7 millions
d’euros, soit + 12 % par rapport à 2020 (+ 10 % à taux de
change constants). Cette croissance s’explique principalement
par la contribution en année pleine des actifs mis en service
en 2020, essentiellement en France, au Mexique, en Finlande
et en Australie et par celle, au prorata temporis, des nouvelles
centrales mises en services en 2021 en Australie, en Argentine
et en France. Cette progression est limitée par (i) une moindre
performance des centrales solaires et éoliennes mises en
service avant le 1er janvier 2020 sous l’effet principalement
de ressources plus faibles en 2021 qu’en 2020, et par (ii) un
recul de la contribution de la batterie australienne d’Hornsdale
Power Reserve qui avait bénéﬁcié de conditions spéciﬁques non
récurrentes sur le premier trimestre 2020.
Le segment éolien a représenté 41 % du chiffre d’affaires du
Groupe en 2021 (inchangé par rapport à 2020).
Le chiffre d’affaires de ce segment s’est établi à 135,1 millions
d’euros, en progression de + 13,2 millions d’euros, soit + 11 %
par rapport à 2020.
• Australie (+ 10,1 millions d’euros)
Lacroissanceduchiffred’affairesdel’Australieestessentiellement
portée par la contribution de la centrale de Bulgana, qui a injecté
graduellement de l’électricité sur le réseau sur les neuf premiers
mois de l’année avant de produire à pleine capacité depuis le
mois d’octobre 2021 (+ 11,3 millions d’euros).
• Europe – Afrique (+ 3,1 millions d’euros)
Le segment solaire est resté le premier contributeur au chiffre
d’affaires consolidé du Groupe (49 % en 2021 contre 48 % en
2020).
La hausse du chiffre d’affaires de la zone Europe – Afrique résulte
essentiellement de :
Le chiffre d’affaires de ce segment s’est élevé à 162,3 millions
d’euros en 2021, en hausse de + 18,7 millions d’euros, soit
+ 13 % par rapport à 2020.
– la contribution en année pleine des actifs mis en services en
2020 en France et en Finlande pour + 3,7 millions d’euros
et en 2021 en France pour + 4,7 millions d’euros ;
• Amériques (+ 17,7 millions d’euros)
– la contribution de centrales acquises en France en octobre
2020 (+ 1,3 million d’euros), et ;
Cette croissance résulte essentiellement d’une plus forte
contribution en année pleine de la centrale d’El Llano au
Mexique (+ 10,1 millions d’euros). Celle-ci a été en opération
sur l’ensemble de l’année 2021, alors qu’en 2020, elle n’avait
débuté sa production qu’au cours du mois de février et avait été
arrêtée trois semaines au cours du mois de mai.
– prix de marché favorables en Irlande, sur les centrales
vendant sur le marché permettant ainsi de compenser une
moindre production (+ 1,3 million d’euros).
Celle-ci a en revanche été pénalisée par le recul du chiffre
d’affaires des centrales mises en service avant le 1er janvier 2020
(– 7,9 millions d’euros), en raison de mauvaises conditions de
vent au second semestre 2021, et d’un effet de comparaison
défavorable, les ressources en vent ayant été à l’inverse
excellentes au premier trimestre 2020.
En outre, suite au retard dans la mise en œuvre des mécanismes
administratifs nécessaires au démarrage du contrat de vente
long terme d’électricité et à un accord conclu dans ce cadre avec
le Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) au cours
du deuxième trimestre 2021, son PPA, qui devait initialement
prendre effet ﬁn juin 2020, est devenu effectif à partir du 1er juillet
2021. En conséquence l’électricité produite depuis le 1er juillet
2020 et jusqu’au démarrage du PPA a fait l’objet d’une vente
sur le marché, représentant, au titre de l’exercice 2020, une
contribution de + 3,1 millions d’euros au chiffre d’affaires 2021.
Le segment stockage a représenté 10 % du chiffre d’affaires
du Groupe en 2021 (contre 11 % en 2020).
Le chiffre d’affaires de ce segment a contribué à hauteur de
34,4 millions d’euros au chiffre d’affaires du Groupe en 2021, en
hausse de + 1,7 million d’euros, soit + 5 % par rapport à 2020.
La zone Amériques a par ailleurs bénéﬁcié de la contribution de
la centrale d’Altiplano 200 mise en service en octobre 2021 en
Argentine (+ 7,4 millions d’euros).
• Europe – Afrique (+ 5,1 millions d’euros)
Cette croissance s’explique essentiellement par la contribution de
la batterie d’Yllikkälä Power Reserve en Finlande mise en service
en décembre 2020 (+ 4,0 millions d’euros) et celle de la centrale
française d’Azur stockage qui a bénéﬁcié de meilleures conditions
de marché en 2021 par rapport à 2020 (+ 1,1 million d’euros).
• Europe – Afrique (+ 4,5 millions d’euros)
Cette hausse résulte essentiellement de la contribution des
centrales mises en service en 2020 et en 2021, en France,
pour respectivement + 1,7 million d’euros et + 4,3 millions
d’euros.
• Australie (– 3,4 millions d’euros)
Le recul du chiffre d’affaires est essentiellement imputable à la
centrale d’Hornsdale Power Reserve (– 5,9 millions d’euros).
La coupure d’une ligne d’interconnexion entre l’état de South
Australia et celui de Victoria, à la suite d’une tornade à la ﬁn du mois
de janvier 2020, avait créé des conditions spéciﬁques générant
un fort revenu non-récurrent en 2020. Cet effet de comparaison
défavorable a été en partie compensé par la contribution en année
pleine de l’extension de Hornsdale Power Reserve (HPR).
Cette progression est partiellement compensée par le recul du
chiffre d’affaires des centrales mises en service avant le 1er janvier
2020, expliqué par de moindres ressources en 2021 par rapport
à 2020 et la cession de centrales dans le cadre des opérations
de farm-down en novembre et décembre 2021.
• Australie (– 3,5 millions d’euros)
Le recul de la contribution de l’Australie résulte essentiellement
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
69
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
Le chiffre d’affaires de la zone a par ailleurs bénéﬁcié de la mise en service de la Victorian Big Battery en décembre 2021 (+ 2,6 millions
d’euros).
Les segments développement et investissements, et éliminations ont représenté un chiffre d’affaires de 1,7 million d’euros en 2021
contre 0,7 million d’euros en 2020, soit une hausse de + 1,1 million d’euros.
En 2021, la part des ventes d’énergie sur le marché est restée à un niveau élevé de 22 % du chiffre d’affaires consolidé (16 % hors
contribution du secteur stockage) contre 20 % en 2020 (11 % hors contribution du secteur stockage). Cela s’explique principalement par
le démarrage du PPA de la centrale d’El Llano au Mexique le 1er juillet 2021 au lieu de ﬁn juin 2020 initialement prévu (l’électricité produite
au cours de cette période ayant été valorisée au prix de marché), ainsi que par les revenus générés par la centrale de Bulgana en Australie
jusqu’à la prise d’effet de son PPA début décembre 2021.
Répartition du chiffre d’affaires par zone géographique10
16%
19%
40%
43%
2021
2020
41%
41%
 Australie  Europe-Afriique  Amériques
 Australie  Europe-Afrique  Amériques
L’Europe – Afrique a été le premier contributeur au chiffre d’affaires du Groupe en 2021 et voit sa part relative inchangée par rapport à
2020 soit 41 %. A l’inverse l’Australie voit sa part relative diminuer (40 % du chiffre d’affaires du Groupe en 2021 contre 43 % en 2020), du
fait notamment de la contribution exceptionnelle du segment stockage de cette zone au premier trimestre 2020. La contribution relative de
la zone Amériques progresse quant à elle (19 % du chiffre d’affaires du Groupe en 2021 contre 16 % en 2020) sous l’effet des capacités
mises en service en 2020 et en 2021.
Répartition du chiffre d’affaires par devise
17%
18%
40%
43%
2021
2020
40%
42%
 AUD  EUR  USD
 AUD  EUR  USD
10 Hors Développement et investissements et éliminations.
70
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
Ces effets sont partiellement compensés par de moindres LDs
pour – 4,0 millions d’euros principalement en Australie et
en Finlande, et une augmentation des charges d’exploitation
associée aux centrales mises en service en 2020 et en 2021
pour – 3,4 millions d’euros.
EBITDA
En 2021, l’EBITDA consolidé du Groupe s’est élevé à 300,4
millions d’euros (297,2 millions d’euros à taux de change
constants), en augmentation de + 30,0 millions d’euros, soit
+ 11 % par rapport à l’exercice 2020 « publié » (+ 28,2 millions
d’euros, soit + 10 % par rapport à l’exercice 2020 « retraité »,
tenant compte du changement de déﬁnition de l’EBITDA mis
en œuvre à compter de 2021, et excluant la charge IFRS 2
« paiements fondés sur des actions »).
La marge d’EBITDA de ce segment s’établit ainsi à 78 % en
2021 contre 80 % en 2020.
Le segment stockage a généré un EBITDA de 30,2 millions
d’euros en 2021, en baisse de – 1,2 million d’euros, soit – 4 %
par rapport à 2020.
Cette progression est essentiellement portée par (i) la contribution
de l’activité de farm-down initiée en 2021, qui a généré un produit
net de + 50,0 millions d’euros et par (ii) la croissance du chiffre
d’affaires du Groupe de + 34,7 millions d’euros par rapport à
2021 (se référer à l’analyse du chiffre d’affaires).
Cette évolution s’explique principalement par :
• la croissance du chiffre d’affaires de + 1,7 millions d’euros
(se reporter à l’analyse ci-avant) ;
Elle est en revanche affectée principalement par (i) une
diminution, en 2021 par rapport à 2020, des indemnités
contractuelles compensant des pertes de chiffre d’affaires liées à
des retards dans la mise en service de certains projets (LDs) pour
– 45,2 millions d’euros et par (ii) une progression des charges
d’exploitation, associée essentiellement aux centrales mises en
service en 2020 et en 2021 (– 7,2 millions d’euros).
• la hausse des charges d’exploitation pour – 3,2 millions
d’euros essentiellement liée à la mise en service en ﬁn d’année
2020 de la centrale Yllikkälä Power Reserve en Finlande.
La marge d’EBITDA, qui avait bénéﬁcié durant l’année 2020 des
performances exceptionnelles de la batterie Hornsdale Power
Reserve, s’établit ainsi à 88 % en 2021 contre 96 % en 2020.
Le segment farm-down a généré un EBITDA de + 50,0 millions
d’euros en 2021, correspondant principalement aux plus-values
de cession des centrales solaires de Lugos (Gironde), Miremont
(Haute-Garonne), Grabels (Hérault) et Lagarde (Vaucluse)
ainsi que des projets éoliens Le Berger (Meuse) et Les Beaux
Monts (Yonne) en France11. Ces opérations sont détaillées aux
paragraphes 2.3.1.8 du présent du document.
La marge d’EBITDA du Groupe s’est ainsi établie à 90 % en
2021, inchangée par rapport à 2020.
Le segment solaire a contribué à hauteur de 137,3 millions
d’euros à l’EBITDA du Groupe, en baisse de – 23,9 millions
d’euros, soit – 15 % par rapport à 2020. Ce recul résulte
essentiellement :
• de moindres LDs en 2021 par rapport à 2020, pour – 40,7
millions d’euros, essentiellement sur la zone Amériques (en
Argentine pour – 23,0 millions d’euros et au Mexique pour –
12,8 millions d’euros) ;
Les segments développement et investissements, et
éliminations ont contribué à l’EBITDA du Groupe à hauteur de
(22,1) millions d’euros en 2021, contre (19,4) millions d’euros
en 2020. La variation de – 2,7 millions d’euros entre 2021 et
2020 s’explique principalement par une hausse des frais de
personnel, de développement et des honoraires, consécutive à
la croissance des effectifs et à la poursuite du développement
du Groupe pour – 3,9 millions d’euros, qui a plus que compensé
l’effet du reclassement de la charge IFRS 2 « paiements fondés
sur des actions » pour + 1,8 million d’euros.
• qui n’ont été que partiellement compensées par la hausse
du chiffre d’affaires à hauteur de + 18,7 millions d’euros (se
référer à l’analyse du chiffre d’affaires).
La marge d’EBITDA de ce segment s’établit ainsi à 85 % en
2021 contre 112 % en 2020.
Comme pour le chiffre d’affaires, l’Europe-Afrique est le premier
contributeur à l’EBITDA du Groupe en 2021, et voit sa part
relative signiﬁcativement augmenter (48 % en 2021 contre
35 % en 2020), sous l’effet de la contribution de l’activité de
farm-down en 2021. La zone Australie, quant à elle, voit sa
part diminuer passant de 39 % de l’EBITDA du groupe en
2020 à 34 % en 2021. Enﬁn, la zone Amériques voit sa part
diminuer pour s’établir à 18 % en 2021 contre 26 % en 2020,
au cours de laquelle elle avait bénéﬁcié d’importantes indemnités
contractuelles compensant des pertes de chiffre d’affaires liées
à des retards dans la mise en service de certains projets (LDs).
Le segment éolien a contribué à hauteur de 105,0 millions
d’euros à l’EBITDA du Groupe, en hausse de + 7,9 millions
d’euros, soit + 8 % par rapport à 2020.
Cette progression est essentiellement portée par :
• la croissance du chiffre d’affaires à hauteur de + 13,2 millions
d’euros (se reporter à l’analyse ci-avant) ;
• l’effet favorable sur l’EBITDA des centrales HWF lié à de
moindres coûts de service de régulation du réseau (FCAS) en
2021, par rapport à 2020, année qui avait été marquée par
des conditions exceptionnelles sur le réseau (+ 2,7 millions
d’euros).
11 Compte tenu du maintien d’une détention par le Groupe Neoen (5 %) dans les parcs Le Berger et Les Beaux Monts et de son option d’achat des sociétés de
projets après 31 ans d’exploitation, ces actifs continueront de ﬁgurer dans le portefeuille sécurisé du Groupe (MW bruts).
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
71
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
Répartition de l’EBITDA par zone géographique12
18%
26%
34%
39%
2021
2020
48%
35%
 Australie  Europe-Afriique  Amériques
 Australie  Europe-Afrique  Amériques
Le segment éolien a contribué au résultat opérationnel courant
du Groupe à hauteur de 57,7 millions d’euros, en hausse de
+ 6,5 millions d’euros, soit + 13 % par rapport à 2020. Ceci
résulte essentiellement de la progression de l’EBITDA de ce
segment sur la période à hauteur de + 7,9 millions d’euros (se
reporter à l’analyse de l’EBITDA ci-avant) et de l’allongement de
la durée d’amortissement des immobilisations (passage de 25 à
30 ans) qui a généré une baisse des charges d’amortissement
de + 6,0 millions d’euros en 2021. Ces effets sont partiellement
compensés par l’impact des mises en service réalisées en 2020
et en 2021 pour – 6,1 millions d’euros.
Résultat opérationnel courant
Le résultat opérationnel courant du Groupe s’est élevé à 189,6
millions d’euros en 2021, en hausse de + 29,1 millions d’euros,
soit + 18 % par rapport à 2020. Cette évolution s’explique
principalement par :
• la croissance de l’EBITDA pour + 30,0 millions d’euros (se
reporter à l’analyse de l’EBITDA ci-avant) ;
• l’évolution des charges d’amortissement (+ 2,2 millions
d’euros), résultant principalement de l’impact cumulé :
Le segment stockage a contribué au résultat opérationnel
courant du Groupe à hauteur de 16,3 millions d’euros en 2021, en
baisse de – 7,5 millions d’euros par rapport à 2020, conséquence
directe du recul de l’EBITDA de ce segment à hauteur de – 1,2
million d’euros (se reporter à l’analyse de l’EBITDA ci-avant) et
de la progression des charges d’amortissement sur la période,
essentiellement liée à la mise en service de l’extension de la
batterie Hornsdale Power Reserve en 2020 (– 5,7 millions
d’euros).
– de l’allongement de la durée d’amortissement des actifs
solaires et éoliens (passage de 25 à 30 ans13) qui a généré
une baisse des charges d’amortissement de + 16,2 millions
d’euros en 2021 ;
– de la croissance du parc d’actifs en opération, conséquence
des mises en service et acquisitions effectuées en 2020 et
en 2021 (– 15,1 millions d’euros) ;
• et l’impact en 2021 de la charge IFRS 2 « paiements fondés
sur des actions » pour – 3,2 millions d’euros (se reporter
à la réconciliation de l’EBITDA détaillée au paragraphe 2.1.1
ci-avant).
Le segment farm-down a contribué au résultat opérationnel
courant du Groupe à hauteur de + 50,0 millions d’euros (se
référer à l’analyse de l’EBITDA faite précédemment).
Le segment solaire a contribué au résultat opérationnel courant
du Groupe à hauteur de 82,1 millions d’euros, en baisse de
– 17,1 millions d’euros, soit – 17 % par rapport à 2020. Ceci
résulte essentiellement du recul de l’EBITDA de ce segment à
hauteur de – 23,9 millions d’euros (se reporter à l’analyse de
l’EBITDA ci-avant), compensé partiellement par l’évolution des
charges d’amortissements sur la période pour + 6,8 millions
d’euros, résultant de :
Les segments développement et investissements, et
éliminations ont contribué au résultat opérationnel courant du
groupe à hauteur de (16,4) millions d’euros contre (13,6) millions
d’euros en 2020, en lien direct avec l’évolution de l’EBITDA de ce
segment sur la période (– 2,8 millions d’euros).
Comme pour l’EBITDA, l’Europe-Afrique est le premier
contributeur au résultat opérationnel courant du Groupe en
2021, et voit sa part relative signiﬁcativement augmenter (51 %
en 2021 contre 30 % en 2020), sous l’effet de la contribution de
l’activité de farm-down en 2021. La zone Australie, quant à elle,
voit sa part diminuer passant de 39 % du résultat opérationnel
courant du Groupe en 2020 à 31 % en 2021, conséquence du
recul de l’EBITDA (se reporter à l’analyse de l’EBITDA ci-avant).
Enﬁn, la zone Amériques voit sa part diminuer pour s’établir à
18 % en 2021 contre 31 % en 2020 en raison de la baisse de
l’EBITDA (se reporter à l’analyse de l’EBITDA ci-avant).
• l’impact des mises en service réalisées en 2020 et en 2021
pour – 5,4 millions d’euros ;
• la ﬁn de l’amortissement d’une centrale historique pour
+ 2,5 millions d’euros ;
• l’allongement de la durée d’amortissement des immobilisations
(passage de 25 à 30 ans) qui a généré une baisse des charges
d’amortissement de + 9,9 millions d’euros en 2021.
12 Hors Développement et investissements et éliminations.
13 Ce changement d’estimation comptable est détaillé en section 4.1 - note 12.3 des états ﬁnanciers consolidés.
72
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
Répartition du résultat opérationnel courant par zone géographique14
18%
31%
31%
39%
2021
2020
51%
30%
n Australie n Europe-Afrique n Amériques
n Australie n Europe-Afrique n Amériques
2.3.2.3 ANALYSE DES AUTRES POSTES DU COMPTE DE RÉSULTAT
Du résultat opérationnel courant au résultat opérationnel
Var
(En millions d’euros)
Exercice 2021
189,6
Exercice 2020
160,5
Var
(en %)
Résultat opérationnel courant
+ 29,1
+ 18%
Autres produits et charges opérationnels non courants
Dépréciations d’actifs non courants
(8,0)
(10,4)
171,2
(1,1)
(4,0)
(14,1)
142,4
2,4
– 4,0
+ 3,7
– 99%
+ 26%
+ 20%
NA
Résultat opérationnel
+ 28,8
– 3,5
Effet des variations de taux de change
Résultat opérationnel à changes constants
170,1
144,8
+ 25,2
+ 17%
Résultat opérationnel courant
Cet agrégat fait l’objet d’une analyse au paragraphe 2.3.2.2 du présent document.
14 Hors Développement et investissements et éliminations.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
73
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
Résultat opérationnel non courant
Le résultat opérationnel non courant s’est élevé à (18,4) millions d’euros en recul de – 0,3 million d’euros et se décompose comme suit :
Exercice
2021
Exercice
2020
Var
(en %)
(En millions d’euros)
Var
Frais de développement antérieurs(a)
(8,1)
0,1
(4,1)
0,1
– 4,0
– 99%
– 44%
+ 90%
Résultats des cessions d’actifs
Autres produits et charges
– 0,1
+ 0,1
(0,0)
(0,1)
Autres produits et charges opérationnels
non courants
(8,0)
(4,0)
– 4,0
– 99%
Dépréciation des coûts de développement activés
Autres dépréciations d’actifs(b)
(5,7)
(3,1)
– 2,6
+ 2,9
– 84%
+ 22%
(10,5)
(13,4)
Reprise de dépréciation des coûts de développement
activés(c)
5,8
2,4
+ 3,4
x2
Résultat opérationnel non courant
(18,4)
(18,1)
– 0,3
– 2%
(a) Les frais de développement immobilisés pour lesquels le Groupe, à la suite d’évènements externes hors de son contrôle, considère que les critères d’activation
prévus par IAS 38 « Immobilisations incorporelles » ne sont plus respectés, sont comptabilisés en autres charges opérationnelles non courantes sur la période (se
reporter à la section 4.1 - notes 9 et 10 des états ﬁnanciers consolidés). Ceux-ci sont principalement liés à l’abandon en 2021 de projets en Australie, en France,
aux Etats-Unis et en Irlande. Le Groupe a notamment dû renoncer à la poursuite du développement du projet Gilgandra en Australie en raison de problématiques de
permitting et d’interconnection. En 2020, ils correspondaient essentiellement à l’arrêt de projets en Equateur, en France, en Colombie, au Mexique et aux Etats-Unis.
(b) En 2021, ce poste correspond principalement à la perte de valeur constatée sur la centrale de Numurkah en Australie (se reporter à la note 10 des états ﬁnanciers
consolidés et au paragraphe 2.3.1.10 du présent document). En 2020, il correspondait principalement à la perte de valeur constatée sur la centrale Altiplano 200.
(c) Les reprises de dépréciation des coûts de développement activés concernent les projets abandonnés.
Résultat opérationnel
Compte tenu des évolutions présentées ci-dessus, le résultat opérationnel du Groupe a progressé de + 28,8 millions d’euros soit + 20 %,
passant de 142,4 millions d’euros en 2020 à 171,2 millions d’euros en 2021 (170,1 millions d’euros à taux de change constants).
Résultat ﬁnancier
Var
(En millions d’euros)
Exercice 2021
(106,5)
(11,2)
Exercice 2020
(101,8)
(15,9)
Var
– 4,7
+ 4,7
– 0,0
+ 5,2
– 0,5
– 0,0
(en %)
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
– 5%
+ 30%
– 3%
(0,8)
(0,8)
(4,3)
(9,4)
+ 55%
– 8%
Autres produits et charges ﬁnanciers
Résultat ﬁnancier
(6,1)
(5,7)
(117,7)
(117,7)
– 0%
74
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
L’évolution du résultat ﬁnancier s’explique principalement par :
Impôts sur les résultats
• l’augmentation du coût de l’endettement ﬁnancier de
– 4,7 millions d’euros, résultant essentiellement de :
La charge d’impôt sur le résultat du Groupe comprend (i) les
charges d’impôts exigibles et différées calculées sur la base des
résultats générés par les activités poursuivies, (ii) la contribution
sur la valeur ajoutée des entreprises (CVAE) et (iii) les retenues
à la source ne faisant pas l’objet d’un crédit d’impôt. Elle exclut
donc les autres prélèvements ou impôts constatés par le Groupe,
tels que les taxes locales, comptabilisés en « impôts, taxes
et versements assimilés » inclus dans le résultat opérationnel
courant.
– la hausse des charges d’intérêts sur emprunts et instruments
dérivés liée aux mises en services de 2020 et 2021 pour
– 6,0 millions d’euros ;
– l’effet année pleine de l’OCEANE Verte émise en juin 2020
et du crédit syndiqué mis en place en mars 2020, pour
– 4,2 millions d’euros ;
– compensés partiellement par la baisse des charges
d’intérêts consécutive principalement au remboursement
progressif des ﬁnancements seniors et juniors des centrales
en opération pour + 5,8 millions d’euros.
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 le Groupe opère, l’étendue
des charges non déductibles et l’effet des mécanismes de sous-
capitalisation.
En 2021, le coût de l’endettement ﬁnancier correspond
ainsi aux charges d’intérêts sur emprunts résultant des
ﬁnancements relatifs aux actifs de production pour (77,2)
millions d’euros (contre (76,4) millions d’euros en 2020), aux
charges d’intérêts sur instruments dérivés pour (23,9) millions
d’euros (contre (20,1) millions d’euros en 2020) et aux charges
d’intérêts sur droits d’utilisation pour (5,4) millions d’euros
(contre (5,2) millions d’euros en 2020).
La charge d’impôt s’est élevée à (13,3) millions d’euros en
2021 (dont (14,6) millions d’euros d’impôt exigible et 1,4 million
d’euros d’impôt différé), contre (21,4) millions d’euros en 2020
(dont (14,5) millions d’euros d’impôt exigible et (6,9) millions
d’euros d’impôt différé). Le taux d’impôt effectif recule ainsi de
manière signiﬁcative entre 2020 (86,6 %) et 2021 (24,8%) (se
reporter également à la section 4.1 - note 11.2 « impôts sur les
résultats »).
• l’incidence des effets de change sur le résultat ﬁnancier à
hauteur de + 5,2 millions d’euros, provenant essentiellement
de la centrale Altiplano 200 en Argentine. En 2020, le Groupe
avait enregistré une perte de change de (8,5) millions d’euros
résultant principalement de l’effet de la dépréciation du peso
argentin vis-à-vis du dollar américain sur des crédits de TVA
libellés en peso, et en attente de remboursement. En 2021,
du fait du remboursement en cours d’année d’une partie
importante de ces crédits de TVA, les pertes de change ont
été réduites, s’élevant ainsi à (3,8) millions d’euros, soit une
amélioration de + 4,7 millions d’euros.
• l’évolution des autres produits et charges ﬁnanciers à hauteur
de – 0,5 million d’euros.
– En 2021, la charge ﬁnancière de (6,1) millions d’euros
résulte notamment de remboursements anticipés ayant
entraîné la constatation :
> de frais de rupture de swaps pour (1,2) million d’euros,
et ;
> d’upfront fees restant à amortir pour (0,4) million
d’euros.
– A cela s’ajoutent :
> des commissions de non-utilisation du crédit syndiqué
pour (1,5) million d’euros, et ;
> d’autres éléments individuellement non signiﬁcatifs
comprenant essentiellement des commissions et des frais
bancaires récurrents pour (2,1) millions d’euros.
– En 2020, la charge ﬁnancière de (5,7) millions d’euros
correspondait essentiellement à l’effet du reﬁnancement des
actifs éoliens australiens Hornsdale 1, 2 et 3 qui avait généré
une charge de (4,9) millions d’euros correspondant à des
indemnités et frais de remboursements anticipés supportés
au titre de l’extinction de la dette historique.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
75
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
En 2021, la différence entre le taux d’impôt théorique de 26,5 % et le taux d’impôt effectif de 24,8 % (– 1,7 point) se décompose comme
suit :
+ 4,0%
+ 5,5%
+ 1,6%
+ 1,1%
26,5%
+ 4,8%
24,8%
− 18,6%
Taux impôt
théorique
IFRS 2
Retenues à
la source
Hyperinﬂation (a)
Déﬁcits
reportables (b)
Farm-down (c)
Autres (d)
Taux impôt
effectif
(a) Incidence des règles ﬁscales en vigueur en Argentine en matière d’hyperinﬂation.
(b) Compte tenu des perspectives de bénéﬁces sur certaines géographies et des limitations temporelles dans l’utilisation des déﬁcits ﬁscaux, il n’a pas été reconnu
d’impôts différés actifs au titre de certaines pertes ﬁscales.
(c) Impact des opérations de farm-down réalisées en France et relevant majoritairement de l’application du régime des plus-values long terme.
(d) Différences permanentes individuellement non signiﬁcatives.
En 2020, la différence entre le taux d’impôt théorique de 28 % et le taux d’impôt effectif de 86,6 % (+ 58,6 points) se décomposait comme
suit :
+2,8%
86,6%
+12,0%
+ 6,9%
+ 18,8%
+ 10,5%
+ 2,7%
IFRS 2
+ 4,9%
CVAE
28,0%
Taux impôt
théorique
Retenues à la
source
Déﬁcits
reportables (a)
Fraction intérêts
OCEANE
Hyperinﬂation
Autres (b)
Taux impôt
effectif
non déductibles
(a) Compte tenu des perspectives de bénéﬁces sur certaines géographies et des limitations temporelles dans l’utilisation des déﬁcits ﬁscaux, il n’a pas été reconnu
d’impôts différés actifs au titre de certaines pertes ﬁscales.
(b) Différences permanentes individuellement non signiﬁcatives.
Résultat net des activités poursuivies
Compte tenu des facteurs présentés ci-dessus, le résultat net des activités poursuivies du Groupe a augmenté de + 36,9 millions d’euros,
pour passer de 3,3 millions d’euros en 2020 à 40,2 millions d’euros en 2021.
Résultat net attribuable à la part du Groupe
Compte tenu de ces évolutions, le résultat net part du Groupe a augmenté de + 37,1 millions d’euros, passant de 3,9 millions d’euros
en 2020 à 41,0 millions d’euros en 2021.
76
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle
Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s’élevait à (0,8) million d’euros sur l’exercice 2021 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 Australie et en Jamaïque.
2.3.2.4 BILAN CONSOLIDÉ SIMPLIFIÉ
Var
(En millions d’euros)
31.12.2021
4 147,0
3 677,6
798,2
31.12.2020
3 212,0
2 838,7
565,1
Var
+ 935,0
+ 838,8
+ 233,1
+ 217,7
+ 1 168,0
+ 732,3
+ 204,0
+ 250,8
– 36,8
(en %)
+ 29%
+ 30%
+ 41%
+ 58%
+ 31%
x2
Actifs non courants
Dont immobilisations corporelles
Actifs courants
Dont trésorerie et équivalents de trésorerie
Total de l’actif
592,6
374,9
4 945,1
1 373,9
2 953,4
2 199,6
117,5
3 777,1
641,6
Capitaux propres(a)
Dettes ﬁnancières(b)
2 749,4
1 948,7
154,4
+ 7%
+ 13%
– 24%
– 0%
Dont ﬁnancements seniors des projets
Dont ﬁnancements obligataires des projets
Dont ﬁnancements corporate
338,8
339,4
– 0,6
Total du passif
4 945,1
3 777,1
+ 1 168,0
+ 31%
(a) Les mouvements affectant les capitaux propres du Groupe au cours des exercices 2020 et 2021 sont détaillés dans le tableau de variation des capitaux propres
consolidés et la note associée (se reporter au paragraphe 4.1.4 du présent document et à la section 4.1 - note 17 « capitaux propres et détail des instruments dilutifs »).
(b) Les dettes ﬁnancières font l’objet d’une analyse spéciﬁque au paragraphe 2.5.4 du présent document.
Les actifs corporels progressent de + 30 % en 2021 du fait
de l’augmentation des volumes de centrales en exploitation
et en construction (se reporter à la section 4.1 - note 12.3
« immobilisations corporelles » et au paragraphe 2.3.1.1 du
présent document). Les investissements réalisés par le Groupe
sont détaillés au paragraphe 2.5.8.2 du présent document.
– le remboursement de ﬁnancements auprès de Bpifrance
pour – 10,5 millions d’euros ; et
– le versement d’intérêts ﬁnanciers associés notamment
aux obligations convertibles émises en 2019 et 2020 pour
– 7,5 millions d’euros ;
• des sociétés projets et holdings associées (312,1 millions
d’euros ; en baisse de – 1,6 million d’euros par rapport à
l’exercice précédent), conséquence :
La hausse de la trésorerie du Groupe
+ 217,7 millions d’euros sur la période résulte essentiellement
de l’évolution des disponibilités et équivalents de trésorerie :
à hauteur de
– pour les actifs en construction, de tirages de dettes
seniors et d’apports en fonds propres venant ﬁnancer les
investissements dans les actifs de production ; et
• de Neoen S.A. (290,4 millions d’euros ; en progression de
+ 219,2 millions d’euros par rapport à l’exercice précédent),
sous l’effet :
– 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.
– des augmentations de capital en numéraire réalisées en
2021 pour un montant brut de 599,9 millions d’euros minoré
des frais d’émission pour (7,8) millions d’euros, soit + 592,1
millions d’euros (se référer aux états ﬁnanciers consolidés
– section 4.1- note 2.2 du présent document), et ;
La structure ﬁnancière du Groupe est solide : 89 % de
l’endettement ﬁnancier total du Groupe à ﬁn décembre 2021 est
adossé aux centrales de production d’électricité, ﬁnancées très
majoritairement par de la dette projet long terme en devises fortes
(euro, dollar américain et dollar australien). Les dettes ﬁnancières
sont détaillées au paragraphe 2.5.4 du présent document.
– des dividendes reçus et de remboursement de comptes
courants pour + 50,0 millions d’euros.
Ces effets sont partiellement compensés par :
– les investissements réalisés sous forme d’apports en fonds
propres et en comptes courants dans les nouveaux projets
pour – 384,0 millions d’euros, notamment en Finlande,
Australie et en France ;
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
77
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.4 DIVIDENDES
La politique en matière de dividendes est détaillée à la section 7.3.8 « Dividendes » du présent document.
2.5 FINANCEMENTS ET INVESTISSEMENTS
5 GW de capacité en construction ou en opération) tout en
optimisant son bilan.
2.5.1 POLITIQUE DE FINANCEMENT
ET GESTION DE LA TRÉSORERIE
Enﬁn, le Groupe avait mis en place, en mars 2020 et amendé le
30 juillet 2021, un crédit syndiqué pour un montant nominal de
200 millions d’euros, comprenant un emprunt à terme de 125
millions d’euros, et une facilité de crédit revolving d’un montant
nominal de 75 millions d’euros, dont les conditions ﬁnancières
sont indexées sur des indicateurs Environnementaux, Sociaux
et de Gouvernance (ESG), et dont l’échéance a été prolongée,
au cours de l’année 2021, jusqu’en 2026. Ce crédit syndiqué
demeurait non mobilisé au 31 décembre 2021.
Les besoins en trésorerie du Groupe proviennent principalement
de son activité d’investissement dans le développement et dans
la construction d’installations éoliennes, solaires et de stockage
ainsi que du remboursement de l’endettement contracté par les
sociétés de projets ou par les holdings qui les détiennent et, dans
une moindre mesure, de ses besoins en fonds de roulement.
Le Groupe répond à ses besoins en trésorerie pour la
construction de ses installations principalement par le biais de
ﬁnancements de projets sans recours ou à recours limité, et à
long-terme, sauf exception, au niveau des sociétés de projets
ou des holdings qui les détiennent et d’emprunts mezzanines au
niveau de sociétés holding intermédiaires. Cet endettement est
ensuite remboursé au travers des ﬂux de trésorerie générés par
les sociétés de projets portant des actifs en opération, dont les
ressources proviennent très majoritairement de la vente d’énergie
dans le cadre de contrats long terme (PPA) et dans une moindre
mesure sur les marchés de gros (pour plus de détail se reporter
au paragraphe 2.5.2 « ﬁnancement des projets »).
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, selon l’objectif communiqué, lors du Capital Markets Day
du 11 mars 2021, d’un ratio de levier ﬁnancier supérieur à 70 %
du capital investi sur une base all-in incluant la totalité de la dette
du Groupe, qu’elle soit corporate ou mise en place au niveau
de sociétés de projets dédiées, sous forme de dette senior ou
mezzanine.
Le Groupe structure l’endettement de ses projets dans la devise
des ﬂux de revenus attendus.
Pour ﬁnancer ses besoins en fonds de roulement et ses activités
de développement, le Groupe utilise par ailleurs principalement
ses ressources issues d’excédents de trésorerie générés par
l’activité opérationnelle, la facilité de crédit revolving d’un montant
nominal de 75 millions d’euros mise en place en mars 2020 et
dont l’échéance a été prolongée, au cours de l’année 2021
jusqu’en 2026, ainsi que les produits associés à son activité de
développeur (sous la forme principalement de conventions de
développement).
Historiquement, les fonds propres apportés par le Groupe aux
sociétés de projets ont été couverts principalement par des
augmentations de capital au niveau de la Société, par des
ﬁnancements mezzanines et, dans une moindre mesure, par
des ressources issues d’excédents de trésorerie générés par
l’activité opérationnelle et provenant des projets.
Le 9 avril 2021, Neoen a réalisé avec succès une augmentation
de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription d’un
montant brut total de 599,0 millions d’euros. Le produit de cette
augmentation de capital a pour objet de ﬁnancer le premier cycle
d’investissement du plan de développement du Groupe visant
à atteindre 10 GW de capacité en opération ou en construction
à ﬁn 2025 (se reporter aux paragraphes 2.3.1 « faits marquants
de la période » et 2.2 « perspectives et tendances » du présent
document).
Les besoins en trésorerie liés au développement et à la
construction des projets varient en fonction du stade
d’avancement d’un projet.
2.5.2 FINANCEMENT DES PROJETS
Par ailleurs, en 2020, Le Groupe avait procédé à la toute
première émission d’obligations convertibles vertes en Europe
pour un montant nominal d’environ 170 millions d’euros, à
échéance 2025, dans le cadre d’un Green Bond Framework
(document cadre) encadrant ses conditions d’utilisation,
renforçant ainsi son engagement en faveur de la ﬁnance durable.
Cette opération faisait suite à la première émission, en 2019 d’un
emprunt obligataire convertible d’un montant nominal d’environ
200 millions d’euros, à échéance 2024. Ces émissions avaient
notamment pour but de ﬁnancer le développement du Groupe
en vue d’atteindre son objectif de capacité à ﬁn 2021 (plus de
2.5.2.1 PROCESSUS DE FINANCEMENT
Lorsque le développement d’un projet est sufﬁsamment avancé,
le Groupe entame un processus de sondage des prêteurs
potentiels, aﬁn d’obtenir des termes de ﬁnancement compétitifs
et de préparer ainsi ses candidatures en vue des procédures
d’appel d’offres ou des schémas de contractualisation de la
production électrique anticipés. Une fois le contrat ou mécanisme
de vente d’électricité conclu, incluant notamment le recours à
des contrats d’agrégation, le Groupe procède à la mise en place
du ﬁnancement du projet dans le cadre d’un processus détaillé
78
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
et structuré, impliquant la réalisation de due diligences par les
prêteurs et la négociation des contrats de ﬁnancement. Dans le
cadre de ces négociations, le Groupe s’appuie sur sa direction
juridique et son équipe de ﬁnancement, basées à Paris, pour
tous les contrats conclus en dehors de l’Australie, où le Groupe
dispose d’une équipe de ﬁnancement spéciﬁque et d’un support
juridique interne local.
dans certains cas, des ﬁnancements mezzanine), 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 très 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.
2.5.2.2 STRUCTURATION ET PÉRIMÈTRE
DES FINANCEMENTS
Le type de prêteur dans ces montages dépend du marché
concerné :
• sur les marchés développés, le Groupe a établi des relations
solides avec un ensemble de « banques partenaires » telles
que KfW Ipex, Société Générale, Groupe BPCE, BNP Paribas,
Banque Postale, Clean Energy Finance Corporation, HSBC,
NORD/LB ou encore Bpifrance, tout en conservant la ﬂexibilité
de choisir parmi d’autres prêteurs, en fonction de l’attractivité
de leurs propositions de ﬁnancement ;
Le Groupe structure le plus souvent le ﬁnancement de ses
projets au travers d’une société de projet dédiée à un projet ou à
un groupe de projets. Dans un nombre de cas limité, l’ensemble
du projet est détenu par plusieurs sociétés de projet.
Le périmètre de ﬁnancement concerne ainsi soit des projets
individuels, soit des groupes de projets, notamment lorsque les
projets sont de petite taille; le Groupe peut alors être amené à
regrouper plusieurs projets au sein d’une même structure de
ﬁnancement aﬁn d’obtenir un ﬁnancement à des conditions plus
favorables que celles qui seraient obtenues si le ﬁnancement
était négocié projet par projet, bénéﬁciant ainsi d’un effet
volume et d’une mutualisation des risques (garanties croisées et
diversiﬁcation des ressources).
• sur les marchés en développement, le Groupe travaille
principalement avec des banques de développement ainsi
que ses banques partenaires. Ces prêteurs comprennent,
notamment, Proparco, Inter-American Development Bank, la
Société ﬁnancière internationale (faisant partie de la Banque
Mondiale) et la Development Finance Corporation.
Les conditions de prêt, et en particulier le niveau d’endettement
d’un projet donné, dépendent de divers facteurs, comme les
ﬂux de trésorerie anticipés, la localisation du projet ou encore les
risques de contrepartie et de marché.
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.
Sur la base des facteurs décrits ci-dessus, ainsi que d’autres
facteurs, les prêteurs déterminent le ratio minimum de couverture
duservicedeladette(minimumdebtservicecoverageratio),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.
2.5.2.3 EFFET DE LEVIER (LEVERAGE) /
TAUX D’ENDETTEMENT (GEARING)
Les projets sont généralement ﬁnancés par une dette senior,
selon les modalités décrites précédemment (à laquelle s’ajoute,
2.5.3 INDICATEURS SUIVIS PAR LE GROUPE
La durée résiduelle moyenne des ﬁnancements de projet consentis, au 31 décembre 2021 et au 31 décembre 2020, pour l’ensemble des
projets consolidés du Groupe en exploitation, se présente comme suit :
Durée résiduelle moyenne pondérée par l’endettement (en années)
Solaire
13,7
Eolien
19,2
14,5
N/A
Total
17,3
15,3
14,5
15,8
16,3
AUD
EUR
16,2
USD
14,5
TOTAL 31.12.2021
TOTAL 31.12.2020
14,2
16,9
17,6
15,2
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
79
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
Le ratio moyen pondéré du montant de la dette projet levée par rapport aux dépenses d’investissement réalisées pour le développement
et la construction des projets, pour l’ensemble des projets consolidés du Groupe en exploitation au 31 décembre 2021 et au 31 décembre
2020, se présente comme suit :
Ratio dettes projets / Dépenses d’investissement
Solaire
64%
Eolien
79%
75%
N/A
Total
73%
81%
64%
73%
78%
AUD
EUR
89%
USD
64%
TOTAL 31.12.2021
TOTAL 31.12.2020
70%
75%
77%
81%
L’évolution constatée entre le 31 décembre 2020 et le 31 décembre 2021 sur le segment solaire reﬂète principalement l’inclusion du
ﬁnancement de la centrale d’El Llano compte tenu du démarrage de son PPA au 1er juillet 2021.
L’évolution constatée entre le 31 décembre 2020 et le 31 décembre 2021 sur le segment éolien reﬂète l’inclusion du ﬁnancement de la
centrale de Bulgana, mise en service en décembre 2021.
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 73 % au 31 décembre 2021.
Le taux d’intérêt moyen pondéré de l’endettement au titre des ﬁnancements de projet, sur une base all-in, c’est-à-dire la somme de
la marge appliquée par l’établissement ﬁnancier et les swaps de taux ou autres produits dérivés de taux, pour l’ensemble des projets
consolidés du Groupe en opération, se présente comme suit :
Taux d’intérêt moyen pondéré des ﬁnancements de projet all-in
Solaire
4,7%
1,7%
6,0%
4,4%
4,0%
Eolien
3,9%
1,7%
N/A
Total
4,2%
1,7%
6,0%
3,7%
3,4%
AUD
EUR
USD
TOTAL 31.12.2021
TOTAL 31.12.2020
2,9%
2,6%
L’augmentation constatée sur le segment éolien entre l’exercice
2020 et l’exercice 2021 traduit essentiellement l’inclusion du
ﬁnancement de la centrale de Bulgana, mise en service en
décembre 2021.
Pour rappel, au 31 décembre 2020, le taux d’intérêt moyen
pondéré des différentes dettes du Groupe (dettes projets, dettes
mezzanines et dettes corporate) était d’environ 2,1 % en euros,
4,4 % en dollars australiens, et 6,4 % en dollars américains.
L’augmentation constatée sur le segment solaire entre l’exercice
2020 et l’exercice 2021 traduit essentiellement une proportion
plus importante de dette libellée en dollars américains avec
l’inclusion du ﬁnancement des centrales d’El Llano, compte
tenu du démarrage de son PPA au 1er juillet 2021 et d’Altiplano
200, suite à sa mise en service et au démarrage de son PPA en
octobre 2021.
Au 31 décembre 2021, le taux d’intérêt moyen global pour
le Groupe était d’environ 3,5 % contre environ 3,7 % au 31
décembre 2020, en raison notamment du maintien d’un
contexte de taux d’intérêt relativement bas, et ce en dépit d’un
mouvement de remontée progressive des taux d’intérêts de long
terme au cours du deuxième semestre 2021.
Les conditions d’emprunts et la structure de ﬁnancement du
Groupe sont détaillées en section 4.1 - note 19 « ﬁnancement et
instruments ﬁnanciers ».
Par ailleurs, au 31 décembre 2021, le taux d’intérêt moyen
pondéré des différentes dettes du Groupe (dettes projets, dettes
mezzanines et dettes corporate) était d’environ 2,1 % en euros,
4,0 % en dollars australiens, et 6,0 % en dollars américains.
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 2021, (iii) calculé sur une base all-in c’est-à-dire la
somme de la marge appliquée par l’établissement ﬁnancier et les
swaps de taux ou autres produits dérivés de taux, (iv) hors frais
de structuration des ﬁnancements.
80
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
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)
31.12.2021
2 953,4
(31,0)
31.12.2020
2 749,4
(29,2)
Var
(en %)
+ 7%
– 6%
+ 7%
– 58%
+ 12%
x14
Total dettes ﬁnancières(a)
+ 204,0
– 1,8
Investisseurs minoritaires et autres(b)
Total dettes ﬁnancières ajustées
Total trésorerie et équivalents de trésorerie(c)
Dépôts de garantie(d)
2 922,4
(592,6)
(67,2)
2 720,2
(374,9)
(76,6)
+ 202,1
– 217,7
+ 9,4
Instruments dérivés actifs – effets des couvertures(e)
Total dette nette
(30,4)
(2,2)
– 28,2
– 34,3
2 232,2
2 266,5
– 2%
(a) Comprend essentiellement les dettes liées au ﬁnancement des projets, les composantes dettes des emprunts obligataires convertibles émis en 2019 (OCEANE)
et en 2020 (OCEANE Verte), les instruments de couverture de risque de taux dont la valeur de marché est négative et les dettes locatives qui sont incluses dans le
calcul de la dette nette, en regard d’un EBITDA qui n’inclut pas les charges de loyers (application de la norme IFRS 16 « contrats de location »). Les dettes ﬁnancières
sont détaillées en note 19.2 des états ﬁnanciers consolidés de l’exercice 2021.
(b) Comprend notamment les prêts d’actionnaires octroyés aux sociétés de projets ou holdings de sociétés de projets par des actionnaires minoritaires.
(c) L’évolution du poste est détaillée dans le paragraphe 2.3.2.4 du présent document.
(d) Comprend principalement des dépôts de garantie constitués dans le cadre de ﬁnancements de projets, au titre notamment de comptes de réserve du service de
la dette (Debt Service Reserve Account ou DSRA), ou dans le cadre de leur construction. La diminution de la période s’explique essentiellement par le déblocage
d’un compte séquestre associé à la construction d’une centrale désormais en opération, ainsi que par le remboursement de dépôts de garantie liés au ﬁnancement
d’actifs de production. De nouveaux DSRA ont par ailleurs été constitués dans le cadre des nouveaux ﬁnancements réalisés en 2021, en Australie notamment.
(e) Instruments dérivés de couverture de risque de taux ayant une valeur de marché positive. Les instruments de couverture de risque de taux dont la valeur de marché
est négative ﬁgurent dans le total des dettes ﬁnancières (se reporter à la section 4.1 - note 19.2 des états ﬁnanciers consolidés de l’exercice 2021).
Analyse des dettes ﬁnancières par nature
Non
Non
(En millions d’euros)
courantes Courantes 31.12.2021 courantes Courantes 31.12.2020
Var
Financements seniors des projets
1 795,1
102,3
404,515
15,3
2 199,6
117,5
1 696,7
140,4
252,0
14,0
1 948,7
154,4
+ 250,9
Financements obligataires
des projets
– 36,8
Financements corporate
Dettes locatives
337,5
212,1
30,8
1,3
7,7
0,3
338,8
219,7
31,0
325,4
160,8
29,2
14,0
7,1
-
339,4
167,9
29,2
– 0,6
+ 51,8
+ 1,8
Investisseurs minoritaires et autres
Instruments dérivés - effets
des couvertures
23,3
23,3
46,7
90,2
19,6
109,8
– 63,2
Total Dettes ﬁnancières
2 501,0
452,4
2 953,4
2 442,8
306,6
2 749,4
+ 204,0
15 Les dettes relatives à quatre actifs du Groupe ont été reclassées en « dettes ﬁnancières courantes » du fait de non-respect de covenants ﬁnanciers ou de non-
conformités documentaires au sens des contrats de ﬁnancement de ces centrales (se référer au paragraphe 2.3.1.11 du présent document).
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
81
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
Financements seniors des projets (+ 250,9 millions
d’euros)
Dettes locatives (+ 51,8 millions d’euros)
Chaque dette locative est initialement évaluée à la valeur actuelle
des paiements de location qui ne sont pas réglés à la date d’entrée
en vigueur des contrats, actualisée au taux marginal d’emprunt
du preneur. Elle est ensuite remboursée et désactualisée suivant
le rythme des paiements des loyers. La hausse de la période
s’explique principalement par l’entrée en vigueur de nouveaux
baux ou par des réévaluations pour + 62,0 millions d’euros, à
des variations de périmètre pour – 5,4 millions d’euros et à des
remboursements pour – 4,4 millions d’euros.
Au cours de l’exercice 2021, de nouveaux emprunts ont été émis
dans le cadre du ﬁnancement des projets du Groupe à hauteur
de + 413,0 millions d’euros :
• sur la zone Europe-Afrique pour + 224,5 millions d’euros (dont
Mutkalampi en Finlande pour + 67,0 millions d’euros, plusieurs
centrales solaires et éoliennes en France pour respectivement
+ 76,1 millions d’euros et + 48,5 millions d’euros, et Metoro au
Mozambique pour + 22,0 millions d’euros) ;
• en Australie pour + 173,1 millions d’euros (dont Western
Downs pour + 87,3 millions d’euros et la Victorian Big Battery
pour 55,4 millions d’euros) ;
Investissements minoritaires et autres (+ 1,8 million
d’euros)
Ce poste est essentiellement constitué des apports en
compte courant des actionnaires minoritaires dans le cadre de
ﬁnancement des projets.
• sur la zone Amériques pour + 15,4 millions d’euros (dont
Altiplano 200 en Argentine pour + 7,6 millions d’euros).
A cela s’ajoutent :
Instruments ﬁnanciers dérivés – effet des couvertures
(– 63,2 millions d’euros)
• les remboursements d’emprunts réalisés sur l’exercice 2021,
pour – 214,9 millions d’euros ;
La baisse des instruments ﬁnanciers dérivés passifs résulte
principalement d’une variation de juste valeur positive,
impactant ce contributeur aux dettes ﬁnancières à hauteur de
– 64,9 millions d’euros, conséquence de l’impact de la hausse
des taux d’intérêts forward sur la période dans la plupart des
zones géographiques où opère le Groupe.
• l’incidence des effets de changes pour + 53,7 millions
d’euros ;
• l’incidence des variations de périmètre pour – 7,6 millions
d’euros ;
• la variation du coût amorti des emprunts pour + 5,3 millions
d’euros et des intérêts courus et autres variations pour
+ 1,3 million d’euros.
Les covenants ﬁnanciers sont détaillés au paragraphe 2.5.5 du
présent document.
Financements obligataires des projets (– 36,8 millions
d’euros)
Les ﬁnancements obligataires comprennent essentiellement des
dettes juniors sur des projets. Le recul constaté au cours de
l’exercice 2021 correspond principalement au remboursement
de – 34,9 millions d’euros de dettes supportées par l’entité
Neoen Production 2.
Financements corporate (– 0,6 million d’euros)
Au31décembre2021,lesﬁnancementscorporatecorrespondent
principalement aux OCEANE émises en 2019 et aux OCEANE
Verte émises en juin 2020. La diminution du poste sur la
période correspond principalement au remboursement de prêts
précédemment souscrits auprès de la Bpifrance pour – 10,5
millions d’euros, partiellement compensé par l’amortissement
des primes d’émission relatives aux OCEANE et OCEANE Verte
pour + 8,4 millions d’euros.
82
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
Evolution des dettes ﬁnancières du Groupe
L’évolution des dettes ﬁnancières du Groupe au cours de l’exercice se présente comme suit. Les montants sont exprimés en millions
d’euros.
+ 419,3
+ 58,5
2 953,4
+ 7,7
+ 62,0
− 272,0
2 749,4
− 57,9
− 13,6
31.12.2020
Emissions
d’emprunts (a)
Remboursements
d’emprunts (b)
Variation de
juste valeur et
coût amorti (c)
Variations de
périmètre
Nouveaux baux
et réévaluations
(IFRS 16)
Autres (d)
Effet de change
31.12.2021
(a) Les émissions d’emprunts correspondent essentiellement aux ﬁnancements des nouveaux projets du Groupe sous forme de dettes seniors à hauteur de + 413,0
millions d’euros (se reporter au paragraphe ci-avant « analyse des dettes ﬁnancières par nature - Financements seniors des projets » du présent document).
(b) Ils comprennent essentiellement (i) les remboursements d’emprunts réalisés sur la période au titre des ﬁnancements seniors au niveau des projets pour – 214,9
millions d’euros, (ii) le paiement de l’échéance contractuelle ainsi que le remboursement anticipé partiel d’une dette mezzanine pour – 34,9 millions d’euros, (iii) le
remboursement des emprunts Bpifrance (corporate) par Neoen S.A. pour – 10,5 millions d’euros et (iv) le remboursement des dettes locatives pour – 4,4 millions
(se reporter au paragraphe ci-avant « analyse des dettes ﬁnancières par nature - Financements seniors des projets » du présent document).
(c) Ils comprennent – 64,9 millions d’euros de variation de juste valeur (swaps) et + 6,9 millions d’euros de variation du coût amorti.
(d) Ce poste comprend essentiellement l’amortissement des primes d’émission relatives aux OCEANE et OCEANE Verte pour + 8,4 millions d’euros.
Covenants ﬁnanciers
2.5.5 RESTRICTIONS ÉVENTUELLES À
L’UTILISATION DE CAPITAUX
Au 31 décembre 2021, deux entités du Groupe, l’une en Australie
et l’autre en France, ne respectaient pas, suite notamment à
des problématiques opérationnelles, leur ratio minimum de
couverture du service de la dette (Debt Service Coverage Ratio
ou DSCR).
Les contrats de ﬁnancement de la Société sont soumis au
respect d’un certain nombre d’engagements décrits dans la
section 3.1.3 « risques liés aux clauses spéciﬁques des contrats
de ﬁnancement (covenants) ».
En conséquence, le Groupe a accéléré dans ses comptes
les dettes de ﬁnancement de projet sans recours afférentes,
désormais présentées en endettement ﬁnancier courant, pour
des montants de respectivement 145,1 millions de dollars
australiens (soit 92,9 millions d’euros) et 24,5 millions d’euros.
Le Groupe a parallèlement engagé des négociations en vue
d’une résolution de ces cas de défauts avec les établissements
prêteurs, qui sont toujours en cours en date de publication du
présent document.
Financements bancaires
Les ﬁnancements bancaires sans recours mis en place au niveau
des sociétés de projets, et les dettes mezzanine existantes au niveau
de holdings intermédiaires, prévoient des clauses de restriction
de remontée de trésorerie, sous forme de distributions de fonds
propres ou de remboursements d’avances en compte courant, de
ces sociétés de projets et ces holdings intermédiaires portant des
dettes mezzanine, vers leurs actionnaires. Celles-ci sont fonction
principalement du respect de covenants ﬁnanciers, dont notamment,
au niveau des sociétés de projets, le respect d’un DSCR (ratio de
couverture du service de la dette par des liquidités disponibles) lock-
up, généralement légèrement supérieur au ratio minimum prévu
dans le contrat de ﬁnancement.
Les autres sociétés ﬁnancées par des dettes projets et
mezzanines respectaient en revanche leurs covenants de ratios
ﬁnanciers de Debt Service Coverage Ratio (DSCR) minimum, ou
de fonds propres minimum.
Pour plus d’informations concernant la description des contrats
de ﬁnancement et les risques afférents, se référer au paragraphe
3.1.2 « risques relatif aux projets en phase de développement et
de construction ».
Les ﬁnancements bancaires sans recours mis en place au niveau
des sociétés de projets, prévoient également, dans certains cas, la
constitution d’un dépôt de garantie à travers un compte de réserve
couvrant une à plusieurs échéances de service de la dette (DSRA).
Les remontées de trésorerie aux actionnaires sont généralement
restreintes dès lors que ce compte de réserve n’est pas
complètement constitué ou reconstitué à l’issue de sa mobilisation.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
83
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
et long-terme au niveau des sociétés de projets ou des
holdings qui les détiennent. Ceux-ci pourront être complétés
par d’autres ﬁnancements, en dehors des sociétés de projets,
dont des ﬁnancements corporate, dans le respect d’un objectif,
communiqué lors du Capital Markets Day du 11 mars 2021, de
ratio de levier ﬁnancier supérieur à 70 % du capital investi sur une
base all-in incluant la totalité de la dette du Groupe, qu’elle soit
corporate ou mise en place pour le ﬁnancement de ses projets.
Financements corporate
Le crédit syndiqué mis en place en mars 2020 et amendé le
30 juillet 2021, présente des restrictions spéciﬁques, soumettant
la distribution de dividendes par la Société au respect de deux
conditions particulières. D’une part, que cette distribution ne soit
mise en paiement qu’à compter du 1er janvier 2022, d’autre part
qu’elle ne dépasse pas un certain niveau exprimé en pourcentage
du résultat net de Neoen S.A.
Le Groupe, ayant atteint son objectif de capacité en construction
et en opération de plus de 5 GW à ﬁn 2021, vise désormais une
capacité en construction et en opération de plus de 10 GW à
ﬁn 2025.
Pour davantage d’information sur la politique en matière de
dividendes, se reporter à la section 7.3.8 « Dividendes » du
présent document.
Dans ce cadre, en complément des ﬁnancements de projets
sans recours et long-terme que le Groupe envisage de mettre
en place au niveau des sociétés de projets ou des holdings qui
les détiennent, du reﬁnancement envisagé à l’échéance de ses
ﬁnancements corporate, des ﬂux de trésorerie nets générés par
son activité, après remboursement du principal et des intérêts
de ses emprunts, et des produits nets générés par l’activité de
farm-down, le Groupe sera amené à lever des capitaux propres
supplémentaires pour un montant estimé par le Groupe à un
maximum de 1,2 milliard d’euros, sur la durée de réalisation de cet
objectif de 10 GW à ﬁn 2025, aﬁn de ﬁnancer ses augmentations
de capacités futures, dont 599,0 millions ont été levés dans le
cadre de l’augmentation de capital réalisée le 9 avril 2021 (se
référer à la section 2.3 du présent document).
Situation en Argentine
Les règles mises en place par la Banque Centrale de la
République d’Argentine au cours du second semestre 2019,
visant à restreindre l’accès aux devises étrangères aux entreprises
et particuliers argentins aﬁn d’endiguer la dévaluation du peso
argentin (ARS) par rapport au dollar américain (USD), ont pour
conséquence, à la date de publication des comptes 2021 du
Groupe, de restreindre substantiellement la possibilité d’achat de
dollars sur le marché des changes argentins à des ﬁns de :
• remboursements des comptes courants d’actionnaires
libellés en dollars américains en faveur de l’actif Altiplano 200
(s’élevant à 107,3 millions de dollars américains, y compris
intérêts courus pour 22,5 millions de dollars américains, au
31 décembre 2021) ;
Ce besoin a été évalué en tenant compte notamment des coûts
d’investissements par MW installé attendus sur la période pour
les technologies solaires, éoliennes et de stockage d’électricité,
et du ratio de levier moyen observé en matière de ﬁnancement
de projet solaire, éolien et de stockage dans les différentes
géographies où opère le Groupe.
• paiements de dividendes.
Ces restrictions n’affectent pas en revanche les paiements, au
titre du service des dettes libellées en USD (remboursement en
principal ou intérêt), en faveur des prêteurs étrangers sur ce projet.
Le Groupe souligne qu’il a la liberté de pouvoir moduler ce
montant à la baisse, en réduisant de manière opportuniste son
pourcentage de détention dans certains actifs qu’il a vocation
à conserver sur la durée, tout en restant dans le cadre de sa
stratégie develop-to-own.
2.5.6 SOURCES DE FINANCEMENTS
ATTENDUES POUR LES
INVESTISSEMENTS FUTURS
Au 31 décembre 2021, le Groupe disposait en outre d’une
trésorerie brute de 592,6 millions d’euros et de 238,0 millions
d’euros de lignes bancaires corporate non-utilisées.
Le Groupe envisage de continuer à ﬁnancer la majorité de ses
besoins en trésorerie pour la construction de ses installations
futures par le biais de ﬁnancements de projets sans recours
2.5.7 SITUATION ET FLUX DE TRÉSORERIE
(En millions d’euros)
Exercice 2021
276,0
Exercice 2020
222,3
Var
+ 53,7
Flux net de trésorerie liés aux activités opérationnelles
Flux net de trésorerie liés aux activités d’investissement
Flux net de trésorerie liés aux activités de ﬁnancement
Incidence de la variation des taux de change
Variation de trésorerie
(709,2)
643,5
(502,4)
204,0
– 206,8
+ 439,5
+ 16,8
7,3
(9,5)
217,6
(85,6)
+ 303,2
84
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.5.7.1 FLUX NETS GÉNÉRÉS PAR L’ACTIVITÉ OPÉRATIONNELLE DU GROUPE
(En millions d’euros)
Exercice 2021
Exercice 2020
Var
Résultat net de l’ensemble consolidé
40,2
3,3
+ 36,9
– 46,5
+ 55,6
+ 7,6
Éliminations(a)
202,0
44,3
248,5
(11,3)
(18,1)
222,3
Incidence de la variation du besoin en fonds de roulement(b)
Impôts décaissés (encaissés)(c)
(10,6)
276,0
Flux net de trésorerie liés aux activités opérationnelles
+ 53,7
(a) Ce ﬂux comprend les variations sans impact trésorerie, dont notamment les amortissements et provisions, les plus et moins-values de cession, le coût de l’endettement
ﬁnancier et la charge (produit) d’impôt différé et courant. Les moindres éliminations en 2021 par rapport à 2020 s’expliquent essentiellement par l’impact des plus
ou moins-values de cession. En 2021, elles sont éliminées à hauteur de (42,0) millions d’euros, correspondant essentiellement aux produits nets de cessions des
opérations de farm-down pour (50,0) millions d’euros et aux mises au rebut de coûts de développement immobilisés pour 8,1 millions d’euros. En 2020, elles sont
éliminées à hauteur de 4,1 millions d’euros et correspondaient exclusivement à des mises au rebut de coûts de développement immobilisés (se reporter au tableau
des ﬂux de trésoreries consolidés – section 4.1- paragraphe 4.1.5 du présent document).
(b) En 2020, l’incidence de la variation du besoin en fonds de roulement s’expliquait principalement par des indemnités contractuelles compensant des pertes de
chiffre d’affaires liées à des retards dans la mise en service de certains projets, en attente de règlements, et par une augmentation des créances de TVA en attente
de remboursement en lien notamment avec des projets en cours de construction. En 2021, l’incidence de la variation du besoin en fonds de roulement résulte des
encaissements constatés au titre de ces indemnités contractuelles et de ces créances de TVA historiques (se reporter au tableau des ﬂux de trésoreries consolidés
– section 4.1- paragraphe 4.1.5 du présent document).
(c) La variation des impôts décaissés de + 7,6 millions d’euros entre 2020 et 2021 s’explique notamment par (i) des remboursements d’impôt dont a bénéﬁcié le
Groupe en Australie dans le cadre d’un dispositif à caractère temporaire mis en œuvre par les autorités australiennes et par (ii) une baisse de l’impôt décaissé sur
le périmètre de l’intégration ﬁscale Neoen S.A. (se reporter au tableau des ﬂux de trésoreries consolidés – section 4.1 au paragraphe 4.1.5 du présent document
et à la note 11 « impôts »).
La progression des ﬂux nets de trésorerie générés par les activités opérationnelles de + 53,7 millions d’euros est directement imputable à
l’amélioration du besoin en fonds de roulement (+ 55,6 millions d’euros).
2.5.7.2 FLUX NETS PROVENANT DES INVESTISSEMENTS DU GROUPE
(En millions d’euros)
Exercice 2021
(32,2)
72,1
Exercice 2020
(11,0)
0,0
Var
– 21,2
+ 72,1
– 224,7
+ 0,2
Acquisitions de ﬁliales nettes de la trésorerie acquise(a)
Cessions de ﬁliales nettes de la trésorerie cédée(b)
Acquisitions d’immobilisations corporelles et incorporelles(c)
Cessions d’immobilisations corporelles et incorporelles
Variation des actifs ﬁnanciers(d)
(754,5)
0,2
(529,7)
0,1
3,2
37,3
– 34,1
+ 1,0
Dividendes reçus
1,9
0,9
Flux net de trésorerie liés aux activités d’investissement
(709,2)
(502,4)
– 206,8
(a) En 2021, ce ﬂux correspond essentiellement à l’acquisition de projets en développement en Irlande, en Finlande, en Suède et en France (se référer au paragraphe
2.3.1.1 « poursuite de la croissance du portefeuille » du présent document). En 2020, ce ﬂux correspondait essentiellement à l’acquisition de deux parcs éoliens
français (se reporter au tableau des ﬂux de trésoreries consolidés – section 4.1- au paragraphe 4.1.5 du présent document).
(b) En 2021, les cessions de ﬁliales nettes de la trésorerie cédée correspondent principalement aux opérations de farm-down qui ont concerné les centrales solaires de
Grabels (Hérault) et Lagarde (Vaucluse), les centrales solaires de Lugos (Gironde) et Miremont (Haute-Garonne), et les projets éoliens Le Berger (Meuse) et Les Beaux
Monts (Yonne). (Se référer au paragraphe 2.1.3.8 « Opérations de farm-down » et au tableau des ﬂux de trésoreries consolidés – section 4.1- au paragraphe 4.1.5
du présent document).
(c) Ces ﬂux sont détaillés dans le paragraphe ci-après et dans le paragraphe 2.5.8.2 « principaux investissements réalisés » du présent document.
(d) La variation observée sur la période s’explique essentiellement par l’impact net du déblocage et de la constitution de dépôts de garantie liés à la construction et
au ﬁnancement d’actifs de production. En 2021, les acquisitions s’élèvent à 23,8 millions d’euros et les cessions à 27,0 millions d’euros. En 2020, les acquisitions
s’élevaient à 41,3 millions d’euros et les cessions à 78,6 millions d’euros.
En 2021, la progression des dépenses liées aux activités d’investissement à hauteur de – 206,8 millions d’euros, s’explique principalement
par une augmentation des acquisitions d’immobilisations corporelles et incorporelles (– 224,7 millions d’euros), qui avaient connu, en
2020, un ralentissement temporaire, conséquence directe du calendrier de réalisation des projets du Groupe, et dans une moindre
mesure, de retards ponctuels inhérents notamment à l’épidémie de COVID-19, ayant ralenti le timing de réalisation de certains actifs en
construction.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
85
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
A cela s’ajoutent l’effet de la variation négative des actifs ﬁnanciers
(– 34,1 millions d’euros) et de la hausse des acquisitions de
ﬁliales nettes de la trésorerie acquise réalisées sur la période,
en Irlande, en Finlande, en Suède et en France (– 21,2 millions
d’euros).
solaires (73,8 millions d’euros) et éoliens (91,0 millions d’euros) en
France, et des coûts de développement (38,5 millions d’euros).
En 2020, les 529,7 millions d’euros d’acquisitions
d’immobilisations corporelles et incorporelles concernaient
principalement les projets Bulgana (16,8 millions d’euros),
Victorian Big Battery (25,1 millions d’euros), Western Downs
(37,0 millions d’euros), Hornsdale Power Reserve (53,2 millions
d’euros) en Australie, Hedet (11,2 millions d’euros), Yllikkälä
Power Reserve (12,9 millions d’euros) et Mutkalampi (36,1
millions d’euros) en Finlande, Bangweulu (10,2 millions d’euros)
en Zambie, Altiplano 200 (60,9 millions d’euros) en Argentine,
Itzoteno (20,0 millions d’euros) et El Llano (48,2 millions d’euros)
au Mexique, Capella (23,3 millions d’euros) au Salvador, Paradise
Park (7,8 millions d’euros) en Jamaïque, ainsi que des projets
solaires (44,6 millions d’euros) et éoliens (73,3 millions d’euros)
en France et des coûts de développement (40,0 millions d’euros).
Cette hausse des ﬂux d’investissement est en partie compensée
par l’impact de la cession de certaines centrales dans le cadre
des opérations de farm-down réalisées sur la période (+ 72,1
millions d’euros).
En 2021, les investissements réalisés dans les projets
(acquisitions d’immobilisations corporelles et incorporelles nettes
des variations de dettes de fournisseurs d’immobilisations) se
sontélevésà754,5millionsd’euros, etconcernentprincipalement
les projets Bulgana (52,3 millions d’euros), Kaban (62,5 millions
d’euros), Victorian Big Battery (85,5 millions d’euros) et Western
Downs (150,6 millions d’euros) en Australie, Mutkalampi (123,7
millions d’euros) en Finlande, Metoro (17,3 millions d’euros) au
Mozambique, Altiplano 200 (10,8 millions d’euros) en Argentine,
Itzoteno (12,1 millions d’euros) au Mexique, ainsi que des projets
Les investissements réalisés au cours de la période sont détaillés
au paragraphe 2.5.8.2 du présent document.
2.5.7.3 FLUX NETS PROVENANT DU FINANCEMENT DU GROUPE
(En millions d’euros)
Exercice 2021
Exercice 2020
Var
Augmentation de capital de la société mère(a)
592,1
27,0
+ 565,1
Contribution des investisseurs minoritaires aux augmentations (réductions)
de capital
(2,4)
0,0
– 2,4
Cession (acquisition) nette d’actions propres
Émissions d’emprunts(b)
(12,1)
419,3
(0,2)
(4,1)
794,4
(10,9)
(527,9)
(74,6)
204,0
– 8,0
– 375,1
+ 10,7
+ 255,9
– 6,7
Dividendes payés(c)
Remboursements d’emprunts(b)
Intérêts ﬁnanciers versés
(272,0)
(81,3)
643,5
Flux net de trésorerie liés aux activités de ﬁnancement
+ 439,5
(a) En 2021, ce ﬂux correspond principalement à l’augmentation de capital réalisée le 9 avril 2021 par le Groupe pour 591,2 millions après prise en compte des frais
d’émission (se reporter au paragraphe 2.3.1.3 du présent document et à la section 4.1 - note 2.2 des états ﬁnanciers consolidés).
En 2020, des obligations convertibles sous formes d’OCEANE Verte ont été émises pour un montant d’environ 170 millions d’euros. S’agissant d’un instrument
composé au sens des normes IFRS, 144,8 millions d’euros (142,8 millions d’euros nets de frais) ont été reconnus au titre de la composante « dette » et 25,2 millions
d’euros (24,9 millions d’euros nets de frais) ont été comptabilisés au titre de la composante « capitaux propres », avant imputation des frais.
(b) Les émissions d’emprunts et les remboursements réalisés en 2021 sont détaillés au paragraphe 2.5.4 du présent document.
En 2020, le Groupe avait procédé au reﬁnancement des centrales Hornsdale 1,2 et 3, ce qui a donné lieu à un remboursement de dettes à hauteur de – 350,2 millions
d’euros (dont – 295,0 millions d’euros d’emprunts bancaires, – 23,5 millions d’euros de ﬁnancements obligataires et – 31,7 millions d’euros de dénouements des
swaps historiques), avec pour contrepartie l’émission d’une nouvelle dette pour un montant de 361,1 millions d’euros (nets de frais).
(c) Ils correspondent aux dividendes versés aux actionnaires minoritaires et concernent exclusivement l’Australie.
La hausse des ﬂux nets de trésorerie liés aux activités de ﬁnancement est essentiellement imputable (i) à l’augmentation de capital réalisée
en 2021, (ii) à la baisse des remboursements de ﬁnancements existants et (iii) au recul des émissions d’emprunts. Ces effets sont détaillés
sous le tableau ci-avant.
Les investissements de l’exercice 2021 effectués dans les projets du Groupe ont en effet été ﬁnancés, pour une part importante, sur
fonds propres, conformément aux calendriers de tirages prévus dans leurs documentations de ﬁnancement ou dans l’attente de la mise
en place de leurs ﬁnancements de projets.
86
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.5.8 INVESTISSEMENTS
La politique d’investissement du Groupe repose sur le Conseil
d’administration qui valide annuellement le budget alloué aux
dépenses en capital et approuve (i) tout investissement par la
Société ou l’une de ses ﬁliales, immédiatement ou à terme,
en fonds propres ou dépense relatif à un projet non prévu au
budget (y compris tout partenariat ou contrat de joint-venture)
d’un montant unitaire supérieur à 20 millions d’euros, (ii) tout
investissement ou dépense réalisé par la Société ou l’une de ses
ﬁliales relatif à un projet prévu au budget ou autorisé par le Conseil
d’administration, pour un montant qui entraîne un accroissement
de plus de 15 % des fonds propres prévus au budget ou autorisé
par le Conseil d’administration pour ledit projet.
2.5.8.1 POLITIQUE D’INVESTISSEMENT
Les dépenses d’investissement du Groupe sont essentiellement
réalisées dans des projets de parcs solaires et éoliens, et de
centrales de stockage, en développement ou en construction,
et se composent d’acquisitions d’immobilisations corporelles
d’une part et incorporelles d’autre part. Les ﬂux de trésorerie
liés aux activités d’investissement comprennent aussi des
investissements ﬁnanciers réalisés à travers des acquisitions
d’actifs ﬁnanciers (essentiellement sous forme de comptes de
réserve du service de la dette - DSRA) et des acquisitions de
ﬁliales et d’actifs en développement.
2.5.8.2 PRINCIPAUX INVESTISSEMENTS RÉALISÉS
Le tableau ci-dessous détaille les investissements consolidés réalisés au cours des exercices clos les 31 décembre 2021 et 31 décembre
2020 :
Var
(En millions d’euros)
Exercice 2021
754,5
Exercice 2020
529,7
Var
(en %)
Acquisitions d’immobilisations incorporelles et corporelles(a)
224,7
+ 42%
Dont acquisitions d’immobilisations incorporelles
Dont acquisitions d’immobilisations corporelles
Investissements ﬁnanciers(b)
38,5
715,9
56,0
40,0
489,7
52,3
(1,5)
226,2
3,7
– 4%
+ 46%
+ 7%
– 42%
x3
Dont acquisitions d’actifs ﬁnanciers(c)
23,8
41,3
(17,5)
21,2
Dont acquisitions de ﬁliales nettes de la trésorerie acquise(d)
32,2
11,0
(a) Les montants bruts d’acquisitions d’immobilisations incorporelles et corporelles sont présentés ci-dessus en incluant la variation des dettes fournisseurs d’immobilisation,
ce qui permet de rapprocher la valeur des actifs immobilisés des dépenses en trésorerie engagées. Les montants bruts de ces variations, hors dettes fournisseurs
d’immobilisation, au titre du 31 décembre 2021 et du 31 décembre 2020 s’élèvent, respectivement, à 881,5 millions d’euros et 561,6 millions d’euros, pour plus
de détails le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.5.7.2.
(b) Les investissements ﬁnanciers sont analysés dans le paragraphe 2.5.7.2 du présent document.
(c) La variation des actifs ﬁnanciers s’explique essentiellement par le remboursement de dépôts de garantie liés aux constructions et au ﬁnancement d’actifs de
production. En 2021, les acquisitions s’élèvent à 23,8 millions d’euros et les cessions à 27,0 millions d’euros. En 2020, les acquisitions s’élèvent à 41,3 millions
d’euros et les cessions à 78,6 millions d’euros.
(d) Les acquisitions de ﬁliales nettes de la trésorerie acquises sont détaillées dans le paragraphe 2.5.7.2 du présent document.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
87
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
L’évolution des immobilisations corporelles du Groupe entre le 31 décembre 2020 et le 31 décembre 2021 se décompose comme suit
(les montants sont exprimés en millions d’euros) :
+ 7,0
+ 55,1
+ 30,7
+ 84,7
3 677,6
+ 324,3
− 44,8
− 122,4
− 6,1
+ 510,4
2 838,7
31.12.2020
Australie (a)
Europe -
Afrique (b)
Ameriques
(c)
Farm-down Amortissements Changement
IFRS 16
Autres
Effets de
change
31.12.2021
d’estimation Nouveaux baux
comptable (d) Réévaluations
(a) Les acquisitions de la période correspondent aux centrales en construction en Australie au cours de l’année 2021 dont principalement : la Victorian Big Battery
(169,9 millions d’euros), Western Downs (152,8 millions d’euros), Bulgana (67,2 millions d’euros), Kaban (55,3 millions d’euros) et Goyder (42,9 millions d’euros).
(b) Les acquisitions de la période correspondent aux centrales en construction en Europe – Afrique au cours de l’année 2021, dont principalement : Mutkalampi en
Finlande (96,4 millions d’euros), des centrales éoliennes et solaires en France (respectivement 102,6 millions d’euros et 82,0 millions d’euros), Metoro au Mozambique
(25,6 millions d’euros).
(c) Les acquisitions de la période correspondent principalement à la centrale d’Altiplano 200 (21,1 millions d’euros) en Argentine et au projet Itzoteno (7,7 millions
d’euros) au Mexique.
(d) Se reporter à la section 4.1 - note 12.3 des états ﬁnanciers consolidés.
du possible, de maintenir une détention minoritaire au sein des
projets concernés, d’en assurer la gestion administrative et
opérationnelle, et de conserver des droits fonciers afférents,
de manière à pouvoir prendre part à la phase de repowering
ultérieure de ces projets.
2.5.8.3 PRINCIPAUX INVESTISSEMENTS
EN COURS DE RÉALISATION
Les principaux investissements du Groupe en cours de
réalisation correspondent aux actifs en cours de construction
au 31 décembre 2021. Les immobilisations corporelles en
cours s’élèvent à 708,6 millions d’euros au titre de l’exercice
2021 contre 634,4 millions d’euros au titre de l’exercice 2020
(se reporter à la section 4.1 - note 12 « écart d’acquisition,
immobilisations incorporelles et corporelles » et à la section
4.3 - note 12.2 « immobilisation incorporelles » et note 12.3
« immobilisations corporelles » du présent document).
Dans ce cadre, les investissements qu’il envisage de réaliser dans
le futur consisteront principalement à alimenter son portefeuille
par de nouveaux projets, et à continuer de faire avancer les
projets existants jusqu’à la mise en service des installations ou
leur cession dans le cadre de son activité de farm-down
.
Ces derniers concernent les projets entrés en phase awarded 15
pour un volume total de 582 MW à la date du présent document
(contre 582 MW au 31 décembre 2021) mais dont la construction
n’a pas encore été lancée. Le Groupe continue, par ailleurs, de
développer ses projets en phase advanced development et
tender ready 15 dont le volume s’élève à 10 084 MW à la date
du présent document (contre 7 914 MW au 31 décembre 2021).
2.5.8.4 PRINCIPAUX INVESTISSEMENTS
ENVISAGÉS
Le Groupe poursuit majoritairement une stratégie develop-
to-own selon laquelle il développe ses projets dans le but de
contrôler et d’exploiter ses actifs de production.
En 2021, Neoen a annoncé son intention de procéder de
manière régulière mais sélective à la cession totale ou majoritaire
de projets de son portefeuille sécurisé (farm-down), dans la limite
de 20 % 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
15 Pour une déﬁnition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la section 9.6 « glossaire » du présent
document.
88
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.5.8.5 CONTRAINTES ENVIRONNEMENTALES POUVANT INFLUENCER SUR L’UTILISATION
PAR LE GROUPE DE SES IMMOBILISATIONS CORPORELLES
Les contraintes environnementales pouvant inﬂuer sur l’utilisation des différentes installations en pleine propriété et/ou exploitées par le
Groupe sont décrites au chapitre 5 « développement durable et responsabilité sociétale ».
Les provisions pour démantèlement sont évoquées à la section 4.1 - note 18 « provisions » du présent document.
2.6 PROCÉDURES JUDICIAIRES ET D’ARBITRAGE
Le Groupe peut être impliqué dans des procédures judiciaires,
administratives ou réglementaires dans le cours normal de ses
Altiplano 200
activités. Chaque fois qu’il existe une probabilité sufﬁsante que
En Argentine, les contractants EPC du Groupe sur la centrale
de telles procédures entraînent des coûts à la charge de la
Altiplano 200, qui a commencé à produire de l’électricité à
Société ou de l’une de ses ﬁliales et que le montant peut être
l’automne 2021, ont déposé, ﬁn décembre 2021, une demande
raisonnablement estimé, le Groupe constitue une provision dans
d’arbitrage qui a été notiﬁée au Groupe début 2022. Celle-ci porte
à la fois sur i) la contestation du droit du Groupe à l’application
ses comptes.
dès 2020, conformément aux stipulations contractuelles, des
À la date du présent document, le Groupe n’a pas connaissance
indemnités de retard visant à compenser les pertes de revenus
de procédures gouvernementales, administratives, judiciaires
associées à un retard de démarrage de production de la
ou d’arbitrage autres que celles mentionnées ci-dessous,
centrale solaire par rapport au calendrier contractuel (Liquidated
susceptibles d’avoir, ou ayant eu au cours des douze derniers
mois, un effet signiﬁcatif défavorable sur la situation ﬁnancière ou
Damages), ainsi que sur ii) des surcoûts de construction qu’ils
auraient encourus, dont ils considèrent que le Groupe serait
les résultats de la Société ou du Groupe.
redevable, ce que le Groupe conteste.
El Llano
Au regard des termes du contrat de construction clef en
main conclu avec ces contractants EPC, du calendrier et des
conditions de réalisation du chantier, des impacts ﬁnanciers
consécutifs aux retards encourus par rapport au calendrier
contractuel, et de son appréciation de son exposition potentielle
dans le cadre de cet arbitrage, réalisée avec le concours de
ses conseils juridiques externes, aucune provision pour risque
ni dépréciation de créance signiﬁcative n’a été constituée par le
Groupe dans les comptes annuels 2021.
Le contractant EPC de la centrale mexicaine El Llano a lancé en
septembre 2020 une procédure de résolution de différends par
un groupe d’experts (dispute adjudication board) en réclamant
notamment à la société de projet concernée, la prise en charge
des coûts additionnels de construction, qui étaient très largement
contestés par le Groupe. Cette procédure a déﬁnitivement pris
ﬁn à la suite d’un accord à l’amiable trouvé par les parties en
août 2021. Les engagements pris par Neoen aux termes de cet
accord n’ont pas eu d’effet signiﬁcatif défavorable sur la situation
ﬁnancière du Groupe. Le démarrage du PPA est effectif depuis
début juillet 2021. Le début d’opération commerciale de la
centrale mexicaine El Llano a été prononcée en novembre 2021.
La réception technique provisoire (PA – Provisional Acceptance)
est en revanche toujours en attente. A la date du présent
document, le Groupe continue de travailler activement avec le
constructeur aﬁn de procéder dès que possible à la réception
technique provisoire de la centrale.
HPR/AER
Hornsdale Power Reserve Pty Ltd (« HPR ») a obtenu la résolution
amiable de la réclamation formulée contre elle par le Régulateur
australien de l’énergie (AER) devant la Cour fédérale d’Australie.
Dans ce cadre, HPR a reconnu avoir commis certaines infractions
aux Règles Nationales en matière d’Electricité (NER) entre le
23 juillet 2019 et le 14 novembre 2019 et convenu de payer une
pénalité ﬁnancière de 900 000 AUD ainsi qu’une partie des frais
de justice de l’AER. HPR a constitué une provision à cette ﬁn
dans ses états ﬁnanciers pour l’exercice clos au 31 décembre
2021, à hauteur des montants susmentionnés, et ce bien qu’elle
estime pouvoir les recouvrer, ainsi que ses propres frais de
justice, auprès du contractant auquel elle a conﬁé l’exploitation
et l’entretien de l’actif de stockage d’électricité.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
89
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.7 CHANGEMENT SIGNIFICATIF DE LA SITUATION
FINANCIÈRE OU COMMERCIALE
Il n’y a pas eu de modiﬁcation de la situation ﬁnancière ou commerciale du Groupe depuis la publication de ses comptes annuels le
14 mars 2022.
2.8 AUTRES INFORMATIONS
2.8.1 EVÈNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE
Se référer à la section 4.1 - note 25 « événements postérieurs à la clôture » du présent document.
2.8.2 AUTRES INFORMATIONS RELATIVES À LA SOCIÉTÉ MÈRE NEOEN S.A.
2.8.2.1 ACTIVITÉS
Neoen S.A., société mère, est spécialisée dans le développement, le ﬁnancement et l’exploitation de moyens de production d’électricité
à partir de l’énergie renouvelable ainsi que de solutions de stockage.
2.8.2.2 COMMENTAIRES SUR L’ACTIVITÉ DE NEOEN S.A.
Chiffres clés
Var
(En millions d’euros)
Chiffre d’affaires
Exercice 2021
Exercice 2020
61,5
Var
+ 17,7
+ 11,7
(en %)
79,2
3,8
+ 29%
Résultat d’exploitation
(7,9)
+ 148%
Marge d’exploitation
+5%
38,1
41,9
1,0
– 13%
22,6
Résultat ﬁnancier
+ 15,5
+ 27,3
– 12,6
+ 69%
x3
Résultat courant avant impôts
Résultat exceptionnel
14,6
13,6
– 93%
Intéressement / participation des salariés aux résultats
de l’entreprise
(1,0)
(0,8)
– 0,2
– 25%
Impôts sur les bénéﬁces
(6,1)
(0,8)
– 5,3
x8
Résultat net
35,8
26,6
+ 9,2
+ 35%
Capitaux propres
Dettes ﬁnancières
Trésorerie disponible
1 369,8
391,2
739,9
401,0
60,4
+ 629,9
– 9,8
+ 85%
– 2%
x5
279,6
+ 219,2
90
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
Chiffre d’affaires
Charge d’impôt
Le chiffre d’affaires s’établit à 79,2 millions d’euros en 2021,
en hausse de + 17,7 millions d’euros par rapport à 2020 (soit
+ 29 %). Il est principalement constitué de prestations de
développement en hausse de + 16,3 millions d’euros, sous
l’effet de la croissance du portefeuille de centrales entrées en
construction et en opération. Celles-ci interviennent généralement
à compter du lancement de la construction du projet ou de son
closing ﬁnancier.
En 2021, la Société a comptabilisé un impôt de (6,1) millions
d’euros contre (0,8) million d’euros en 2020, principalement sous
l’effet d’une augmentation de son résultat imposable mais aussi
de la comptabilisation à hauteur de (2,1) millions d’impôts non
exigibles liés aux frais encourus et transférés en prime d’émission
dans le cadre de l’augmentation de capital.
Cet agrégat est détaillé en section 4.3 - note 12 « impôts » du
présent document.
Résultat d’exploitation
Résultat net
Il s’établit à 3,8 millions d’euros en 2021 contre (7,9) millions
d’euros en 2021. Cette progression de + 11,7 millions d’euros
s’explique essentiellement par la hausse du chiffre d’affaires
(+ 17,7 millions d’euros) en partie compensée par l’augmentation
des frais de développement (– 6,5 millions d’euros) aussi bien sur
des projets français (– 1,6 million d’euros) que sur des projets
internationaux (– 3,9 millions d’euros).
Le résultat net s’élève ainsi à 35,8 millions, en progression de
+ 9,2 millions d’euros par rapport à 2020.
Situation ﬁnancière
Les capitaux propres de la Société s’élèvent à 1 369,8 millions
d’euros au 31 décembre 2021 contre 739,9 millions d’euros au
31 décembre 2020. L’augmentation de + 629,9 millions d’euros
s’explique essentiellement par l’augmentation de capital réalisée
le 9 avril 2021 pour un montant brut de 599,0 millions d’euros (se
reporter à la section 4.3 - note 2 « activité de la société et faits
marquants de l’exercice »).
Les charges de personnel reculent de – 8 % et s’établissent à
(27,8) millions d’euros contre (30,2) millions d’euros en 2020, en
raison d’un impact moins important en 2021 des plans d’actions
gratuites au bénéﬁce de certains salariés (+ 4,2 millions d’euros
incluant les cotisations sociales). Cette économie est en partie
compensée par la hausse des frais de personnel de – 1,1 million
d’euros liée à la progression des effectifs de + 13 % sur la
période.
La diminution des dettes ﬁnancières de – 9,8 millions d’euros
(391,2 millions d’euros au 31 décembre 2021 contre 401,0
millions d’euros au 31 décembre 2020) s’explique essentiellement
par le remboursement du solde des emprunts contractés auprès
de Bpifrance pour un total – 10,5 millions d’euros (se reporter à
la section 4.3 - note 2 « activité de la société et faits marquants
de l’exercice »).
Les charges externes ont diminué de + 0,8 million d’euros du
fait d’une réduction des honoraires pour + 1,5 million d’euros
partiellement compensée par la hausse des frais de déplacement
et séminaires (– 0,3 million d’euros), des charges locatives (– 0,2
million d’euros), et des coûts informatiques (– 0,2 million d’euros).
La trésorerie disponible s’élève à 279,6 millions d’euros contre
60,4 millions d’euros un an plus tôt, en hausse de + 219,2 millions
d’euros, principalement en raison de l’augmentation de capital
réalisée le 9 avril 2021 précitée, partiellement consommée par
des investissements en fonds propres réalisés dans le cadre du
développement et de la construction de nouvelles centrales,
marquant de nouveau sur cet exercice une accélération des
investissements réalisés dans de nouveaux projets.
Résultat ﬁnancier
En 2021, le résultat ﬁnancier s’élève à 38,1 millions d’euros,
en hausse de + 15,5 millions d’euros par rapport à 2020.
Cette amélioration s’explique essentiellement par une hausse
des produits d’intérêts sur comptes courants d’associés pour
+ 17,0 millions d’euros liée à la poursuite de la croissance des
investissements réalisés dans de nouveaux projets.
Cet agrégat est détaillé en section 4.3 - note 10.1 « résultat
ﬁnancier » du présent document.
Résultat exceptionnel
Il s’élève à 1,0 million d’euros en 2021, en nette baisse par
rapport à 2020 (13,6 millions d’euros).
Le produit exceptionnel constaté en 2020 résultait d’une
réduction de capital réalisée chez Neoen Services, qui avait
généré un boni correspondant à la différence entre la valeur des
titres chez Neoen S.A. et le montant du capital social de Neoen
Services.
Cet agrégat est détaillé en section 4.3 - note 11 « résultat
exceptionnel » du présent document.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
91
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.8.2.3 TABLEAU DES RÉSULTATS DES 5 DERNIERS EXERCICES
Montants
31.12.2021
31.12.2020
31.12.2019
31.12.2018
31.12.2017
I. Situation ﬁnancière en ﬁn d’exercice (en millions d’euros)
a) Capital social(a)
214,1
107 056 685
-
171,1
85 550 712
-
170,2
85 088 748
-
169,9
84 957 498
830 000
30 560 428
-
108,0
b) Nombre d’actions composant le capital social(a)
Nombre d’actions émises à 1 euro de valeur nominale
Nombre d’actions émises à 2 euros de valeur nominale
c) Nombre d’obligations convertibles en actions(b)
II. Résultat global des opérations effectives (en millions d’euros)
a) Chiffre d’affaires hors taxe
107 964 140
2 056 571
21 505 973
11 081 909
461 964
10 308 754
131 250
6 629 101
-
-
79,2
43,9
(6,1)
35,8
-
61,5
29,1
(0,8)
26,6
-
57,5
24,1
(2,2)
21,1
-
50,7
14,5
(3,1)
9,4
-
36,1
8,9
0,1
8,5
-
b) Bénéﬁces avant impôt, amortissements et provisions
c) Impôts sur les bénéﬁces
d) Bénéﬁces après impôts, amortissements et provisions
e) Montant des bénéﬁces distribués(c)
III. Résultat des opérations réduit à une seule action (en euros)
a) Bénéﬁce après impôt, mais avant amortissements et provisions
b) Bénéﬁce après impôt, amortissements et provisions
c) Dividende versé à chaque action
0,4
0,3
-
0,3
0,3
-
0,2
0,2
-
0,1
0,1
-
0,1
0,1
-
IV. Personnel (en millions d’euros)
a) Nombre de salariés
143,3
11,3
126,6
10,3
107,0
9,5
90,0
7,9
79,0
6,4
b) Montant de la masse salariale
c) Montant des sommes versées au titre des avantages sociaux(d)
(sécurité sociale, œuvres, etc.)
16,5
20,0
7,5
4,2
4,1
(a) Le 1er octobre 2018, la Société a procédé à un regroupement d’actions sur le principe d’une action nouvelle valant deux actions anciennes. La valeur nominale de
l’action étant portée de 1 euro à 2 euros.
(b) Conformément aux termes et conditions des OCEANE émises par Neoen S.A. le 7 octobre 2019 (les « OCEANE 2019 ») et le 2 juin 2020 (les « OCEANE Verte »),
par décision du 7 avril 2021, le Président-directeur général a procédé, sur délégation du Conseil d’administration, à l’ajustement des droits des bénéﬁciaires des
OCEANE 2019 et des OCEANE Verte (application d’un coefﬁcient de 1,075).
(c) Il sera proposé à l’assemblée générale annuelle de 2022 de verser pour la première fois un dividende d’un montant de 0,10 € par actions, payable en actions ou
en numéraire.
(d) La diminution des cotisations sociales est due principalement aux charges relatives aux plans d’attribution d’actions gratuites inhérente principalement à un effet volume.
92
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.8.2.4 STRUCTURE DU GROUPE
L’organigramme simpliﬁé ci-après présente l’organisation juridique du Groupe à la date du présent document. Les pourcentages
mentionnés pour chaque entité correspondent à la quote-part d’intérêt dans le capital et les droits de votes.
Participation directe
Participation indirecte
Neoen S.A.
100 %
Neoen
Investisse-
ments
100 %
Neoen
Northern
Hemisphere
100 %
Neoen
Stockage
France
100 %
Neoen
Solaire
100 %
Neoen
Eolienne
100 %
Neoen
Services
100 %
Neoen
Production 1
100 %
Neoen
Production 2
100 %
Neoen
Production 3
100 %
Neoen
International
100 %
Neoen
Portugal
100 %
Neoen
Australia
100 %
Npinvest-
ment
80,1 %
Hedet Vindpark
Ab
100 %
Altiplano
Solar S.A.
100 %
Groupement
Solaire
100 %
Bulgana Wind
Farm Pty Ltd
100 %
CSNSP 452
Cestas 1
100 %
La Puna
Solar S.R.L.
100 %
Numurkah Solar
Farm Pty Ltd
80,1 %
Mutkalampi
Tuulipuisto Oy
100 %
Providencia
Solar
100 %
Capella
Solar
100 %
Hornsdale Power
Reserve Pty Ltd
70 %
HWF 1
Pty Ltd
100 %
CS de
Torreilles
100 %
Western Down
Green Power Hub
Pty Ltd
100 %
Enr AGS
80 %
HWF 2
Pty Ltd
100 %
Victorian Big
Battery Pty Ltd
80 %
HWF 3
Pty Ltd
100 %
Parkes Solar
Farm Pty Ltd
Argentine
France
100 %
Coleambally
Solar Pty Ltd
El Salvador
Mexique
Australie
Jamaïque
Portugal
50 %
Eight Rivers
Energy
Finlande
Company
Ltd
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
93
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
Le 8 juin 2021, le Groupe a procédé avec son partenaire BNRG à
une restructuration de son portefeuille de projets solaires irlandais.
Les sociétés détenant les 3 projets lauréats de l’appel d’offres
RESS1, BNRGN Hilltown Limited, BNRGN Hortland Limited et
BNRGN Millvale Limited, ont été cédées dans le cadre d’une
réorganisation interne, à une nouvelle holding, BNRG Neoen
Grian Holdings Limited, détenue à 50/50 par Neoen International
et BNRG Sonas Limited. Le 14 octobre 2021, Neoen et BNRG
sont convenus d’une séparation et d’un partage des actifs du
portefeuille initialement co-détenu. Le Groupe a racheté les 50 %
détenus par BNRG Sonas dans la holding BNRG Neoen Grian
Holdings Limited (renommé Grian Holdings Limited). Par ailleurs,
le Groupe a également racheté la participation indirecte de
BNRG Sonas dans la société BNRGN Johnstown North Limited
(renommée Johnstown North Solar Limited). A l’inverse, Neoen
a cédé sa participation de 50 % dans la holding BNRG Neoen
Holdings Limited, détenant le reste du portefeuille de projets
solaires en développement.
Neoen S.A., la société mère
Neoen S.A., société anonyme de droit français, a été initialement
constituée et immatriculée au registre du commerce et des
sociétés de Paris le 29 septembre 2008, sous le numéro
508 320 017 sous forme de société par actions simpliﬁée.
Ses actions ont été admises aux négociations sur le marché
réglementé d’Euronext Paris le 17 octobre 2018. Elle est
contrôlée par son actionnaire de référence décrit à la section 7.3
« actionnariat » du présent document.
Elle détient elle-même des sociétés holding intermédiaires pour
chaque ﬁlière (éolien, solaire, stockage) et/ou pour certaines
zones géographiques.
Ainsi, Neoen S.A. détient, de manière générale, directement ou
indirectement, 100 % des sociétés porteuses des projets, sauf
exceptions présentées ci-après.
Filiales importantes
Le 29 novembre 2021, le Groupe a, par ailleurs, acquis 100%
des titres de la société OBM Solar.
Sereporteràlasection4.1-notes5«périmètredeconsolidation».
Zambie
En date du 21 décembre 2021, il a été fait l’acquisition par le
Groupe des titres que détenait First Solar dans Zambian Sunlight
One, portant ainsi la participation du Groupe à 100 %.
Acquisitions et cessions récentes de ﬁliales
Acquisitions
Farm-down
Dans le cadre de son activité de développement de projets, le
Groupe acquiert occasionnellement des sociétés porteuses de
projets solaires ou éoliens, généralement à un stade intermédiaire
de développement plutôt que déjà développés par des tiers.
Il peut aussi être amené à acquérir des sociétés détenant des
actifs arrivant en ﬁn de contrats long terme de type PPA et offrant
à ce titre un important potentiel de repowering.
Le Groupe a pris la décision de procéder à la cession totale ou
majoritaire (farm-down) de projets ou d’actifs de son portefeuille
sécurisé (se reporter au paragraphe 2.3.1.8 « opérations de
farm-down » du présent document).
Dans ce cadre, les titres des entités suivantes ont été cédés,
majoritairement ou totalement, au cours de l’exercice écoulé :
France
• Centrale Solaire 7 (projet Lagarde – 100 %)
• Centrale Solaire Alpha (projet Grabels – 100 %)
• SASU PV Le Camp (Lugos – 100 %)
• Centrale Solaire Orion 56 (Miremont – 100 %)
• Centrale Eolienne Le Berger (95 %)
En date du 10 septembre 2021, il a été fait l’acquisition majoritaire
d’un portefeuille de projets solaires en développement dans le
sud de la France : le Groupe a acquis 60 % des titres de la
société holding Hexagone Energie qui détient elle-même 100 %
des titres de sept entités de projet.
Finlande
• Centrale Eolienne Les Beaux Monts (95 %)
Par ailleurs, le Groupe a cédé :
En date du 22 janvier 2021, le Groupe a fait l’acquisition de
19,9 % de la société de projet Mutkalampi Tuulipuisto Oy auprès
de Prokon Wind Energy Finland Oy, portant la participation du
Groupe dans Mutkalampi Tuulipuisto Oy à 100 %.
• 15 % des titres détenus dans Groupement Solaire Cestas 2
(GSC2), propriétaire des Centrales Constantin 7, 8, 9 et 10,
au proﬁt des deux co-actionnaires Romande Energie France
et Eos Solar France. Le Groupe reste propriétaire de 5 % des
titres de GSC2 ;
Suède
En date du 22 janvier 2021, Le Groupe a acquis 100 % de la
société de projet Storen Vind AB et 100 % de la société de projet
Isbillen Vind AB auprès de différents vendeurs danois/suédois.
• 15 % des titres détenus dans Groupement Solaire Cestas 3
(GSC3), propriétaire des Centrales Constantin 11, 12 et 13, au
proﬁt du co-actionnaire Solar Infrastructures. Le Groupe reste
propriétaire de 5 % des titres de GSC3.
Irlande
En date du 10 mars 2021, le Groupe a fait l’acquisition d’un
portefeuille de projets solaires en développement en Irlande : il
a acquis 100 % des titres de la société holding Solas Eireann
JV Limited, qui détient elle-même 100 % des titres de quinze
sociétés de projet, chacune porteuse d’un projet solaire en
développement.
94
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
• la société salvadorienne Pedregal Solar SA de CV a été liquidée
puis radiée le 17 décembre 2021 ;
Cessions et liquidations
Au cours de l’exercice 2021, le Groupe a également été amené
à céder certaines participations en raison de considérations
ﬁnancières ou stratégiques ainsi qu’à procéder à des radiations
dans un soucis de simpliﬁcation de l’organisation juridique et
opérationnelle :
• la société Biomasse Energie de Laneuveville a fait l’objet
d’une fusion-absorption par son associé unique constatée le
31 décembre 2021 et a été radiée dans la foulée.
Participations et Joint-Ventures
• le Groupe a cédé le 14 avril 2021 sa participation de 100 %
qu’il détenait dans le capital de la société Moulin de Beuvry,
société développant un projet de parc solaire photovoltaïque
situé sur la commune de Labourse (62480) ;
Pour une présentation des participations détenues par le Groupe,
se référer à la section 4.1 - note 5 « périmètre de consolidation ».
Pour une présentation des joint-ventures constituées par
le Groupe, se référer à la section 4.1 - note 5 « périmètre de
consolidation ».
• le Groupe a conclu le 3 décembre 2021 un contrat de cessions
d’actions par lequel il cède l’intégralité de sa participation dans
la société Blue Mahoe Energy Company à son co-actionnaire
Rekamniar ;
2.8.2.5 DÉLAIS DE PAIEMENT CLIENTS ET FOURNISSEURS
Article D. 441 I.-1° : Factures reçues non réglées à la date de clôture de l’exercice dont le terme est échu
Total
(1 jour et
plus)
0 jour
(indicatif)
1 à 30
jours
31 à 60
jours
61 à 90
jours
91 jours
et plus
(A) Tranches de retard de paiement
Nombre de factures concernées
89
80
4
8
12
104
F
O
U
R
N
I
S
S
E
U
R
S
Montant total des factures concernées TTC
6 214 393
1 817 540
68 569
18 875
214 874
2 119 860
Pourcentage du montant total des achats TTC
de l’exercice
10,09%
2,95%
0,11%
0,03%
0,35%
3,44%
(B) Factures exclues du (A) relatives à des dettes litigieuses ou non comptabilisées
Nombre de factures exclues
0
0
Montant total des factures exclues
(C) Délais de paiement référence utilisés
(contractuel ou délai légal - article L. 441-6 ou article L. 443-1 du Code de commerce)
Délais de paiement utilisés pour le calcul des retards de paiement
30 jours date de facture
Article D. 441 I.-2° : Factures émises non réglées à la date de clôture de l’exercice dont le terme est échu
Total
(1 jour et
plus)
0 jour
(indicatif)
1 à 30
jours
31 à 60
jours
61 à 90
jours
91 jours
et plus
(A) Tranches de retard de paiement
Nombre de factures concernées
7
2
1
0
-
4
7
Montant total des factures concernées TTC
18 340 892
32 138
4 580 820
12 454 655 17 067 613
13,61% 18,65%
C
L
I
Pourcentage du montant total des ventes TTC
de l’exercice
20,04%
0,04%
5,00%
0,00%
E
N
T
S
(B) Factures exclues du (A) relatives à des dettes litigieuses ou non comptabilisées
Nombre de factures exclues
0
0
Montant total des factures exclues
(C) Délais de paiement référence utilisés
(contractuel ou délai légal - article L. 441-6 ou article L. 443-1 du Code de commerce)
Délais de paiement utilisés pour le calcul des retards de paiement
Les créances à plus de 91 jours (qui s’établissent à 12,4 millions d’euros) correspondent à la facturation par Neoen S.A. du solde de la convention Groupe de
développement de la centrale éolienne de Mont de Malan, désormais en exploitation.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
95
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
2.8.2.6 SANCTIONS PÉCUNIAIRES
Néant.
2.8.2.7 DÉPENSES SOMPTUAIRES
Les loyers des véhicules de tourisme considérés comme des charges non déductibles s’élèvent à 104 597,50 euros pour l’exercice 2021.
2.8.2.8 RÉINTÉGRATION DE FRAIS GÉNÉRAUX SUITE À REDRESSEMENT FISCAL
Néant.
96
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
COMMENTAIRES SUR L’EXERCICE
2
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
97
3
FACTEURS ET GESTION
DES RISQUES
3.1
PRINCIPAUX FACTEURS DE RISQUES
AUXQUELS LE GROUPE EST EXPOSE
3.1.4
3.1.5
Risques légaux et réglementaires
115
118
100
102
Risques environnementaux, sociaux
et de gouvernement d’entreprise
3.1.1
3.1.2
Risques liés au secteur d’activité
Risques liés à l’activité et la stratégie
du Groupe
3.2
ASSURANCES ET GESTION DES RISQUES 121
106
111
3.2.1
3.2.2
Assurances
121
123
3.1.3
Risques liés à la situation ﬁnancière
du Groupe
Gestion des risques
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
3.1 PRINCIPAUX FACTEURS DE RISQUES AUXQUELS
LE GROUPE EST EXPOSE
Tous les trois ans, les principaux risques auxquels le Groupe
est confronté font l’objet d’un processus de cartographie. Les
principaux facteurs de risques décrits dans le tableau ci-dessous
ont été identiﬁés dans la cartographie des risques mise à jour au
cours du second semestre 2019.
S’agissant des autres risques, il ne semble pas que leur niveau
d’importance net se soit accru ou modiﬁé par rapport à la
situation antérieure.
En conséquence, les principaux risques mentionnés dans le
tableau ci-après sont, à la date du présent document, ceux
auxquels le Groupe estime être exposé en raison de son modèle
économique et des activités opérées.
Au cours du second semestre 2021, cette cartographie, et
de manière plus globale l’environnement des risques ont été
analysés par le Comité exécutif, en particulier dans le contexte
spéciﬁque de sortie progressive de la crise sanitaire, et présentés
au Comité d’audit.
Ils sont présentés dans un nombre limité de catégories en
fonction de leur nature. Leur importance est évaluée en fonction
de leur probabilité d’occurrence et de leur impact négatif en cas
de réalisation. Au sein de chacune de ces catégories, les risques
sont classés par ordre décroissant d’importance. Les risques
ont été appréciés en tenant compte des mesures de gestion de
risque mises en place au sein du Groupe. La présentation ci-
après des facteurs de risque intègre la prise en compte de la
pandémie de COVID-19 et de ses impacts.
Des
déséquilibres
importants
dans
les
chaînes
d’approvisionnement et dans la logistique d’acheminement,
vers les projets, d’équipements entrant dans la fabrication des
centrales ont notamment été observés par le Groupe au cours
de l’année 2021. Ces déséquilibres sont la conséquence directe
(retards de livraison de panneaux photovoltaïques), ou indirecte
(surcoûts de transport) de la crise sanitaire mondiale. Leur impact
sur le développement et le ﬁnancement de projets (surcoûts et
retards), mais aussi sur leur exécution (retards) étant susceptible
d’être signiﬁcatif, le Groupe a en conséquence pris la décision,
en accord avec le Comité d’audit, de réévaluer la qualiﬁcation du
risque lié aux variations des prix des composants nécessaires à
la production d’équipements renouvelables de moyen à élevé.
Ces risques ou encore d’autres risques non identiﬁés ou que le
Groupe ne juge pas être signiﬁcatifs pourraient survenir en raison
de facteurs externes indépendants de la volonté du Groupe et
pourraient éventuellement avoir un effet sur ses activités, sa
situation ﬁnancière ou ses perspectives de développement.
Enﬁn, il faut noter que la déclaration de performance extra-
ﬁnancière contient une description des risques extra-ﬁnanciers,
dont certains sont repris ici s’ils sont jugés signiﬁcatifs.
Par ailleurs, le Groupe a observé en 2021 un accroissement
notable du risque d’occurrence d’actions cyber malveillantes
et d’atteintes à la sécurité des systèmes d’information. Cette
tendance a été également conﬁrmée au cours des premiers
mois de 2022. De nombreuses entreprises et organisations
de tailles diverses ont ainsi été affectées, ﬁnancièrement
et opérationnellement, par des attaques, toujours plus
sophistiquées, conduites par des acteurs divers, allant de
simples hackers, à des organisations criminelles structurées,
ou encore des Etats. Le secteur de l’énergie a notamment été
ciblé de manière croissante. Le Groupe a, quant à lui, fait l’objet
d’un nombre plus important de tentatives d’hameçonnage
(phishing) et de « fraude au président », qui, si elles n’ont pas
eu de conséquences directes, car identiﬁées et bloquées, ont
souligné le caractère croissant de la menace « cyber », tout
particulièrement dans un contexte de développement du travail à
distance associé à la pandémie de COVID-19. En conséquence,
le Groupe a pris la décision, en accord avec le Comité d’audit,
de réévaluer la qualiﬁcation du risque lié à l’infrastructure
informatique de moyen à élevé.
100
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
CATEGORIE
FACTEUR DE RISQUE
IMPACT NET1
Risque lié à la concurrence sur les marchés des énergies renouvelables
ELEVE
ELEVE
Risque lié aux variations des prix des composants nécessaires à la production
d’équipements renouvelables
Risques liés au
secteur d’activité
Risque lié au raccordement aux réseaux de distribution ou de transport et à leur
utilisation
MOYEN
Risque de prix sur les marchés de gros de l’électricité
Risque lié à l’emploi de contractants tiers
MOYEN
ELEVE
Risque lié à l’obtention d’accords de ﬁnancement auprès de différentes sources,
en particulier par endettement externe
ELEVE
DPEF
| Chapitre 5
Risque lié à l’expansion du Groupe sur des marchés émergents
ELEVE
MOYEN
MOYEN
Risques liés à
l’activité et la
stratégie du Groupe
Risque relatif aux projets en phase de développement et de construction
Risque lié à la sécurisation préalable de contrats de vente d’électricité
Risque lié à la résiliation d’un contrat de vente d’électricité ou des défauts ou
retards de paiement par les contreparties
MOYEN
FAIBLE
Risque se rapportant à l’entretien et la rénovation des installations de production
d’électricité
Risque lié au niveau de levier et au mode de ﬁnancement du Groupe
Risque lié aux clauses spéciﬁques des contrats de ﬁnancement (covenants)
Risque lié à la recouvrabilité des impôts différés actifs
Risque lié à l’évolution des règles ﬁscales
ELEVE
MOYEN
MOYEN
MOYEN
MOYEN
Risques liés à la
situation ﬁnancière
du Groupe
Risque de change
Risque lié à une évolution défavorable de la réglementation ou des politiques
publiques de soutien aux énergies renouvelables
MOYEN
MOYEN
Risques légaux et
réglementaires
Risque lié à l’obtention des permis, licences et autorisations nécessaires à
l’exercice de ses activités ou à l’implantation de ses installations
Risque lié à la diminution ou à la remise en cause des prix et tarifs réglementés
d’achat d’électricité renouvelable
MOYEN
ELEVE
Risque lié à l’infrastructure informatique
Risque lié à l’acceptabilité d’une installation par les populations
DPEF
DPEF
|
|
Chapitre 5
Chapitre 5
locales ou à la remise en cause des permis, licences et
autorisations postérieurement à leur obtention par le Groupe
MOYEN
Risques
environnementaux,
sociaux et de
gouvernement
d’entreprise
Risque lié à la capacité de rétention des cadres clés et employés
et à l’embauche et la rétention de nouveaux employés qualiﬁés
MOYEN
MOYEN
FAIBLE
Risque lié au changement climatique et aux épisodes météorologiques extrêmes
Risque lié aux conditions météorologiques et notamment aux ressources solaires
et éoliennes
1 Les risques ont été appréciés en tenant compte des mesures de gestion de risque mises en place au sein du Groupe.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
101
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
sous contrôle commun avec la Société, le Groupe pourrait être
confronté à des restrictions à sa participation à de tels appels
d’offres. Si le Groupe n’a pas été confronté à de telles restrictions
de manière signiﬁcative à ce jour, ce type de situation a vocation
à être examiné dans le cadre des mécanismes de gestion
des conﬂits d’intérêts mis en place par la Société, à travers
notamment la nomination d’un administrateur référent depuis
avril 2019, dont le rôle inclut la gestion de situations de conﬂit
d’intérêts portés à sa connaissance par les membres du Conseil.
3.1.1 RISQUES LIÉS AU SECTEUR
D’ACTIVITÉ
Risque lié à la concurrence sur les marchés
des énergies renouvelables
Les marchés de l’énergie solaire et éolienne sont très
concurrentiels. Ceci résulte notamment :
En outre, le secteur des énergies renouvelables a été marqué
ces dernières années par une tendance à la consolidation,
notamment par l’arrivée sur le marché de groupes énergétiques
internationaux. Des entreprises énergétiques de premier plan,
telles que Total, Iberdrola ou encore RWE, ont renforcé leurs
positions sur le marché des énergies renouvelables par des
acquisitions de développeurs et producteurs indépendants
d’électricité solaire ou éolienne et se diversiﬁent de manière
croissante (avec des budgets de plus en plus conséquents) dans
le domaine de l’énergie renouvelable. Enﬁn, d’autres concurrents
ont cherché à augmenter leurs parts de marché à travers des
opérations de fusions et rapprochements d’entreprises qui ont
donné naissance à des acteurs plus importants, possédant des
ressources ﬁnancières signiﬁcatives, dépassant celles du Groupe
dans de nombreux cas.
• de la progression du nombre d’acteurs dans le domaine des
énergies renouvelables, compte tenu de ses perspectives
de croissance fortes associées notamment aux ambitions
internationales en matière de réduction des émissions
mondiales de gaz à effet de serre ;
• d’une tendance de long terme à la baisse des coûts des
panneaux photovoltaïques ou des turbines éoliennes, des
autres composants du système ainsi que des coûts de
construction, de maintenance, du capital et autres coûts, que
la reprise économique post COVID-19 a temporairement
suspendu ;
• du niveau des prix de l’électricité à travers les tarifs d’achat
obligatoires ou les procédures d’appels d’offres ; ou encore
• des évolutions technologiques rapides affectant le secteur
amenant certains acteurs à envisager des durées de vie de
leurs actifs supérieures à celles retenues par le Groupe.
Dispositif de maîtrise
En favorisant le développement de ses projets en interne, le
Groupe tend à optimiser leur coût de développement et à
contribuer à la sélection des sites et des options technologiques
les plus pertinentes, ce qui lui permet de pouvoir être compétitif
par rapport à une concurrence qui peut être amenée à privilégier
les acquisitions.
Tous ces éléments sont susceptibles de réduire le prix moyen
de vente dans les contrats d’achat d’électricité ou d’accentuer
la difﬁculté pour le Groupe à remporter des appels d’offres
à
des prix garantissant les rendements souhaités. Cette
concurrence a contribué à créer historiquement une tendance
baissière des prix proposés dans le cadre des procédures
d’appels d’offres, conduisant ainsi à des niveaux de prix de
plus en plus faibles observés sur des procédures récentes,
tel que par exemple l’appel d’offres gouvernemental qui avait
eu lieu au Portugal en août 2020. L’augmentation récente des
coûts des panneaux photovoltaïques et des turbines éoliennes
associée aux conséquences sur le prix des matières premières,
les coûts de transports, et les chaines logistiques, de la reprise
économique post COVID-19 a temporairement mis ﬁn à cette
tendance baissière. Elle n’a pas pour autant encore entraîné de
rebond matériel signiﬁcatif des prix proposés dans le cadre des
procédures d’appels d’offres ou des processus compétitifs de
mise en concurrence.
Le groupe a aussi engagé une initiative d’amélioration continue
de ses processus d’opération et maintenance, dans le but
d’améliorer ses coûts de production et d’accroitre sa compétitivité
dans les développements à venir.
Par ailleurs, le Groupe s’est ﬁxé des objectifs de taux de retour
sur investissements (taux de rentabilité interne (TRI)) calculés sur
un horizon de 30 ans s’élevant à 7,5 % (+/- 150 points de base)
pour l’Europe, 8,5 % (+/- 150 points de base) pour l’Australie,
6 à 10 % pour les autres pays de l’OCDE, et supérieurs à 10 %
(low double digit) dans les pays non-membres de l’OCDE. Le
respect de ces TRI, validés par son Conseil d’administration,
est suivi de manière constante lors des différentes phases
d’un projet, de son développement jusqu’à la ﬁnalisation de sa
construction. Le Groupe s’assure ainsi que ces objectifs sont
bien systématiquement respectés dans le cadre des projets en
développement et en construction.
Par ailleurs, sur chacun des marchés dans lesquels il opère, le
Groupe fait face à la concurrence des acteurs locaux comme
des acteurs globaux, dont beaucoup bénéﬁcient d’une grande
expérience (tant sur le plan domestique que sur le plan
international) dans le développement et l’opération d’installations
de production d’électricité, et de ressources ﬁnancières au moins
équivalentes, voire supérieures, à celles du Groupe.
La présence du Groupe sur plusieurs marchés lui permet aussi
de suivre au plus près les optimisations mises en œuvre par
les différents acteurs de l’industrie (par rapport à des acteurs
locaux). Enﬁn, sa stratégie long terme qui repose sur un principe
de détention majoritaire de ses actifs sur leur durée d’exploitation,
à l’exclusion des projets et actifs du portefeuille sécurisé cédés
dans le cadre de son activité de farm-down2, lui donne un
avantage dans la négociation de PPAs avec des acteurs privés.
Parmi les concurrents du Groupe ﬁgurent des entreprises
dont les actionnaires signiﬁcatifs de la Société détiennent
ou pourraient détenir une participation au capital, ce qui est
susceptible d’engendrer des conﬂits d’intérêts potentiels. En
fonction des règles applicables aux appels d’offres, notamment,
gouvernementaux, lorsque des concurrents sont considérés
Impact net du risque : Elevé.
2 En 2021, lors de son Capital Markets Day, Neoen a annoncé son intention de procéder de manière régulière mais sélective à la cession totale ou majoritaire, de
projets de son portefeuille sécurisé (farm-down), dans la limite de 20 % 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.
102
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
Cuivre, Cobalt, Aluminium, Argent) sont suivies mensuellement.
Risque lié aux variations de prix des
composants nécessaires à la production
d’équipements renouvelables
L’équipe achats sécurise, suivant l’importance des projets,
le prix, la classe de puissance et la capacité des modules
photovoltaïques au travers de contrats cadres pour éviter
d’être soumis à une volatilité trop forte des prix (demande
ﬂuctuante du marché chinois et barrière anti-dumping US
notamment), et procède de manière continue à l’élargissement
et au renouvellement de sa base de fournisseurs stratégiques
pour éviter autant que possible les situations d’abus de position
dominante. Le modèle de contrat intégré (EPC Full Wrap),
privilégié par le Groupe, laisse par ailleurs une grande part de
l’impact des évolutions potentielles des coûts des composants
à la contrepartie EPC.
Les prix des éoliennes, des panneaux photovoltaïques ou des
autres composants du système (composants BOS ou BOP) ont
augmenté sensiblement depuis le premier trimestre 2021, et
sont susceptibles de continuer à ﬂuctuer à l’avenir en raison de
nombreux facteurs qui échappent au contrôle du Groupe, tels
que :
• L’impact direct ou indirect de l’évolution de la crise sanitaire
résultant du COVID-19 ;
• Les variations du prix des matières premières nécessaires
à la production des équipements d’installations d’énergies
renouvelables (polysilicium, acier, lithium, cobalt etc.) ;
En outre, le Groupe ne conﬁrme la commande à ses fournisseurs
(Notice to Proceed), l’engageant déﬁnitivement, que lorsqu’il
dispose de sufﬁsamment de visibilité quant à sa capacité à réaliser
ses projets dans des conditions de rentabilité satisfaisantes au
regard de ses cibles de retour sur investissement. Il intègre par
ailleurs systématiquement pour chaque projet des contingences
dans ses budgets d’investissement aﬁn de pouvoir absorber
tout ou a minima une partie de l’impact de la variation des prix
des composants et équipements auxquels il est susceptible de
faire face.
• L’indisponibilité de certains composants (du fait d’une
demande mondiale dépassant actuellement l’offre disponible)
susceptible d’entraîner des retards en phase de construction ;
• La rupture des chaînes logistiques affectant le rythme de
production et de livraison des équipements renouvelables ;
• Les déséquilibres des chaines d’approvisionnement qui
affectent le marché du fret international ;
Impact net du risque : Elevé.
• La concentration croissante observée sur certains segments
de la chaîne de valeur, limitant le choix des contractants
possibles, tout particulièrement en matière de fabrication du
polysilicium, qui représente une part importante du coût de
fabrication des panneaux photovoltaïques ;
Risque lié au raccordement aux réseaux
de distribution ou de transport et à leur
utilisation
• Les mesures anti-dumping visant les fabricants de panneaux
chinois ou l’adoption de toute autre mesure commerciale entre
gouvernements visant des matériaux clés des installations.
Aﬁn de vendre l’électricité produite par les installations qu’il
exploite, le Groupe doit obtenir le raccordement de ces
installations aux réseaux publics de distribution ou de transport
d’électricité. Ainsi, la possibilité d’implanter un site de production
à un endroit déterminé dépend fortement des possibilités de
raccordement de l’installation aux réseaux de distribution et/ou
de transport. Les sites d’implantation de centrales disponibles
étant parfois situés à une certaine distance des réseaux de
distribution et/ou de transport, le Groupe ne peut pas garantir
qu’il obtiendra les raccordements réseaux sufﬁsants, dans les
délais et coûts envisagés, pour l’implantation de ses futures
centrales, notamment dans les marchés non matures ou
émergents pour lesquels le gestionnaire du réseau n’a pas
toujours l’expérience requise en matière de raccordement
d’installations de production d’énergies renouvelables, ce qui
peut conduire à un retard important dans la mise en production
des projets (comme au Mexique par exemple) et à une perte
de revenu difﬁcilement recouvrable auprès du constructeur du
projet (EPC) ou au besoin de mettre en œuvre des équipements
supplémentaires, à la demande du gestionnaire de réseau.
Ces facteurs pourraient continuer à faire augmenter les coûts
d’approvisionnement du Groupe (en particulier le coût des
panneaux photovoltaïques et les coûts de transport international),
ce qui pourrait réduire la valeur des projets, en rendre certains
non viables ou imposer au Groupe de décaler leur calendrier de
réalisation, chacune de ces circonstances pouvant avoir une
incidence défavorable signiﬁcative sur l’activité du Groupe, ses
résultats ou sa situation ﬁnancière.
Point sur les effets de la sortie de crise
COVID-19 :
Les difﬁcultés d’approvisionnement, les retards de
livraisons et le risque de rupture des chaînes logistiques,
inhérents à la reprise économique faisant suite à
l’épidémie de COVID-19 affectent le prix et les conditions
d’obtention des composants nécessaires à la production
d’équipements renouvelables et sont susceptibles de
perturber le développement et la construction de certains
projets.
Par ailleurs, la capacité insufﬁsante du réseau, du fait de sa
congestion, d’une surproduction des installations raccordées
ou de variations excessives des prix de marché de l’électricité,
pourrait porter une atteinte signiﬁcative aux projets du Groupe et
entraîner la réduction de la taille des projets, des retards dans la
réalisation des projets, l’annulation de projets, une augmentation
des coûts en raison de la mise à niveau du réseau, et l’appel
potentiel au titre des garanties que le Groupe a constituées
auprès du gestionnaire du réseau dans le cadre du raccordement
d’un projet donné.
Dispositif de maîtrise
Les contractants EPC (Engineering Procurement Construction)
sont systématiquement choisis dans le cadre d’un processus
d’appel d’offres compétitif avec au minimum trois EPC de premier
rang. Les évolutions des coûts des matériaux (Polysilicium, Acier,
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
103
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
Des limitations techniques pourraient également conduire le
gestionnaire du réseau à demander au Groupe un écrêtage de
la génération électrique pour l’approvisionnement du réseau
en deçà des capacités des centrales (grid curtailment). Dans
l’Etat de South Australia ou encore dans l’Etat de Victoria, les
insufﬁsances du réseau en termes de capacité ont conduit
l’opérateur à limiter régulièrement l’injection d’énergie éolienne
dans le réseau en fonction du nombre de centrales électriques au
gaz en opération au même moment. Cela implique un curtailment
partiel, donc une perte de revenus. Un autre phénomène en
Australie est le coefﬁcient MLF (marginal loss factors) : le revenu
des producteurs d’électricité est impacté par le MLF en fonction
des pertes estimées sur le réseau. La multiplication des centrales
renouvelables ces dernières années a augmenté les pertes et
donc réduit ce coefﬁcient. Ces effets réduisent la rentabilité des
actifs.
Dans tous ses pays, lorsque les réseaux sont faibles, le Groupe
cherche par ailleurs un raccordement à très haute tension.
Enﬁn, la mise en œuvre de dispositifs de stockage d’énergie
par le Groupe a aussi apporté une réponse partielle aux risques
posés par l’écrêtage.
Impact net du risque : Moyen.
Risque de prix sur les marchés de gros de
l’électricité
Le Groupe est exposé au risque de prix sur les marchés de gros de
l’électricité (marché spot), y compris les prix des certiﬁcats verts
ou tout autre instrument similaire spéciﬁque d’un marché donné
(par exemple, les large-scale generation certiﬁcates ou LGCs
en Australie, ou les CELs, Certiﬁcados de Energías Limpias, au
Mexique), sur lesquels il vend une partie de l’électricité produite
par ses installations.
Enﬁn, dans certains marchés et notamment en Australie, le
Groupe (comme d’autres producteurs) est tenu de contribuer
à la rémunération des producteurs d’énergie qui fournissent un
service de stabilisation du réseau électrique (services de réserves
primaires en Australie : FCAS ou frequency control ancillary
services).
Une baisse des prix de marchés supérieure à 20% a ainsi été
observée en Australie en 2020 sur les centrales exposées
pour une partie de leur production à la volatilité des prix sur les
marchés de gros. De par son caractère ponctuel, cette baisse
n’a pas eu d’impact signiﬁcatif au niveau consolidé. A l’inverse,
une hausse très importante des prix de marché a été observée
en Europe au cours du deuxième semestre 2021, dont ont
bénéﬁcié les centrales pour lesquelles la production n’avait pas
été intégralement vendue dans le cadre de PPA de longue durée.
Le montant de ces contributions FCAS ainsi que les commissions
reçues par le Groupe au titre de ses services FCAS pour les
exercices clos les 31 décembre 2020 et 2021 sont détaillés dans
le tableau ci-dessous :
(En dollars australiens)
Revenus FCAS
Contributions FCAS
SOLDE
31.12.2021
27 245 844
(3 139 123)
24 106 721
31.12.2020
47 227 696
(8 023 767)
39 203 928
De manière générale, une baisse prolongée des prix de marchés
pourrait avoir un impact signiﬁcatif, soit en termes de réduction
de revenus, soit de compétitivité ou de perspectives de rentabilité
de certains projets, soit de capacité du Groupe à ﬁnancer ses
projets en ayant recours à des ﬁnancements de projets dédiés,
assis notamment sur les perspectives long terme des prix de
l’électricité.
Le montant de ces contributions FCAS est imprévisible, peut
se révéler signiﬁcatif et pourrait être supérieur aux hypothèses
prises dans les modèles ﬁnanciers et ne pas être compensé
par de telles commissions reçues par le Groupe en tant que
fournisseur de ces services FCAS à travers ses dispositifs de
stockage. Le cas échéant, cela aurait une incidence défavorable
potentiellement signiﬁcative sur les taux de rentabilité interne des
projets concernés.
En 2021, les revenus de marché se sont élevés à 74,7 millions
d’euros, soit 22 % du chiffre d’affaires total du Groupe. En
excluant le chiffre d’affaires associé aux installations de stockage
dédiées, les revenus de marchés ont représenté en 2021, 16 %
du chiffre d’affaires total du Groupe. La politique actuelle du
Groupe est désormais de maintenir une exposition au prix de
marché en-dessous du seuil de 20 % de sa capacité installée,
hors installations de stockage dédiées, directement raccordées
aux réseaux.
Dispositif de maîtrise
Pour chacun de ses projets en Australie, le Groupe établit des
modèles ﬁnanciers prenant en compte des prévisions de grid
curtailment et de MLF sur la base de scénarios établis par des
experts indépendants et considérés comme probables à la date
du closing ﬁnancier. Il travaille actuellement à une amélioration
de sa capacité de prévision de production opérationnelle
communiquée aux gestionnaires de réseau.
Les prix de gros de l’électricité (qui ont connu une diminution
sensible au pic de l’épidémie de COVID-19 avant de rebondir de
manière dynamique, tout particulièrement en Europe, au cours
du deuxième semestre 2021, tirés par les prix du gaz naturel et
des quotas de droit d’émission de CO2) présentent généralement
une forte volatilité, sont très spéciﬁques à un marché donné et
dépendent de nombreux facteurs, tels que :
Au vu des récentes évolutions sur le réseau en Australie, le
Groupe porte une attention particulière, lors du choix des sites, à
la robustesse du réseau, et aux investissements complémentaires
qui pourraient être nécessaires dans le cadre de la réalisation de
ses projets, aﬁn de limiter les risques en phase d’opération.
• le niveau de la demande ;
• le prix des combustibles ;
• l’heure, la disponibilité et le coût de production de la capacité
disponible pour répondre à la demande, et ;
En Australie, le Groupe a par ailleurs développé la capacité de
certains actifs (fermes éoliennes en particulier) à participer au
marché de la régulation en devenant fournisseur de services de
contrôle de fréquence (FCAS).
• la structure des marchés de gros (ordre dans lequel la capacité
de production est répartie, facteurs affectant le volume
d’électricité pouvant être transporté par les infrastructures
disponibles à des points et moments donnés).
104
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
Les prix auxquels l’électricité produite par le Groupe peut être
vendue sur le marché de gros dépendent en partie du coût
relatif, de l’efﬁcacité et des investissements nécessaires pour
le développement et l’exploitation des sources d’énergies
conventionnelles(tellesquelepétrole, lecharbon, legaznaturelou
l’énergie nucléaire) et renouvelables, telles que celles exploitées
par le Groupe. Ainsi, une baisse des coûts des autres sources
d’électricité, comme les combustibles fossiles, pourrait entraîner
une diminution du prix de gros de l’électricité. De nouvelles
capacités de production d’électricité pourraient également
entraîner une diminution du prix de gros de l’électricité, voire
rendre les prix négatifs par moment.
de certiﬁcats. Dans ces derniers cas, le Groupe est exposé au
risque de diminution ou de volatilité des prix des certiﬁcats sur les
marchés. En 2021, les revenus liés à la vente de certiﬁcats verts
se sont élevés à 61,2 millions d’euros, très majoritairement dans
le cadre de vente d’énergies sous contrats, soit 18 % du chiffre
d’affaires total du Groupe.
Une baisse du prix de marché de l’électricité ou des certiﬁcats
pourrait avoir une incidence défavorable sur l’attractivité
ﬁnancière des nouveaux projets et la rentabilité des installations
du Groupe. L’impact sur les résultats d’exploitation et la situation
ﬁnancière du Groupe pourrait être signiﬁcatif, selon l’étendue de
l’exposition de marché de son portefeuille.
Des évolutions réglementaires plus importantes du marché de
l’électricité pourraient également avoir un impact sur les prix
de l’électricité (se reporter au paragraphe 3.1.4 du présent
document).
Dispositif de maîtrise
La maîtrise du risque de marché s’applique à plusieurs étapes
des projets et repose sur les bases suivantes :
Compte tenu de l’intermittence des ressources solaires
et éoliennes (et en l’absence d’installations de stockage
d’énergie à proximité des sites), le Groupe peut rencontrer des
difﬁcultés à capitaliser sur les périodes pendant lesquelles la
demande est la plus élevée sur les marchés de gros, lorsque
ces périodes interviennent à des moments où les conditions
d’ensoleillement ou la vitesse du vent ne permettent pas une
production d’électricité sufﬁsante. Par ailleurs, sur les marchés
du Groupe disposant d’une capacité de production d’énergie
photovoltaïque importante, l’augmentation simultanée de
l’approvisionnement en électricité pendant les périodes de forte
disponibilité des ressources solaires peut entraîner une baisse
des prix du marché, voire rendre les prix négatifs par moment
comme cela a été observé, de manière temporaire, mais de plus
en plus fréquente, dans certains états australiens au cours du
deuxième semestre 2021. Cette corrélation entre des prix bas
et le proﬁl de production renouvelable a tendance à s’accentuer
quand la pénétration des énergies renouvelable augmente.
• analyse et mesures ex ante : Neoen s’appuie sur des analyses
de marché externes pour les scenarios de prix à moyen et
long terme. Ces analyses sont produites par des sociétés
spécialisées qui construisent des modèles élaborés d’évolution
des marchés. Elles permettent de déﬁnir un scenario central
ainsi que des scenarios alternatifs qui permettent de tester
la résistance des revenus des projets et leur capacité à
respecter leurs covenants ﬁnanciers face à des situations
plus inattendues. Dans certains cas, le Groupe développe lui-
même certains scenarios alternatifs pour tester ses modèles ;
• couverture du risque de marché : sur les marchés où les
centrales sont en phase de production et exposées au risque
de prix sur les marchés de gros (comme en Australie), le
Groupe dédie des équipes à l’analyse ﬁne des risques de
marché sur des durées plus courtes (de quelques mois à
quelques années). Ces équipes développent des stratégies
de couverture du risque sur les marchés à terme, qui sont
validées par un comité regroupant les équipes de direction.
Les premières applications pratiques s’appliquent aux
certiﬁcats LGCs en Australie et le Groupe a vocation à étendre
sa politique de couverture du risque de marché aux CELs au
Mexique ;
Une centrale, qui vend tout ou partie de son électricité sur le
marché de gros, aura généralement une source de revenus
moins prévisible que les centrales pour lesquelles un contrat
de vente d’électricité, couvrant l’intégralité de la production de
l’installation, a été conclu. La plus grande volatilité des revenus
d’une centrale exposée aux prix de marché réduit aussi le
pourcentage du ﬁnancement d’un projet par endettement et est
susceptible d’affecter sa capacité à respecter ses covenants
ﬁnanciers en matière de couverture du service de la dette par
ses liquidités disponibles.
• gestion opérationnelle des actifs de production : pour les
actifs en production, si le risque de prix négatifs existe, des
équipes sont affectées au suivi de la production en temps
réel. L’Australie dispose par exemple d’un centre de contrôle
opérationnel qui fonctionne sept jours sur sept, vingt-quatre
heures sur vingt-quatre. Les opérateurs suivent les prix du
marché spot et la production en parallèle. En cas de nécessité,
ils peuvent modiﬁer le niveau de production, voire stopper
complètement la production en cas de prix négatifs ;
En contrepartie, les prix de marché sont, en moyenne, et
hors situations spéciﬁques telles que celle observée au pic
de l’épidémie de COVID-19, nettement supérieurs aux prix
contractés sur longue durée. Ils répondent à une logique de
valeur (équilibre offre-demande) et non pas à une logique de coût
qui prévaut dans les contrats de vente. Ils contribuent donc à
générer des revenus plus élevés bien que plus volatiles.
• complémentarité des actifs : le risque de marché, peut être
aussi géré grâce à d’autres actifs comme les batteries. Les
batteries permettent de tirer avantage de la volatilité des
marchés avec une faible exposition aux hausses ou baisses
structurelles de prix. Les batteries protègent efﬁcacement les
revenus contre les déformations intra journalières des prix,
notamment les prix négatifs. Le Groupe a acquis une grande
expérience d’opération de batteries, notamment grâce à :
Enﬁn, le Groupe génère des produits à partir de la vente
de certiﬁcats d’énergie renouvelable ou encore certiﬁcats
verts (LGCs en Australie et CELs au Mexique) qu’il obtient en
produisant de l’électricité en Australie et au Mexique dans le
cadre de ses centrales éoliennes et photovoltaïques. Il vend
ensuite ses certiﬁcats soit dans le cadre de forfaits groupés avec
l’électricité vendue au titre d’un contrat de vente d’électricité, soit
lors de ventes de gré à gré sur le marché via des brokers ou
directement à des distributeurs, soit au titre de contrats de vente
– Hornsdale Power Reserve, la première centrale de stockage
à grande échelle au monde qui a fait l’objet d’une extension
à hauteur de 50 MW au cours de l’année 2020, dans l’Etat
de South Australia ;
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
105
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
– Yllikkälä Power Reserve en Finlande, et
à la fois sur (i) la contestation du droit de Neoen à l’application
dès 2020, conformément aux stipulations contractuelles, des
indemnités de retard visant à compenser les pertes de revenus
associées à un retard de démarrage de production de la
centrale solaire par rapport au calendrier contractuel (Liquidated
Damages), et qu’ils contestent, ainsi que sur (ii) des surcoûts
de construction qu’ils auraient encourus, dont ils considèrent
que le Groupe serait redevable, ce que le Groupe conteste.
Les procédures judiciaires et d’arbitrage sont détaillées dans la
section 2.6 du présent document.
– la Victorian Big Battery, en opération depuis début décembre
2021, qui est l’une des plus puissantes batteries au monde
avec une capacité de 300 MW / 450 MWh, située près de
Geelong, dans l’Etat de Victoria.
Impact net du risque : Moyen.
3.1.2 RISQUES LIÉS À L’ACTIVITÉ ET
LA STRATÉGIE DU GROUPE
Enﬁn, le Groupe peut voir sa capacité à transférer certains
risques d’exécution à ses contractants industriels réduite par
rapport à ses souhaits ou sa pratique historique. Bien que
le Groupe ne dépende pas d’un unique fournisseur en ce qui
concerne les produits et services essentiels, dans certains cas
et en fonction des géographies, le nombre de fournisseurs
potentiels qui seraient acceptables aux prêteurs peut être limité,
voire très limité s’agissant de l’éolien, de sorte que le retrait d’un
acteur important peut affecter la disponibilité, la tariﬁcation ou les
garanties relatives aux produits ou services concernés.
Risque lié à l’emploi de contractants tiers
Le Groupe fait appel à divers prestataires pour la construction de
ses projets, pour les prestations d’opération et de maintenance
(O&M) ainsi que pour certains aspects du développement de
projet, tels que les études techniques et environnementales. Si
les prestataires du Groupe (ou leurs sous-traitants) ne remplissent
pas leurs obligations, fournissent des prestations qui ne
respectent pas les standards de qualité du Groupe, rencontrent
des difﬁcultés ﬁnancières ou ne se conforment pas aux lois et
règlements en vigueur notamment en matière de respect des
règles en matière de santé, sécurité et environnement, le Groupe
pourrait subir des atteintes à sa réputation, en plus d’être exposé
à des risques de sanctions pénales ou de responsabilité civile
signiﬁcatifs. La capacité du Groupe à obtenir des indemnités
de ses sous-traitants peut être limitée par leur solvabilité
ﬁnancière ou des limitations contractuelles de responsabilité et
les garanties consenties par ces sous-traitants ou leurs sociétés
afﬁliées peuvent ne pas couvrir intégralement les pertes subies
par le Groupe.
La croissance de l’industrie des énergies renouvelables, la
concurrence intense et les exigences contractuelles strictes du
Groupe peuvent limiter la disponibilité d’un nombre sufﬁsant de
prestataires EPC aﬁn d’assurer des soumissions à des appels
d’offres efﬁcaces à des prix et conditions conformes aux attentes
du Groupe.
Point sur les effets de la sortie de crise
COVID-19 :
Les difﬁcultés d’approvisionnement, les retards de
livraisons et le risque de rupture des chaînes logistiques,
inhérents à la reprise économique faisant suite à
l’épidémie de COVID-19 affectent le prix et les conditions
d’obtention des composants nécessaires à la production
d’équipements renouvelables et sont susceptibles
de perturber le développement et la construction de
certains projets.
En particulier, des retards de mise en service peuvent
signiﬁcativement impacter les résultats du Groupe de l’année en
cours, dès lors que leurs conséquences ﬁnancières dépassent le
montant des garanties d’exécution de leurs obligations fournies
par les EPC dans le cadre contractuel, et couvrant notamment
le risque de retard. Au-delà d’une certaine date, les contrats de
vente d’électricité peuvent aussi être résiliés en raison de leurs
dates limites strictes pour la mise en service des centrales.
Dispositif de maîtrise
Par ailleurs, les contractants du Groupe, notamment dans le
cadre de l’exécution de contrats EPC, peuvent être amenés
à formuler des demandes de couverture de surcoûts de
construction, susceptibles de renchérir l’investissement prévu
initialement et ainsi d’affecter les hypothèses de rentabilité
prévues. En cas de désaccord quant aux responsabilités
inhérentes à la prise en charge de ces surcoûts de construction,
au regard des stipulations contractuelles, le Groupe peut être
amené à faire face à des procédures de résolution amiable,
résolution par un groupe d’expert (dispute adjudication board),
d’arbitrage, ou encore des contentieux judiciaires, susceptibles
de déboucher sur des jugements entraînant la prise en charge par
les ﬁliales du Groupe, de coûts de construction complémentaires
dépassant le budget contractuellement prévu et affectant ainsi
potentiellement le montant des investissements en capex et le
retour sur investissement du projet concerné.
Le Groupe contractualise avec des fournisseurs Tier 1, et dans la
mesure du possible, dans un format de contrat essentiellement
« clés en mains », les contrats faisant l’objet d’un allotissement
demeurant à ce jour minoritaires au sein du portefeuille de
contrats de construction du Groupe. La négociation de ces
contrats est effectuée par des équipes dédiées et expérimentées,
constituées de professionnels des départements achats et
juridiques du Groupe, assistés en fonction des besoins d’experts
techniques et d’avocats. Les obligations des contractants en
matière de santé, de sécurité et d’environnement (Heath, Safety
and Environment) font systématiquement l’objet de clauses
spéciﬁques et conformes aux meilleures pratiques du secteur
dans les contrats conclus par le Groupe.
Le suivi de l’exécution des contrats est quant à lui assuré par une
équipe construction dédiée et expérimentée, appuyée par des
consultants et des experts techniques de premier plan, en phase
de construction, et par une équipe exploitation, elle aussi dédiée
et expérimentée en phase d’opération et de maintenance. En cas
de désaccords quant à l’exécution de ses contrats, le Groupe
Ainsi, en Argentine, les contractants EPC du Groupe sur la
centrale Altiplano 200, qui a commencé à produire de l’électricité
à l’automne 2021, ont déposé, ﬁn décembre 2021, une demande
d’arbitrage qui a été notiﬁée à Neoen début 2022. Celle-ci porte
106
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
peut être amené à faire appel aux services de cabinets d’avocats
de premier plan, spécialisés dans ces problématiques.
des garanties ﬁnancières ou des dépôts pour participer aux
procédures d’appels d’offres.
Le Groupe ne conclut généralement pas de contrats-cadres et
la sélection des EPC se fait projet par projet. Par ailleurs, les
acteurs EPC fournissent au Groupe des garanties d’exécution
de leurs obligations au titre des contrats, couvrant notamment le
risque de retard, dans des limites négociées contractuellement,
lesdites garanties étant portées par des établissements ﬁnanciers
auxquels le Groupe porte une attention particulière.
Dispositif de maîtrise
Dans ce contexte, le Groupe procède en priorité au
développement de projets dans les pays de l’OCDE, et en
veillant à diversiﬁer son exposition géographique. Aﬁn de limiter
son exposition, la politique actuelle du Groupe est ainsi de viser
une répartition de 80 % de la puissance installée dans les pays
OCDE, contre 20 % dans les pays hors OCDE. Par ailleurs, avant
d’investir signiﬁcativement dans un projet, le Groupe effectue
de manière systématique une analyse préalable du caractère
« bancarisable » de celui-ci notamment auprès d’établissements
de crédit ou de banques de développement.
Impact net du risque : Elevé.
Risque lié à l’obtention d’accords de
ﬁnancement auprès de différentes sources,
en particulier par endettement externe
Le Groupe s’attache par ailleurs à diversiﬁer ses contreparties
bancaires en veillant, pour les différentes géographies sur
lesquelles il intervient, à constituer un pool d’établissements
prêteurs réguliers sufﬁsant pour répondre aux besoins associés
au développement de ses projets.
Le développement et la construction par le Groupe des
installations photovoltaïques et des parcs éoliens, complétés,
dans certains cas, par des installations de stockage d’énergie,
sont des activités consommatrices de capitaux et nécessitent
des ﬁnancements signiﬁcatifs, principalement par recours aux
fonds propres et par endettement externe. Ces ﬁnancements
externes couvrent en général 50 % à 90 % des coûts du projet
pour les projets dans des pays de l’OCDE et entre 50 % et 70 %
pour les projets hors pays de l’OCDE. Pour les projets ayant une
forte exposition aux prix de marché, la couverture des coûts par
ces ﬁnancements externes peut descendre à 40 %.
Impact net du risque : Elevé.
Risque lié à l’expansion du Groupe sur des
marchés émergents
Les principaux marchés sur lesquels le Groupe opère
actuellement sont la France et l’Australie. Il y a réalisé 70,6 %
de son chiffre d’affaires en 2021 au titre de ses parcs solaires et
éoliens et de ses installations de stockage d’électricité.
Au 31 décembre 2021, l’encours de dettes bancaires du Groupe
s’élevait à 2 199,6 millions d’euros au titre de ﬁnancements
de projets, auxquels s’ajoutaient 117,5 millions d’euros
de ﬁnancements obligataires de projets (essentiellement
« mezzanines »), liés à des installations de production d’énergie
et 370,0 millions d’euros issus de deux émissions d’obligations
à option de conversion et/ou d’échange en actions nouvelles ou
existantes (OCEANE), réalisées par la Société en octobre 2019,
pour 200 millions d’euros, et en juin 2020 sous forme d’OCEANE
verte, pour 170 millions d’euros.
Dans une moindre mesure, le Groupe opère également des parcs
solaires et éoliens sur des marchés sélectionnés en Europe, une
batterie en Finlande, et des parcs solaires en Amérique latine
(marché sur lequel le Groupe a réalisé 19,2 % de son chiffre
d’affaires en 2021 mais qui constitue 12,9 % des MW dans son
portefeuille de projets sécurisés au 31 décembre 2021) et en
Afrique.
Ses opérations actuelles et prévues dans les pays émergents, en
particulier en Amérique latine et en Afrique, exposent le Groupe
à des risques spéciﬁques. En effet :
La capacité du Groupe à obtenir un ﬁnancement pour ses projets
peut varier selon les pays et aucune garantie ne peut être donnée
quant au fait de savoir si les banques et les acteurs ﬁnanciers qui
ont assuré le ﬁnancement des projets du Groupe par le passé,
continueront à le faire pour de nouveaux projets ou marchés, à
mesure que le Groupe s’étend sur de nouveaux marchés, ou
dans des conditions similaires, notamment en matière de levier,
de maturité ou encore du coût du crédit, à celles observées pour
des projets précédents sur les marchés sur lesquels le Groupe
est déjà présent. Une progression signiﬁcative des taux d’intérêts
par rapport à leurs niveaux actuels est par ailleurs susceptible
d’affecter la compétitivité des projets du Groupe actuellement
en phase de développement ou sécurisés mais non encore
construits, et donc de rendre difﬁcile leur ﬁnancement à des
conditions permettant leur réalisation conformément aux objectifs
de taux de retour sur investissement ﬁxés par le Groupe.
• l’hétérogénéité de ces marchés en matière de développement
peut conduire à accroitre le risque Santé Sécurité des
personnels en phase de construction en particulier, et accroître
le risque de défaillance ou d’insufﬁsance de l’infrastructure
des opérateurs de réseau. En particulier, la sécurité des
personnels, voire des sous-traitants, pourrait être atteinte dans
des contextes géopolitiques fragiles (y compris le risque d’acte
terroriste comme c’est le cas actuellement au Mozambique) ;
• l’expérience limitée ou nulle en matière d’exigences techniques
de certains gestionnaires de réseaux et autres contreparties
clés pourrait mettre en difﬁculté le développement et la
construction d’installations d’énergie renouvelable et leur
délai de raccordement au réseau électrique (se reporter au
paragraphe 3.1.1 du présent document) ;
Dans certains cas, le Groupe peut ne pas être en mesure de
procéder au closing de ses ﬁnancements après avoir obtenu
des engagements de ﬁnancement initiaux par exemple en
cas de non-obtention des permis requis ou des autorisations
administratives nécessaires ou de survenance de phénomènes
météorologiques extrêmes ou encore de problèmes politiques.
Dans certains pays, le Groupe est souvent tenu de fournir
• l’instabilité politique de certains pays pourrait exposer le
Groupe à des risques de pertes (en cas d’expropriation, de
nationalisation, de conﬁscation des biens et des avoirs), de
restrictions des investissements étrangers et de rapatriement
des capitaux investis, ou encore d’évolutions réglementaires
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
107
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
adverses qui n’auraient pas été anticipées lors de la réalisation
des investissements ;
Enﬁn, le Groupe, dans ses choix d’investissements futurs,
effectue des veilles précises sur la situation économique, politique
et réglementaire des pays dans lesquels il est susceptible
d’investir. Il est aussi vigilant à bien diversiﬁer ses investissements
de manière à limiter son exposition aux pays émergents, et ses
sources de ﬁnancement externe, en s’appuyant principalement
surdesbanquesdedéveloppementinternationales(Development
Finance Institutions, DFI). La politique actuelle du Groupe est
ainsi de viser une répartition de 80 % de la puissance installée
dans les pays OCDE, contre 20 % dans les pays hors OCDE.
• l’imposition de contrôle des changes ou une absence de
devise étrangère acceptable pourrait entraîner des restrictions
en matière de change de la monnaie locale en devise
étrangère et le transfert de fonds vers l’étranger, comme cela
est actuellement le cas en Argentine, ce qui pourrait limiter les
versements en amont de dividendes ou les remboursements
de comptes courants d’actionnaires à la Société ;
• les difﬁcultés économiques consécutives à l’épidémie de
COVID-19 et l’augmentation de l’endettement publique pour
ﬁnancer les mesures de soutien en réponse sont susceptibles
de limiter la capacité des contreparties publiques du Groupe
à honorer leurs échéances de paiement dans les délais
contractuels, voire d’entraîner des défauts souverains ou de
nécessiter une restructuration de leur dette par certains de
ces pays, ce qui pourrait constituer des cas de défaut croisé
sur certains des ﬁnancements de projets mis en place par le
Groupe ;
Impact net du risque : Elevé.
Risque relatif aux projets en phase de
développement et de construction
Le Groupe consacre un temps important au développement
de son pipeline de projets, notamment pour la prospection
initiale et l’identiﬁcation des sites, l’obtention de permis fonciers,
la réalisation d’études environnementales par des tiers, les
évaluations techniques et l’adhésion des parties prenantes
locales au projet. Le Groupe alloue également des ressources
ﬁnancières à ces activités, qui augmentent au fur et à mesure
que les projets avancent dans leurs étapes de développement.
• la suppression de certaines mesures mises en œuvre pour
encourager les investissements étrangers, notamment les
avantages ﬁscaux, pourrait avoir un effet défavorable sur les
résultats du Groupe ou sur le coût voire la disponibilité des
ﬁnancements de projets dans certains pays ;
Au 31 décembre 2021, le pipeline de projets en développement
du Groupe était composé de 188 projets à divers stades de
développement (projets tender-ready et advanced development,
hors projets early stage3), se reporter au paragraphe 2.1.2 du
présent document.
• les insufﬁsances des systèmes juridiques et des législations
peuvent créer une incertitude pour les investissements et les
activités du Groupe dans certains pays ;
• la perception du risque de corruption peut être plus élevée
dans certains de ces pays que dans d’autres. Bien que le
Groupe ait adopté un code de conduite conçu pour répondre à
ces risques, les contrôles et procédures du Groupe pourraient
ne pas parvenir à empêcher la violation des lois et règlements
anti-corruption ainsi que de sa charte d’éthique et de son
code de conduite anti-corruption.
Les difﬁcultés rencontrées par le Groupe au cours des phases
de développement des projets, notamment en matière de
sécurisation des permis et autorisations nécessaires, ou
encore d’extension ou de renouvellement de la validité de
ceux-ci, sont susceptibles d’engendrer des retards ou des
coûts supplémentaires qui pourraient rendre les projets moins
compétitifs qu’initialement prévu. Dans certains cas, cela pourrait
L’incapacité du Groupe à faire face de manière adéquate aux
risques liés aux opérations et à l’investissement sur des marchés
émergents pourrait avoir une incidence défavorable signiﬁcative
sur son activité, sa réputation, sa situation ﬁnancière et ses
résultats.
aboutir au report ou à l’abandon du projet et entraîner la perte ou
la dépréciation des frais de développement engagés (se reporter
à la note 12 des comptes consolidés de l’exercice 2021 pour
plus d’information concernant la comptabilisation de ces frais de
développement y compris leur montant au bilan à cette date).
En conséquence, le Groupe pourrait ne pas être en mesure de
sécuriser les contrats de vente d’électricité qu’il cible pour de tels
projets, d’obtenir des ﬁnancements à des conditions permettant
une rentabilité sufﬁsante ou encore de générer les retours sur
investissements projetés.
Dispositif de maîtrise
Le Groupe a vocation à accroître sa présence à l’international.
L’ouverture chaque année de nouveaux pays, parfois dans des
zonesfragilesd’unpointdevuegéopolitique, apourconséquence
de générer une nouvelle exposition potentielle. Le Groupe a pour
politique de souscrire des polices d’assurance spéciﬁques visant
à protéger les actifs pour les risques de dommages matériels
et pertes de revenu associées, causés par des actes terroristes
notamment.
De même, la difﬁculté du Groupe à achever la construction de
ses installations ou à respecter les délais prévus est susceptible
d’entraîner notamment des manquements contractuels, la
résiliation des contrats de vente d’électricité, la dépréciation des
installations ou la réduction de la période d’éligibilité aux tarifs
négociés, ou encore des retards ou des coûts plus élevés que
ceux initialement prévus en raison des demandes éventuelles
formulées par les cocontractants, qui peuvent ne pas être
intégralement couverts ou encadrés de manière adéquate par les
garanties, les clauses d’indemnisation ou les assurances EPC.
Cette expansion crée toutefois un effet de dispersion du risque,
qui restera latent dans toute zone géographique sensible même
lorsque l’activité du Groupe devient localement plus mature.
Par ailleurs, la politique en matière de santé, sécurité et
environnement mise en place par le Groupe est en constant
renforcement, et comprend des volets dédiés à la santé et la
sécurité de ses personnels.
Au 31 décembre 2021, les projets en construction (under
construction) du Groupe représentaient 1 954 MW4.
3 Pour une déﬁnition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la section 9.6 « glossaire » du présent document.
4 Au 31 décembre 2021, les projets en opération représentaient 3 480 MW (se référer au paragraphe 2.1.2 du présent document).
108
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
Ces procédures publiques d’appels d’offres sont généralement
régies par un cadre réglementaire et/ou des initiatives
gouvernementales spéciﬁques. Les appels d’offres sont
principalement remportés en fonction du prix de l’offre.
Point sur les effets de la sortie de crise COVID-19 :
Les délais de réalisation de certains projets en
construction ou en développement et la conduite de
certaines opérations du Groupe ont pu faire l’objet
de perturbations ponctuelles, en raison de retards
dans l’obtention de certaines autorisations ou dans
l’acheminement de certains composants prévus dans les
contrats de construction, ou encore du fait des mesures
sanitaires mises en œuvre par certains des pays dans
lesquels opère le Groupe, impacts inhérents aux effets de
l’épidémie de COVID-19.
Par ailleurs, si le Groupe ne parvient pas à sécuriser l’obtention
de contrats de vente d’électricité pour ses projets dans le cadre
d’appels d’offres ou à des conditions sufﬁsamment favorables,
il ne pourra généralement pas assurer le ﬁnancement de
ces projets ou ne pourra obtenir des ﬁnancements qu’à des
conditions désavantageuses.
Enﬁn,leGroupenepeutgarantirqu’ilseraenmesurederenouveler
ou de négocier de nouveaux contrats de vente d’électricité
après expiration des contrats initiaux ou qu’il sera en mesure de
négocier des prix de vente au titre de contrats ultérieurs ou sur
les marchés de gros à des conditions équivalentes à celles des
contrats initiaux.
Le Groupe suit constamment les effets éventuels de
sortie progressive de la crise sanitaire sur les délais de
construction et l’horizon de mise en service de ses projets
en cours, détaillés en section 4.1 - note 12 et en section
4.3 - note 14.
Le Groupe peut être conduit à supporter des coûts provisoires
supplémentaires pour conserver des projets qui pourraient
ne jamais être construits. Si ces projets ne sont pas réalisés,
tous les frais de développement antérieurs associés aux
projets immobilisés au bilan seront abandonnés et une charge
correspondante sera comptabilisée dans le compte de résultat
du Groupe.
Dispositif de maîtrise
Les équipes de développement du Groupe concentrent leurs
efforts essentiellement sur des géographies connues et des
projets dont les perspectives de réalisation sont avérées. Les
investissements consacrés aux nouvelles géographies et aux
phases de prospection initiale font l’objet d’un contrôle et d’un
suivi strict.
Dispositif de maîtrise
Le Groupe pourrait conserver les projets concernés dans son
pipeline de développement et tenter d’obtenir des contrats de
vente d’électricité ultérieurs par le biais d’appels d’offres futurs,
mais il ne peut garantir que de nouvelles procédures auront lieu
ou qu’il les remportera.
Pour la construction de ses installations, le Groupe conclut des
contrats, très majoritairement « clés en mains », avec des acteurs
EPC de premier plan qui intègrent des régimes de pénalité et / ou
de compensation, jusqu’à un plafond déﬁni contractuellement,
des pertes de revenus associées, en cas de non-respect des
délais contractuels, et dont l’exécution fait l’objet d’un suivi et
d’une supervision précise de la part des équipes construction
internes du Groupe.
Comme annoncé lors du Capital Markets Day de mars 2021 et
en lien avec sa stratégie, le Groupe pourrait par ailleurs procéder
à la cession de ces projets à des tiers, dans le cadre de la mise
en œuvre de ses opérations de farm-down5 et ce dans une
limite annuelle d’un volume de projets concerné ne dépassant
pas 20 % de la croissance annuelle brute de son portefeuille
sécurisé, sa priorité demeurant au maintien d’une stratégie de
type develop to own.
Pendant la crise COVID-19, le Groupe a mis en place sur tous
ses chantiers des dispositifs opérationnels ad hoc (Business
Continuity Plans) de manière à limiter au maximum l’impact sur la
santé et la sécurité des personnels, et le retard dans l’exécution
des projets.
Le Groupe est par ailleurs susceptible de concevoir et développer
certains de ses projets en vue de vendre leur production sur les
marchés spot ou à terme de l’électricité, dans le respect des
objectifs ﬁxés en matière d’exposition aux risques de marchés
de l’électricité. Le Groupe a en effet pour objectif que la part de
sa capacité installée en opération dont les revenus sont exposés
aux prix de marché ne dépasse pas 20 % de sa capacité
en opération totale hors installations de stockage dédiées,
directement raccordées aux réseaux.
Impact net du risque : Moyen.
Risque lié à la sécurisation préalable de
contrats de vente d’électricité
La valeur et la viabilité des projets d’énergies renouvelables du
Groupe dépendent de sa capacité à vendre l’électricité produite
par les projets concernés au titre de contrats conclus avec des
contreparties solvables et à des prix adéquats, notamment dans
le cadre de procédures publiques d’appels d’offres.
En 2021, hors installations de stockage dédiées, 17,3 % de
la capacité en opération et en construction était exposée à la
variabilité des prix de marché, les revenus issus de ventes sur
les marchés de l’électricité, représentant 16 % de son chiffre
d’affaires consolidé hors installations de stockage dédiées.
Au 31 décembre 2021, 79,5 % de la capacité en opération et
en construction du Groupe (en MW) faisait l’objet de contrats
de vente d’électricité post-procédures d’appels d’offres (ou à
guichet ouvert). La capacité résiduelle a, quant à elle, vocation à
être vendue sur le marché.
Impact net du risque : Moyen.
5 En 2021, lors de son Capital Markets Day, Neoen a annoncé son intention de procéder de manière régulière mais sélective à la cession totale ou majoritaire, de
projets de son portefeuille sécurisé (farm-down), dans la limite de 20 % 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.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
109
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
de garanties étatiques, le Groupe est ou sera exposé à un risque
de contrepartie accru. Dans les pays non OCDE, le Groupe tend
en outre à ﬁnancer ses projets en s’appuyant sur des banques
de développement, susceptibles de l’accompagner dans
ses relations avec ses contreparties dès lors que le risque de
contrepartie est avéré, ou en amont de sa matérialisation.
Risque lié à la résiliation d’un contrat de
vente d’électricité ou des défauts ou retards
de paiement par les contreparties
Le Groupe vend la majeure partie de l’électricité produite par ses
installations dans le cadre de contrats de vente d’électricité à long
terme (jusqu’à 25 ans) conclus avec des contreparties étatiques
(États ou entreprises contrôlées par l’État), des entreprises de
distribution d’électricité, ainsi qu’auprès d’un nombre limité
d’acheteurs privés.
Par ailleurs, lors de la détermination et la négociation des prix de
vente proposés pour l’électricité produite par ses centrales, que
ce soit en phase d’appel d’offres, ou de négociation bilatérale
avec des contreparties, le Groupe inclut, dans ses objectifs
cibles de taux de retour sur investissement, une prise en compte
systématique du risque de crédit spéciﬁque à chacune de ces
contreparties.
Même lorsque le Groupe obtient des garanties étatiques,
le garant peut ne pas, ou ne plus, présenter une notation de
crédit investment grade. Au 31 décembre 2021, 89 % de la
capacité sécurisée du Groupe (en MW) ayant fait l’objet d’une
contractualisation était attribuée à des acheteurs bénéﬁciant
d’une notation investment grade à cette date.
Impact net du risque : Moyen.
Risque se rapportant à l’entretien et la
rénovation des installations de production
d’électricité
De même, le Groupe pourrait ne pas être en mesure de limiter
totalement son exposition aux crises économiques régionales,
ainsi que le risque de crédit en résultant, malgré la localisation de
ses installations dans différentes zones géographiques et donc la
diversiﬁcation du risque. Ces risques peuvent s’accroître lorsque
l’économie mondiale ou les économies régionales connaissent
des périodes de volatilité ou de récession économique.
L’exploitation des installations du Groupe comporte des risques
de pannes et défaillances de tout ou partie de l’équipement ou
de certains de ses composants, des procédures ou encore des
risques de performance inférieure aux niveaux de production
ou d’efﬁcacité attendus. Ces défaillances et problèmes de
performance peuvent découler d’un certain nombre de facteurs,
tels que l’erreur humaine, le manque d’entretien et l’usure
générale au ﬁl du temps. Les interruptions imprévues des unités
de production, ou d’autres problèmes liés aux installations
de production du Groupe, peuvent également intervenir et
constituent un risque inhérent à son activité.
En outre, aussi longtemps que les acheteurs de l’électricité
produite par le Groupe seront des entités étatiques, ou des
entités contrôlées par des États, les installations du Groupe seront
soumises à un risque accru d’expropriation ou à des risques liés
à l’adoption de mesures législatives ou politiques, notamment la
privatisation des contreparties, susceptible d’affecter la bonne
exécution des contrats.
Les interruptions imprévues des unités de production d’électricité
du Groupe impliquent généralement une hausse des coûts
d’exploitation et d’entretien. Ces derniers peuvent ne pas être
recouvrables au titre des contrats de vente d’électricité et ainsi
réduire le chiffre d’affaires du Groupe généré par la vente de
quantités réduites d’électricité ou contraindre le Groupe à engager
des frais signiﬁcatifs en raison du coût accru d’exploitation
de l’installation. Dans des cas extrêmes, ils pourraient même
constituer un cas de défaut au titre d’un contrat de vente
d’électricité entraînant sa résiliation et pouvant provoquer
l’exigibilité anticipée du ﬁnancement de projet correspondant. De
plus, les équipements et composants essentiels peuvent ne pas
toujours être immédiatement disponibles en cas de besoin, ce qui
est susceptible d’entraîner des temps d’arrêts non négligeables
et retarder la reprise de l’exploitation de l’installation, impliquant
un manque à gagner qui pourrait ne pas être intégralement
compensé par les clauses pénales incluses dans les contrats
O&M. Certains équipements et pièces conçus sur-mesure
requièrent des délais et coûts importants de fabrication et de
livraison : si ces éléments ne fonctionnent pas comme prévu
ou sont endommagés, leur remplacement peut nécessiter des
dépenses conséquentes pour le Groupe et entrainer des temps
d’interruption signiﬁcatifs pour l’installation concernée.
Pour une analyse de l’exposition du Groupe au risque de
contrepartie, se reporter au paragraphe 3.2.2.4 du présent
document.
La performance ﬁnancière des installations du Groupe dépend de
la qualité de crédit et de l’exécution régulière par les contreparties
du Groupe de leurs obligations contractuelles, au titre des
contrats de vente d’électricité. L’inexécution par les contreparties
du Groupe de leurs obligations au titre des contrats de vente
d’électricité et/ou le retard de paiement par lesdites contreparties
pourrait avoir une incidence défavorable signiﬁcative sur l’activité
du Groupe, sa situation ﬁnancière et ses résultats.
Dispositif de maîtrise
Les contrats de vente d’électricité conclus par le Groupe peuvent
être résiliés par les contreparties dans des circonstances limitées,
comprenant les événements rendant illégaux les paiements
effectués au titre de ces contrats, les cas de force majeure
(notamment faits du prince) et certains événements ﬁscaux.
Cette faculté de résiliation de la part des contreparties est en
général conditionnée au paiement de pénalités de résiliation.
Le Groupe vise à réduire le risque de contrepartie au titre des
contrats de vente d’électricité, en partie en concluant des
contrats avec des États, des entreprises publiques de distribution
d’électricité ou d’autres clients dont la qualité de crédit est élevée
et en obtenant des garanties sur les obligations des acheteurs.
Toutefois, chaque fois qu’une contrepartie actuelle ou future du
Groupe ne présente pas, ou ne présente plus, une notation de
crédit investment grade et que le Groupe ne peut pas bénéﬁcier
Dispositif de maitrise
L’entretien et la rénovation des installations de production
d’électricité sont assurés par des prestataires externes,
sélectionnés par le Groupe parmi des acteurs de premier
plan, le plus souvent dans le cadre de contrats clés en mains
de construction et d’opération, qui incluent des obligations de
110
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
disponibilité et de performance, sanctionnées par des pénalités.
certains ratios minimums de couverture du service de la dette
(minimum debt service coverage ratio), cette défaillance pourrait
rendre la dette du projet immédiatement exigible. En l’absence
d’une renonciation (waiver) ou d’un accord de restructuration
de la part des prêteurs, ces derniers pourraient être en droit
de saisir les actifs ou les titres remis en garantie (notamment la
participation du Groupe dans la ﬁliale qui détient l’installation).
Impact net du risque : Faible.
3.1.3 RISQUES LIÉS À LA SITUATION
FINANCIÈRE DU GROUPE
Au 31 décembre 2021, deux actifs du Groupe, l’un en Australie
et l’autre en France, ne respectaient pas, suite notamment à
des problématiques opérationnelles, leur ratio minimum de
couverture du service de la dette (Debt Service Coverage Ratio
ou DSCR).
Risque lié au niveau de levier et au mode de
ﬁnancement du Groupe
Dans le cadre du ﬁnancement de ses projets, le Groupe utilise
un effet de levier important lui permettant de limiter son apport
en fonds propres. Au 31 décembre 2021, le ratio de levier du
Groupe, déﬁni comme le rapport entre sa dette nette et son
EBITDA (calculé sur la période des 12 derniers mois) était de
7,4 (se reporter au paragraphe 2.1.1 du présent document).
Les objectifs à moyen terme du Groupe, y compris son objectif
de ratio dette nette/EBITDA compris entre 8 et 10 à horizon
2025, supposent un ratio de levier ﬁnancier supérieur à 70 %6
du capital investi en tenant compte de tous les ﬁnancements,
qu’ils soient corporate ou mis en place au niveau de sociétés
de projets dédiées, sous forme de dette senior ou mezzanine.
Le ﬁnancement des projets ainsi mis en œuvre par le Groupe
implique par conséquent un recours important à l’endettement
au niveau des sociétés de projets, ce qui comporte les risques
détaillés ci-dessous et au paragraphe 3.2.2.4 du présent
document. Par ailleurs, le Groupe pourrait ne pas être capable
de maintenir un niveau de levier nécessaire pour atteindre
ses objectifs de croissance pour différentes raisons (dont une
possible hausse des taux d’intérêts ou une exigence plus élevée
d’apport en fonds propres par les prêteurs, notamment du fait
d’une proportion plus grande de ventes aux prix de marché de
l’électricité produite par une centrale ou d’une baisse des prix de
gros de l’électricité sur le marché), ce qui impliquerait un recours
plus important à ses actionnaires pour répondre aux besoins en
capitaux propres du Groupe.
En conséquence, le Groupe a accéléré dans ses comptes
les dettes de ﬁnancement de projet sans recours afférentes,
désormais présentées en endettement ﬁnancier courant, pour
des montants de respectivement 145,1 millions de dollars
australiens (soit 92,9 millions d’euros) et 24,5 millions d’euros.
Le Groupe a parallèlement engagé des négociations en vue
d’une résolution de ces cas de défauts avec les établissements
prêteurs, qui sont toujours en cours en date de publication du
présent document.
S’agissant de la Société, un cas de manquement à ses
obligations de paiement au titre de ses ﬁnancements corporate,
ou un cas de non-respect des ratios ﬁnanciers prévus dans le
cadre du crédit syndiqué mis en place en mars 2020 et amendé
le 30 juillet 2021, rendraient l’ensemble de ces dettes corporate
immédiatement exigibles.
En outre, la défaillance d’une société de projet ou d’une société
holding dans le remboursement de son endettement pourrait
affecter sa capacité à verser des dividendes au Groupe, à payer
les frais et intérêts et rembourser les prêts intragroupes et à
procéder à toute autre distribution de liquidités, l’entité défaillante
ayant généralement interdiction de distribuer des liquidités. Il en
résulterait probablement une perte de conﬁance des clients, des
prêteurs ou des cocontractants du Groupe, ce qui affecterait de
manière défavorable l’accès du Groupe à d’autres sources de
ﬁnancements pour ses projets.
Au 31 décembre 2021, l’endettement ﬁnancier consolidé du
Groupe atteignait 2 953,4 millions d’euros, dont 2 199,6 millions
d’euros de dettes de ﬁnancement de projets contractées par les
sociétés de projets ou par des holdings intermédiaires, 117,5
millions d’euros de dettes obligataires et 338,8 millions d’euros
de ﬁnancements corporate contractés par la Société. Les 297,4
millions d’euros restants correspondent (après application de la
norme IFRS 16) à des dettes locatives (219,7 millions d’euros),
aux avances en comptes courants octroyées aux sociétés de
projets ou holdings de sociétés de projets par des actionnaires
minoritaires (31,0 millions d’euros) et à des instruments de
couverture (46,7 millions d’euros). Pour une description de
l’endettement du Groupe, se référer au paragraphe 2.5.4
« passage de l’endettement ﬁnancier consolidé à la dette nette »
du présent document.
Enﬁn, en cas d’insolvabilité, de liquidation ou de réorganisation
de l’une des sociétés de projets, les créanciers (y compris les
fournisseurs, les créanciers judiciaires et les autorités ﬁscales)
auraient droit au paiement intégral de leurs créances à partir des
revenus produits par les installations, avant que le Groupe ne soit
autorisé à recevoir une quelconque distribution provenant de ce
projet. Lorsqu’il existe un endettement pour un projet donné, les
prêteurs pourraient demander la déchéance du terme de la dette
et saisir tout actif remis en garantie ; le Groupe pourrait alors
perdre sa participation dans les sociétés de projets concernées.
Dispositif de maîtrise
L’endettement de chaque société de projet du Groupe contracté
pour le montant du projet est sans recours ou à recours limité
sur la Société et les autres entités situées hors du périmètre du
ﬁnancement spéciﬁque, sauf exceptions isolées et temporaires
comme par exemple une garantie octroyée par la Société
Si une société de projet, ou sa société holding, devait manquer
à ses obligations de paiement au titre de ses contrats de
ﬁnancement (par exemple, en raison d’un événement imprévu ou
d’une détérioration de sa situation ﬁnancière) ou ne pas respecter
6 Lors de son Capital Markets Day du 11 mars 2021, le Groupe avait fait évoluer son objectif de levier ﬁnancier en % du capital investi sur une base all-in incluant
la totalité de la dette du Groupe, qu’elle soit corporate ou mise en place au niveau de sociétés de projets dédiées, sous forme de dette senior ou mezzanine, d’un
niveau d’environ 80-85 % à un niveau désormais supérieur à 70 %. Cet objectif tient compte du niveau de couverture des coûts des projets par des ﬁnancement
externes telle qu’elle est décrite au paragraphe 3.1.2 « risque lié à l’obtention d’accords de ﬁnancement auprès de différentes sources, en particulier par endettement
externe » du présent document, et des ambitions du Groupe en termes de capacité installée en opération et en construction à horizon 2025, ﬁxée à 10 GW.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
111
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
pendant la période précédant la mise en service de la centrale
Altiplano 200 en Argentine, intervenue en octobre 2021.
clauses de défaut croisé en ce qui concerne les contreparties
critiques de la société de projet et, dans certains cas, en lien
avec la situation ﬁnancière de la Société.
L’endettement est ainsi remboursable uniquement à partir des
revenus générés par la société de projet concernée ou sa société
holding directe (dans l’hypothèse d’un regroupement de projets)
et le remboursement de ces emprunts (et des intérêts y afférents)
est généralement garanti par les titres de capital de la société
de projet, les actifs physiques de l’installation, les contrats, les
polices d’assurances et les ﬂux de trésorerie de la société de
projet ou de sa société holding directe, selon le cas.
Le non-respect de ces covenants par le Groupe, a pu par le
passé, avec un nombre d’occurrence limité, et pourrait à l’avenir
entrainer un cas de défaut au titre d’un ﬁnancement de projet
avec des conséquences défavorables, telles que le blocage
des distributions du projet, l’augmentation des coûts ou même
l’exigibilité anticipée de la dette du projet, et dans ce dernier cas
avoir une incidence défavorable signiﬁcative sur la capacité du
Groupe à obtenir des ﬁnancements à l’avenir ou impacter le coût
de ses ﬁnancements futurs. Par ailleurs, si la Société rencontrait
des difﬁcultés ﬁnancières importantes, cela pourrait déclencher
l’activation des clauses de défaut croisées incluses dans certains
contrats de ﬁnancement et entrainer ainsi des défauts simultanés
sur plusieurs projets au niveau des sociétés de projets.
Les dettes mezzanines, dont le remboursement est adossé aux
ﬂux de dividendes et de remboursement de comptes courants
d’associés des projets qu’elles couvrent, sont, elles aussi, sans
recours ou à recours limité sur la Société et les autres entités
situées hors du périmètre qu’elles couvrent.
S’agissant des ﬁnancements corporate du Groupe, dont le crédit
syndiqué mis en place en mars 2020 et amendé au cours de
l’été 2021, objet du respect de covenants spéciﬁques, et qui
demeurait non tiré au 31 décembre 2021, leur remboursement
en principal et intérêts est assuré par les ﬂux de dividendes et de
remboursement de comptes courants d’associés provenant des
différents projets, après remboursement et paiement des intérêts
associés le cas échéant à des dettes mezzanines intermédiaires.
Ces ﬂux font l’objet d’un suivi spéciﬁque et de projections
régulières visant à piloter en continu les conditions de couverture
du principal et des intérêts de ces ﬁnancements.
L’obligation convertible émise par la Société en 2019 pour un
montant nominal d’environ 200 millions d’euros et l’obligation
convertible verte émise par la Société en 2020 pour un montant
nominal d’environ 170 millions d’euros ne sont pas soumises
à des covenants ﬁnanciers spéciﬁques. Elles sont en revanche
soumises au respect d’un certain nombre d’engagements (et
notamment negative pledge, changement de contrôle) et de cas
de défaut conformes à la pratique de marché pour ce type de
ﬁnancements.
Le crédit syndiqué mis en place par la Société en mars 2020
et amendé le 30 juillet 2021, pour un montant nominal de 200
millions d’euros, comprenant un emprunt à terme de 125 millions
d’euros, et une facilité de crédit revolving d’un montant nominal
de 75 millions d’euros, dont l’échéance a été prolongée, au
cours de l’année 2021 jusqu’en 2026 et qui demeurait non tiré
au 31 décembre 2021, est quant à lui soumis, à deux covenants
ﬁnanciers spéciﬁques. Ceux-ci portent respectivement, pour
la Société, sur un niveau minimum de ratio de couverture du
service de la dette (Debt Service Coverage Ratio) et sur un niveau
maximum de loan to value, mesuré comme le rapport entre la
somme de son endettement ﬁnancier net et de ses garanties
ﬁnancières émises d’une part et de ses actifs ﬁnanciers d’autre
part. Ce crédit syndiqué est par ailleurs soumis au respect d’un
certain nombre d’engagements (et notamment negative pledge,
changement de contrôle) et de cas de défaut conformes à la
pratique de marché pour ce type de ﬁnancements.
Impact net du risque : Elevé.
Risque lié aux clauses spéciﬁques des
contrats de ﬁnancement (covenants)
En raison de sa stratégie de ﬁnancement de projets, le Groupe
doit gérer de multiples contrats de ﬁnancement conclus par
de nombreuses sociétés de projets dans différents pays. Bien
que le Groupe s’efforce de négocier ses ﬁnancements selon
des modalités uniformes pour tous ses projets, les conditions
de certains contrats de ﬁnancement sont susceptibles de varier
ou de prévoir des clauses ou des engagements spéciﬁques qui
peuvent s’avérer difﬁciles à respecter ou à gérer dans l’exercice
courant de ses activités.
Chaque contrat de ﬁnancement contient des covenants
ﬁnanciers et des covenants non-ﬁnanciers à la charge de la
société de projet. En particulier, les contrats de ﬁnancement
contiennent en général un ratio minimum de couverture du
service de la dette par des liquidités disponibles (minimum
debt service coverage ratio ou DSCR minimum) déﬁni dans le
contrat de ﬁnancement (en général de 1,05x à 1,10x selon le
contrat). Le contrat de ﬁnancement type impose également des
conditions aux distributions de fonds au proﬁt des actionnaires
ou aux remboursements d’avances en compte courant, dont
notamment le respect d’un DSCR lock-up qui est en général ﬁxé
à un niveau plus élevé que le DSCR minimum (en général de
1,10x à 1,15x selon le contrat, voire plus élevé pour des projets
situés dans des pays non membres de l’OCDE ou avec une
exposition forte aux prix de marché), et le maintien d’un debt
service reserve account. Certains contrats de ﬁnancement ﬁxent
un taux d’endettement maximum (maximum gearing ratio) aﬁn
d’assurer un pourcentage minimum de fonds propres dans le
projet concerné. Enﬁn, certains contrats prévoient également des
Dispositif de maîtrise
Le Groupe procède à un suivi détaillé du respect des covenants
déﬁnis dans l’ensemble de ses contrats de ﬁnancement. S’il
venait à anticiper un cas de non-respect de ces covenants sur
une période donnée, il engagerait des discussions avec les
contreparties dans l’objectif d’obtenir un waiver.
Au 31 décembre 2021, deux entités du Groupe, l’une en Australie
et l’autre en France, ne respectaient pas, suite notamment à
des problématiques opérationnelles, leur ratio minimum de
couverture du service de la dette (Debt Service Coverage Ratio
ou DSCR).
En conséquence, le Groupe a accéléré dans ses comptes
les dettes de ﬁnancement de projet sans recours afférentes,
désormais présentées en endettement ﬁnancier courant, pour
des montants de respectivement 145,1 millions de dollars
australiens (soit 92,9 millions d’euros) et 24,5 millions d’euros.
112
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
Le Groupe a parallèlement engagé des négociations en vue
d’une résolution de ces cas de défauts avec les établissements
prêteurs, qui sont toujours en cours en date de publication du
présent document.
montage des ﬁnancements de projets, et faisant l’objet d’une
mise à jour régulière, dès lors que des modiﬁcations signiﬁcatives
sont intervenues d’un point de vue opérationnel, ﬁnancier ou
encore ﬁscal, susceptibles d’affecter le business plan d’origine.
Les autres sociétés ﬁnancées par des dettes projet et mezzanines
respectaient en revanche leurs covenants de ratios ﬁnanciers de
Debt Service Coverage Ratio (DSCR) minimum, ou de fonds
propres minimum7.
Impact net du risque : Moyen.
Risque lié à l’évolution des règles ﬁscales
Compte tenu de la diversité géographique de ses implantations,
Le lecteur est invité à se reporter à la section 2.3.1.9 du présent
document.
le Groupe est exposé
à d’éventuelles modiﬁcations de
la réglementation ﬁscale dans l’ensemble des pays dans
lesquels il opère, notamment sous l’impulsion de l’OCDE, de
l’Union européenne ou encore des gouvernements nationaux.
Ces éventuelles modiﬁcations sont susceptibles de toucher
notamment au régime de TVA applicable, notamment en phase
de construction, aux modalités d’application des mécanismes
de retenue à la source sur les revenus distribués, aux conditions
de déductibilité des intérêts des emprunts souscrits, notamment
dans le cadre de ﬁnancements de projet, aux conditions
de report dans le temps des déﬁcits ﬁscaux, aux modalités
d’amortissement des actifs de production, ou encore aux taux
d’imposition applicables dans le cadre de la détermination de
l’impôt sur les sociétés.
Impact net du risque : Moyen.
Risque lié à la recouvrabilité des impôts
différés actifs
Le Groupe peut être amené à comptabiliser des impôts différés
actifs à son bilan au titre de la différence entre la comptabilisation
des impôts selon les normes IFRS et les impôts réels des entités
du Groupe. Cette différence comprend entre autres l’effet différé
de réduction d’impôts des pertes reportables. Au 31 décembre
2021, les impôts différés actifs nets des impôts différés passifs
s’élevaient à – 27,4 millions d’euros, étant précisé que ce
montant tient compte des impôts différés actifs correspondant
aux déﬁcits ﬁscaux et crédits d’impôt du Groupe à hauteur de
128,2 millions d’euros (se reporter à la section 4.1 - note 11.3
« impôts différés »).
Le Groupe peut également être soumis à des contrôles ﬁscaux
dans les pays dans lesquels il opère, dans le cadre desquels il
n’est pas garanti que les autorités ﬁscales valident les positions
prises par le Groupe (à l’exclusion des rescrits obtenus), même
si le Groupe les juge correctes et raisonnables dans le cadre de
ses activités.
La réalisation effective de ces actifs dans les années futures
dépendra d’un ensemble de facteurs, au nombre desquels, (i) la
faculté de dégager des bénéﬁces ﬁscaux et le degré d’adéquation
entre le niveau de réalisation de ces bénéﬁces et celui des pertes,
(ii) la limitation générale applicable aux déﬁcits ﬁscaux français,
aux termes de laquelle le pourcentage de déﬁcits ﬁscalement
reportables pouvant être utilisés pour compenser la portion du
bénéﬁce taxable excédant 1 million d’euros au titre de chaque
exercice ultérieur concerné, est limitée à 50 %, (iii) les limitations
à l’utilisation des déﬁcits ﬁscaux imposées par les lois et
réglementations étrangères, (iv) les conséquences des contrôles
ou contentieux ﬁscaux présents ou futurs et (v) d’éventuels
changements des lois et réglementations applicables.
L’impact de l’évolution des règles ﬁscales pourrait aussi avoir une
incidence défavorable sur sa situation ﬁnancière et ses résultats.
Dispositif de maîtrise
Le Groupe s’est doté d’une politique ﬁscale fondée sur le
respect strict des lois et réglementations applicables. Le Groupe
applique par ailleurs une politique de prix de transfert dûment
documentée et reposant sur un strict principe de refacturation
des coûts encourus auquel est appliqué une marge limitée.
Il adopte une attitude transparente envers les autorités ﬁscales.
L’impact de ces risques pourrait augmenter la pression ﬁscale à
laquelle le Groupe est soumis et ainsi avoir un effet défavorable
sur le taux effectif d’imposition, la situation ﬁnancière et les
résultats du Groupe. En 2021, compte tenu des perspectives
de bénéﬁces sur certaines géographies et des limitations
temporelles dans l’utilisation des déﬁcits ﬁscaux, il n’a pas été
reconnu d’impôts différés actifs au titre de certaines pertes
ﬁscales pour un impact de 4 % sur le taux d’impôt effectif du
Groupe, tel que détaillé au paragraphe 2.3.2.3 « impôts sur les
résultats » du présent document.
Enﬁn, la diversiﬁcation croissante du Groupe en termes de
géographies et de catégories de produits atténue l’impact
potentiel des risques ﬁscaux.
Impact net du risque : Moyen.
Risque de change
Les risques de change auxquels le Groupe est exposé
comprennent d’abord le risque « de conversion », c’est-à-dire
le risque lié à la conversion des comptes des ﬁliales du Groupe,
établis dans des devises autres que l’euro qui est la monnaie
de consolidation. Jusqu’à présent, ce risque a principalement
porté sur les ﬁliales australiennes du Groupe qui établissent
leurs comptes en dollars australiens ainsi que sur la centrale
solaire située au Salvador dont les comptes sont établis en
dollars américains, la centrale solaire située au Mexique, qui a
Dispositif de maîtrise
La reconnaissance des impôts différés actifs dans les comptes
du Groupe est assise sur une évaluation initiale de leur caractère
effectivement recouvrable, qui fait l’objet d’une revue à chaque
date de clôture comptable. Celle-ci est notamment supportée
par les business plans projets, développés dans le cadre du
7 Les dettes relatives à quatre actifs du Groupe, ont été reclassées en « dette ﬁnancières courantes » du fait de non-respect de covenants ﬁnanciers ou de
non-conformités documentaires au sens des contrats de ﬁnancement de ces centrales (se référer au paragraphe 2.3.1.11 du présent document).
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
113
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
pour monnaie fonctionnelle le dollar américain, et les centrales
solaires situées en Argentine. Celles-ci ont pour monnaie
fonctionnelle le dollar américain mais sont exposées au risque
de change portant sur le peso argentin, principalement dans le
cadre de la récupération des crédits de TVA associés à la phase
de construction ainsi que du fait des mesures de contrôle des
changes appliquées actuellement par le gouvernement argentin,
qui réduisent la capacité du Groupe à convertir des pesos en
dollars américains.
euros alors que les dépenses d’investissement engagées par ces
sociétés de projets (pour des projets situés en dehors de la zone
euro) seront libellées en monnaies locales (dollars australiens,
dollars américains principalement mais aussi, dans une moindre
mesure, peso mexicain, peso argentin, metical mozambicain,
kwacha zambien, etc.).
Dispositif de maîtrise
Aﬁn de se couvrir contre le risque de baisse de l’euro par rapport
au dollar américain et au dollar australien, et dans la mesure où
la probabilité de réalisation du projet est sufﬁsamment élevée,
le Groupe peut être amené à conclure des contrats à terme sur
devises par lesquels il achète des dollars australiens ou dollars
américains avec un règlement généralement prévu peu de temps
avant la date de l’apport nécessaire des fonds propres ou quasi-
fonds propres dans les projets. Ces instruments de couverture
sont généralement souscrits lorsque le Groupe dispose d’une
bonne visibilité sur les dépenses d’investissement et le ratio
dette/fonds propres relatifs au projet, par exemple juste après la
signature d’un contrat EPC.
En ce qui concerne le risque dit « de transaction », c’est-à-dire
le risque de non-alignement entre les devises dans lesquelles
les revenus et les coûts du Groupe sont respectivement générés
et encourus, le Groupe minimise son exposition en alignant
l’endettement des projets, les dépenses d’investissements
engagées pour ﬁnancer ces projets et les revenus générés
sur une même devise forte et ﬁable (à la date du présent
document, exclusivement le dollar américain, l’euro et le dollar
australien). Le Groupe est néanmoins confronté à ce risque
en ce qui concerne les coûts de développement encourus
dans certains pays. Par ailleurs, alors que les prix de certains
contrats de vente d’électricité sont libellés en dollars américains,
la devise de paiement peut être une monnaie locale, comme
c’est le cas notamment en Argentine, au Mexique, ou encore
en Jamaïque, que le Groupe doit alors rapidement convertir en
dollars américains pour assurer le remboursement de la dette
et distribuer le surplus de cash aux actionnaires. Le Groupe est
dans ce cadre confronté à un risque de convertibilité.
Enﬁn, dans certains cas exceptionnels, un projet en construction
peut être exposé à des paiements en devises différentes de
sa devise fonctionnelle, notamment lorsque le contrat EPC est
libellé en plusieurs monnaies différentes. Le Groupe doit donc
faire en sorte que la société de projet achète des couvertures de
change au moment du closing ﬁnancier pour s’assurer que les
ressources prévues pour le projet sufﬁront à la bonne réalisation
de ce dernier.
Le Groupe est également soumis au risque de transaction pour
les avances en fonds propres et compte courant qu’il octroie aux
sociétés de projets (constitutives de l’apport en fonds propres
dans le cadre du ﬁnancement des projets), qui sont ﬁnancées en
Le tableau suivant détaille les dettes ﬁnancières du Groupe par
type de devises aux 31 décembre 2020 et 31 décembre 2021
(hors dettes locatives et investissements minoritaires) :
(En millions d’euros)
31.12.2021
1 213,1
948,3
31.12.2020
1 179,9
868,6
Dettes libellées en euros
Dettes libellées en dollars australiens (converties en euros)
Dettes libellées en dollars américains (converties en euros)
Dettes libellées en autres devises (converties en euros)
TOTAL DETTES FINANCIERES
541,2
496,8
-
7,0
2 702,6
2 552, 3
La répartition du chiffre d’affaires par devise entre l’année 2020 et l’année 2021 se présente comme suit :
17%
18%
40%
43%
2021
2020
40%
42%
 AUD  EUR  USD
 AUD  EUR  USD
Impact net du risque : Moyen.
114
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
renouvelables sur leurs territoires, voire d’outils de planiﬁcation,
tels que la programmation pluriannuelle de l’énergie en France. À
titre d’exemple, au Mexique, à la suite des élections fédérales de
2018, le Centro Nacional de Control de Energía ou « CENACE »
a annoncé le report puis l’abandon des procédures d’appels
d’offres initialement prévues pour la ﬁn de l’année 2018, pour
lesquelles le Groupe faisait partie des candidats présélectionnés
pour y participer. Ces décisions sont de nature à retarder la
capacité du Groupe à conclure des contrats de vente d’électricité
et trouver des débouchés pour l’électricité qu’il produit dans le
pays.
3.1.4 RISQUES LÉGAUX
ET RÉGLEMENTAIRES
Risque lié à une évolution défavorable de la
réglementation ou des politiques publiques
de soutien aux énergies renouvelables
Les activités du Groupe sont actuellement favorisées par les
politiques publiques de soutien aux énergies renouvelables.
Selon les pays, ces mesures peuvent prendre la forme,
notamment, d’engagements et de planiﬁcation de production
d’énergies renouvelables, de subventions directes ou indirectes
aux opérateurs, d’obligations d’achat à des tarifs d’achat
obligatoires ou de versements de primes à guichet ouvert ou
dans le cadre de procédures d’appels d’offres. Ces politiques et
mécanismes renforcent généralement la viabilité commerciale et
ﬁnancière des installations d’énergies renouvelables et facilitent
souvent l’obtention de ﬁnancement par le Groupe.
Le 23 mars 2021, le Congrès mexicain a également adopté un
amendement à l’Electricity Industry Act8 (la « LIE amendée »). Cet
amendement affecte les producteurs d’électricité indépendants
car il octroie des prérogatives exclusives à la Commission
Fédérale d’Electricité (Comisión Federal de Electricidad, ou
« CFE »), l’entreprise publique d’électricité du Mexique, et modiﬁe
les règles de priorité d’injection au bénéﬁce de la CFE. La LIE
amendée impacte par ailleurs les producteurs d’électricité dans
la mesure où elle restreint le libre accès aux réseaux de transport
et de distribution et libère la ﬁliale de distribution règlementée
de la CFE de son obligation d’acheter de l’électricité à travers
des appels d’offres publics réglementés. Par conséquent,
la CFE est en mesure d’acheter de l’électricité auprès de ses
ﬁliales et d’en répercuter le coût par le biais des tarifs offerts aux
consommateurs réglementés. La LIE amendée est contraire
à plusieurs principes constitutionnels mexicains. Les experts
considèrent en outre que cet amendement enfreint les traités
internationaux en matière d’environnement, de commerce et
de protection des investissements, ainsi que la législation et la
réglementation nationales applicables au secteur de l’électricité.
La possibilité pour le Groupe de bénéﬁcier de ces politiques et
leur caractère favorable dépendent des orientations politiques
et stratégiques relatives aux enjeux environnementaux de pays
ou de régions donnés, qui sont susceptibles d’être impactés
par un large éventail de facteurs. Toute remise en cause, ou
évolution défavorable de ces politiques publiques incitatives
ou incertitudes quant à leur interprétation ou mise en œuvre ou
toute diminution du nombre de procédures publiques d’appels
d’offres, ou des volumes alloués dans ce cadre, pourrait avoir
une incidence défavorable signiﬁcative sur l’activité du Groupe,
ses résultats ou sa situation ﬁnancière.
Par exemple, en avril 2020, le Centro Nacional de Control de
Energía ou « CENACE » au Mexique a adopté une résolution
intitulée « Resolution to ensure the Efﬁciency, Quality, Reliability
and Security of the National Electric System » (la “Résolution
CENACE”) avec l’objectif annoncé d’assurer la continuité du
fonctionnement du réseau national pendant la pandémie de
COVID-19. Le CENACE a soutenu qu’en raison de la pandémie
de COVID-19 la demande d’électricité a diminué au point que
le fonctionnement des centrales électriques renouvelables
mettrait en danger la ﬁabilité de l’intégralité du réseau électrique.
Par le biais de cette résolution le CENACE cherchait à limiter
et suspendre pour une durée indéterminée la génération
d’électricité par des centrales électriques renouvelable en phase
de démarrage ou de test au bénéﬁce des centrales thermiques
conventionnelles détenues par l’Etat.
De manière plus générale, le Groupe exerce ses activités dans un
environnement réglementaire contraignant. Ces réglementations
portent sur des questions d’urbanisme, de protection de
l’environnement (réglementation paysagère, réglementation
du bruit, biodiversité), de protection des populations locales
(comme les populations aborigènes en Australie), d’hygiène,
sécurité et santé au travail, d’entretien et de contrôle des
installations en opération, de démantèlement des installations
en ﬁn de vie (intégrant la remise en état du site, l’enlèvement
des matériaux, et selon les pays, le recyclage des différents
composants). Si le Groupe ne parvient pas à se conformer, ou
à assurer la conformité de ses installations, aux dispositions qui
lui ou leur sont applicables, il pourrait faire face à des retraits
d’autorisations (licences, permis, etc.) ou encore être sanctionné
par les autorités de régulation ou les gestionnaires de réseaux, ce
qui pourrait avoir une incidence défavorable signiﬁcative sur son
activité, ses résultats ou sa situation ﬁnancière.
En outre, en mai 2020 le Secretaria de Energia de México (ou
« SENER ») a émis la National Electric System Reliability Policy
(Reliability Policy) avec l’intention de changer la réglementation
de l’énergie et d’imposer des restrictions à l’entrée des centrales
d’électriques renouvelables sur le marché de l’électricité
mexicain en favorisant en même temps les centrales thermiques
conventionnelles détenues par l’Etat.
Enﬁn, dans ce cadre, le Groupe pourrait être exposé à des
risques liés à différentes procédures judiciaires, administratives
ou provenant d’autorités de régulation.
Dispositif de maîtrise
Par ailleurs, l’organisation de procédures publiques d’appels
d’offres, qui constituent une partie toujours importante des
débouchés du Groupe pour l’électricité qu’il produit, en dépit
de la montée en puissance progressive des PPAs conclus avec
des acteurs privés, dépend en grande partie de la volonté des
États ou des régions de promouvoir la production d’énergies
S’agissant de la réglementation, le Groupe reste tributaire de
l’évolution des politiques des différents pays dans lesquels il
opère.
8 L’Electricity Industry Act est une loi qui fournit un cadre permettant de réguler l’industrie de l’électricité.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
115
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
Il convient toutefois de noter que :
Risque lié à l’obtention des permis, licences
et autorisations nécessaires à l’exercice
de ses activités ou à l’implantation de ses
installations
• les conférences internationales type COP ont montré que
de nombreux pays commencent à prendre conscience du
problème posé par le réchauffement climatique, notamment
sous l’effet de la pression qu’organisent les populations sur
leurs gouvernements (marches pour le climat…), et du rôle
nécessaire à cet égard des énergies renouvelables ;
Dans le cadre de ses activités, le Groupe est soumis à des
contraintes importantes quant à l’obtention des permis, licences
et autorisations requises par la réglementation en vigueur et
délivrés par les autorités nationales ou locales. Selon les pays,
ces permis, licences et autorisations peuvent prendre la forme
d’autorisations d’urbanisme (telles que les permis de construire),
d’études environnementales et études d’impact obligatoires,
d’autorisations de produire et d’exploiter, d’autorisations de
raccordement aux réseaux ou encore d’autres autorisations
spéciﬁques liées à la présence de sites protégés à proximité de
l’installation.
• le Groupe bénéﬁcie du soutien des banques ﬁnançant ses
installations de production, en particulier des banques de
développement ;
• l’amélioration continue de la compétitivité des actifs éoliens,
solaires et de stockage leur permet d’atteindre, dans la plupart
des pays dans lesquels le Groupe opère, la parité réseau.
Parailleurs, leGroupes’efforcededéfendresesintérêtsdevantles
tribunaux. Par exemple, à la suite de l’adoption de la Résolution
du CENACE en avril 2020 au Mexique, ENR AGS, SA de CV,
ﬁliale mexicaine détenue indirectement à 100% par la Société, a
déposé un recours auprès d’un tribunal mexicain pour contester
la constitutionnalité de la Résolution du CENACE (amparo)
et obtenu un ordre judiciaire suspendant ses effets jusqu’à la
décision ﬁnale du tribunal au fond. Cela a permis à ENR AGS, SA
de CV de reprendre et ﬁnaliser les tests préliminaires et démarrer
l’exploitation de son projet dans l’Etat d’Aguascalientes. ENR
AGS, SA de CV a également déposé un recours auprès d’un
tribunal mexicain pour contester la constitutionnalité de la
Reliability Policy (amparo) de mai 2020 du SENER et obtenu un
ordre judiciaire suspendant ses effets jusqu’à la décision ﬁnale
du tribunal au fond. A la suite des recours en justice d’ENR AGS,
SA de CV et de la suspension temporaire desdites résolution et
politique, CENACE et SENER ont chacun retiré sa résolution et
sa politique, respectivement, et les tribunaux ont prononcé des
non-lieux dans le cadre des procédures sur le fond.
Les autorités peuvent, selon les pays, faire preuve d’un pouvoir
plus ou moins discrétionnaire dans la délivrance de ces permis,
licences et autorisations, et ils pourraient exercer ce pouvoir
discrétionnaire de façon arbitraire ou imprévisible. Par ailleurs, la
multitude d’administrations compétentes peut rendre l’obtention
de ces autorisations et permis longue, complexe et coûteuse.
Par conséquent, le Groupe ne peut garantir qu’il obtiendra
à des coûts raisonnables, ou dans les délais prévus, la
délivrance pour ses projets en développement des permis,
licences et autorisations nécessaires. Enﬁn, pour ses projets en
développement, le Groupe peut avoir engagé des ressources
sans obtenir les permis et autorisations nécessaires et devoir
ainsi se retirer d’un projet ou y renoncer, ce qui pourrait avoir
une incidence défavorable signiﬁcative sur son activité et ses
résultats opérationnels.
Ainsi, au Mexique, le Groupe a engagé la construction au cours
de l’année 2020 des ouvrages de haute tension relatifs au projet
solaire de Puebla, d’une puissance de 380 MWc, conformément
au calendrier de validité initial du permis de génération, ainsi
que de ceux des études et du contrat d’interconnexion dont il
était bénéﬁciaire. Des retards inhérents notamment à la crise
sanitaire COVID-19 ont contraint le Groupe à demander (i) à la
Commission de Régulation de l’Energie (CRE) une extension du
permis de génération ; (ii) à l’opérateur de réseau (CENACE) une
mise à jour des études d’interconnexion au regard des nouvelles
dates de connexion envisageables ; et (iii) au transporteur (CFE)
un amendement des dates du contrat d’interconnexion.
En outre, s’agissant de la LIE amendée, les 12 mars et
20 avril 2021, ENR AGS, S.A. de C.V. (« ENR AGS ») et ENR
NL, S.A. de C.V. (« ENR NL »), ﬁliales de la Société, ont chacune
déposé des recours auprès des tribunaux mexicains pour
contester la constitutionnalité de la LIE amendée (amparos). Les
22 mars et 29 avril 2021, les tribunaux locaux saisis ont délivré
à ENR AGS et ENR NL des ordres judiciaires suspendant les
effets de la LIE amendée jusqu’à la décision ﬁnale du tribunal
au fond (les « Ordres de suspension »). Les autorités locales ont
fait appel contre les Ordres de suspension. L’audience de ces
appels devant les deux cours collégiales est toujours en attente.
La demande adressée à la CRE a ainsi été acceptée en
février 2021 et la date d’expiration du permis de génération a
été étendue à décembre 2022. En revanche, le CENACE est
actuellement ofﬁciellement fermée pour des raisons sanitaires
et les demandes de mise à jour des études d’interconnexion
formulées sont toujours en attente d’une conﬁrmation ofﬁcielle.
En conséquence, le contrat d’interconnexion, dont ces études
sont une annexe, n’a pas encore pu être amendé.
Par ailleurs, aﬁn de faire face à l’évolution potentiellement rapide et
aléatoire des règles, le Groupe met en œuvre des due diligences
strictes préalablement au closing ﬁnancier de ses projets pour
connaître les règles et leurs évolutions potentielles. Il s’appuie par
ailleurs sur des asset managers dédiés, qui assurent au plus près
le suivi des projets et de leurs contraintes, et sur l’intervention
constante des équipes juridiques dans l’analyse des évolutions
réglementaires.
Le Groupe est en communication permanente avec le CENACE
pour proroger la validité des études et ainsi mettre en cohérence
Enﬁn, le Groupe attache une importance forte au fait de devenir
un leader local aﬁn de mieux comprendre et anticiper les
changements possibles des régulations locales.
l’ensemble des permis d’interconnexion nécessaires
à la
ﬁnalisation des ouvrages de haute tension lancés, ainsi qu’à celle
du parc solaire attenant, dont le Groupe envisage toujours la
réalisation prochaine.
Impact net du risque : Moyen.
116
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
pourraient avoir une incidence signiﬁcative sur la rentabilité des
projets du Groupe et le chiffre d’affaires qu’ils génèrent, surtout
si lesdits compléments de rémunération ou tarifs d’achat ne
sont pas sufﬁsamment élevés pour couvrir les coûts du projet
(notamment les coûts de remboursement de l’endettement
souscrit) et garantir un rendement adapté.
Dispositif de maîtrise
Le Groupe dispose d’équipes de développement spécialisées
sur les pays qui travaillent à l’obtention de ces permis et
licences. La multiplication des projets dans un pays permet de
mieux comprendre les processus d’obtention, en particulier dans
les pays ayant des caractéristiques régionales fortes. Ceci est
particulièrement vériﬁé en France, pays dans lequel le Groupe
dispose d’une connaissance précise des différentes sensibilités
au regard du développement des énergies renouvelables selon
les régions.
En France, dans le cadre des dispositions ﬁgurant dans la Loi de
Finances 2021, les autorités ont pris le 26 octobre 2021 le décret
n°2021-1385 et l’arrêté relatifs à la révision de certains contrats
de soutien à la production d’électricité d’origine photovoltaïque,
soumis préalablement au Conseil Supérieur de l’Energie le 16
juillet 2021 puis au Conseil d’Etat, et imposant une réduction des
tarifs d’achat de l’électricité d’origine solaire relatifs à certains
contrats conclus entre 2006 et 2010. Lesdits décret et arrêté ont
été publiés au Journal Ofﬁciel le 27 octobre 2021.
Le Groupe se fait accompagner par des sous-traitants locaux
spécialisés pour faire les analyses nécessaires aux demandes de
permis (études techniques, études d’impact…) ainsi que par des
avocats pour avoir l’exhaustivité des permis.
Le positionnement du Groupe (leader local ou projets de grande
taille) permet d’avoir l’attention des pouvoirs centraux, et par
conséquent de limiter les décisions discrétionnaires dans les
pays en développement.
Le Groupe est actionnaire de quatre parcs solaires concernés
par cette révision de tarif pour une capacité totale de 18 MWc.
L’application des nouveaux tarifs d’achats, à compter du 1er
décembre 2021, a eu pour conséquence de modiﬁer l’équilibre
économique des centrales concernées sans pour autant donner
lieu à la constatation d’un impairment dans les comptes du
Groupe au regard des résultats d’un exercice de valorisation de
ces centrales sur la base des niveaux de TRI actionnaires cibles
tels que communiqués lors du Capital Markets Day du 11 mars
2021.
Impact net du risque : Moyen.
Risque lié à la diminution ou à la remise en
cause des prix et tarifs réglementés d’achat
d’électricité renouvelable
Par ailleurs, si le Groupe ne parvient pas à réduire ses coûts,
notamment sur les autres composants du système (composants
BOS et/ou BOP) assez rapidement pour compenser la baisse des
compléments de rémunération ou tarifs d’achat réglementaires
en France ou dans les autres pays, les projets fondés sur de
telles conditions de rémunération pourraient ne pas être viables.
La valeur et la viabilité des installations éoliennes, photovoltaïques
et de stockage développées et opérées par le Groupe dépendent
de sa capacité à vendre l’électricité qu’elles produisent à des
niveaux de prix adaptés soit en vertu de contrats d’achat
d’électricité, soit sur le marché de gros.
Historiquement, les projets du Groupe situés en France
bénéﬁciaient d’une obligation d’achat à guichet ouvert imposant
à EDF ou aux entreprises locales de distribution d’acquérir
l’électricité produite par le Groupe à des tarifs d’achat obligatoires
ﬁxés par arrêté ministériel. Depuis la loi du 17 août 2015 relative à
la transition énergétique pour la croissance verte, les installations
du Groupe situées en France bénéﬁcient majoritairement du
mécanisme de « complément de rémunération », fondé sur
la possibilité de vendre directement l’électricité produite par
certaines installations sur le marché de gros (notamment aux
fournisseurs et négociants) tout en bénéﬁciant du versement
d’une prime auprès d’EDF.
Enﬁn, dans le cadre de difﬁcultés économiques inhérentes à
l’épidémie de COVID-19, certaines contreparties publiques du
Groupepourraientêtreamenéesànepashonorerleurséchéances
de paiement au titre des tarifs de rachat ou des compléments de
rémunération applicables, ce qui serait susceptible de constituer
des cas de défauts croisés au titre des ﬁnancements de projets
mis en place, et d’affecter signiﬁcativement la rentabilité des
projets concernés.
Dispositif de maîtrise
Le Groupe a fait le choix de concentrer ses investissements
dans des pays pour lesquels ses installations de production
d’électricité d’origine renouvelable sont très majoritairement à
parité réseau, rendant de ce fait moins probable la diminution
ou la remise en cause des prix et tarifs réglementés d’achat
d’électricité renouvelable, déjà compétitifs par rapport aux
sources conventionnelles de production d’électricité.
De tels mécanismes de tarifs d’achat obligatoires ou de
compléments de rémunération, à guichet ouvert ou à l’issue de
procédures d’appel d’offres, existent également dans d’autres
pays où le Groupe est présent. Ainsi, en Zambie, le programme
Scaling Solar, auquel le Groupe a participé par le passé, vise
à coordonner le développement et l’installation de centrales
solaires pour une capacité cible de 600 MW. En Argentine,
le Groupe participe au programme RenovAr qui prévoit des
procédures d’appel d’offres à l’issue desquelles les lauréats
du programme, dont le Groupe fait partie, se voient proposer
des contrats d’achat d’électricité qui leur offrent un prix ﬁxe
indexé libellé en dollars américains d’une durée de 20 ans avec
la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico
(CAMMESA).
Dans l’hypothèse d’une remise en cause de ces prix ou tarifs
réglementés, la compétitivité toujours recherchée par le
Groupe de ses installations par rapport aux autres sources de
production d’énergie, permettrait par ailleurs de procéder à la
vente de l’électricité produite sur les marchés spot ou à terme
de l’électricité.
Enﬁn, la forte diversiﬁcation géographique du Groupe le rend
moins exposé à une remise en cause des prix et tarifs d’achat
règlementés dans une géographie spéciﬁque.
Pour chacun de ces pays, toutes variations défavorables des
compléments de rémunération ou des prix d’achat proposés
à guichet ouvert ou à l’issue de procédures d’appel d’offres
Impact net du risque : Moyen.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
117
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
investissements humains et matériels réalisés par le Groupe en
matière de cyber-sécurité, de suivi et de sécurisation des outils
de mesure de la performance des actifs de production, et de
développements informatiques portant sur certaines fonctions
clefs du Groupe (exploitation, ﬁnancement et ressources
humaines notamment). En 2021, le Groupe a ainsi engagé
une refonte de son infrastructure informatique, reposant sur
le recours à des solutions de type multicloud hybride devant
assurer une plus forte résilience vis-à-vis des attaques les plus
critiques, comme celles par ransomware9.
3.1.5 RISQUES ENVIRONNEMENTAUX,
SOCIAUX ET DE
GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE
Risque lié à l’infrastructure informatique
L’activité du Groupe repose sur l’opération efﬁcace et
ininterrompue de son système d’information, qui comprend
des systèmes informatiques complexes et sophistiqués, dont
la composante critique de l’infrastructure, des systèmes de
télécommunication, des systèmes de contrôle, de comptabilité
et de reporting, de traitement des données, d’acquisition et
de surveillance des données. Le Groupe peut faire face à des
défaillances informatiques et des perturbations de ces systèmes
et réseaux, qui sont utilisés dans l’ensemble de ses activités,
y compris dans ses installations hautement automatisées et
pour la distribution et l’approvisionnement en électricité. Celles-
ci peuvent être causées par des problèmes de mise à jour des
systèmes, des catastrophes naturelles, des cyber-attaques,
dont le nombre, la complexité et le niveau de sophistication
se sont accrus de manière substantielle au cours de l’année
2021, des accidents, des pannes électriques, des défaillances
au niveau des télécommunications, des actes de terrorisme ou
de guerre, des virus informatiques, des intrusions physiques ou
électroniques ou des événements ou perturbations similaires.
Le canal majoritaire des cyberattaques étant désormais le vecteur
humain, le Groupe a renforcé, au cours l’année 2021, les efforts
de sensibilisation de ses salariés en matière de risque cyber à
travers la mise en œuvre d’un parcours de formation dédié, et
la réalisation de campagnes de test d’hameçonnage (phishing).
Ces efforts de sensibilisation seront poursuivis au cours de
l’année 2022 par recours à des plateformes sophistiquées,
permettant des parcours pédagogiques individualisés.
Cette sensibilisation sera accompagnée par la mise en place de
systèmes et processus de détection et réponses à incidents.
Pour la détection, le Groupe aura recours à des solutions
éprouvées (Security Operating Center / Security Information and
Event Management) permettant une surveillance permanente,
pro-active et automatisée des éventuelles attaques « cyber »
contre les composantes du système d’information. Pour la
réponse à incident, aﬁn qu’elle soit appropriée et rapide, le
Groupe aura recours à des prestations auprès de sociétés
qualiﬁées et expertes en cyber-sécurité.
Les perturbations des systèmes informatiques du Groupe, sous
l’effet notamment de cyberattaques, comme les rançongiciels,
pourraient gravement perturber les opérations administratives
et commerciales, y compris engendrer une perte de données
sensibles et compromettre la capacité opérationnelle. Cela
pourrait également entraîner une perte de service pour les
clients et créer des dépenses importantes aﬁn de corriger les
failles de sécurité ou les dommages au système. Par ailleurs,
en plus d’avoir une incidence négative sur l’activité du Groupe,
une défaillance du système de surveillance des opérations
(axé sur la disponibilité, l’activité et l’efﬁcacité de l’installation,
la comptabilité et le reporting, la surveillance opérationnelle,
la santé et la sécurité et le respect des lois et des règlements
en matière d’environnement) pourrait entraîner une perte de
chiffre d’affaires, le non-respect des obligations contractuelles,
réglementaires ou ﬁscales, des exigences en matière de permis
et donner lieu à des amendes et sanctions.
Impact net du risque : Elevé.
Risque lié à l’acceptabilité d’une installation
par les populations locales ou à la remise en
cause des permis, licences et autorisations
postérieurement à leur obtention par le
Groupe
Les projets éoliens et, dans une moindre mesure, photovoltaïques
développés ou opérés par le Groupe peuvent faire l’objet d’une
faible acceptabilité, et dans certains cas, d’une opposition de
la part des populations locales et associations, spécialisées
notamment dans la lutte contre les installations éoliennes,
particulièrement en France.
Dispositif de maîtrise
Les permis, autorisations et licences nécessaires à l’implantation
d’une installation peuvent, une fois accordés, faire l’objet de
recours contentieux par les riverains et associations, qui invoquent
généralement devant les tribunaux une dégradation des paysages,
des désagréments sonores, des atteintes à la biodiversité, ou plus
généralement une atteinte à l’environnement local.
Aﬁn de sécuriser son infrastructure informatique, et tout
particulièrement de préserver l’intégrité de ses systèmes
d’information les plus critiques et de ses données sensibles,
dans un contexte de fort développement, le Groupe a conclu
plusieurs contrats auprès de prestataires externes qualiﬁés visant
à assurer l’intégrité, la performance, la continuité de service et
la protection de ces systèmes. Ces contrats contiennent des
obligations de performance spéciﬁques, qui font l’objet d’un
monitoring précis et régulier.
De tels recours sont très fréquents pour les projets éoliens du
Groupe situés en France et peuvent survenir occasionnellement
pour les projets situés dans les autres pays du Groupe.
Lorsque les permis et autorisations obtenus par le Groupe font
l’objet de contestations ou sont annulés, cela a pour effet de
rallonger les délais de développement des projets, voire dans
certains cas extrêmes, de contraindre le Groupe à abandonner
ces projets en cours de développement.
Le Groupe a par ailleurs créé une fonction informatique en interne
en recrutant un Directeur des Systèmes d’Information en janvier
2020. Celui-ci a notamment engagé, dans le cadre d’un plan
à moyen terme en cours de déploiement, le renforcement des
9 Un ransomware ou rançongiciel est un logiciel malveillant qui bloque l’accès à l’ordinateur ou à des ﬁchiers en les chiffrant et qui réclame à la victime le paiement
d’une rançon pour en obtenir de nouveau l’accès.
118
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
Au 31 décembre 2021, aucun des 123 projets photovoltaïques
ne faisait l’objet d’un recours et 24,5 % des 50 projets éoliens
(soit 12 projets) en phases awarded, tender-ready et advanced
development10 du Groupe en France faisaient l’objet d’un recours
(les projets en phase early stage ne sont généralement pas assez
avancés pour être contestés par la voie du recours). Hors de
France deux projets du Groupe, l’un en Finlande et l’autre en
Suède, faisaient l’objet de recours. Sur l’ensemble de l’exercice
2021, aucun projet du Groupe n’a été abandonné à la suite de
recours. Deux projets éoliens, l’un en phase awarded et l’autre
en opération, sont en revanche sortis de recours.
• développer un Community Engagement Plan13 pour 100 %
de ses nouveaux projets dont la capacité est supérieure à
50 MW ;
• maximiser son impact pour l’économie locale, en interagissant
avec les entreprises et les réseaux professionnels locaux, en
privilégiant les fournisseurs et les travailleurs locaux autant que
possible et en développant un Local participation Plan14 pour
les projets dont la capacité est supérieure à 100 MW ;
• mettre en place des initiatives locales et des projets de
développement durable pour chaque projet dont la capacité
est supérieure à 50 MW ;
Plus généralement, aucune garantie ne peut être donnée par le
Groupe qu’un parc éolien ou, dans une moindre mesure, un parc
solaire, en cours de développement ou en opération recueille un
avis favorable ou soit accepté par les populations avoisinantes.
Même s’il existe déjà diverses réglementations qui visent à limiter
les lieux d’implantation de parcs éoliens ou solaires, l’opposition
des populations locales peut rendre plus difﬁcile l’obtention
de permis de construire et conduire à l’adoption de nouvelles
réglementations plus restrictives. Une moindre acceptabilité
par les populations locales de l’implantation des centrales, une
progression du nombre de recours ou une évolution défavorable
de leur issue pourraient conduire le Groupe à abandonner
certains projets et, par conséquent, avoir un effet défavorable
sur les perspectives et les performances ﬁnancières du Groupe.
• renforcer ses liens avec les communautés locales, en créant
une œuvre d’art qui mette en valeur les énergies renouvelables
et la culture locale, pour chaque projet dont la capacité est
supérieure à 50 MW.
Pour les projets éoliens, une population impliquée au plus tôt
dans le développement d’un projet aura tendance à mieux
accepter l’implantation. Des dispositifs de concertation et
d’information préalables sont donc mis en place par les équipes
de Neoen avant le dépôt des demandes d’autorisation, pour
impliquer les riverains dans l’élaboration du projet et la prise en
compte des enjeux locaux, adaptés en fonction du contexte
(présence d’éoliennes à proximité, inﬂuence des associations
anti-éoliennes …) : implication des élus locaux, organisation
de réunions ou permanences d’informations à destination des
riverains, porte-à-porte, distribution de notes d’information,
visites de parc, mise en ligne d’un site internet dédié au projet.
Dispositif de maîtrise
De manière générale, le Groupe privilégie l’information et la
consultation des communautés locales. Le Groupe souhaite
également éviter, réduire et compenser les impacts d’un projet,
par des analyses environnementales détaillées. Ces analyses
et concertations associées à la mise en place de mesures
compensatoires permettent de limiter l’impact d’un projet, ou
l’opposition locale, notamment en respectant les Performance
Standards de l’IFC, pour les projets ﬁnancés par des banques
de développement.
Aﬁn de déployer ces dispositifs, en plus des chefs de projets
en relation directe avec les parties prenantes locales, le
Groupe dispose de personnel en charge des relations avec
les communautés (Australie), ou fait appel à des consultants
spécialisés sur certaines régions (Amérique latine, Afrique ou
Europe), aﬁn d’assurer une bonne relation sur la durée.
En dehors d’Europe, le Groupe réalise, en phase de
développement, des études d’impacts environnemental et
social (ESIA). La composante sociale de ces études permet
non seulement d’alimenter le Community Engagement Plan
mais aussi d’établir de plans d’action avec les communautés
impliquées pour les phases de construction et d‘opération du
projet.
C’est la raison pour laquelle, le Groupe a établi en 2021 un
cadre en matière de développement durable, résumé dans son
Sustainability Framework11 dans lequel il s’est engagé à :
• faire réaliser des études d’impact environnemental par
des écologues spécialisés pour 100 % de ses projets en
développement (avancé ou advanced development)12 et à
compenser, le cas échéant, les impacts environnementaux
inévitables, conformément aux exigences locales ;
Enﬁn, pour certains projets, pour ne pas retarder la construction
et l’exploitation d’une centrale, le Groupe pourrait envisager de
recourir à des assurances le protégeant contre les conséquences
ﬁnancières subies en cas de succès des recours (contre des
permis obtenus par le Groupe).
• consulter les communautés locales et
à partager de
l’information, y compris lorsque cela ne relève pas d’une
obligation légale ;
Impact net du risque : Moyen.
10 Pour une déﬁnition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la section 9.6 « glossaire » du présent
document.
11 Le Sustainability Framework, présenté lors du Capital Markets Day de mars 2021, est le cadre que Neoen s’est donné pour formaliser ses engagements en
matière de développement durable. Neoen souhaite en effet développer des pratiques responsables et durables afférentes à son modus operandi, ses interactions
avec les communautés et à la maîtrise de son empreinte environnementale. Le Sustainability Framework est disponible sur le site inter net de Neoen (https://neoen.
com/fr/rse/ / https://neoen.com/en/csr/).
12 Pour une déﬁnition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la section 9.6 « glossaire » du présent
document.
13 Le Community Engagement Plan est un outil interne complet, guidant et jalonnant toutes les consultations et interactions ayant lieu durant la vie d’un projet, depuis
les premières étapes de l’étude de faisabilité jusqu’à son démantèlement.
14 Le Local Participation Plan identiﬁe et répertorie l’ensemble des bénéﬁces économiques potentiels d’un projet en termes de développement local et régional.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
119
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
Dans ce cadre, le Groupe encourage vivement la mobilité entre
fonctions et internationale de ses collaborateurs.
Risque lié à la capacité de rétention des
cadres clés et employés et à l’embauche et
la rétention de nouveaux employés qualiﬁés
Par ailleurs, le Groupe a historiquement proposé des plans de
stock-options et d’attribution gratuite d’actions de performance
à ses collaborateurs clés, tels que décrits aux chapitres 4, 6 et 7
du présent document.
Le succès du Groupe et sa capacité à mener à bien ses objectifs
de croissance, dépendent des cadres et employés qualiﬁés,
notamment certains cadres du Groupe et des employés ayant
une expertise particulière en matière de développement, de
structuration et de ﬁnancement, d’ingénierie, de construction,
d’opération et de maintenance de projets. Compte tenu de leurs
expertises dans l’industrie en général, de leurs connaissances
des processus opérationnels du Groupe et de leurs relations
avec les partenaires locaux du Groupe, la perte des services
d’une ou plusieurs de ces personnes pourrait avoir une incidence
défavorable signiﬁcative sur la croissance, le développement des
projets, la situation ﬁnancière et les résultats du Groupe.
Enﬁn, un plan d’intéressement a été mis en place en France
en 2019, et un dispositif d’actionnariat salarié au bénéﬁce
des salariés français du Groupe en mars 2020, en avril 2021
puis en mars 2022. Ceux-ci proposaient à chaque bénéﬁciaire
l’acquisition d’actions nouvelles à prix préférentiel (se référer aux
chapitres 4, 6 et 7 du présent document).
Impact net du risque : Moyen.
Risque lié au changement climatique et aux
épisodes météorologiques extrêmes
À mesure que le Groupe étend ses activités, son portefeuille et
son implantation géographique, son succès opérationnel et sa
capacité à mener à bien son business plan dépendent en grande
partie de sa capacité à attirer et à retenir du personnel qualiﬁé
supplémentaire ayant une expertise technique ou sectorielle
spéciﬁque, y compris dans les nombreux sites internationaux où
il est implanté.
Les risques liés au changement climatique ou aux épisodes
météorologiques extrêmes pourraient affecter de manière
signiﬁcative les installations et les activités du Groupe. Dans la
mesure où le changement climatique provoque des variations
des températures, des ressources en vent et des conditions
météorologiques, engendre une augmentation de la couverture
nuageuse moyenne ou encore accentue l’intensité ou la
fréquencedesépisodesmétéorologiquesextrêmes, ilestpossible
qu’il ait une incidence défavorable sur les installations et les
activités du Groupe. Par ailleurs, les épisodes météorologiques
extrêmes sont susceptibles d’endommager les installations du
Groupe ou d’entraîner une augmentation des périodes d’arrêt,
un accroissement des coûts d’opération et de maintenance
(coûts O&M) ou encore d’interférer avec le développement et la
construction de projets de grande envergure. Par exemple, sur
certains marchés sur lesquels le Groupe est implanté, le Groupe
a déjà eu à faire face à des épisodes météorologiques extrêmes
tels que des tremblements de terre au Salvador.
Par exemple, la présence du personnel du Groupe et de
ses capacités d’ingénierie sur le terrain sont essentiels au
développement de nouveaux projets et à l’opération des actifs
existants. Le succès de ces projets dépend de l’embauche
et du maintien en poste d’un personnel, à l’échelle mondiale,
possédant l’expertise nécessaire pour permettre au Groupe de
compléter avec précision et en temps opportun ses exigences
en matière d’analyse et de production de rapports. Il existe
une concurrence importante dans l’industrie de l’énergie
renouvelable pour attirer du personnel qualiﬁé possédant
l’expertise nécessaire, et le Groupe ne peut garantir qu’il sera en
mesure d’en embaucher un nombre sufﬁsant pour soutenir son
business plan et sa croissance. L’incapacité à recruter et à retenir
du personnel qualiﬁé pourrait avoir un effet défavorable signiﬁcatif
sur les activités du Groupe.
Dispositif de maîtrise
Les dispositifs de maîtrise déployés par le Groupe concernant les
risques météorologiques extrêmes et le changement climatique
sont de trois ordres :
De plus, il arrive parfois que des cadres et autres employés ayant
une expertise technique ou sectorielle quittent le Groupe. Au fur
et à mesure que la visibilité et la notoriété du Groupe augmentent,
ses salariés deviennent également plus facilement cibles de
sollicitation. Si le Groupe ne parvient pas à nommer rapidement
des successeurs qualiﬁés et efﬁcaces ou est incapable de
gérer efﬁcacement les écarts temporaires d’expertise ou autres
perturbations créées par de tels départs, cela pourrait avoir une
incidence défavorable signiﬁcative sur ses activités et sa stratégie
de croissance.
• la construction des actifs selon des normes (sismiques, vent,
inondation etc.) robustes ;
• unsuivientempsréeldesconditionsclimatiquesdanslesquelles
opèrent les actifs du Groupe, qui permet une connaissance
ﬁne et immédiate des conséquences actuelles du changement
climatique sur ces actifs. Ce suivi doit permettre d’identiﬁer et
anticiper les éventuelles actions à mettre en place en cas de
variations trop importantes ;
Dispositif de maîtrise
• une couverture assurantielle de ces actifs au sein de laquelle les
questions météorologiques occupent une place fondamentale.
Le transfert des risques au marché de l’assurance est déﬁni en
fonction de critères clairs de solidité ﬁnancière des assureurs-
partenaires et de leur capacité à couvrir les événements
météorologiques majeurs et catastrophes naturelles qui
pourraient affecter les actifs du Groupe. Compte tenu de
l’actuel durcissement du marché mondial des assurances, le
Groupe peut être amené à faire réaliser des études techniques
permettant de déﬁnir le niveau de garanties adapté aux
Le Groupe attache une grande valeur à son capital humain, lequel
constitue l’un de ses atouts fondamentaux et cherche à favoriser
l’émergence de talents au sein de son personnel, notamment en
le confrontant à des positions et à des expériences nouvelles au
sein des différentes ﬁliales du Groupe.
Le Groupe procède chaque année à une revue de ses effectifs
et identiﬁe à cette occasion des fonctions et proﬁls clefs pour
lesquels des politiques spéciﬁques de rétention et des plans de
succession sont mis en place.
120
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
risques de chaque actif. La couverture comprend aussi bien la
couverturedesactifsphysiques(dommagesauxbiens)quecelle
des revenus escomptés des actifs (pertes d’exploitation), ou
encore des frais supplémentaires d’opération et maintenance
pendant la réparation d’un sinistre. Cette couverture adaptée,
telle que décrit dans la section 3.2 « assurances et gestion
des risques », permet de protéger autant que possible le
Groupe et ses actifs contre l’incertitude liée aux événements
météorologiques extrêmes.
Dispositif de maîtrise
A la date du présent document, bien que le Groupe réalise
l’essentiel de son activité en France (26 % des MW en opération
au 31 décembre 2021), en Australie (42 % des MW en opération
au 31 décembre 2021) et en Amériques (25 % des MW en
opération au 31 décembre 2021), sa stratégie de diversiﬁcation
géographique et technologique de son portefeuille de projets
devrait limiter à l’avenir l’importance de ce risque au niveau
consolidé.
Impact net du risque : Moyen.
Le Groupe effectue des prévisions de production d’électricité à
partir d’études statistiques fondées sur l’historique des conditions
météorologiques des sites. Le taux de rentabilité interne (« TRI »)
et les covenants ﬁnanciers du Groupe négociés dans le cadre
des ﬁnancements de projets prennent généralement pour
hypothèse que ces prévisions se vériﬁeront statistiquement sur
le long terme.
Risque lié aux conditions météorologiques
et notamment aux ressources solaires et
éoliennes
Le Groupe investit et prévoit de continuer à investir dans des
projets de production d’électricité dépendants des ressources
solaires et éoliennes. Au 31 décembre 2021, les installations
photovoltaïques et les parcs éoliens du Groupe en opération
représentaient respectivement 1 997 MW et 969 MW soit
environ 57 % et 28 % de sa capacité totale opérationnelle.
Ces estimations du niveau d’irradiation et de ressources
éoliennes des sites réalisées à partir de l’expérience du Groupe
et d’études menées par des ingénieurs indépendants peuvent
toutefois ne pas reﬂéter le niveau réel des ressources solaires
et éoliennes d’un site pour une période donnée. Le Groupe
peut ainsi être amené à réaliser des études ultérieures, en cas
d’écart persistant entre ses estimations initiales et le niveau réel
de ressource affectant certains actifs, et réviser en conséquence
ses prévisions pour cet actif spéciﬁque, mais aussi pour de futurs
projets ayant des caractéristiques similaires.
Les niveaux de production des centrales photovoltaïques
et éoliennes du Groupe dépendent fortement du degré
d’irradiation des installations solaires et de l’énergie cinétique
du vent à laquelle sont exposées les éoliennes, qui sont des
ressources hors du contrôle du Groupe et sont susceptibles
de varier signiﬁcativement selon les périodes. Les conditions
météorologiques générales, telles que les variations saisonnières
des ressources, sont complexes à prévoir, d’autant plus que des
conditions météorologiques exceptionnellement mauvaises sont
susceptibles d’entraîner des variations ponctuelles des niveaux
de production ainsi que des niveaux de revenus générés par
les centrales.
En gestionnaire responsable, le Groupe suit de près le
développement de couvertures assurantielles ou ﬁnancières
ayant pour paramètre la disponibilité des ressources naturelles
renouvelables (notamment éolienne et solaire). S’il n’a pas pour
l’instant jugé bon de souscrire ces couvertures en vertu de
leur coût élevé et de leur efﬁcacité encore trop relative, il reste
néanmoins à l’écoute des évolutions de ces produits dont
l’objectif est de protéger la performance économique d’un actif
en cas de manque ou de trop-plein de ressources naturelles
renouvelables.
Des niveaux insufﬁsants d’irradiation ou de vent sont susceptibles
d’entraîner une diminution de la production d’électricité.
Inversement, des températures excessives peuvent conduire
à une réduction de la production d’électricité des installations
photovoltaïques et des vents dépassant une certaine vitesse
peuvent endommager les éoliennes et contraindre le Groupe à
interrompre le fonctionnement des turbines.
Impact net du risque : Faible.
3.2 ASSURANCES ET GESTION DES RISQUES
Le contrôle des risques fait partie intégrante des activités
opérationnelles du Groupe. En tant que développeur et
exploitant d’installations photovoltaïques et éoliennes ainsi que
d’installations de stockage, le Groupe adapte son dispositif de
contrôle des risques soit en interne, soit via le transfert de ces
risques par le recours à des polices d’assurance.
• au niveau des sociétés de projets, pour se protéger des risques
pesant spéciﬁquement sur les installations photovoltaïques,
éoliennes et de stockage en cours de développement, de
construction et d’opération.
La politique d’assurance est déterminée et gérée en interne
par un département dédié, sous la responsabilité du secrétaire
général, qui travaille en étroite collaboration avec les différentes
équipes (notamment, avec les équipes de développement, de
construction et d’exploitation et l’équipe juridique) à travers
le monde et les courtiers en assurance du Groupe. Compte
tenu du durcissement du marché mondial des assurances, le
Groupe déploie ses meilleurs efforts aﬁn d‘obtenir une couverture
assurantielle adaptée pour chacun des risques (i) en créant
des partenariats avec des acteurs majeurs du marché et (ii) en
faisant réaliser des études techniques permettant de déterminer
3.2.1 ASSURANCES
Dans le cadre de ses activités, le Groupe a recours à l’assurance
à deux niveaux :
• au niveau de la Société, pour couvrir essentiellement les risques
de responsabilité civile présents à l’échelle du Groupe, ainsi
que les dommages relatifs aux déplacements professionnels
des salariés et mandataires sociaux du Groupe ;
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
121
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
précisément les risques d’un projet notamment en cas de
catastrophe naturelle ou de risque en cas d’attaque terroriste.
immatériels et sans limitation en cas de dommages corporels
survenant en France.
Les polices d’assurance souscrites par le Groupe contiennent
des plafonds, des exclusions et des franchises qui pourraient
l’exposer, en cas de survenance d’un sinistre signiﬁcatif ou d’une
action en justice intentée à son encontre, à des conséquences
défavorables. Il ne peut en outre être exclu que, dans certains
cas, le Groupe soit obligé de verser des indemnités et/ou des
dépenses insufﬁsamment ou non couvertes par les polices
d’assurance.
3.2.1.1 ASSURANCES RESPONSABILITÉ
CIVILE ET « DÉPLACEMENTS
PROFESSIONNELS » DU GROUPE
Les polices d’assurances souscrites par la Société pour couvrir
toutes les entités du Groupe et ses salariés et mandataires
sociaux, sont essentiellement des assurances responsabilité
civile, ainsi qu’une assurance « Individuel Accidents ». À la date
du présent document, le Groupe a souscrit les principales
assurances suivantes, avec des niveaux de couverture (et
plafonds d’indemnisation) qu’il estime appropriés et usuels pour
des entreprises opérant dans le même marché :
3.2.1.2 ASSURANCES SPÉCIFIQUES
AUX SOCIÉTÉS DE PROJETS
Dans l’exercice de ses activités de développement et opération
de projets photovoltaïques et éoliens, ainsi que d’installations de
stockage, le Groupe se protège, par le recours à des polices
d’assurance, contre les dommages et incidents qui pourraient
survenir et affecter une installation.
• un programme international d’assurance de responsabilité
civile, souscrit auprès de HDI, dont l’objet est de garantir le
Groupe, ses représentants et salariés situés en France et
dans les autres pays dans lesquels le Groupe opère contre
les conséquences ﬁnancières de toute responsabilité que
ceux-ci pourraient encourir à raison de dommages corporels,
matériels et immatériels résultant de fautes, d’erreurs de
fait ou de droit, d’oublis, d’omissions, de négligences,
d’inexactitudes commis par eux ou leurs préposés et causés
aux tiers, y compris les clients du Groupe, dans l’exercice de
leurs activités professionnelles. Ce programme d’assurance
comprend également un volet « défense pénale » qui couvre
le paiement des honoraires des mandataires (avocats, avoués,
huissiers, experts) et des frais nécessaires pour assurer la
défense du Groupe en cas de poursuites pour un sinistre
grave. Le montant total de ces garanties est plafonné par
sinistre et par année d’assurance, avec des sous-plafonds
par type de dommages. Cette assurance est constituée d’une
police « master » complétée par des polices « locales » dans
les pays dans lesquels le Groupe opère conformément à la
règlementation locale. Cette police « master » a vocation à
intervenir en complément desdites polices « locales » ;
La politique générale d’assurance du Groupe repose sur les
principes suivants :
• chaque projet du Groupe doit être couvert par :
– une police construction « tous risques chantiers » couvrant
à la fois la Société et la société de projet contre les risques
de dommages matériels accidentels et pertes de recettes
y associées, responsabilité civile (y compris les risques
environnementaux accidentels) pouvant survenir lors de la
phase de construction de l’installation. Le recours à une
police de type « tous risques chantiers » ou « tous risques
chantier montage essai » (Construction All Risks) permet une
indemnisation sans recherche préalable de responsabilité
aux ﬁns d’éviter de longues interruptions de chantiers. En
fonction des risques du projet, cette police peut également
inclure un volet transport et terrorisme ;
– lorsque l’installation est entrée en opération, une assurance
exploitation couvrant les risques de responsabilité civile (y
compris les risques environnementaux accidentels), de
dommages matériels accidentels et pertes de recettes y
associées, causés par ou à l’installation (par exemple :
incendies, vols et actes de vandalisme, catastrophes
naturelles etc.). En fonction des risques de la centrale, cette
police peut également inclure un volet terrorisme ;
• un programme d’assurance de responsabilité civile des
dirigeants et mandataires sociaux, souscrit auprès d’AIG
(apériteur) et de Liberty, dont l’objet est principalement de
couvrir les administrateurs, les dirigeants et les mandataires
sociaux des entités du Groupe dans le monde entier contre les
conséquences pécuniaires des réclamations introduites à leur
encontre et imputables à toute faute professionnelle commise
dans l’exercice de leurs fonctions. Le programme couvre
également les frais de défense civile, pénale et administrative
des personnes assurées ;
• si chaque projet bénéﬁcie de couvertures propres, distinctes
de celles des autres projets, ces couvertures doivent être
en ligne avec la politique de couverture d’assurances du
Groupe. Dans le cas spéciﬁque des projets solaires français,
des conditions standards ont été ﬁxées dans des polices
cadres négociées en amont par le Groupe auprès d’assureurs
de premier rang, notamment par le biais de courtiers en
assurances. Ainsi, à la date du présent document, des polices
cadres ont été conclues avec AXA France et Gothaer pour
couvrir les actifs photovoltaïques et éoliens du Groupe situés
en France tant en construction qu’en opération aﬁn de couvrir
respectivement les risques de responsabilité civile ainsi que les
risques dommages matériels accidentels et pertes de recettes
y associées ;
• une police d’assurance couvrant les déplacements
professionnels (police « Individuel Accidents »), souscrite
auprès d’AIG, visant à couvrir tout salarié, mandataire social,
dirigeant ou administrateur de la Société ou toute personne
ayant un ordre de mission de la Société, y compris expatriés
ou détachés, contre les dommages survenus à l’occasion de
leurs déplacements professionnels (aériens, terrestres, etc.).
Le montant total de ces garanties est plafonné par sinistre (à
chaque fois, avec des sous-plafonds par type de dommages).
Cette police est complétée par une assurance souscrite auprès
de Covéa Fleet, garantissant les véhicules personnels des
collaborateurs en mission, en cas de dommages matériels et
122
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
• concernant les activités internationales, le Groupe a entrepris
un chantier d’harmonisation et de rationalisation de ses polices
d’assurance internationales. Un programme d’assurance
international a été souscrit en 2020 auprès d’assureurs de
premier rang, dont l’assureur apériteur est AGCS, aﬁn de
couvrir les actifs en opération pour les risques de dommages
matériels accidentels et pertes de recettes y associées. Les
polices construction couvrant lesdits projets sont, quant à
elles, conclues au terme de procédures d’appels d’offres (de
type request for quotation) organisées avec le support d’un
courtier international. Dans ces situations, le Groupe s’appuie
notamment sur ses partenaires ﬁnanciers locaux ;
visant à conduire une politique active en matière de gestion
des risques permettant de s’assurer que ses risques majeurs et
opérationnels soient connus et maîtrisés. Le dispositif déployé
est applicable à l’ensemble du Groupe, comprenant toutes ses
activités, fonctions et territoires.
La maîtrise des risques est considérée comme une priorité par
le Groupe qui a construit une démarche cohérente de gestion
des risques et de contrôle interne. Les dispositifs de gestion
des risques et de contrôle interne du Groupe reposent sur
un ensemble de moyens, de politiques, de procédures, de
comportements et d’actions visant à s’assurer que les mesures
nécessaires sont prises pour :
• les polices d’assurance sont généralement auditées par
les prêteurs qui ﬁnancent le projet, lesquels demandent à
être désignés en tant que co-assurés aﬁn de pouvoir, le cas
échéant, bénéﬁcier d’éventuelles indemnités d’assurances
en cas de sinistre par voie de subrogation dans le cadre des
contrats de prêts souscrits ;
• vériﬁer l’efﬁcacité des opérations et l’utilisation efﬁciente des
ressources ;
• identiﬁer, analyser et maîtriser les risques susceptibles
d’avoir un impact signiﬁcatif sur le patrimoine, les résultats,
les opérations ou la réalisation des objectifs du Groupe,
qu’ils soient de nature opérationnelle, commerciale, juridique
ou ﬁnancière, ou qu’ils soient liés à la conformité aux lois et
réglementations.
• enﬁn, les polices d’assurance souscrites par les sociétés de
projets contiennent des plafonds, franchises et exclusions
qui sont calibrés projet par projet et dont le niveau est
adéquatement ﬁxé au terme des travaux d’audit du Groupe,
en concertation avec les banques de ﬁnancement.
Une organisation et des outils structurants ont été mis en place
pour supporter les dispositifs à tous les niveaux de l’organisation
du Groupe.
À cette politique générale, s’ajoute la mise en place de certaines
polices d’assurance locales obligatoires en fonction des pays
concernés, telles que, par exemple (i) une assurance locale
souscrite aux États-Unis aﬁn de couvrir les risques locatifs de
la ﬁliale américaine pour son occupation de terrains et (ii) des
assurances spéciﬁques qui peuvent être souscrites pour obtenir
une couverture contre des risques déterminés tels que les
risques sismiques au Salvador.
3.2.2.1 CARTOGRAPHIE DES RISQUES
Le Groupe a mis au point une cartographie des risques aﬁn
de prévenir les risques majeurs relatifs à son activité, tels que
décrits au paragraphe 3.1.1 « risques liés au secteur d’activité »
du présent document, avec le support d’un consultant externe
spécialisé sur ces sujets. Le processus d’élaboration de la
cartographie des risques, qui a été mis en place en 2016, a
permis d’identiﬁer les principaux risques auxquels le Groupe
est exposé et d’évaluer chacun d’eux selon une méthodologie
déﬁnie.
Aﬁn de veiller à la mise en place de polices d’assurance
cohérentes et d’un niveau de couverture satisfaisant, le Groupe
a notamment déﬁni des lignes directrices pour déterminer
l’organisation à suivre en matière d’assurances lors des phases
de construction des projets qu’il développe.
Le processus d’élaboration de la cartographie des risques
implique fortement le management de l’ensemble des activités
et fonctions du Groupe, permettant de tenir compte des objectifs
et des enjeux de toutes les parties prenantes. L’exercice consiste
notamment à identiﬁer les risques les plus signiﬁcatifs pour le
Groupe, regroupés en différentes familles (développement,
opérationnel, ﬁnancier…). Une description des risques et de
leurs causes est réalisée et pour chacun de ces risques, leur
probabilité de réalisation, leurs impacts potentiels sur le Groupe,
ainsi que leur degré de maîtrise actuel sont évalués. À la suite
de l’évaluation de la maîtrise de ces risques, des plans d’action
sont déﬁnis pour les risques jugés insufﬁsamment maîtrisés.
L’avancement de la mise en place des plans d’action est de la
responsabilité du Comité exécutif.
À la date du présent document, le Groupe a mis en place une
politique de couverture des principaux risques assurables avec
des montants de garantie qu’il estime compatibles avec la
nature de ses activités. Le Groupe n’envisage pas, à l’avenir, de
difﬁcultés particulières pour conserver des niveaux d’assurance
adéquats dans la limite des disponibilités et des conditions de
marché. L’actuel durcissement des marchés d’assurance peut
avoir des conséquences, à terme, sur les montants de franchise
ou les limites des polices, ainsi que sur la disponibilité de certaines
garanties, mais le Groupe n’anticipe pas de difﬁcultés à assurer
ses actifs dans des conditions acceptables et cohérentes avec
sa politique de gestion des risques.
Au cours des dernières années, le Groupe n’a pas connu de
sinistre signiﬁcatif ayant conduit à une remise en cause de ses
polices d’assurances.
Tous les trois ans, les principaux risques auxquels le Groupe
est confronté font l’objet d’un processus de mise à jour de la
cartographie des risques, sous la responsabilité du Président-
3.2.2 GESTION DES RISQUES
directeur général. Chaque mise
présentation au Comité d’audit. La dernière mise à jour a été
réalisée au cours du second semestre 2019.
à jour fait l’objet d’une
La gestion des risques se rapporte aux mesures mises en œuvre
par le Groupe pour recenser, analyser et maîtriser les risques
auxquels il est soumis dans le cadre de ses activités, en France
et à l’étranger. Le Groupe accorde une grande importance à
la culture des risques et a engagé une démarche structurée
La cartographie est un outil de pilotage de maîtrise des risques.
Ainsi, au cours du second semestre 2021, cette cartographie,
et de manière plus globale l’environnement des risques ont été
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
123
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
analysés par le Comité exécutif dans le contexte spéciﬁque de
sortie progressive de la crise sanitaire et présentés au Comité
d’audit.
Des alertes spéciﬁques sont émises sur les schémas de fraude
auxquels le Groupe est particulièrement exposé tels que la
« fraude au président » (fraude externe qui consiste à ordonner
des transferts de fonds en usurpant l’identité du président), et la
fraude aux coordonnées bancaires fournisseurs (fraude externe
qui consiste à usurper l’identité d’un fournisseur habituel pour
obtenir la substitution de ses coordonnées bancaires par celles
du fraudeur, préalablement à la réalisation d’un règlement de
facture).
Des déséquilibres importants dans les chaînes d’approvisionnement
et dans la logistique d’acheminement d’équipements entrant dans
la fabrication des centrales et dans la logistique d’acheminement
des équipements vers les projets ont notamment été observés
par le Groupe au cours de l’année 2021. Ces déséquilibres
sont la conséquence directe (retards de livraison de panneaux
photovoltaïques), ou indirecte (surcoûts de transport) de la crise
sanitaire mondiale. Leur impact sur le développement et le
ﬁnancement de projets (surcoûts et retards), mais aussi sur leur
exécution (retards) étant susceptible d’être signiﬁcatif, le Groupe
a en conséquence pris la décision, en accord avec le Comité
d’audit, de réévaluer la qualiﬁcation du risque lié aux variations des
prix des composants nécessaires à la production d’équipements
renouvelables de moyen à élevé.
Des activités de contrôle spéciﬁques ont également été déﬁnies
pour couvrir ce risque au niveau opérationnel, et sont intégrées
au sein des différents processus concernés.
Focus sur le risque de corruption
L’intégrité fait partie des valeurs de Neoen qui guident ses
relations et actions avec l’ensemble de ses interlocuteurs,
partenaires, clients et populations locales. Partagées par
l’ensemble des collaborateurs du Groupe, elles sont le socle de
l’identité de Neoen et les repères intangibles du comportement
de ses collaborateurs au quotidien.
Par ailleurs, le Groupe a observé en 2021 un accroissement
notable du risque d’occurrence d’actions cyber malveillantes
et d’atteintes à la sécurité des systèmes d’information. Cette
tendance a été également conﬁrmée au cours des premiers
mois de 2022. De nombreuses entreprises et organisations,
de tailles diverses ont ainsi été affectées, ﬁnancièrement
et opérationnellement, par des attaques, toujours plus
sophistiquées, conduites par des acteurs divers, allant de
simples hackers, à des organisations criminelles structurées,
ou encore des Etats. Le secteur de l’énergie a notamment été
ciblé de manière croissante. Le Groupe a, quant à lui, fait l’objet
d’un nombre plus important de tentatives d’hameçonnage
(phishing) et de « fraude au président », qui, si elles n’ont pas
eu de conséquences directes, car identiﬁées et bloquées, ont
souligné le caractère croissant de la menace « cyber », tout
particulièrement dans un contexte de développement du travail à
distance associé à la pandémie de COVID-19. En conséquence,
le Groupe a pris la décision, en accord avec le Comité d’audit,
de réévaluer la qualiﬁcation du risque lié à l’infrastructure
informatique de moyen à élevé.
Le Groupe choisit des partenaires qui agissent selon le même
principe d’intégrité absolue en toutes circonstances. Cette
intégrité permet au Groupe de conduire ses projets en toute
transparence.
Au cours de l’année 2018, le Groupe a fait l’objet d’un audit
compliance réalisé par un conseil externe. Cet audit a porté
essentiellement sur les sujets d’anti-corruption. À l’issue de
cet audit, un plan d’actions a été élaboré et une formation a
été dispensée aux salariés du Groupe jugés comme les plus
exposés aux risques de corruption début 2019 (cette formation
étant l’une des mesures du plan d’actions).
Le Groupe a procédé ﬁn 2020 à la révision de sa charte éthique.
Dans le cadre de cette révision, le Groupe a décidé de formaliser
le dispositif destiné à prévenir le risque de corruption dans un
code de conduite distinct et l’a rendu public sur son site internet.
S’agissant des autres risques, il ne semble pas que leur niveau
d’importance net se soit accru ou modiﬁé par rapport à la
situation antérieure.
Enﬁn, dans le cadre du crédit syndiqué mis en place au niveau
de la Société en mars 2020, la Société s’est engagée à mettre
en place un plan de formation sur les sujets d’anti-corruption à
la fois en présentiel pour les personnes jugées les plus exposées
à ces risques et par voie de formation en ligne pour le reste
des équipes. Des formations en présentiel dans ce cadre ont
été dispensées en septembre 2020 et septembre 2021 et des
campagnes de formation en ligne ont été réalisées courant
novembre-décembre 2020 et novembre 2021.
Focus sur le risque de fraude
Des actions spéciﬁques ont été menées pour maîtriser le risque
de fraude. Aﬁn de prévenir ce risque majeur, une formation de
sensibilisation a été historiquement spéciﬁquement créée et
déployée auprès de l’ensemble des collaborateurs de la fonction
Finance du Groupe.
3.2.2.2 CADRE ORGANISATIONNEL
DE LA GESTION DES RISQUES
ET DU CONTRÔLE INTERNE
Par ailleurs, une formation portant sur les sujets de
cybersécurité par un intervenant de la DGSI a été organisée
en janvier 2019 à l’attention de l’ensemble des effectifs de la
Société. Au cours de l’année 2020, et à la suite de l’arrivée
de son Directeur des Systèmes d’Information, le Groupe a en
outre fait réaliser un audit externe de son exposition aux risques
de cybersécurité, qui a débouché sur le renforcement et la
mise en place de plusieurs politiques internes, le déploiement
d’outils de protection dédiés, portant notamment sur les
échanges de données et la sécurisation des espaces de
travail, et la sensibilisation de l’ensemble des collaborateurs
aux risques associés à la cybersécurité à travers la mise en
place d’e-learning spéciﬁques.
Les rôles et responsabilités en termes de gestion des risques
et contrôle interne ont été clairement déﬁnis au sein du Groupe.
La responsabilité du management sur ces domaines est inscrite
dans la culture même du Groupe et ancrée dans les différentes
instances de management, notamment les instances de suivi de
projets et d’activité (développement, construction et comités de
direction locaux).
124
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
Le Comité exécutif se situe au cœur de la démarche. Il est
responsable de la conception de la démarche, porte et pilote
l’ensemble des sujets en matière de gestion des risques et
de contrôle interne. Il s’assure de la mise en place au sein du
Groupe des procédures de contrôle interne et des plans d’action
issus de la cartographie des risques.
applicables au Groupe et de l’efﬁcacité des opérations. Il repose
principalement sur un environnement de contrôle, des activités
de contrôle et un pilotage dynamique de ce sujet.
Néanmoins, si des faiblesses signiﬁcatives dans les contrôles
internes du Groupe surviennent à l’avenir, elles pourraient
entraîner des inexactitudes signiﬁcatives dans ses états ﬁnanciers
consolidés, ce qui pourrait l’obliger à retraiter ses résultats
ﬁnanciers ou entraîner une perte de conﬁance des investisseurs
dans la ﬁabilité et l’exhaustivité de ses rapports ﬁnanciers et ainsi
avoir une incidence négative sur le cours de bourse des actions
de la Société.
Le Directeur Financier a plus spéciﬁquement la charge, en
s’appuyant sur ses équipes internes et des prestataires externes
dédiés, de coordonner la mise en place, l’animation et le reporting
du dispositif de contrôle interne. Il coordonne également le
processus de mise à jour de la cartographie des risques.
De plus, des business process owners ont été désignés au sein
du Comité exécutif pour gérer les outils de contrôle (moyens,
politiques, procédures, actions, etc.) nécessaires à la maîtrise de
chaque processus.
L’environnement de contrôle repose notamment sur la culture
d’entreprise diffusée. Le Groupe a déﬁni et déployé une charte
éthique et démontre une culture managériale sensible à la gestion
des risques. L’organisation du Groupe et la déﬁnition claire des
rôles et responsabilités, soutenue par la chart of authorities en
place, contribuent également à un environnement de contrôle
solide. La chart of authorities fait l’objet de révisions régulières
aﬁn d’assurer sa cohérence avec les besoins du Groupe au fur et
à mesure de sa croissance.
Enﬁn, le Comité d’audit joue un rôle en matière de gestion des
risques et de contrôle interne, en exigeant un reporting au
moins annuel et en challengeant les dispositifs mis en œuvre par
le Groupe. Le reporting est effectué sous la responsabilité du
directeur ﬁnancier Groupe.
Les activités de contrôle ont été déﬁnies pour dix processus
majeurs qui ont été identiﬁés par le Groupe, qu’ils soient
opérationnels, supports ou transverses. Pour chacun d’eux,
des activités de contrôle ont été répertoriées et diffusées dans
des « matrices de contrôle ». Ce travail a été effectué sous la
responsabilité de business process owner. Les activités de
contrôle ont été déﬁnies en fonction des risques opérationnels
identiﬁés dans chacun des processus et au regard des risques
identiﬁés dans la cartographie des risques. Elles ont été
détaillées et explicitées aﬁn de garantir la facilité de déploiement
par l’ensemble des ﬁliales du Groupe. En complément de cette
organisation, un ensemble d’outils concrets (checklist, modèles
de documents…) a été conçu et diffusé au sein du Groupe pour
une meilleure appropriation et mise en place de ces activités de
contrôle, et ce de façon homogène sur tous les territoires.
Focus sur l’élaboration de l’information
comptable et ﬁnancière
L’élaboration de l’information comptable et ﬁnancière s’effectue
sur la base de systèmes d’information permettant d’assurer le
suivi de l’exhaustivité et de la correcte évaluation des transactions,
ainsi que de l’élaboration des informations comptables
et ﬁnancières, conformément aux principes et méthodes
comptables en vigueur et appliqués par la Société, tant pour ses
comptes annuels que pour ses comptes consolidés.
Ces derniers sont élaborés de manière semestrielle et annuelle,
sous la responsabilité de la Direction ﬁnancière Groupe, de la
manière suivante :
• diffusion des principes et méthodes comptables Groupe sous
forme d’un manuel de procédures ;
Enﬁn, la mise en œuvre du dispositif de contrôle interne est
évaluée annuellement. Des campagnes d’auto-évaluation du
contrôle interne étaient ainsi réalisées historiquement, la première
ayant été lancée en 2017 et une deuxième d’audit croisé entre
départements ayant été réalisée ﬁn 2018. Chaque manager
concerné a ainsi évalué, sur son périmètre de responsabilité
ou celui de son collègue, l’efﬁcacité des activités de contrôle
déﬁnies par le Groupe. Cela permettait d’évaluer le niveau de
déploiement du contrôle interne au sein du Groupe, mais
également de déﬁnir des plans d’action dans le but de renforcer
les activités insufﬁsamment maîtrisées aujourd’hui. Les résultats
de ces campagnes ont été reportés au Comité exécutif et au
Comité d’audit.
• préparation et transmission par la Direction ﬁnancière
d’instructions de consolidation, à l’attention des ﬁliales,
comprenant un calendrier détaillé ;
• réalisation des comptes consolidés selon les informations
transmises par l’ensemble des entités du Groupe, couvrant
l’intégralité du périmètre de consolidation ;
• utilisation d’un outil unique centralisé.
Les équipes comptables centrales opèrent lors des clôtures une
révision des comptes, une revue analytique des évolutions du
réalisé, d’une période sur l’autre, ainsi qu’une analyse des écarts
par rapport au budget et aux atterrissages ﬁnanciers.
Par ailleurs, le Groupe a déployé, au cours du second semestre
2019, une campagne d’audit externe, visant à vériﬁer d’une
part la correcte exécution des activités de contrôle déﬁnies, et
d’autre part le bon fonctionnement des dispositifs de maîtrise
des risques majeurs ainsi que de tout autre risque majeur
qui aurait été identiﬁé entre deux exercices de cartographie
des risques. Cet audit, qui avait porté spéciﬁquement sur les
contrôles concourant à l’établissement des états ﬁnanciers
et à la production de l’information ﬁnancière du Groupe, sur
un périmètre ciblé sur la France, a été réalisé en 2020, sur le
périmètre des entités australiennes du Groupe, puis en 2021 sur
le périmètre des entités salvadoriennes du Groupe et sur certains
Ce dispositif est complété par les interventions et travaux de
certiﬁcation des commissaires aux comptes pour les comptes
annuels de la Société et consolidés du Groupe.
3.2.2.3 DISPOSITIF DE CONTRÔLE INTERNE
Le dispositif de contrôle interne du Groupe a pour objectif de
ﬁabiliser les informations comptables et ﬁnancières produites et
de s’assurer du respect des lois et réglementations en vigueur
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
125
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
contrôles applicables aux entités françaises et à la Société. Il a
vocation à être étendu en 2022 à d’autres pays du Groupe, selon
une logique de rotation géographique et par process.
Dans l’éventualité où les employés ou les agents du Groupe
ou ceux de ses sociétés afﬁliées se livreraient à des activités
frauduleuses ou à des activités criminelles ou contraires à
l’éthique, le Groupe pourrait subir des sanctions ﬁnancières,
faire l’objet d’enquêtes menées par les autorités pénales ou
réglementaires ou être l’objet de litiges ou différends, ce qui
pourrait avoir une incidence défavorable signiﬁcative sur sa
réputation, ses activités, sa situation ﬁnancière ou ses résultats.
Enﬁn, s’agissant du contrôle interne en matière de compliance,
celui-ci est présenté au paragraphe 3.2.2.1 « cartographie des
risques » du présent document. Bien que le Groupe ait établi des
politiques et des procédures de contrôle interne aﬁn de prévenir
les activités frauduleuses, ces politiques et procédures peuvent
ne pas prévenir et protéger le Groupe contre les fraudes ou les
autres actes criminels commis par ses employés ou agents ou
ceux de ses sociétés afﬁliées.
3.2.2.4 GESTION DES RISQUES FINANCIERS
Gestion du risque de taux
Le Groupe est exposé aux risques de marché au titre de ses activités d’investissements. Cette exposition est principalement liée aux
ﬂuctuations des taux d’intérêts de ses dettes relatives aux projets.
Le tableau suivant résume l’exposition du Groupe par type de taux aux 31 décembre 2020 et 31 décembre 2021 :
(en millions d’euros)
31.12.2021
1 213,5
1 693,3
46,7
31.12.2020
1 030,1
1 609,5
109,8
Dettes à taux ﬁxes
Dettes à taux variables
Effet des couvertures
TOTAL DES DETTES FINANCIERES APRES EFFET DES COUVERTURES
2 953,4
2 749,4
Par principe, les ﬁnancements de projets souscrits généralement à taux variable et les ﬂux d’intérêts variables font l’objet d’une couverture
qui représente en général 75 % ou plus du montant ﬁnancé à taux variable. Les couvertures sur le risque de taux d’intérêt sont effectuées
au moyen d’instruments contractés de gré à gré (swaps de taux), avec des contreparties bancaires internationales, qui sont valorisés à
leur juste valeur et, pour la part de couvertures des années futures évaluée efﬁcace, enregistrés dans les capitaux propres du Groupe,
et les variations de ces justes valeurs sont inscrites à l’état du résultat global ﬁgurant dans les comptes consolidés en section 4.1 – note
19.2 « dette nette » du présent document.
La politique de gestion des risques du Groupe a pour objectif de limiter et de maîtriser les effets des variations des taux d’intérêt et leurs
répercussions sur le résultat et les ﬂux de trésorerie.
Le tableau suivant présente le recours aux instruments dérivés par le Groupe, aux 31 décembre 2020 et 31 décembre 2021, aﬁn de
couvrir son exposition au risque de taux :
Montants notionnels par échéance
Enregistrés
Inférieur
à 5 ans
Supérieur
à 5 ans
Juste
valeur
en capitaux
propres
Enregistrés
en résultat
(en millions d’euros)
Au 31 décembre 2020
Swaps de taux - Solaire
Swaps de taux - Eolien
TOTAL
Total
(128,1)
(159,1)
(287,2)
(306,0)
(425,4)
(731,4)
(434,1)
(584,5)
(54,4)
(54,2)
60,4
81,5
-
-
-
(1 018,6)
(108,6)
141,9
Au 31 décembre 2021
Swaps de taux - Solaire
Swaps de taux - Eolien
TOTAL
(340,3)
(200,6)
(540,9)
(336,4)
(435,9)
(772,3)
(676,7)
(636,5)
(12,1)
(6,9)
15,8
28,8
44,5
-
-
-
(1 313,2)
(19,0)
126
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
FACTEURS ET GESTION DES RISQUES
3
Gestion du risque de contrepartie
Le risque de contrepartie correspond au risque de défaillance des cocontractants, en particulier des contreparties aux contrats de vente
d’électricité, dans l’exécution de leurs obligations contractuelles, susceptibles de causer une perte ﬁnancière pour le Groupe.
Le tableau suivant résume la situation des comptes clients et comptes rattachés aux 31 décembre 2020 et 31 décembre 2021 :
(en millions d’euros)
31.12.2021
31.12.2020
Créances clients
81,6
-
73,2
-
Dépréciations créances clients
TOTAL CLIENTS ET COMPTES RATTACHES
81,6
73,2
Le Groupe vend la majeure partie de l’électricité produite par ses
installations dans le cadre de contrats de vente d’électricité ou
contrats pour différence conclus avec des contreparties étatiques
(États ou entreprises contrôlées par un État), des entreprises
de distribution d’électricité, ainsi qu’auprès d’un nombre limité
d’acheteurs privés.
de marché ne dépasse pas 20 % de sa capacité en opération
totale hors installations de stockage dédiées, directement
raccordées aux réseaux. Lorsque la contrepartie au contrat de
vente d’électricité est une entreprise privée, sa notation de crédit
est prise en compte dans le calcul du taux de rentabilité interne
(« TRI ») cible du projet sous-jacent. Lorsque la contrepartie est
une contrepartie de marché, une prime de risque est également
ajoutée dans le calcul du TRI cible du projet.
Pour autant, la part des entités privées ainsi que des contreparties
de marché (exposition spot) est néanmoins amenée à croître à
l’avenir.
S’agissant par ailleurs du risque de contrepartie associé à la
gestion de sa trésorerie et à ses opérations de couverture de
taux ou de change le Groupe place ses disponibilités, quasi-
disponibilités, et conclut des contrats de couverture de taux
d’intérêt ou de change auprès d’institutions ﬁnancières de
premier rang.
Le Groupe pourrait en effet concevoir et développer certains de
ses projets en vue de vendre leur production sur les marchés spot
ou à terme de l’électricité, dans le respect des objectifs ﬁxés en
matière d’exposition aux risques de marchés de l’électricité. Pour
mémoire, le Groupe a pour objectif que la part de sa capacité
installée en opération dont les revenus sont exposés aux prix
Gestion du risque de liquidité
Le risque de liquidité correspond au risque que le Groupe ne soit pas en mesure de faire face à ses besoins en trésorerie grâce à ses
ressources disponibles.
Le tableau suivant résume les ressources disponibles (position de liquidité) du Groupe aux 31 décembre 2020 et 31 décembre 2021 (se
reporter à la section 4.1 - note 21.4 « risques de liquidité » du présent document) :
(en millions d’euros)
31.12.2021
592,6
31.12.2020
374,9
0,7
Trésorerie et équivalents de trésorerie :
dont placements à court terme
dont disponibilités
67,9
524,6
374,2
238,0
612,9
Autorisations de découverts disponibles
TOTAL
238,0
830,5
Les placements à court terme réalisés par le Groupe sont entièrement disponibles par la Société qui les détient et ne présentent pas de
risques de changement de valeur.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
127
4
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS
DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4.1
COMPTES CONSOLIDÉS DU GROUPE
AU 31 DÉCEMBRE 2021
4.3
COMPTES ANNUELS DE NEOEN S.A.
AU 31 DÉCEMBRE 2021
130
130
131
131
189
189
190
191
192
4.1.1
4.1.2
4.1.3
4.1.4
Compte de resultat consolidé
4.3.1
4.3.2
4.3.3
4.3.4
Compte de résultat
Bilan actif
État du résultat global consolidé
État de la situation ﬁnancière consolidée
Bilan passif
Tableau de variation des capitaux propres
consolidés
Notes annexes aux comptes annuels
133
134
4.4
RAPPORT DE CERTIFICATION DES
COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR
LES COMPTES ANNUELS DE NEOEN S.A.
AU 31 DÉCEMBRE 2021
4.1.5
4.1.6
Tableau des ﬂux de trésorerie consolidés
Notes annexes aux états ﬁnanciers consolidés 135
211
4.2
RAPPORT DE CERTIFICATION DES
COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES
COMPTES CONSOLIDES DU GROUPE AU
31 DECEMBRE 2021
185
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
4.1 COMPTES CONSOLIDÉS DU GROUPE
AU 31 DÉCEMBRE 2021
4.1.1 COMPTE DE RESULTAT CONSOLIDÉ
(En millions d’euros, excepté les données relatives au résultat par action)
Ventes d’énergies sous contrat
Notes
Exercice 2021
249,3
74,7
Exercice 2020
235,1
58,7
Ventes d’énergies sur le marché
Autres produits
9,6
5,0
Chiffre d’affaires
6
7.1
333,6
2,5
298,8
2,9
Achats de marchandises et variation de stocks
Charges externes et de personnel
7.3 et 8.1
11.1
(86,0)
(7,5)
(73,9)
(7,7)
Impôts, taxes et versements assimilés
Autres produits et charges opérationnels courants
Quote-part du résultat net des entreprises associées et coentreprises
Amortissements et provisions opérationnels courants
Résultat opérationnel courant
9
54,4
49,6
13
0,3
0,7
12.2 et 12.3
(107,6)
189,6
(8,0)
(109,8)
160,5
(4,0)
Autres produits et charges opérationnels non courants
Dépréciations d’actifs non courants
Résultat opérationnel
10
10
(10,4)
171,2
(106,5)
(11,2)
(117,7)
53,5
(14,1)
142,4
(101,8)
(15,9)
(117,7)
24,8
Coût de l’endettement ﬁnancier
Autres produits et charges ﬁnanciers
Résultat ﬁnancier
19.1
11
Résultat avant impôts
Impôts sur les résultats
(13,3)
40,2
(21,4)
3,3
Résultat net des activités poursuivies
Résultat net de l’ensemble consolidé
Résultat net - part du groupe
40,2
3,3
41,0
3,9
Résultat net - participations ne donnant pas le contrôle
Résultat de base par action (en euros)
Résultat par action - après dilution (en euros)
(0,8)
(0,5)
0,39
0,04
0,35
0,03
130
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
4.1.2 ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDÉ
L’état du résultat global présente le résultat net ainsi que les autres éléments du résultat global au titre de l’exercice (c’est-à-dire les
éléments de produits et de charges qui ne sont pas comptabilisés en résultat net en application des normes IFRS).
En millions d’euros
Notes
Exercice 2021
40,2
Exercice 2020
3,3
Résultat net de l’ensemble consolidé
Différences de conversion(1)
37,0
(25,5)
(39,9)
9,6
Couverture de ﬂux de trésorerie (swaps de taux d’intérêt)(2)
Impôts différés liés aux couvertures de ﬂux de trésorerie(2)
Autres
19.3
100,6
(26,9)
0,5
-
Eléments recyclables par résultat
Résultat global de l’ensemble consolidé
Dont résultat global - part du groupe
Dont résultat global des participations ne donnant pas le contrôle
111,2
151,4
145,9
5,5
(55,8)
(52,5)
(48,6)
(3,9)
(1) En 2021, les différences de conversion s’expliquent essentiellement par l’évolution favorable du taux de change du dollar américain et du dollar australien vis-à-vis de
l’euro, à hauteur respectivement de 27,7 millions d’euros et de 8,8 millions d’euros. En 2020, les différences de conversion s’expliquaient par l’évolution défavorable
du taux de change du dollar américain à hauteur de (31,2) millions d’euros et pour 5,7 millions d’euros par l’évolution favorable du taux de change du dollar australien.
(2) La couverture de ﬂux de trésorerie représente la variation de la juste valeur des instruments ﬁnanciers dérivés considérés efﬁcaces au sens de la norme IFRS 9
« Instruments ﬁnanciers ». Ces instruments étant efﬁcaces, la variation est comptabilisée en « autres éléments du résultat global » dans les états ﬁnanciers ainsi
que l’impôt différé correspondant.
4.1.3 ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE CONSOLIDÉE
En millions d’euros
Notes
12.1
12.2
12.3
13
31.12.2021
0,7
31.12.2020
0,7
Ecarts d’acquisition
Immobilisations incorporelles
Immobilisations corporelles
Participations dans les entreprises associées et co-entreprises
Instruments ﬁnanciers dérivés non courants
Actifs ﬁnanciers non courants
Autres actifs non courants(1)
Impôts différés actifs
269,3
3 677,6
16,6
208,7
2 838,7
7,3
19.3
14
30,4
2,2
83,0
92,1
11,1
0,1
11.3
58,3
62,2
Total des actifs non courants
Stocks
4 147,0
8,7
3 212,0
4,7
7.2
6.2
15
Clients et comptes rattachés
Autres actifs courants
81,6
73,2
115,3
592,6
798,2
4 945,1
112,3
374,9
565,1
3 777,1
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Total des actifs courants
Total de l’actif
16
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
131
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
En millions d’euros
Notes
31.12.2021
214,1
1 053,4
59,2
31.12.2020
171,1
502,3
(40,3)
(0,1)
Capital
Primes
Réserves
Actions propres
(3,1)
Résultat de l’exercice part du groupe
Capitaux propres part du groupe
Participations ne donnant pas le contrôle
Capitaux propres
41,0
3,9
17
17
1 364,7
9,2
636,8
4,8
17
1 373,9
75,8
641,6
57,4
Provisions non courantes
Financements des projets non courants
Financements corporate non courants
Instruments ﬁnanciers dérivés non courants
Autres passifs non courants(2)
Impôts différés passifs
18
19.2
19.2
19.3
2 140,1
337,5
23,3
2 027,1
325,4
90,2
31,6
22,3
11
85,7
53,3
Total des passifs non courants
Provisions courantes
2 694,1
0,3
2 575,7
0,5
18
19.2
19.2
19.3
7.4
Financements des projets courants
Financements corporate courants
Instruments ﬁnanciers dérivés courants
Fournisseurs et comptes rattachés
Autres passifs courants
427,7
1,3
273,1
14,0
23,3
19,6
340,4
84,1
173,9
78,7
20
Total des passifs courants
Total du passif
877,1
4 945,1
559,7
3 777,1
(1) Les autres actifs non courants correspondent essentiellement à des rabais constatés d’avance par le Groupe, conformément à ses obligations contractuelles,
dans le cadre de l’exécution d’un contrat de vente d’électricité long terme en Australie. Les passifs associés à ces obligations contractuelles sont comptabilisés
en autres passifs non courants et courants.
(2) Les autres passifs non courants correspondent principalement à des paiements différés, à plus d’un an, liés à l’acquisition d’actifs en développement en Europe
et en Australie.
132
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
4.1.4 TABLEAU DE VARIATION DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDÉS
Autres
éléments Capitaux Participations
Total
des
pas le capitaux
Réserves
et Actions
Capital Primes résultats propres
du
propres
ne donnant
résultat - part du
En millions d’euros
global(1)
groupe
661,0
(48,6)
-
contrôle
propres
680,5
(52,5)
(10,9)
27,1
Capitaux propres au 1er janvier 2020
Résultat global de la période
Distribution de dividendes
Augmentation de capital
170,2
501,0
85,2
3,9
-
(3,8)
(91,6)
19,5
(3,9)
(10,9)
0,0
-
-
-
-
-
-
-
(52,5)
-
-
-
-
0,9
-
1,2
-
24,9
6,2
(7,8)
-
27,0
6,2
Paiement en actions
-
6,2
Variation des actions auto-détenues
-
-
3,7
(4,1)
-
(4,1)
Variations de périmètre et autres
variations
(0,0)
-
(4,7)
-
-
(4,7)
-
(4,7)
Capitaux propres au 1er janvier 2021
Résultat global de la période
Distribution de dividendes
171,1
502,3
107,6
41,0
-
(0,1)
(144,1)
636,8
145,9
-
4,8
5,5
(0,2)
(2,4)
-
641,6
151,4
(0,2)
-
-
-
-
-
-
104,9
-
43,0
-
-
551,2
-
-
-
-
Augmentation et réduction de capital(2)
-
594,1
8,5
591,7
8,5
Paiement en actions
8,5
Transactions avec les détenteurs
-
-
-
-
-
0,6
(9,0)
(9,4)
-
(3,0)
-
0,0
0,7
(12,1)
(9,3)
1,6
2,2
(12,1)
(9,3)
d’intérêts ne conférant pas le contrôle(3)
Variation des actions auto-détenues(4)
-
-
-
-
Variations de périmètre et
autres variations
0,0
Capitaux propres au 31 décembre
2021
139,3
(3,1)
(39,1)
1 364,7
9,2
1 373,9
(1) Les « autres éléments du résultat global » comprennent les différences de change liées aux variations du cours des devises étrangères vis-à-vis de l’euro affectant
les entités du groupe Neoen ainsi que la variation de juste valeur des instruments ﬁnanciers dérivés qualiﬁés de couverture.
(2) Se référer à la note 17.
(3) En 2021 (comme au cours de l’exercice précédent), les transactions avec les participations ne conférant pas le contrôle concernent exclusivement des options de
vente sur intérêts minoritaires. Conformément à la norme IAS 32 « Instruments ﬁnanciers : présentation », des dettes sont comptabilisées par le Groupe au titre
de l’engagement de ce dernier à racheter les parts de minoritaires. Le Groupe a fait le choix de politique comptable de comptabiliser ces dettes et leurs variations
ultérieures en contrepartie des capitaux propres part du Groupe.
(4) Au cours de l’exercice, Neoen S.A. a acheté 251 927 de ses propres actions en vue de leur attribution dans le cadre de plans de stock-options ou d’actions
gratuites, et augmenté son nombre de titres auto détenus (+ 52 951) dans le cadre d’un contrat de liquidité (conﬁé à Kepler Chevreux et conformément à la charte
de déontologie reconnue par l’Autorité des marchés ﬁnanciers (AMF)), pour un montant total de 12,1 millions d’euros. Un plan d’attribution d’actions gratuites est
arrivé à échéance le 31 mai 2021 avec pour incidence la comptabilisation en réserves de (4,7) millions d’euros, correspondant à l’attribution de 110 807 actions
propres à des salariés (se référer à la note 8.3).
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
133
214,1
1 053,4
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
4.1.5 TABLEAU DES FLUX DE TRÉSORERIE CONSOLIDÉS
En millions d’euros
Notes
Exercice 2021
40,2
Exercice 2020
3,3
Résultat net de l’ensemble consolidé
Éliminations :
• de la quote-part de résultat dans les entreprises associées
• des amortissements et provisions
13
10, 12 et 18
10
(0,3)
117,5
(42,0)
3,2
(0,7)
111,1
4,1
• des plus ou moins-values de cession(1)
• des charges et produits calculés liés aux paiements en actions
• des autres produits et charges sans incidence de trésorerie(2)
• de la charge (produit) d’impôt
8.3
4,9
3,9
5,8
11
13,3
21,4
101,8
(11,3)
(18,1)
222,3
(11,0)
0,0
• du coût de l’endettement ﬁnancier
19.1
106,5
44,3
Incidence de la variation du besoin en fonds de roulement(3)
Impôts décaissés (encaissés)
(10,6)
276,0
(32,2)
72,1
Flux net de trésorerie lié aux activités opérationnelles
Acquisitions de ﬁliales nettes de la trésorerie acquise(4)
Cessions de ﬁliales nettes de la trésorerie cédée(5)
Acquisitions d’immobilisations corporelles et incorporelles(6)
Cessions d’immobilisations corporelles et incorporelles
Variation d’actifs ﬁnanciers(7)
(754,5)
0,2
(529,7)
0,1
3,2
37,3
0,9
Dividendes reçus
1,9
Flux net de trésorerie lié aux activités d’investissement
Augmentation de capital de la société mère (8)
(709,2)
592,1
(502,4)
27,0
01.4 et 17
Contribution des investisseurs minoritaires aux augmentations (réductions) de
capital
(2,4)
0,0
Cession (acquisition) nette d’actions propres
Emissions d’emprunts
01.4
19.2
(12,1)
419,3
(0,2)
(4,1)
794,4
(10,9)
(527,9)
(74,6)
204,0
(9,5)
Dividendes payés
Remboursements d’emprunts
Intérêts ﬁnanciers versés
19.2
(272,0)
(81,3)
643,5
7,3
Flux net de trésorerie lié aux activités de ﬁnancement
Incidence de la variation des taux de change
Variation de trésorerie
217,6
374,9
592,5
217,6
(85,6)
460,5
374,9
(85,6)
Trésorerie à l’ouverture
16
16
Trésorerie à la clôture
Variation de la trésorerie nette
(1) En 2021, les plus ou moins-values de cession correspondent principalement aux produits nets issus des opérations de farm-down pour 50,0 millions d’euros et
aux mises au rebut des coûts de développement immobilisés pour (8,1) millions d’euros.
(2) En 2021, les autres produits et charges sans incidence de trésorerie correspondent principalement à des charges de désactualisation associées à des dettes non
courantes et des provisions pour démantèlement. En 2020, ce poste comprenait, outre des effets de désactualisation, la fraction des charges d’intérêts relatives
à l’OCEANE émise en 2019 et l’OCEANE Verte émise en 2020, enregistrées au taux d’intérêt effectif et excédant le taux d’intérêt nominal de ces instruments (en
2021, cette dernière est désormais présentée en élimination du coût de l’endettement ﬁnancier).
(3) En 2020, l’incidence de la variation du besoin en fonds de roulement s’expliquait principalement par des indemnités contractuelles compensant des pertes de
chiffre d’affaires liées à des retards dans la mise en service de certaines centrales en attente de règlements, et par une augmentation des créances de TVA en
attente de remboursement en lien notamment avec des centrales en cours de construction. En 2021, l’incidence de la variation du besoin en fonds de roulement
résulte des encaissements constatés au titre de ces indemnités contractuelles et de ces créances de TVA historiques.
(4) En 2021, les acquisitions de ﬁliales nettes de la trésorerie acquise concernent des projets en développement en Irlande, en Finlande, en Suède et en France.
(5) En 2021, les cessions de ﬁliales nettes de la trésorerie cédée correspondent principalement aux opérations de farm-down qui ont concerné les centrales solaires
de Grabels (Hérault) et Lagarde (Vaucluse), les centrales solaires de Lugos (Gironde) et Miremont (Haute-Garonne), et les projets éoliens Le Berger (Meuse) et
Les Beaux Monts (Yonne).
(6) Les acquisitions de l’exercice portent sur des investissements en immobilisations incorporelles pour (38,5) millions d’euros (se référer à la note 12.2) et corporelles
pour (843,0) millions d’euros (se référer à la note 12.3) et intègrent la variation des dettes sur fournisseurs d’immobilisations pour 127,0 millions d’euros.
(7) La variation observée sur la période s’explique essentiellement par l’impact net du déblocage et de la constitution de dépôts de garantie liés au ﬁnancement
d’actifs de production.
(8) Ce montant correspond principalement à l’augmentation de capital réalisée le 9 avril 2021 pour 591,2 millions d’euros après prise en compte des frais d’émission
(se référer à la note 2.2).
134
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
4.1.6 NOTES ANNEXES AUX ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS
NOTE 1. Information sectorielle
136
139
NOTE 13. Participations dans les entreprises
associées et coentreprises
165
NOTE 2. Informations générales et
principes comptables
NOTE 14. Actifs ﬁnanciers non courants
NOTE 15. Autres actifs courants
165
166
NOTE 3. Prise en compte de l’impact
COVID-19 dans l’établissement
des états ﬁnanciers
NOTE 16. Trésorerie et équivalents
de trésorerie
166
au 31 décembre 2020
143
143
144
147
149
NOTE 17. Capitaux propres et détail
NOTE 4. Méthodes de conversion
NOTE 5. Périmètre de consolidation
NOTE 6. Ventes
des instruments dilutifs
167
172
NOTE 18. Provisions
NOTE 19. Financement et instruments
NOTE 7. Achats et stocks
ﬁnanciers
173
180
181
182
NOTE 8. Charges et avantages au personnel 150
NOTE 9. Autres produits et charges
NOTE 20. Autres passifs courants
NOTE 21. Gestion des risques
NOTE 22. Engagements hors bilan
opérationnels courants
154
NOTE 10. Éléments non courants
NOTE 23. Transactions avec les parties liées 183
NOTE 24. Honoraires des commissaires
de l’activité opérationnelle
155
156
NOTE 11. Impôts
aux comptes
184
NOTE 12. Ecart d’acquisition, Immobilisations
NOTE 25. Evénements postérieurs à la clôture 184
incorporelles et corporelles
159
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
135
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 1. INFORMATION SECTORIELLE
Principes comptables
Conformément à la norme IFRS 8 « secteurs opérationnels », l’information sectorielle est présentée sur la base de l’organisation
interne et du reporting utilisé par la direction du Groupe. Celui-ci a retenu la répartition suivante pour ses secteurs opérationnels :
• éolien : ce secteur correspond à l’activité de production d’énergie éolienne ;
• solaire : ce secteur correspond à l’activité de production d’énergie photovoltaïque ;
• stockage : ce secteur correspond à l’activité liée aux batteries indépendantes, directement connectées au réseau ;
• développement et investissements : ce secteur correspond principalement aux activités de développement et de ﬁnancement ;
• farm-down : ce nouveau secteur, créé en 2021, correspond à la cession totale ou d’une quote-part majoritaire de participations
dans des entités détenant des projets ou actifs de son portefeuille sécurisé, tel qu’annoncé lors du Capital Markets Day du 11
mars 2021.
Les principaux indicateurs publiés sont ceux utilisés par la direction du Groupe. La notion d’EBITDA correspond au résultat
opérationnel courant retraité des dotations aux amortissements et provisions opérationnelles courantes. Comme annoncé lors du
Capital Markets Day du 11 mars 2021, et à compter du 1er janvier 2021 :
• il intègre les produits nets de cessions d’actifs du portefeuille sécurisé résultant de l’activité de farm-down ;
• il est retraité de la charge de personnel résultant de l’application de la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Ce
changement de déﬁnition a une incidence sur le secteur Développement et Investissements. L’EBITDA tel que nouvellement
déﬁni s’établit à 300,4 millions d’euros au cours de l’exercice 2021 après reclassement d’une charge « IFRS 2 » de (3,2) millions
d’euros et se serait établi à 272,2 millions d’euros au cours de l’exercice 2020, après reclassement d’une charge « IFRS 2 » de
(1,8) million d’euros.
Au titre des informations complémentaires, les principaux indicateurs publiés sont détaillés par zones géographiques. Ces-dernières
sont déﬁnies ci-après :
• Europe – Afrique : cette zone regroupe les activités de production dans les pays d’Europe et d’Afrique ;
• Amériques : cette zone regroupe les activités de production dans les pays d’Amérique du Nord, Amérique Centrale, Amérique
du Sud et dans les Caraïbes ;
• Australie : cette zone regroupe les activités de production en Australie.
Les résultats sectoriels de l’exercice 2021 et de l’exercice 2020 sont ainsi présentés pour chacun des segments opérationnels du
Groupe : éolien, solaire, stockage, farm-down, développement et investissements (y compris éliminations).
136
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Information sectorielle
Farm- Développement & Eliminations
Exercice
2021
(4)
En millions d’euros
Compte de résultat
Eolien Solaire Stockage
down(2)
Investissements(3)
Chiffre d’affaires
EBITDA(1)
68,1
51,1
60,8
49,3
6,3
3,8
-
135,2
154,2
50,0
Résultat opérationnel
courant
21,6
30,2
2,5
50,0
104,3
EUROPE-
AFRIQUE
Tableau de ﬂux de
trésorerie
Acquisition
d’immobilisations
corporelles et
incorporelles
262,6
113,0
3,8
-
379,4
Compte de résultat
Chiffre d’affaires
EBITDA(1)
-
-
63,9
57,3
63,9
57,3
Résultat opérationnel
courant
-
38,1
38,1
AMERIQUES
AUSTRALIE
TOTAL
Tableau des ﬂux de
trésorerie
Acquisition
d’immobilisations
corporelles et
incorporelles
-
53,2
53,2
Compte de résultat
Chiffre d’affaires
EBITDA(1)
67,1
53,9
37,6
30,7
28,1
26,4
132,8
111,0
Résultat opérationnel
courant
36,1
13,7
13,8
63,7
Tableau des ﬂux de
trésorerie
Acquisition
d’immobilisations
corporelles et
incorporelles
102,0
152,6
103,6
358,2
Compte de résultat
Chiffre d’affaires
EBITDA(1)
135,1
105,0
162,3
137,3
34,4
30,2
-
77,2
2,1
(75,5)
(24,2)
333,6
300,4
50,0
Résultat opérationnel
courant
57,7
82,1
16,3
50,0
(7,6)
(8,9)
189,6
Tableau des ﬂux
de trésorerie
Acquisition
d’immobilisations
corporelles et
incorporelles
364,6
318,8
107,4
-
(1,7)
(34,7)
754,5
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
137
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Farm- Développement & Eliminations
Exercice
2020
(4)
En millions d’euros
Compte de résultat
Eolien Solaire Stockage
down(2)
Investissements(3)
Chiffre d’affaires
EBITDA(1)
64,9
50,8
56,3
48,6
1,3
0,8
122,4
100,3
Résultat opérationnel
courant
23,7
28,3
0,5
52,5
EUROPE-
AFRIQUE
Tableau des ﬂux
de trésorerie
Acquisition
d’immobilisations
corporelles et
incorporelles
155,5
64,3
14,2
234,0
Compte de résultat
Chiffre d’affaires
EBITDA(1)
-
46,2
75,0
46,2
75,0
(0,0)
Résultat opérationnel
courant
(0,0)
54,7
54,7
AMERIQUES
AUSTRALIE
TOTAL
Tableau des ﬂux de
trésorerie
Acquisition
d’immobilisations
corporelles et
incorporelles
3,4
170,6
174,0
Compte de résultat
Chiffre d’affaires
EBITDA(1)
57,0
46,3
41,0
37,5
31,5
30,6
129,5
114,5
Résultat opérationnel
courant
27,6
16,1
23,3
67,0
Tableau des ﬂux de
trésorerie
Acquisition
d’immobilisations
corporelles et
incorporelles
18,4
53,0
83,2
154,6
Compte de résultat
Chiffre d’affaires
EBITDA(1)
121,9
97,2
143,5
161,2
32,7
31,4
-
-
70,1
(0,6)
(69,4)
(18,8)
298,8
270,4
Résultat opérationnel
courant
51,2
99,1
23,8
-
(3,6)
(10,1)
160,5
Tableau des ﬂux de
trésorerie
Acquisition
d’immobilisations
corporelles et
incorporelles
177,3
288,0
97,4
-
(0,7)
(32,2)
529,7
(1) La notion d’EBITDA correspond au résultat opérationnel courant, retraité des dotations aux amortissements et provisions opérationnelles courantes et depuis le
1er janvier 2021 d’une part, de la charge de personnel résultant de l’application de la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions » et d’autre part, les produits
nets de cessions d’actifs du portefeuille sécurisé résultant de l’activité de farm-down. Ce changement de déﬁnition a une incidence sur le secteur Développement
et Investissements. Au cours de l’exercice 2020, selon cette nouvelle déﬁnition, l’EBITDA du groupe se serait établi à 272,2 millions d’euros. La charge « IFRS 2 »
s’établit à (3,2) millions d’euros au cours de l’exercice 2021 contre (1,8) million d’euros au cours de l’exercice 2020.
(2) Le secteur d’activité farm-down a été mis en place à la suite de la décision du Groupe de procéder, de manière régulière mais sélective à partir de l’exercice 2021,
à la cession totale ou d’une quote-part majoritaire de participations dans des entités détenant des projets ou actifs de son portefeuille sécurisé.
(3) Le chiffre d’affaires de ce secteur est essentiellement réalisé au moyen des ventes de services effectuées par Neoen S.A. auprès des autres entités du groupe
(éliminées en consolidation, à l’exception des montants facturés aux participations du Groupe qui ne sont pas consolidées par intégration globale) mais également
à travers des ventes de services à des tiers.
(4) Les éliminations concernent principalement l’annulation des facturations de services rendus par Neoen S.A. à ses sociétés de projets au titre du développement, de
la supervision et de la gestion administrative des actifs de production ainsi que l’activation des coûts de développement conformément à IAS 38 « Immobilisations
incorporelles ».
138
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 2. INFORMATIONS GÉNÉRALES
ET PRINCIPES COMPTABLES
et mandataires sociaux du Groupe. L’attribution des actions ne
sera déﬁnitive qu’au terme d’une période d’acquisition d’une
durée de 3 ans, à condition que les bénéﬁciaires soient toujours
présents dans le Groupe et que les conditions de performance
ﬁxées par le Conseil d’administration dans le règlement du plan,
et portant notamment sur l’atteinte d’objectifs ﬁnanciers et de
développement, soient remplies.
NOTE 2.1. IDENTIFICATION
DE L’ÉMETTEUR
Neoen est une société anonyme enregistrée et domiciliée en
France, et cotée sur le marché Euronext, compartiment A. Son
siège social est situé au 22 rue Bayard, 75008 Paris depuis le
21 février 2022. Les états ﬁnanciers consolidés de la société
Neoen comprennent la Société et ses ﬁliales dont elle détient
le contrôle, ainsi que les intérêts dans les entreprises associées
(l’ensemble désigné comme « le Groupe »).
Le Groupe a comptabilisé cette opération conformément à la
norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Celle-ci s’est
traduite par un impact de (1,3) million d’euros en charges de
personnel sur l’exercice 2021.
Le Groupe développe et exploite des centrales de production
d’électricité à partir d’énergies renouvelables (éolien, solaire) et
de stockage.
Augmentation de capital réservée
aux salariés
Avec près de 5,4 GW de projets en opération et construction
(dont 228 MW sous gestion) et 0,6 GW de projets awarded 1 au
31 décembre 2021 (soit plus de 6,0 GW de projets sécurisés –
portefeuille secured1), Neoen est le 1er producteur indépendant
français d’énergies renouvelables.
Le 12 mai 2021, Neoen S.A. a réalisé une augmentation de capital
réservée à ses salariés et mandataires sociaux en France : Ce
plan proposait à chaque bénéﬁciaire l’acquisition de 93 actions
nouvelles au prix préférentiel de souscription de 28,25 euros
par action (bénéﬁciant d’une décote de 30 % par rapport à la
moyenne des cours de clôture de l’action des vingt dernières
séances de bourse précédant le jour de ﬁxation du prix par le
Président-directeur général, le 16 avril 2021, sur subdélégation
du Conseil d’administration) et un abondement à raison d’une
action offerte pour une action souscrite.
Le Groupe dispose par ailleurs d’un pipeline de projets en
développement avancé de 7,9 GW (advanced1 pipeline) et de
plus de 5,0 GW de projets au stade early stage1.
Le Groupe exerce ses activités dans les zones géographiques
Europe-Afrique, Australie et Amériques.
Le Groupe a comptabilisé cette opération conformément à
la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Celle-ci
s’est traduite par un impact de (0,6) million d’euros en capitaux
propres et de (0,3) million d’euros en charges de personnel sur
l’exercice 2021.
NOTE 2.2. ÉVÉNEMENTS
DE L’EXERCICE
Augmentations de capital
Opérations de farm-down
Le 7 avril 2021, Neoen S.A. a annoncé le succès de son
augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de
souscription. Celle-ci s’est traduite par l’émission le 9 avril 2021
de 21 393 678 actions nouvelles, représentant un montant total
brut de 599,0 millions d’euros, dont 42,8 millions d’euros de
capital et 556,2 millions d’euros de prime d’émission. Le produit
de l’augmentation de capital permettra à Neoen S.A. de ﬁnancer
le premier cycle d’investissement de son plan de développement
visant à atteindre 10 GW de capacité en opération ou en
construction à ﬁn 2025.
Dans le cadre de la mise en œuvre de sa stratégie, telle
qu’annoncée lors de son Capital Markets Day du 11 mars 2021,
le Groupe a procédé en 2021, à la cession totale ou d’une quote-
part majoritaire de participations dans des entités détenant des
projets ou actifs de son portefeuille sécurisé (farm-down).
Le groupe Neoen a notamment cédé 100 % de ses parts dans
quatre centrales solaires en opération en France : la cession
des centrales de Grabels (Hérault) et Lagarde (Vaucluse) a été
ﬁnalisée début novembre 2021, tandis que celle des centrales
de Lugos (Gironde) et Miremont (Haute-Garonne) a été ﬁnalisée
en décembre 2021.
Cette opération s’est traduite par un impact de 593,3 millions
d’euros net de frais d’émission et net d’impôts sur les capitaux
propres du Groupe (se reporter au détail de l’opération présenté
en note 17).
Le Groupe a également cédé, en ﬁn d’année, 95 % de ses parts
dans les parcs éoliens français Le Berger et Les Beaux Monts2,
en cours de construction. Le Groupe, qui conserve une détention
de 5 % dans ces actifs, supervise leur construction ainsi que
leur maintenance et assurera la gestion des relations avec les
communautés locales. Le Groupe a également la possibilité
Plan d’attribution d’actions gratuites
Le 10 mars 2021, le Conseil d’administration a décidé d’attribuer
gratuitement 272 302 actions de Neoen S.A. à certains salariés
1 Pour une déﬁnition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la Section 9.6 du Document
d’Enregistrement Universel de l’année 2021.
2 Compte tenu du maintien d’une détention par le groupe Neoen (5 %) dans les parcs Le Berger et Les Beaux Monts et de son option d’achat des sociétés de
projets après 31 ans d’exploitation, ces actifs continueront de ﬁgurer dans le portefeuille sécurisé du Groupe (MW bruts).
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
139
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
de racheter les sociétés de projet après 31 ans d’exploitation,
l’acquéreur disposant symétriquement d’une option de sortie à
cette échéance.
d’arrêté tarifaire, soumis au Conseil Supérieur de l’Energie le
16 juillet 2021, et prévoyant une réduction des tarifs d’achat de
l’électricité d’origine solaire relatifs à certains contrats conclus
entre 2006 et 2010. Le décret et son arrêté ont ﬁnalement été
publiés au journal ofﬁciel le 27 octobre 2021.
Ces cessions de quatre actifs solaires et deux actifs éoliens,
d’une capacité totale de près de 80 MW, ont été effectuées pour
une valeur d’entreprise de près de 89 millions d’euros.
Parmi les quatre parcs solaires qui pouvaient être concernés par
cette révision de tarif, seules les centrales solaires de Torreilles
et de Kertanguy ont été affectées avec des baisses respectives
de 44 % et 28 %. L’application des nouveaux tarifs d’achats, à
compter du 1er décembre 2021, a pour conséquence de modiﬁer
l’équilibre économique des centrales concernées et constitue
donc à ce titre un trigger d’impairment.
Au total, au cours de l’exercice 2021, l’ensemble des opérations
réalisées dans le cadre de l’activité farm-down a généré un
produit net de 50,0 millions d’euros, comptabilisé en autres
produits et charges opérationnels courants.
Litige HWF 1 / AER
(Australian Energy Regulator)
Le Groupe a ainsi procédé à un exercice de valorisation de ces
centrales sur la base des niveaux de taux de rentabilité interne
(TRI) actionnaires cibles tels que communiqués lors de son
Capital Markets Day du 11 mars 2021, qui, en dépit des baisses
de tarifs mises en œuvre, n’a pas mis en évidence de perte
de valeur.
Au cours du second semestre 2021, il a été mis ﬁn aux poursuites
lancées par le régulateur de l’énergie australien (Australian Energy
Regulator ou « AER ») contre l’entité Hornsdale Wind Farm 1
Pty Ltd (“HWF 1”), relatives à une panne de courant électrique
survenue le 28 septembre 2016 dans l’État de South Australia.
Non-respect de covenants de certains
ﬁnancements de projets
Le 1er juillet 2021, la Cour fédérale australienne a en effet rendu
un jugement aux termes duquel elle a, notamment :
Au 31 décembre 2021, deux actifs du Groupe, l’un en Australie,
l’autre en France, ne respectaient pas, suite notamment à
des problématiques opérationnelles, leur ratio minimum de
couverture du service de la dette. En conséquence, le Groupe a
accéléré dans ses comptes les dettes de ﬁnancement de projet
sans recours afférentes, désormais présentées en endettement
ﬁnancier courant, pour des montants de respectivement 145,1
millions de dollars australiens (soit 92,9 millions d’euros) et
24,5 millions d’euros. Le Groupe a parallèlement engagé des
négociations en vue d’une résolution de ces cas de défauts avec
les établissements prêteurs, qui sont toujours en cours en date de
publication du présent document. Les autres sociétés ﬁnancées
par des dettes projets et mezzanines respectaient en revanche
leurs covenants de ratios ﬁnanciers de Debt Service Coverage
Ratio (DSCR) minimum, ou de fonds propres minimum.
• déclaré que HWF 1 avait commis des manquements aux
National Electricity Rules (“NER”) entre le 2 juin 2016 et le
10 octobre 2016 en opérant les unités de production de
HWF 1 et permettant à ces unités de production de fournir
de l’électricité au réseau électrique alors que les réglages
du système de tenue aux creux de tension qui leur étaient
appliqués n’avaient pas été encore approuvés par écrit par
l’opérateur de marché australien (Australian Energy Market
Operator ou AEMO) ; et
• ordonné à HWF 1 de nommer un expert indépendant chargé
de revoir et établir un rapport sur le programme de conformité
de HWF 1 au titre des NER, de payer une amende d’un
montant de 550 000 dollars australiens et de rembourser les
frais juridiques de l’AER engagés dans le contentieux à hauteur
de 175 000 dollars australiens.
Par ailleurs, le début d’opération commerciale (COD
–
Le jugement de la Cour fédérale australienne est cohérent avec
les termes d’un accord de principe conclu dans ce contentieux
entre l’AER et HWF 1 en décembre 2020.
Commercial Operation Date) de la centrale mexicaine d’El Llano
avait été prononcé au mois de novembre 2020 avec plusieurs
mois de décalage en raison notamment des retards pris dans
la ﬁnalisation des opérations de construction ainsi que du fait
de délais dans la réalisation des tests pré-opérationnels par le
Centro Nacional de Control de Energia (CENACE). Le démarrage
du PPA est quant à lui effectif depuis début juillet 2021, l’électricité
produite jusqu’à cette date ayant été vendue sur les marchés de
gros de l’électricité. En revanche, la réception technique provisoire
(PA – Provisional Acceptance) n’avait toujours pas été prononcée
à la ﬁn de l’année 2021, entraînant le maintien de certaines non-
conformités documentaires au sens des contrats de ﬁnancement
de cette centrale, dont le Groupe travaille activement à la
résolution avec le contractant EPC.
HWF 1 estime par ailleurs posséder un fondement solide pour
exercer un recours (y compris pour la partie correspondante
à ses propres frais juridiques engagés dans le cadre de sa
défense), auprès du cocontractant retenu pour le développement
et la construction du parc éolien, tel que prévu par le contrat EPC
correspondant.
Toutefois, le jugement mettant ﬁn aux poursuites n’éteint pas
le risque d’une éventuelle action de groupe contre HWF 1 par
des parties qui pourraient chercher à se faire indemniser au titre
de pertes alléguées à la panne générale. Aucune provision n’a
été constatée à ce titre dans les comptes du Groupe au titre de
l’exercice 2021.
Dans cette attente, la dette ﬁnancière afférente est présentée
en dettes courantes (pour 139,4 millions de dollars américains,
soit 123,0 millions d’euros) dans les comptes du Groupe au 31
décembre 2021.
Révision de tarifs de rachat d’électricité
d’origine solaire
Enﬁn, des retards dans la construction de la centrale de Metoro
au Mozambique, associés notamment au contexte sécuritaire
local, ont entrainé un décalage dans la mise en service de la
Dans le cadre des dispositions ﬁgurant dans la Loi de Finances
2021, les autorités françaises ont émis un projet de décret et
140
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
centrale, par rapport au planning contractuel, constituant un cas
de défaut croisé au titre de son ﬁnancement de projet. La dette
ﬁnancière afférente à cette centrale est ainsi présentée en dettes
courantes (pour 30,0 millions de dollars américains, soit 26,5
millions d’euros) dans les comptes du Groupe au 31 décembre
2021. La construction de la centrale, qui bénéﬁcie toujours du
soutien des prêteurs, se poursuit actuellement en vue d’une
entrée en production d’ici la ﬁn du premier semestre 2022.
Ces tests de perte de valeur ont conduit à comptabiliser une
dépréciationd’unmontantde(16,4)millionsdedollarsaustraliens,
soit (10,4) millions d’euros, sur la centrale de Numurkah. Une
variation de + 1 % du coût des fonds propres utilisé entraînerait
une dépréciation complémentaire de (7,2) millions de dollars
australiens, soit (4,6) millions d’euros.
NOTE 2.3. NORMES, AMENDEMENTS
ET INTERPRÉTATIONS
ADOPTÉS PAR L’UNION
EUROPÉENNE ET
Au total, 266,9 millions d’euros de dettes ont été accélérées
dans les comptes annuels consolidés 2021.
Procédure d’arbitrage dans le cadre de
la centrale Altiplano 200
D’APPLICATION
OBLIGATOIRE OU
OPTIONNELLE A COMPTER
DU 1ER JANVIER 2021
En Argentine, les contractants EPC du Groupe sur la centrale
Altiplano 200, qui a commencé à produire de l’électricité à
l’automne 2021, ont déposé, ﬁn décembre 2021, une demande
d’arbitrage qui a été notiﬁée au Groupe début 2022. Celle-ci porte
à la fois sur i) la contestation du droit du Groupe à l’application
dès 2020, conformément aux stipulations contractuelles, des
indemnités de retard visant à compenser les pertes de revenus
associées à un retard de démarrage de production de la
centrale solaire par rapport au calendrier contractuel (Liquidated
Damages), ainsi que sur ii) des surcoûts de construction qu’ils
auraient encourus, dont ils considèrent que le Groupe serait
redevable, ce que le Groupe conteste. Au regard des termes du
contrat de construction clef en main conclu avec ces contractants
EPC, du calendrier et des conditions de réalisation du chantier,
des impacts ﬁnanciers consécutifs aux retards encourus par
rapport au calendrier contractuel, et de son appréciation de son
exposition potentielle dans le cadre de cet arbitrage, réalisée
avec le concours de ses conseils juridiques externes, aucune
provision pour risque ni dépréciation de créance signiﬁcative n’a
été constituée par le Groupe dans les comptes annuels 2021.
Nouveaux textes d’application obligatoire au 1er janvier
2021
• Amendements à IFRS 4 : Contrats d’assurance – Exemption
provisoire d’application d’IFRS 9
• Amendements à IFRS 9, IAS 39, IFRS 7, IFRS 4 et IFRS 16 :
Réforme des taux d’intérêt de référence – Phase 2
La seconde phase du projet de « Réforme des taux d’intérêt
de référence » est d’application obligatoire à partir de l’exercice
2021.
L’objectif de cette phase 2 est de préciser les impacts comptables
liés au remplacement effectif des indices de références. L’entrée
en vigueur de la phase 2 est sans impact pour le Groupe en
l’absence de modiﬁcation effective des indices de référence dans
les contrats du Groupe au 31 décembre 2021.
Pour rappel, la phase 1 du projet, adopté par le Groupe en 2019,
permet de ne pas tenir compte des incertitudes sur le devenir des
taux de référence dans l’évaluation de l’efﬁcacité des relations
de couverture et/ou dans l’appréciation du caractère hautement
probable du risque couvert, permettant ainsi de sécuriser les
relations de couvertures existantes ou à venir jusqu’à la levée de
ces incertitudes.
Situation des centrales solaire en Australie
Au cours de l’exercice 2021, le Groupe a constaté un écart
de performance opérationnelle et ﬁnancière par rapport au
plan d’affaire initial pour ses actifs solaires australiens, dans un
contexte de révision à la baisse, par les principaux acteurs de
marché, des prévisions long terme des prix de l’électricité captés.
Le Groupe a ﬁnalisé sur la période les travaux de recensement
aﬁn d’assurer la transition vers les nouveaux indices de référence.
L’objectif du projet est également d’anticiper les impacts associés
à la reforme et de mettre en œuvre le processus de transition
vers les nouveaux indices. Le principal indice utilisé par le Groupe
et concerné par la réforme est le Libor USD (le taux EURIBOR
étant maintenu). Les dérivés de taux documentés en couverture
de dettes indexées à un taux de référence sont présentés en
note 21.1.
Conformément à la norme IAS 36 « Dépréciation d’actifs », le
Groupe a ainsi mis en œuvre un test de dépréciation portant sur
ces actifs aﬁn d’identiﬁer d’éventuelles pertes de valeur.
Les ﬂux de trésorerie utilisés pour le test reposent principalement
sur les hypothèses structurantes suivantes : i) des prévisions
de production conformes aux dernières estimations internes et
tenant compte du niveau de performance actuel des actifs, ii)
des projections de revenus assises sur les dernières courbes
d’experts externes pour les prix de marché ainsi que sur les
conditions économiques des PPA signés à ce jour, iii) des
coûts d’exploitation conformes aux contrats d’exploitation et
de maintenance en vigueur ; iv) l’actualisation à un coût moyen
pondéré du capital intégrant les conditions de ﬁnancement
actuelles de ces centrales et un coût des fonds propres de 6 %.
Nouveau texte d’application obligatoire au 1er avril 2021
• Amendements à IFRS 16 : Allègements de loyer liés à la
COVID-19 au-delà du 30 juin 2021
Le Groupe n’ayant pas bénéﬁcié d’allégements de loyer liés à
la COVID-19, il n’a donc pas appliqué la simpliﬁcation pratique
offerte par cet amendement.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
141
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Interprétations
NOTE 2.6. ESTIMATIONS ET
JUGEMENTS
• Décisiond’agendadel’IFRICrelativeauxcoûtsdeconﬁguration
et personnalisation d’un contrat de type SaaS pour un logiciel
(IAS 38) – Avril 2021
Pour établir les comptes du Groupe, et dans la mesure où
des éléments inclus dans les états ﬁnanciers ne peuvent être
précisément évalués, la direction procède à des estimations, et
recourt à l’exercice de jugements et hypothèses susceptibles
d’avoir une incidence sur les montants d’actifs, passifs, produits
et charges inclus dans les états ﬁnanciers, ainsi que sur les
informations communiquées dans les annexes. La direction
exerce son jugement en prenant en compte l’expérience passée
et les autres facteurs jugés pertinents au regard des conditions
économiques, et revoit ses estimations et appréciations de
manière régulière. Les hypothèses revêtant par nature un
caractère incertain, les montants ﬁgurant dans les futurs états
ﬁnanciers pourraient différer des estimations actuelles.
Le Groupe n’est pas concerné par cette décision sur
l’exercice 2021.
NOTE 2.4. NORMES, AMENDEMENTS
ET INTERPRÉTATIONS
D’APPLICATION NON
OBLIGATOIRE A COMPTER
DU 1ER JANVIER 2021
Nouveaux textes adoptés par l’Union Européenne et non
appliqués par anticipation par le Groupe
Comme le requiert la norme IAS 16 « Immobilisations corporelles »
et la norme IAS 38 « Immobilisations incorporelles », le Groupe
réexamine à chaque clôture la durée des amortissements qu’il
pratique. Pour ses actifs solaires et éoliens, compte tenu des
standards élevés de conception, construction et d’entretien
que le Groupe applique, il a été considéré, sur la base d’une
étude externe réalisée au cours du premier trimestre 2021, et
s’appuyant notamment sur un benchmarking sectoriel, que la
durée d’utilité de ces actifs devait être portée de 25 à 30 ans.
S’agissant d’un changement d’estimation comptable, les effets
sont comptabilisés prospectivement à partir du 1er janvier 2021.
L’impact dans les états ﬁnanciers représente une économie de
charge d’amortissement de 16,2 millions d’euros, hors effet
impôt, pour l’exercice 2021. Ce gain de 16,2 millions d’euros
est à comparer avec le montant de 18,0 millions d’euros
présenté dans le Document d’Enregistrement Universel de
l’exercice 2020. L’écart provient majoritairement de décalages
de dates de mises en service, sur certains actifs de production.
Compte tenu de cet allongement des durées d’utilités, les
provisions pour démantèlement ont également été revues, pour
un impact de – 6,1 millions d’euros, par contrepartie des actifs
de démantèlement conformément à l’interprétation IFRIC 1
« Variation des passifs existants relatifs au démantèlement, à la
remise en état et similaires » (se référer à la note 18).
• Amendements à IAS 16 : Immobilisations corporelles – Produits
générés avant l’utilisation prévue, d’application obligatoire au
1er janvier 2022
• Amendements à IAS 37 : Coûts à prendre en compte pour
déterminer si un contrat est déﬁcitaire, d’application obligatoire
au 1er janvier 2022
• Amendements à IFRS 3 : Mise à jour de la référence au Cadre
conceptuel, d’application obligatoire au 1er janvier 2022
• Améliorations annuelles (cycle 2018 – 2020) : Processus
annuel d’amélioration des normes, d’application obligatoire au
1er janvier 2022
• IFRS 17 et amendements : Contrats d’assurance, d’application
obligatoire au 1er janvier 2023
NOTE 2.5. NORMES, AMENDEMENTS
ET INTERPRÉTATIONS
PUBLIÉS PAR L’IASB ET
NON ENCORE ADOPTÉS
PAR L’UE
Les principaux sujets impactant de façon signiﬁcative les états
ﬁnanciers et dépendant d’estimations et de jugements, au 31
décembre 2021, sont les suivants :
Les normes, amendements et interprétations publiés par l’IASB
et non encore adoptés par l’UE sont listés ci-après :
• la détermination de la valeur recouvrable des écarts
d’acquisition, des immobilisations incorporelles et corporelles
(notes 12.1, 12.2 et 12.3) ;
• Amendements à IAS 1 : Classement des passifs en tant que
passifs courants ou non courants – Report de la date d’entrée
en vigueur ;
• la durée d’amortissement des actifs de production (note 12.3) ;
• Amendements à IAS 1 : Présentation des états ﬁnanciers –
Practice Statement 2 « Disclosure of Accounting Policies » ;
• l’activation d’impôts différés, lorsqu’il est probable que le
Groupe disposera de bénéﬁces imposables futurs sur lesquels
les pertes ﬁscales pourront être imputées (note 11) ;
• Amendements à IAS 8 : Déﬁnition des estimations comptables ;
• Amendements à IAS 12 : Impôt différé rattaché à des actifs et
des passifs issus d’une même transaction.
• la détermination de la durée des contrats de location et du taux
d’actualisation à appliquer aux loyers à payer, dans le cadre de
l’application d’IFRS 16 « Contrats de location » (note 12.3) ;
• l’activation des frais de développement (note 12.2) ;
• l’évaluation des provisions pour démantèlement (note 18).
142
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 3. PRISE EN COMPTE DE L’IMPACT COVID-19 DANS
L’ÉTABLISSEMENT DES ÉTATS FINANCIERS AU
31 DÉCEMBRE 2021
La pandémie de la COVID-19, sévissant depuis le premier
trimestre 2020, a conduit les gouvernements du monde entier à
adopter des mesures restrictives sociales et économiques visant
à contenir la circulation du virus. Ces mesures ont notamment
déclenché des perturbations importantes pour les entreprises,
entraînant un ralentissement économique mondial.
à gagner de nouveaux projets. Le Groupe n’a par ailleurs pas
identiﬁé de risque de liquidité inhérent à la crise sanitaire.
Toutefois, l’évolution de l’environnement économique et ﬁnancier
résultant de la crise sanitaire COVID-19 a conduit le Groupe à
renforcer les procédures de suivi des risques, notamment dans
l’évaluation des instruments ﬁnanciers et de la valeur recouvrable
de ses actifs.
Dans ce contexte, le Groupe a continué de préserver la santé de
l’ensemble de ses collaborateurs tout en poursuivant activement
le développement de son portefeuille avec un total de 898 MW
de capacités en opération ajoutées en 2021, le lancement de la
construction de plus de 1 416 MW et le renforcement de son
portefeuille de projets sécurisés.
Cet environnement et la volatilité importante des marchés ont été
pris en considération par le Groupe dans les estimations utilisées
entre autres pour les tests de perte de valeur et les calculs des
provisions.
Le Groupe a par ailleurs exercé son jugement pour l’appréciation :
Le Groupe est ainsi parvenu à poursuivre son développement,
en dépit de retards ponctuels dans la réalisation de ses projets,
et à maintenir une croissance dynamique de son chiffre d’affaires
tout en préservant sa trésorerie et sa liquidité tout au long de
la période. En conséquence il n’a pas eu recours aux mesures
d’accompagnement gouvernementales. Les actifs du Groupe
opérant très majoritairement dans le cadre de contrats long terme
d’achats d’électricité avec des contreparties essentiellement
de premier rang, ils n’ont été affectés que de manière limitée
par les ﬂuctuations ayant impacté les marchés ﬁnanciers et de
l’électricité au cours de l’exercice.
• de l’existence d’un événement déclencheur menant
éventuellementàunepertedevaleursurlesécartsd’acquisition
et les immobilisations corporelles ou incorporelles ;
• des probabilités de défaut dans un contexte d’incertitude ;
• des impacts potentiels sur les risques relatifs aux instruments
ﬁnanciers, notamment le risque de liquidité ainsi que l’évolution
des marchés des taux d’intérêts et des taux de change ;
• des perspectives d’utilisation des impôts différés actifs
reconnus ;
En outre, la crise n’a pas fait apparaître de nouveaux facteurs de
risques signiﬁcatifs grâce à la résilience du modèle d’affaires du
Groupe qui lui a permis de continuer à opérer normalement ses
actifs en opération, à mettre en service des actifs en construction,
en dépit de retards observés dans certaines géographies, et
• des conséquences en matière de couverture, notamment
quant au maintien du caractère hautement probable de
l’élément couvert.
NOTE 4. MÉTHODES DE CONVERSION
Mexique, l’Argentine, la Jamaïque, le Mozambique et la Zambie.
Monnaie de présentation des comptes
consolidés
Traduction des opérations en monnaies
étrangères
Les états ﬁnanciers consolidés du Groupe sont présentés en
millions d’euros.
Les opérations en monnaies étrangères sont converties dans
la monnaie fonctionnelle au cours du jour de la transaction.
À chaque arrêté comptable :
Monnaie fonctionnelle
La monnaie fonctionnelle d’une entité est la monnaie de
l’environnement économique dans lequel cette entité
opère principalement. Dans certaines entités, une monnaie
fonctionnelle différente de la monnaie locale peut être retenue
dès lors qu’elle reﬂète la devise des principales transactions et
de l’environnement économique de l’entité.
• les actifs et passifs monétaires libellés en monnaies étrangères
sont convertis au cours de clôture. Les différences de change
en résultant sont comptabilisées dans le résultat de la période ;
• les actifs et passifs non monétaires libellés en monnaies
étrangères sont comptabilisés au cours historique en vigueur
à la date de la transaction.
Dans le cadre de l’établissement de ses comptes 2019, le Groupe
avait afﬁné son analyse relative aux conditions d’application des
monnaies fonctionnelles et avait ainsi adopté le dollar américain
(USD) pour certains pays qui avaient vu des projets entrer en
construction ou en opération durant la période, à savoir le
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
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ﬁnanciers de ces ﬁliales sont enregistrées en « différences de
conversion » au sein des autres éléments du résultat global.
Conversion des états ﬁnanciers des ﬁliales
dont la monnaie fonctionnelle est différente
de l’euro
Les écarts d’acquisition et ajustements de juste valeur provenant
de l’acquisition d’une entité étrangère sont considérés comme
des actifs et passifs de l’entité étrangère. Ils sont donc exprimés
dans la monnaie fonctionnelle de l’entité et sont convertis au taux
de clôture.
L’état de situation ﬁnancière est converti en euros au taux de
change en vigueur à la clôture de l’exercice. Le résultat et les
ﬂux de trésorerie sont convertis sur la base des taux de change
moyens. Les différences résultant de la conversion des états
NOTE 5. PÉRIMÈTRE DE CONSOLIDATION
un unique actif identiﬁable ou un groupe d’actifs identiﬁables
similaires. Dans le cadre de l’acquisition d’entité projet le groupe
rempli ces conditions.
NOTE 5.1. PRINCIPES COMPTABLES
Regroupements d’entreprises et acquisition
d’actifs
Si l’opération est traitée comme une acquisition d’actifs isolés
alors le coût d’acquisition (incluant les frais d’acquisition) doit
être alloué aux actifs et passifs individuels identiﬁables d’après
leurs justes valeurs relatives à la date d’acquisition, i.e. aucun
écart d’acquisition n’est comptabilisé. Dans ce cadre, le Groupe
a choisi d’appliquer l’approche suivante :
Conformément aux dispositions de la norme IFRS 3,
« regroupement d’entreprise » les regroupements d’entreprises
sont comptabilisés selon la méthode de l’acquisition lorsque
l’ensemble des activités et des actifs repris répond à la déﬁnition
d’une entreprise, dont le contrôle est transféré au Groupe.
• évaluer les actifs et passifs évalués initialement autrement
qu’au coût selon les dispositions d’évaluation initiales des
normes applicables à ceux-ci ;
Selon cette méthode, les actifs acquis, les passifs et les
passifs éventuels assumés sont évalués à leur juste valeur. Les
goodwill correspondent à la différence entre la juste valeur de la
contrepartie transférée lors du regroupement d’entreprises et le
montant des actifs et passifs identiﬁables acquis nets des passifs
et passifs éventuels pris en charge. Ils sont déterminés de façon
provisoire lors de l’acquisition et peuvent être révisés dans un
délai de douze mois à compter de la date d’acquisition. Les
écarts d’acquisition ne sont pas amortis. Ils font l’objet d’un test
de perte de valeur dès l’apparition d’indices de perte de valeur et
au minimum une fois par an. En application de la norme IFRS 3 :
• déduire la valorisation de ces actifs et passifs du coût
d’acquisition ;
• puis allouer le coût d’acquisition résiduel aux différents actifs et
passifs au prorata de leur juste valeur.
Méthodes de consolidation
Les ﬁliales contrôlées au sens d’IFRS 10 « États ﬁnanciers
consolidés », quel que soit le niveau de participation du Groupe
dans les capitaux propres, sont intégrées globalement. Le
Groupe contrôle une entité lorsqu’il est exposé ou qu’il détient
un droit à des rendements variables en raison de ses liens avec
l’entité, et de sa capacité d’inﬂuer sur ces rendements du fait du
pouvoir qu’il détient sur celle-ci.
• les frais d’acquisition sont comptabilisés en autres produits et
charges opérationnels non courants lorsqu’ils sont encourus ;
• les compléments de prix d’acquisition conditionnels sont
estimés à leur juste valeur et inclus le cas échéant dans la
contrepartie transférée.
Conformément à la norme IFRS 11 « Partenariats », un
partenariat est une entreprise sur laquelle le Groupe et une ou
plusieurs autres parties exercent un contrôle conjoint en vertu
d’un accord contractuel. Le Groupe exerce un contrôle conjoint
sur un partenariat lorsque les décisions concernant les activités
pertinentes du partenariat requièrent le consentement unanime
du Groupe et des autres parties partageant le contrôle. Le
Groupe comptabilise les partenariats qualiﬁés de coentreprises
au sens d’IFRS 11, selon la méthode de la mise en équivalence.
Une coentreprise est un partenariat dans lequel les parties qui
exercent un contrôle conjoint sur l’entreprise ont des droits sur
l’actif net de celle-ci.
Pour chaque regroupement d’entreprises, le Groupe peut
évaluer les participations ne donnant pas le contrôle soit à leur
juste valeur soit sur la base de leur quote-part dans l’actif net
identiﬁable de l’entreprise acquise évalué à la juste valeur à la
date d’acquisition. Le Groupe déﬁnit au cas par cas l’option qu’il
applique pour comptabiliser les participations ne donnant pas le
contrôle.
Pour déterminer si un ensemble d’activités et d’actifs donné
constitue une entreprise (« business »), et donc s’il y a
regroupement d’entreprise et non acquisition d’un groupe
d’actifs isolés, le Groupe évalue si celui-ci inclut au minimum un
intrant et un processus substantiel, qui ensemble contribuent de
manière signiﬁcative à générer des biens et services.
La méthode de la mise en équivalence est également appliquée
aux entreprises associées dans lesquelles le Groupe exerce
une inﬂuence notable. La mise en équivalence consiste à
comptabiliser l’actif net et le résultat net d’une société au prorata
de la participation détenue par la société mère dans le capital,
ainsi que, le cas échéant, l’écart d’acquisition y afférant (qui est
Le Groupe a choisi de procéder à « un test de concentration » qui
permet d’évaluer si un ensemble d’activités et d’actifs acquis ne
constitue pas une entreprise. Le test est concluant si l’ensemble
des justes valeurs des actifs bruts acquis est concentré en
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ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
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inclus dans la valeur de la participation).
En application du règlement n° 2016-09 du 2 décembre 2016 de
l’Autorité des normes comptables française, la liste complète des
entreprises comprises dans le périmètre de consolidation, des
entreprises exclues du périmètre de consolidation et des titres de
participations non consolidés, est disponible sur le site Internet
du Groupe (https://www.neoen.com/fr/informations-ﬁnancieres).
Toutes les transactions et positions internes aux ﬁliales intégrées
globalement sont éliminées en consolidation. La liste des
principales ﬁliales, coentreprises et entreprises associées est
présentée en note 5.2.
La liste des principales entités opérationnelles présentées
ci-dessous, a notamment été déterminée à partir de leur
contribution aux indicateurs ﬁnanciers suivants : chiffre d’affaires,
total actif ou de la dette.
NOTE 5.2. SOCIÉTÉS CONSOLIDÉES
Au 31 décembre 2021, le Groupe est composé de 344 sociétés
consolidées, dont 340 comptabilisées selon la méthode
de l’intégration globale et 4 selon la méthode de la mise en
équivalence.
Au cours de l’exercice 2021, les sociétés Neoen Jules GmbH et
Neoen Mistral Gmbh ont fait usage de la disposition dérogatoire
de l’article 264, paragraphe 3, du Code de commerce allemand
(HGB) en ce qui concerne l’établissement d’une annexe, le
rapport de gestion et la publication des comptes annuels.
Pour rappel, au 31 décembre 2020, le Groupe était composé
de 315 sociétés consolidées, dont 311 comptabilisées selon la
méthode de l’intégration globale et 4 selon la méthode de la mise
en équivalence.
Les ﬁliales signiﬁcatives du Groupe sont :
Méthode de
Pourcentage
Pourcentage
consolidation
Dénomination sociale
Pays
d’intérêt 31/12/2021 d’intérêt 31/12/2020
Société mère
Neoen S.A.
France
Mère
Mère
Altiplano Solar
Argentine
Argentine
Australie
Australie
Australie
Australie
Australie
Australie
Australie
Australie
Australie
Australie
Finlande
Finlande
France
100%
100%
70%
100%
100%
70%
La Puna Solar
HWF 1
HWF 2
80%
80%
HWF 3
80%
80%
Victorian Big Battery
Parkes Solar Farm
Bulgana Windfarm
Coleambally Solar
Numurkah Solar Farm
Hornsdale Power Reserve
Western Downs Green Power Hub
Hedet
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
80%
0%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
80%
Intégration
globale
Mutkalampi
100%
100%
100%
100%
100%
100%
50%
80%
Neoen International
Neoen Production 1
Neoen Production 2
Centrale Solaire de Torreilles
Groupement Solaire Cestas 1
EREC
100%
100%
100%
100%
100%
50%
France
France
France
France
Jamaïque
Mexique
Portugal
El Salvador
El Salvador
SPV AGS
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
100%
CSNSP 452
Providencia Solar
Capella Solar
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• acquisition à hauteur de 51 % des titres de participation du
projet solaire Alight Miranda AB en Suède le 29 janvier 2021 ;
NOTE 5.3. SOCIÉTÉS NON
CONSOLIDÉES
• acquisition à hauteur de 100 % des titres de participation du
projet Solas Eireann JV Ltd et de ses ﬁliales en Irlande le 10
mars 2021 ;
Le Groupe consolide l’intégralité des ﬁliales dont il a le contrôle
ou dans lesquelles il exerce un contrôle conjoint ou une inﬂuence
notable, même si celles-ci pourraient être considérées comme
non signiﬁcatives.
• acquisition à hauteur de 60 % des titres de l’entité Hexagone
Energie détenant sept projets solaires en France le 10
septembre 2021 ;
Les participations minoritaires dans les groupements Cestas et
les entités Centrale Eolienne Le Berger et Centrale Eolienne des
Beaux Monts sont comptabilisées en titres non consolidés.
• acquisition à hauteur de 100 % des titres de l’entité OBM Solar
Limited en Irlande le 29 novembre 2021.
Le projet éolien ﬁnlandais Storbotet Vind AB acquis le 19 mai 2021
à hauteur de 80,1 % est intégré au périmètre de consolidation
selon la méthode de la mise en équivalence.
NOTE 5.4. ÉVOLUTION
DU PÉRIMÈTRE
Dans le cadre de son développement, le Groupe est régulièrement
amené à réaliser des créations de sociétés, et peut être amené
à acquérir des entités en phase de développement relativement
peu avancé ou offrant des perspectives de croissance ou de
repowering.
Le Groupe a procédé à l’évaluation des actifs identiﬁables
acquis et passifs repris ce qui a conduit à comptabiliser des
actifs incorporels complémentaires pour un total de 24,3 millions
d’euros au cours de l’exercice 2021.
Rachat de participations ne conférant pas le
contrôle
Conformément à la stratégie annoncée lors du Capital Markets
Day du 11 mars 2021, le Groupe est aussi amené à procéder
de manière régulière, à la cession totale ou d’une quote-part
majoritaire de participations dans des entités détenant des
projets ou actifs de son portefeuille sécurisé (farm-down).
Le 22 janvier 2021, le Groupe a acquis la participation des
actionnaires minoritaires de la société ﬁnlandaise Mutkalampi
Tuulipuisto Oy portant ainsi sa participation dans l’entité de
80,1 % à 100 %.
Opérations de farm-down – cession de titres
de participation
Autres variations
Au cours du second semestre 2021, le Groupe a principalement
Le 14 avril 2021, le Groupe a cédé 100 % de sa participation
dans la société de projet PV le Moulin de Beuvry. Cette cession
n’a pas d’impact signiﬁcatif sur les états ﬁnanciers consolidés
du Groupe.
réalisé trois opérations de farm-down :
• la cession des titres de participation des entités Centrale
Solaire 7 et Centrale Solaire Alpha à hauteur de 100 % le 4
novembre 2021 ;
Le 14 octobre 2021, le groupe Neoen et BNRG ont convenu
d’une séparation et d’un partage des actifs du portefeuille
initialement codétenu en Irlande. Le Groupe a racheté les 50 %
détenus par BNRG Sonas dans les 3 projets lauréats de l’appel
d’offres RESS1, BNRGN Hilltown Limited, BNRGN Hortland
Limited et BNRGN Millvale Limited, désormais contrôlées
par le Groupe. Par ailleurs, le Groupe a également racheté la
participation indirecte de BNRG Sonas dans la société BNRGN
Johnstown North Limited (renommée Johnston North Solar
Limited). Parallèlement, le Groupe a cédé sa participation de
50 % dans la holding BNRG Neoen Holdings Limited, détenant
des projets solaires en développement.
• la cession des titres de participation des entités Centrale
Solaire Orion 56 et SASU PV Le Camp à hauteur de 100 % le
10 décembre 2021 ;
• la cession des titres de participation des entités Centrale
Eolienne Le Berger et Centrale Eolienne des Beaux Monts à
hauteur de 95 % le 14 décembre 2021.
Les plus-values de cession afférentes ont été comptabilisées
en « autres produits opérationnel courants » pour 50,0 millions
d’euros (se référer à la note 9).
Acquisitions de projets en développement
Au cours de l’exercice 2021, les principales opérations ayant
affecté le périmètre du Groupe sont des acquisitions de projets
en développement. Ces acquisitions de ﬁliales ont été qualiﬁées
d’acquisitions d’actifs plutôt que de regroupements d’entreprises
au sens de la norme IFRS 3 « regroupements d’entreprises ».
Les projets acquis et intégrés au périmètre de consolidation
selon la méthode de l’intégration globale sont les suivants :
• acquisition à hauteur de 100 % des titres de participation
des projets éoliens Storen Vind AB et Isbillen Vind AB
en Suède le 6 janvier 2021 (entités ensuite fusionnées le
1er septembre 2021) ;
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NOTE 6. VENTES
NOTE 6.1. CHIFFRE D’AFFAIRES
Principes comptables
Les produits des activités ordinaires (ou chiffre d’affaires) correspondent à la juste valeur de la contrepartie reçue ou à recevoir au
titre des biens et services vendus dans le cadre habituel des activités du Groupe. Les produits des activités ordinaires ﬁgurent nets
de rabais et de remises, et déduction faite des ventes intragroupes. Aucun produit n’est comptabilisé lorsqu’il y a une incertitude
signiﬁcative quant à la recouvrabilité de la contrepartie due.
Le Groupe distingue les revenus sous contrats, majoritairement long terme, de ceux provenant des ventes à court terme sur le
marché. Le chiffre d’affaires est essentiellement constitué des ventes d’électricité et de certiﬁcats verts.
Les ventes d’énergies correspondent aux ventes d’électricité au niveau des unités de production ainsi qu’aux certiﬁcats verts
associés, et à des revenus d’arbitrage et de fourniture de services aux réseaux dans le cadre des activités de stockage.
L’énergie est vendue soit conformément aux différents contrats dont les prix de vente sont déﬁnis par décret ou dans le cadre
d’appels d’offres, soit sur le marché.
Dans le cadre de la vente d’électricité, le chiffre d’affaires est reconnu en fonction des quantités produites et / ou injectées au cours
de la période.
S’agissant des ventes de certiﬁcats verts, le chiffre d’affaires est reconnu lors de la livraison physique.
Ventilation du chiffre d’affaires
Le chiffre d’affaires se ventile de la façon suivante :
En millions
d’euros
Exercice
2021 Eolien Solaire Stockage Autre(1)
Exercice
2020
Eolien Solaire Stockage Autre(1)
Electricité
80,0
34,3
118,4
16,6
(0,0)
-
-
-
198,4
50,9
79,9
32,4
106,4
15,9
0,5
-
-
-
186,9
48,2
Certiﬁcats verts
Ventes
d’énergies
sous contrat
114,3
135,0
(0,0)
-
249,3
112,3
122,3
0,5
-
235,1
Electricité
12,1
7,9
23,9
2,4
28,4
-
-
-
64,3
10,3
7,3
1,9
20,0
0,0
29,5
-
-
-
56,7
2,0
Certiﬁcats verts
Ventes
d’énergies sur
le marché
20,0
26,3
28,4
-
74,7
9,2
20,0
29,5
-
58,7
Prestations de
services
-
-
-
1,6
1,6
-
-
-
0,6
0,6
Autres
0,9
0,9
6,0
0,1
8,0
0,4
1,2
2,8
-
4,4
Autres produits
0,9
0,9
6,0
1,7
9,6
0,4
1,2
2,8
0,6
5,0
Total chiffres
d’affaires
135,1
162,3
34,4
1,7
333,6
121,9
143,6
32,7
0,6
298,8
(1) Il s’agit principalement de prestations de gestion administrative, de supervision, ou encore de développement, pour des entités hors groupe.
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NOTE 6.2. CRÉANCES CLIENTS
Principes comptables
Le Groupe vend majoritairement l’électricité qu’il produit dans le cadre de contrats sous obligations d’achat (dont les conditions
sont précisées dans des décrets ou règlements d’appels d’offres).
Les créances constatées en date de clôture correspondent essentiellement à des factures non échues de vente d’électricité et de
certiﬁcats verts, dont l’évolution s’explique principalement par la croissance du nombre de centrales en opération, ainsi qu’à des
indemnités contractuelles compensant des pertes de chiffre d’affaires liées à des retards dans la mise en service de certains actifs.
Compte tenu de la qualité des signataires des contrats de vente d’électricité, le Groupe considère que le risque de crédit lié aux
créances clients est négligeable.
Dépréciations
La norme IFRS 9 exige de tenir compte du risque de crédit relatif aux actifs ﬁnanciers sur la base du principe des « pertes attendues »,
ce qui implique de reconnaitre des dépréciations sur des créances commerciales non encore échues.
Au 31 décembre 2021, le Groupe a effectué une revue, sur la base de la qualité et la solvabilité de ses clients de son portefeuille de
créances commerciales. Au regard de la nature de ses activités et de ses clients aucune « perte attendue » n’a été identiﬁée étant
donnée la nature des créances en portefeuille.
Détail des créances clients
En millions d’euros
31.12.2021
73,2
31.12.2020
52,2
Valeur nette des Clients et comptes rattachés - en début de période
Variations liées à l’activité
6,9
22,3
Variation de périmètre
(1,1)
0,6
Ecart de conversion
2,6
(1,9)
Valeur nette des Clients et comptes rattachés - en ﬁn de période
81,6
73,2
Le bilan ne présentait aucune créance client échue signiﬁcative au 31 décembre 2021 ainsi qu’au 31 décembre 2020.
En 2020, le Groupe avait facturé des indemnités contractuelles compensant des pertes de chiffre d’affaires liées à des retards dans la
mise en service de la centrale Altiplano 200 pour un montant brut de 18,3 millions d’euros soit 20,9 millions de dollars. Celles-ci ont,
conformément aux dispositions contractuelles, fait l’objet d’une compensation progressive avec des montants dus au titre du contrat
de construction, pour un montant total de 13,6 millions d’euros à ﬁn 2021 soit 15,4 millions de dollars (se référer à la note 2.2, pour une
description de la situation générale de la centrale).
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NOTE 7. ACHATS ET STOCKS
NOTE 7.1. ACHATS DE MARCHANDISES ET VARIATION DE STOCKS
Principes comptables
Les sociétés de projets australiennes opérant des centrales solaires et éoliennes génèrent, au rythme de leur production, des
certiﬁcats verts qui, pour la part excédant les engagements prévus dans le cadre de leur contrat d’achat de long terme (Power
Purchase Agreement) avec leurs contreparties, ont vocation à être vendus sur le marché.
Dans un objectif de couverture du risque de prix visant à limiter son exposition à la volatilité du marché spot, le Groupe a créé
au premier semestre 2020 la société Neoen Energy Management Australia (NEMA). Cette société acquiert désormais chaque
trimestre auprès des sociétés de projets (dès lors que leurs contrats de ﬁnancement les y autorisent) les certiﬁcats verts excédant
les engagements pris dans le cadre des Power Purchase Agreements. D’autre part, elle procède conformément à une politique
de risque soumise à approbation préalable des organes de direction, à une couverture du risque de prix sur l’horizon de liquidité
accessible (pouvant aller jusqu’à l’année n+2), à travers la réalisation de ventes à terme auprès de contreparties externes, donnant
lieu à livraison physique l’année suivant la production de ces certiﬁcats verts.
Les certiﬁcats verts, objets de cette couverture du risque de prix font, dans le cadre de cette nouvelle organisation, l’objet d’une
comptabilisation en stock à la juste valeur, conformément aux principes ﬁxés par la norme IAS 2 « Stocks », et ce jusqu’à leur
transfert physique auprès des contreparties externes en année n+1 suivant leur production, qui déclenche la reconnaissance du
produit associé en chiffre d’affaires. Ces certiﬁcats verts sont comptabilisés dans la rubrique « Achats de marchandises et variation
de stocks » au compte de résultat et dans la rubrique « Stocks » au bilan.
Les achats de marchandises et les variations de stocks se composent principalement :
• des achats d’électricité pour (0,7) million d’euros et de petits équipements pour (0,6) million d’euros ;
• des variations de stocks de certiﬁcats verts générés par des centrales en Australie (Large-Scale Generation Certiﬁcates - LGCs) et au
Mexique (Clean Energy Certiﬁcates - CELs) pour 3,8 millions d’euros.
Ce poste comprenait sur l’exercice 2020 des achats d’électricité pour (0,4) million d’euros, de petits équipements pour (0,4) million
d’euros et 3,7 millions d’euros de variations de stocks de certiﬁcats verts (en attente de leur livraison physique).
NOTE 7.2. STOCKS
En millions d’euros
31.12.2021
31.12.2020
Valeur nette des stocks - en début de période
Variations liées à l’activité
4,7
3,8
0,3
8,7
0,7
3,7
0,2
4,7
Ecart de conversion
Valeur nette des stocks - en ﬁn de période
NOTE 7.3. CHARGES EXTERNES
En millions d’euros
Exercice 2021
(26,0)
Exercice 2020
(22,7)
Entretiens et réparations
Autres charges externes
Total charges externes
(42,4)
(35,0)
(68,3)
(57,7)
Les charges d’entretiens et de réparations correspondent essentiellement aux coûts de maintenance des centrales en exploitation.
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Les autres charges externes comprennent principalement :
• des charges d’exploitation des centrales en opération (coûts associés à la gestion de la fréquence du réseau, et assurances) ;
• des frais de structure (honoraires, consulting, sous-traitance, informatique, assurance) ;
• etdeschargesdedéveloppementnonactivéescarnerépondantpasauxcritèresd’activationdéﬁnisparlanormeIAS38«Immobilisations
incorporelles ».
Les charges de développement non activées sur la période s’élèvent ainsi à 3,0 millions d’euros, contre un montant de 1,5 million d’euros
sur l’exercice précédent.
NOTE 7.4. FOURNISSEURS ET COMPTES RATTACHÉS
En millions d’euros
31.12.2021
51,6
31.12.2020
33,2
Fournisseurs
Fournisseurs d’immobilisations
Fournisseurs et comptes rattachés - en ﬁn de période
288,7
140,7
340,4
173,9
Les fournisseurs d’immobilisations comprennent essentiellement des dettes relatives à la construction des centrales de production
d’électricité. La variation correspond à une augmentation de + 149,3 millions d’euros en Australie et + 36,3 millions d’euros en France,
partiellement compensée par une baisse de – 31,3 M€ en Finlande et – 7,6 M€ au Mexique.
NOTE 8. CHARGES ET AVANTAGES AU PERSONNEL
NOTE 8.1. CHARGES DE PERSONNEL
Principes comptables
Charges de personnel
Les charges de personnel allouées au développement des projets sont comptabilisées à l’actif lorsque les projets remplissent les
critères d’activation requis par la norme IAS 38 « Immobilisations incorporelles ». Le Groupe considère que ces critères sont atteints
au moment où un projet rentre dans le portefeuille de développement, c’est-à-dire lorsque les éléments contractuels et les études
techniques indiquent que la faisabilité d’un projet est probable (le plus souvent à la phase early stage). Les autres charges de
personnel ﬁgurent en charge au compte de résultat.
Avantages postérieurs à l’emploi
Les avantages au personnel comprennent des régimes à cotisations déﬁnies et des régimes à prestations déﬁnies.
Les régimes à cotisations déﬁnies désignent les régimes d’avantages postérieurs à l’emploi en vertu desquels le Groupe verse des
cotisations déﬁnies à différents organismes sociaux.
Les cotisations sont versées en contrepartie des services rendus par les salariés au titre de l’exercice. Elles sont comptabilisées en
charges lorsqu’elles sont encourues.
Les régimes à prestations déﬁnies désignent les régimes qui garantissent aux salariés des ressources complémentaires, notamment
pour les indemnités de ﬁn de carrière versées aux salariés. Cette garantie de ressources complémentaires constitue pour le Groupe
une obligation future pour laquelle un engagement est calculé. Le calcul de la provision s’effectue en estimant le montant des
avantages que les employés auront accumulés en contrepartie des services rendus pendant l’exercice et les exercices précédents.
Compte tenu de l’âge moyen des effectifs du Groupe, il n’a pas été constaté de passif au titre des avantages du personnel, le
montant de celui-ci étant non signiﬁcatif en date de clôture.
Sur l’exercice 2021, les charges de personnel s’élèvent à (17,6) millions d’euros contre (16,2) millions d’euros en 2020.
L’augmentation des charges de personnel est principalement liée à l’augmentation des effectifs et à la hausse des charges associées aux
stock-options et aux actions gratuites.
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NOTE 8.2. RÉMUNÉRATION DES DIRIGEANTS
En millions d’euros
Exercice 2021
Exercice 2020
Avantages du personnel à court terme
Paiements fondés sur des actions
Total rémunérations des dirigeants
2,4
2,3
4,7
2,5
1,5
4,0
Les dirigeants représentent les membres du comité exécutif du Groupe.
NOTE 8.3. PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS
Principes comptables
Conformément à la norme IFRS 2 « Paiements fondés sur des actions », la juste valeur des options et attributions gratuites d’actions
est déterminée selon des méthodes adaptées à leurs caractéristiques (equity-settled), et constatée en charge de personnel sur la
période d’acquisition des droits.
Les options de souscription, sans condition de performance du cours de l’action, sont évaluées selon le modèle de Black and
Scholes.
La juste valeur à la date d’attribution des options de souscription d’actions est comptabilisée en charges sur la période d’acquisition
des droits de l’option, en fonction de la probabilité d’exercice de ces options avant leur échéance, avec en contrepartie une
augmentation des réserves consolidées.
Concernant la juste valeur des plans d’actions gratuites, celle-ci est basée sur le cours de l’action en date d’attribution (pour les
plans antérieurs à la cotation de la société, la juste valeur a été estimée sur la base de la dernière augmentation de capital), et
tient compte des perspectives de versement de dividendes sur la période d’acquisition des droits, du taux anticipé de rotation
des effectifs et de la période d’incessibilité de ces instruments. La charge est étalée sur la période d’acquisition des droits en
contrepartie des réserves consolidées.
À chaque clôture, le Groupe évalue la probabilité de perte, par les bénéﬁciaires, des droits aux options ou aux actions attribuées
gratuitement avant la ﬁn de la période d’acquisition. Le cas échéant, l’impact de la révision de ces estimations est constaté en
résultat avec en contrepartie une variation des réserves consolidées.
La charge liée à l’attribution d’actions gratuites et de stock-options s’élève sur l’exercice à (3,2) millions d’euros contre (1,8) million d’euros
en 2020.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
151
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Détail des plans de souscription d’actions
Plan 2016
17/03/2014
08/01/2016
Plan 2016
Plan 2016
17/03/2014
23/12/2016
Plan 2018
29/05/2018
30/05/2018
Plan 2018
04/07/2018
05/07/2018
TOTAL
Date de l’AG
17/03/2014
08/01/2016
Date de la décision du Président
Nombre totale d’actions pouvant
être souscrites ou achetées
127 500
25 000
235 000
45 000
65 000
Début de la période d’exercice des
options
11/01/2019
17/05/2019
24/12/2019
31/05/2021
06/10/2020
Date d’expiration de la période
d’exercice
10/01/2021
4,00 €
16/05/2021
4,00 €
23/12/2021
6,00 €
30/05/2023
10,00 €
05/07/2023
10,00 €
Prix de souscription ou d’achat
Prix de souscription ou d’achat
ajusté suite à l’augmentation de
capital du 9 avril 2021(1)
5,55 €
9,25 €
9,25 €
Nombre d’options
Existantes au 1er janvier 2020
Notiﬁées
37 500
25 000
225 000
40 000
60 000
387 500
-
-
-
-
-
-
Annulées
-
-
-
161 834
63 166
-
-
-
25 000
35 000
-
-
249 334
138 166
-
Exercées
37 500
25 000
-
Existantes au 1er janvier 2021
Notiﬁées
-
-
-
-
-
-
-
-
40 000
-
-
Annulées
-
-
-
Exercées
66 339
16 215
4 000
86 554
Ajustement suite à l’augmentation
de capital du 9 avril 2021(1)
-
-
3 173
3 240
2 835
9 248
Existantes au 31 décembre
2021
-
-
-
27 025
33 835
60 860
Pour valoriser ces plans, le Groupe a utilisé le modèle de Black & Scholes avec les hypothèses suivantes :
• un taux de volatilité de 23 % depuis le plan du 30 mai 2018 contre 18 % auparavant (compte tenu de la volatilité des sociétés
comparables) ;
• un taux d’intérêt sans risque correspondant à l’OAT 5 ans à la date d’attribution ;
• une maturité moyenne des plans d’un an au-delà de la période d’acquisition.
152
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Détail des plans d’attribution d’actions gratuites
Plan 2018
Plan 2018
Plan 2018
Plan 2019
Plan 2020
Plan 2021
TOTAL
Date de l’AG
23/02/2018 29/05/2018 04/07/2018 02/10/2018 26/05/2020 26/05/2020
Date de la décision d’attribution
du Président / Conseil
d’administration
09/04/2018 30/05/2018 05/07/2018 10/07/2019 02/07/2020 10/03/2021
Nombre totale d’actions
attribuées gratuitement
2 500
107 500
570 644
297 000
140 000
272 302
Date d’acquisition des actions
10/04/2020 31/05/2021 06/10/2020 11/07/2022 03/07/2023 11/03/2024
Date de ﬁn de période de
conservation
10/04/2021
-
-
-
-
-
Nombre d’actions attribuées
gratuitement
Existantes au 1er janvier
2020
2 500
105 000
493 644
297 000
-
-
898 144
Notiﬁées
-
-
-
-
-
-
7 000
-
5 000
-
140 000
-
-
-
140 000
12 000
Annulées
-
-
Attribuées déﬁnitivement
2 500
486 644
489 144
Existantes au 1er janvier
2021
-
105 000
-
292 000
140 000
-
537 000
Notiﬁées
-
-
-
-
-
-
-
-
-
18 903
-
-
5 406
-
272 302
9 108
-
272 302
33 417
Annulées
Attribuées déﬁnitivement
113 510
113 510
Ajustement suite à
l’augmentation de capital du
9 avril 2021(1)
-
8 510
-
22 348
11 354
22 058
64 270
Existantes au 31 décembre
2021
-
-
-
295 445
145 948
285 252
726 645
(1) A la suite de l’augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription, réalisée le 9 avril 2021, et conformément aux dispositions légales applicables
et aux stipulations des plans d’actions attribuées gratuitement et des plans d’options de souscription d’actions, le Président-directeur général a procédé, sur
délégation du Conseil d’administration, à l’ajustement des droits des bénéﬁciaires d’actions gratuites et d’options de souscription d’actions (coefﬁcient de 1,081).
Le plan d’attribution d’actions gratuites du 30 mai 2018 est arrivé à échéance le 31 mai 2021. Les 113 510 actions attribuées l’ont été
via (i) l’utilisation de 110 807 actions existantes et auto-détenues par Neoen S.A. et (ii) la création de 2 703 actions nouvelles avec pour
incidence la comptabilisation en réserves de (4,7) millions d’euros.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
153
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 9. AUTRES PRODUITS ET CHARGES OPÉRATIONNELS
COURANTS
Principes comptables
Les autres produits opérationnels courants incluent notamment les plus-values de cession des entités détenant des projets ou des
actifs du portefeuille sécurisé, réalisées dans le cadre de l’activité de farm-down, tel qu’annoncé lors du Capital Markets Day du
11 mars 2021.
Ces plus-values correspondent aux produits de cession diminués de la valeur comptable de l’actif net des entités cédées, et des
frais de cession.
En cas de complément de prix éventuel à recevoir en trésorerie dans le futur, celui-ci est comptabilisé dans ce même poste à sa
juste valeur à la date de cession, puis réévalué à chaque clôture jusqu’à son paiement ou son extinction.
Lorsque le Groupe conserve une quote-part minoritaire dans l’entité projet, la réévaluation à sa juste valeur de la quote-part
conservée est également incluse dans ce poste.
En millions d’euros
Exercice 2021
50,0
Exercice 2020
Farm-down
-
59,2
(9,7)
49,6
Autres produits opérationnels courants
Autres charges opérationnelles courantes
Autres produits et charges opérationnels courants
20,2
(15,8)
54,4
Les produits de farm-down correspondent aux plus-values nettes de cession réalisées principalement dans le cadre des opérations
suivantes :
• cession de 100 % des entités Centrales Solaire 7 et Centrale Solaire Alpha (projet Grabels et Lagarde), représentant une capacité totale
de 11 MWc en opération, pour un produit net de cession de 10,5 millions d’euros ;
• cession de 100 % des entités Centrale Solaire Orion 56 et SASU PV Le Camp, représentant une capacité totale de 21,7 MWc en
opération, pour un produit net de cession de 9,7 millions d’euros ;
• cession de 95 % des entités Centrale Eolienne Le Berger et Centrale Eolienne des Beaux Monts, représentant une capacité totale
de 46,8 MW, pour un produit net de cession de 26,8 millions d’euros et 1,5 million d’euros de réévaluation des quotes-parts de 5 %
conservées.
Hors activité de farm-down, les autres produits opérationnels courants sont principalement composés des compensations contractuelles
consécutives aux pertes de revenus résultant de retards dans la mise en service de certaines centrales, du fait des contractants chargés
de leur construction.
Les autres charges opérationnelles courantes correspondent essentiellement à des pénalités résultant de retards dans la mise en service
de centrales (obligation de ﬁliales du Groupe au titre du Power Purchase Agreement), et à des pertes et gains de change sur des
transactions opérationnelles.
154
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 10. ÉLÉMENTS NON COURANTS DE L’ACTIVITÉ
OPÉRATIONNELLE
Principes comptables
Les autres produits et charges opérationnels non courants regroupent les opérations non courantes de montants signiﬁcatifs qui
par leur nature ou leur caractère inhabituel, peuvent nuire à la lisibilité de la performance de l’activité opérationnelle courante du
Groupe. Il peut s’agir :
• des plus ou moins-values de cession ;
• des dépréciations importantes et inhabituelles d’actifs non courants, corporels ou incorporels ;
• de certaines charges signiﬁcatives liées à des opérations de restructuration ou transactions inhabituelles ;
• d’autres charges et produits opérationnels tels qu’une provision ou une pénalité relative à un litige d’une matérialité signiﬁcative ;
• des frais d’acquisition liés aux variations de périmètre (se reporter aux notes 5.4 et 12.1).
Détail des éléments non courants :
En millions d’euros
Exercice 2021
(8,1)
Exercice 2020
(4,1)
Frais de développement antérieurs(1)
Résultat des cessions d’actifs
0,1
0,1
Autres produits
0,1
0,3
Autres charges
(0,1)
(0,4)
Autres produits et charges opérationnels non courants
Dépréciation des coûts de développement activés
Autres dépréciations d’actifs(2)
(8,0)
(4,0)
(5,7)
(3,1)
(10,5)
5,8
(13,4)
2,4
Reprise de dépréciation des coûts de développement activés(3)
Dépréciations d’actifs non courants
Résultat opérationnel non courant
(10,4)
(18,4)
(14,1)
(18,1)
(1) Les frais de développement immobilisés pour lesquels le Groupe, à la suite d’événements externes hors de son contrôle, considère que les critères d’activation prévus
par la norme IAS 38 « Immobilisations incorporelles » ne sont plus respectés, sont comptabilisés en autres charges opérationnelles non courantes sur la période.
(2) Les autres dépréciations d’actifs en 2021 correspondent à la perte de valeur sur la centrale de Numurkah en Australie (se référer à la note 2.2). Les dépréciations
des autres créances en 2020 correspondaient à la perte de valeur sur les actifs de la centrale Altiplano 200.
(3) Les reprises de dépréciation des coûts de développement activés concernent les projets abandonnés.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
155
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 11. IMPÔTS
Principes comptables
Impôts sur les résultats
Les impôts sur les résultats comprennent la charge (le produit) d’impôt exigible et la charge (le produit) d’impôt différé, calculés
conformément aux législations ﬁscales en vigueur dans les pays où les résultats sont taxables. Les impôts exigibles et différés sont
généralement comptabilisés en résultat ou en capitaux propres de façon symétrique à l’opération sous-jacente.
La charge (le produit) d’impôt exigible est le montant estimé de l’impôt dû au titre du résultat imposable de la période, déterminé
en utilisant les taux d’impôt adoptés à la date de clôture. L’impôt différé résulte des différences temporelles entre les valeurs
comptables des actifs et des passifs et leurs bases ﬁscales. Cependant, aucun impôt différé n’est constaté pour les différences
temporelles générées par :
• un écart d’acquisition non déductible ﬁscalement ;
• la comptabilisation initiale d’un actif ou d’un passif dans une transaction qui n’est pas un regroupement d’entreprises et qui
n’affecte ni le bénéﬁce comptable, ni le bénéﬁce imposable (perte ﬁscale) à la date de transaction ;
• des participations dans des ﬁliales, co-entreprises et entreprises associées dès lors que le Groupe contrôle la date à laquelle
les différences temporelles s’inverseront et qu’il est probable que ces différences ne s’inverseront pas dans un avenir prévisible.
Les actifs et passifs d’impôt différé sont évalués aux taux d’impôt attendus sur l’exercice au cours duquel l’actif sera réalisé ou le
passif réglé et qui ont été adoptés à la date de clôture. En cas de changement de taux d’impôt, les impositions différées font l’objet
d’un ajustement au nouveau taux en vigueur et l’ajustement est imputé au compte de résultat sauf s’il se rapporte à un sous-jacent
dont les variations sont des éléments imputés en capitaux propres, notamment au titre de la comptabilisation de juste valeur des
instruments de couverture.
Les impôts différés sont revus à chaque clôture pour tenir compte notamment des changements de législation ﬁscale et des
perspectives de recouvrement des différences temporelles déductibles. Un actif d’impôt différé n’est comptabilisé que dans la
mesure où il est probable que le Groupe disposera de bénéﬁces futurs imposables sur lesquels cet actif pourra être imputé dans
un horizon prévisible ou, au-delà, d’impôts différés passifs de même maturité. Le Groupe s’appuie, pour déterminer les conditions
d’utilisation de ses actifs d’impôts différés, sur des plans d’affaires à long terme établis pour chacun de ses projets en exploitation
et en construction, et revus dès l’apparition d’indices de perte de valeur et a minima annuellement.
Autres impôts et taxes
En France, la loi de ﬁnance 2010 a introduit une contribution économique territoriale en remplacement de la taxe professionnelle
(CET). La CET intègre deux nouvelles contributions : la cotisation foncière des entreprises (CFE) et la cotisation sur la valeur ajoutée
des entreprises (CVAE). Pour les exercices présentés, le Groupe a comptabilisé la CFE en résultat opérationnel courant dans le
poste « Impôts, taxes et versements assimilés », et a considéré que l’assiette de la CVAE entrait dans le champ d’application de la
norme IAS 12 « Impôts sur le résultat ».
NOTE 11.1. IMPÔTS, TAXES ET VERSEMENTS ASSIMILÉS
Conformément à IFRIC 21, le Groupe comptabilise les taxes dès leur exigibilité d’un point de vue ﬁscal. La charge s’élève à (7,5) millions
d’euros sur l’exercice 2021 contre (7,7) millions d’euros sur l’exercice 2020.
NOTE 11.2. IMPÔTS SUR LES RÉSULTATS
La ventilation de la charge d’impôt s’établit comme suit :
En millions d’euros
Résultat avant impôts
Impôts sur les résultats
Impôts exigibles
Exercice 2021
53,5
Exercice 2020
24,8
(13,3)
(21,4)
(14,6)
(14,5)
Impôts différés
1,4
(6,9)
Taux d’impôt effectif
24,8%
86,6%
156
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
La charge d’impôt s’élève à (13,3) millions d’euros en 2021
contre (21,4) millions d’euros en 2020, soit respectivement un
taux d’impôt effectif de 24,8 % contre 86,6 %.
– à l’augmentation de l’impôt sur les autres géographies,
notamment en France du fait de la ﬁn de l’utilisation de
stocks de déﬁcits ordinaires sur certaines centrales ;
L’impôt exigible est composé en 2021 de :
• (2,5) millions d’euros de retenues à la source, utilisées en
crédits d’impôts à hauteur de (1,7) million d’euros, contre
(4,1) millions d’euros en 2020, utilisées en crédits d’impôts à
hauteur de (1,2) million d’euros ;
• (11,3) millions d’euros d’impôt sur les sociétés contre (8,8)
millions d’euros en 2020. Cette hausse est principalement
due :
• (0,9) million d’euros de cotisation sur la valeur ajoutée des
entreprises (CVAE), contre (1,7) million d’euros en 2020.
– à la progression du résultat imposable de l’intégration ﬁscale
Neoen S.A. sous l’effet du développement de l’activité ;
La différence entre la charge d’impôt effective et la charge
d’impôt théorique s’analyse comme suit :
– à la diminution de l’impôt exigible en Australie, résultant
notamment de la baisse du résultat imposable d’Hornsdale
Power Reserve ;
En millions d’euros
Exercice 2021
53,5
Exercice 2020
24,8
Résultat avant impôts
Taux d’impôt sur les bénéﬁces applicable à la maison mère
Charge théorique d’impôt
Différences de taux d’imposition
Effets de changements de taux
Différences permanentes
26,5%
(14,2)
(0,5)
28,0%
(6,9)
(0,9)
1,9
-
4,9
(3,9)
Impôt sans base
(1,6)
(3,7)
Variation d’actifs d’impôts sur déﬁcits reportables
Déﬁcits ﬁscaux générés sur la période non activés
Autres
0,4
(0,5)
(2,2)
(3,4)
(2,0)
(2,1)
Charge réelle d’impôt
(13,3)
(21,4)
La différence de 0,9 million d’euros entre la charge d’impôt
théorique de (14,2) millions d’euros et la charge réelle d’impôt de
(13,3) millions d’euros en 2021 s’explique principalement par :
• des perspectives de bénéﬁces et des limitations temporelles
dans l’utilisation des déﬁcits ﬁscaux sur certaines géographies,
qui ont amené le Groupe à déprécier ou ne pas reconnaître
d’actifs d’impôts différés au titre de certaines pertes ﬁscales,
pour (1,8) million d’euros ;
• l’effet du changement de taux d’imposition en Argentine
(passage de 25 % à 35 %) affectant positivement les bases
d’impôts différés sur déﬁcits reportables activés (+ 1,9 million
d’euros) ;
• d’autres impacts incluant essentiellement les conséquences
des règles ﬁscales en vigueur en Argentine en matière
d’hyperinﬂation.
• des différences permanentes pour + 4,9 millions d’euros. Elles
intègrent essentiellement :
En 2020, la différence de (14,5) millions d’euros entre la
charge d’impôt théorique de (6,9) millions d’euros et la
charge réelle d’impôt de (21,4) millions d’euros s’expliquaient
principalement par :
– l’impact des opérations de farm-down (+ 10,0 millions d’euros)
réalisées en France, et relevant de l’application du régime des
plus-values long terme ;
• des différences permanentes pour (3,9) millions d’euros. Elles
intégraient essentiellement :
– l’effet des charges encourues au titre de l’application de
la norme IFRS 2 « Paiements en actions » pour (0,6) million
d’euros ;
– l’impact de la non-reconnaissance de produits d’impôts sur
la fraction des charges d’intérêts relatives à l’OCEANE émise
en 2019 et l’OCEANE Verte émise en 2020, enregistrées au
TIE et excédant le taux d’intérêt nominal de ces instruments,
pour (1,7) million d’euros ;
– l’incidence de charges ne donnant pas lieu à économies
d’impôt dans plusieurs géographies pour un total de
(3,4) millions d’euros ;
• des impôts sans bases pour (1,6) million d’euros qui
correspondent principalement à la CVAE pour (0,6) million
d’euros, ainsi qu’à des retenues à la source pour (0,8) million
d’euros ;
– l’effet des charges encourues au titre de l’application de la
norme IFRS 2 « Paiements en actions » pour (0,7) million
d’euros ;
– et des charges ne donnant pas lieu à des économies
d’impôts (effets de désactualisation notamment) pour
(1,4) million d’euros ;
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
157
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
• des impôts sans bases pour (3,7) millions d’euros qui correspondaient principalement à la CVAE pour (1,2) million d’euros, ainsi qu’à
des retenues à la source pour (2,6) millions d’euros ;
• des perspectives de bénéﬁces et des limitations temporelles dans l’utilisation des déﬁcits ﬁscaux sur certaines géographies, qui ont
amené le Groupe à déprécier ou ne pas reconnaître d’impôts différés actifs au titre de certaines pertes ﬁscales, pour (3,9) millions
d’euros ;
• d’autres impacts qui incluaient essentiellement les effets de l’hyperinﬂation en Argentine.
NOTE 11.3. IMPÔTS DIFFÉRÉS
Les impôts différés actifs et passifs inscrits au bilan ont pour origine les éléments suivants :
En millions d’euros
31.12.2021
(1,7)
31.12.2020
(4,3)
Immobilisations
Amortissements dérogatoires
Ecarts d’évaluation
(155,0)
(3,7)
(77,1)
(3,8)
Instruments ﬁnanciers
Autres éléments
5,3
27,7
(0,5)
(7,9)
Déﬁcits reportables et crédits d’impôts non utilisés
Impôts différés nets
Impôts différés actif
128,2
(27,4)
58,3
74,3
8,9
62,2
Impôts différés passif
Impôts différés nets
85,7
53,3
(27,4)
8,9
La variation des stocks d’impôts différés sur amortissements
dérogatoires provient essentiellement de la différence entre
la durée d’amortissement ﬁscale et la durée d’amortissement
La variation des impôts différés sur déﬁcits reportables et crédits
d’impôts non utilisés de + 53,9 millions d’euros s’explique
essentiellement par :
comptable
de
certaines
immobilisations,
associée
• la reconnaissance de nouveaux impôts différés pour 68,7
millions d’euros majoritairement en Australie pour 61,8 millions
d’euros, principalement liés à l’amortissement ﬁscal accéléré
sur une année permis par des mesures gouvernementales
temporaires ;
particulièrement à une augmentation des investissements
dans des actifs de production en Australie. Des mesures
gouvernementales temporaires ont en effet permis d’amortir
ﬁscalement sur une année des actifs de production entrant en
opération.
• des consommations de déﬁcits pour (15,2) millions d’euros
(dont principalement en Argentine pour 7,5 millions d’euros,
en Zambie pour 3,4 millions d’euros, en France pour 2,4
millions d’euros, en Australie pour 1,2 million d’euros).
La diminution du stock d’impôt différé sur les ﬂux ﬁnanciers
provient principalement de la variation de juste valeur des
instruments ﬁnanciers dérivés enregistrée en autres éléments
du résultat global, conséquence de l’impact de la hausse
signiﬁcative des taux forward sur la période dans la plupart des
zones géographiques où opère le Groupe.
Le montant des stocks de déﬁcits ordinaires non reconnus au 31
décembre 2021 s’élève à 18,6 millions d’euros, correspondant à
un stock d’impôt différé de 5,3 millions d’euros.
158
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
La variation des impôts différés s’analyse comme suit :
Impôts différés
Actif
Impôts différés
Passif
En millions d’euros
Total
Impôts différés nets - en début de période
Mouvement par résultat
62,2
94,0
4,5
53,3
92,6
32,0
1,5
8,9
1,4
Autres éléments du résultat global
Effet des variations de périmètre
Compensation des impôts différés
Autres mouvements
(27,5)
(0,8)
0,6
(103,1)
-
(103,1)
9,3
(0,0)
(9,3)
Impôts différés nets - en ﬁn de période
58,3
85,7
(27,4)
NOTE 12. ÉCART D’ACQUISITION, IMMOBILISATIONS
INCORPORELLES ET CORPORELLES
NOTE 12.1. ÉCART D’ACQUISITION
Principes comptables
Se reporter à la note 5.1 – Regroupements d’entreprises
Dépréciation des actifs
Se reporter aux principes comptables de la note 12.2 – Dépréciation d’actifs.
L’écart d’acquisition présenté est lié à l’acquisition en 2019 de centrales éoliennes irlandaises en exploitation. Ce dernier a fait l’objet d’un
test de valeur au 31 décembre 2021 qui n’a pas mis en évidence de perte de valeur.
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ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
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NOTE 12.2.IMMOBILISATIONS INCORPORELLES
Principes comptables
Immobilisations incorporelles
Les principales immobilisations incorporelles comptabilisées par le Groupe concernent les dépenses liées au développement
des projets.
Les coûts directs et indirects, externes ou internes, de développement sont immobilisés à partir du moment où le succès des projets
correspondant est probable.
L’activation des dépenses liées au développement des projets est réalisée en conformité avec la norme IAS 38 « Immobilisations
incorporelles ».
Les critères d’activation sont les suivants :
• la faisabilité technique du projet ;
• l’intention d’achever l’immobilisation incorporelle et de la mettre en service ou de la vendre ;
• la capacité à mettre en service l’immobilisation incorporelle ;
• la probabilité de générer des avantages économiques futurs ;
• la disponibilité des ressources techniques et ﬁnancières pour achever le développement du projet ;
• la capacité à évaluer de façon ﬁable les dépenses attribuables à l’immobilisation au cours de son développement.
Le Groupe considère que ces critères sont remplis au moment où un projet rentre dans le portefeuille de développement, c’est-à-dire
lorsque les éléments contractuels et les études techniques indiquent que la faisabilité d’un projet est probable (le plus souvent à la
phase early stage). Lorsque les conditions pour la comptabilisation d’une immobilisation générée en interne ne sont pas remplies, les
dépenses liées au développement de projets sont comptabilisées en charges durant l’exercice au cours duquel elles sont encourues.
Les dépenses rattachées à ces projets cessent d’être capitalisées à la mise en service industrielle.
Dès lors que le Groupe estime que la probabilité de succès s’amoindrit à la suite de facteurs externes à caractère inhabituel, les
dépenses liées au développement sont dépréciées et comptabilisées en « Dépréciation d’actifs non courants ».
Lors de l’abandon d’un projet, les dépenses de développement liées à ce projet sont enregistrées en charges au sein des « Autres
produits et charges opérationnels non courants » (se reporter à la note 10).
Le Groupe distingue les frais de développement « Etudes » et « Opération » en fonction de l’état d’avancement du projet à la clôture.
Le terme « Opération » regroupe les phases de construction et d’exploitation des centrales.
A partir de la mise en service de la centrale, l’amortissement est calculé selon le mode linéaire sur la durée d’utilité de l’actif sous-jacent.
Les autres immobilisations incorporelles sont amorties linéairement en fonction de leur durée de vie estimée.
Les principales catégories d’immobilisations incorporelles et leur durée d’amortissement retenue par le Groupe sont les suivantes :
• logiciels : 1 à 3 ans ;
• frais de développement : 6 à 30 ans, en ligne avec la durée d’utilité estimée des centrales de production d’énergies et des installations
de stockage.
Dépréciation des actifs
Conformément à IAS 36 « Dépréciation d’actifs », le Groupe examine à la ﬁn de chaque période de présentation de l’information
ﬁnancière s’il existe un indice de perte de valeur sur les actifs incorporels et corporels à durée d’utilité déterminée et indéterminés
(goodwill) et les immobilisations incorporelles en cours. S’il existe de tels indices, le Groupe effectue un test de perte de valeur aﬁn
d’évaluer si la valeur comptable de l’actif est supérieure à sa valeur recouvrable, déﬁnie comme la valeur la plus élevée entre la juste
valeur diminuée des coûts de transaction et la valeur d’utilité.
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ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
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De plus, pour les actifs incorporels à durée d’utilité indéterminée (goodwill) et les immobilisations incorporelles en cours, un test de
perte de valeur est effectué annuellement qu’il y ait un indice de dépréciation ou non.
La plupart des actifs immobilisés du bilan sont relatifs aux actifs de production (centrales en développement, en construction ou
en opération). Ces actifs, qui ont une durée de vie ﬁnie, font l’objet de tests de dépréciation dès lors que des indicateurs de perte
de valeur se manifestent.
Dans le cadre de l’activité du Groupe, seuls les projets ayant une rentabilité sufﬁsante à l’origine sont construits et opérés. Dans la
mesure où, sans incident de production, les ressources générées par le projet sont prévisibles, le risque de ne pas générer le niveau
de ﬂux de trésorerie attendu est faible.
L’évaluation de la valeur d’utilité d’un actif s’effectue généralement par actualisation des ﬂux futurs de trésorerie générés par l’actif.
Les actifs qui ne génèrent pas de ﬂux de trésorerie largement indépendants sont regroupés dans des Unités Génératrices de
Trésorerie (UGT). Le Groupe a retenu comme UGT chaque projet.
Les données utilisées pour mettre en œuvre les tests par la méthode des ﬂux de trésorerie actualisés sont issues des business plans
du projet couvrant la durée des contrats de vente d’électricité, et une période de vente sur les marchés courant de la ﬁn des contrats
de vente jusqu’à la date de ﬁn de durée d’utilité des actifs sous-jacents. Les hypothèses sous-jacentes sont systématiquement
mises à jour à la date du test.
La variation des immobilisations incorporelles s’analyse comme suit :
Frais de
développement
immobilisés - Opération
Frais de
développement
immobilisés - Etudes(4)
Autres immobilisations
incorporelles(5)
En millions d’euros
Au 31 décembre 2020
Acquisitions(1)
Total
226,3
38,5
84,2
12,9
(1,9)
-
64,9
25,5
(9,4)
-
77,3
0,1
Diminutions(2)
(0,0)
24,3
(11,3)
24,3
Variation de périmètre(3)
Effet de la variation des taux de
change
1,2
0,8
1,6
3,6
Reclassements et autres
17,7
(13,4)
6,2
10,6
Au 31 décembre 2021
114,2
68,4
109,4
292,0
Au 31 décembre 2020
(9,7)
(3,8)
(4,1)
(17,6)
Dotation aux amortissements
(2,4)
(0,0)
(2,4)
(4,8)
Dépréciation pour perte de
valeur
-
(5,7)
(0,0)
(5,7)
Reprise sur provision pour perte
de valeur
-
0,3
5,8
0,0
-
-
5,8
0,3
Diminutions
Effet de la variation des taux de
change
(0,1)
(0,1)
(0,1)
(0,3)
Reclassements et autres
0,0
(0,0)
(0,4)
(0,4)
Au 31 décembre 2021
(11,8)
(3,8)
(7,0)
(22,7)
Au 31 décembre 2020
Au 31 décembre 2021
74,4
61,0
64,5
73,2
208,7
269,3
102,4
102,4
(1) Au cours de l’exercice 2021, le Groupe a activé des charges directement imputables au développement de projets pour un montant de 38,5 millions d’euros. Ces
investissements concernent principalement des projets localisés en Australie, en France, en Finlande, en Irlande, au Portugal, en Suède, au Mexique, en Argentine
et au Mozambique.
(2) Les diminutions concernent les mises au rebut de la période.
(3) Les variations de périmètre du poste « Autres immobilisations incorporelles » comprennent les écarts d’évaluation relatifs aux entités acquises au cours de l’exercice.
(4) Au 31 décembre 2021, le poste « Frais de développement immobilisés – Etudes » s’élève à 64,5 millions d’euros en valeur nette, et comprend 10,3 millions d’euros
de dépenses activées relatives aux projets dont le tarif est sécurisé au 31 décembre 2021.
(5) Les autres immobilisations incorporelles sont principalement constituées d’actifs relatifs à des projets en développement, ayant été acquis auprès de tiers.
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NOTE 12.3.IMMOBILISATIONS CORPORELLES
Principes comptables
Immobilisations corporelles
Les immobilisations corporelles sont enregistrées à leur coût d’acquisition en conformité avec la norme IAS 16 « Immobilisations
corporelles ». Les immobilisations acquises au travers de regroupements d’entreprises sont évaluées à leur juste valeur. Le coût
d’une immobilisation corporelle comprend, le cas échéant, l’estimation des coûts relatifs au démantèlement et à la remise en état
du site sur lequel elle est située, à raison de l’obligation que le Groupe encourt.
Les coûts des emprunts servant à ﬁnancer les actifs jusqu’à la mise en service sont incorporés dans le coût d’entrée des
immobilisations.
L’amortissement, calculé dès la date de mise en service de l’immobilisation, est comptabilisé en charge sur la durée d’utilité
estimée, selon le mode linéaire et sur les bases suivantes :
• centrales de production d’énergie : 30 ans3 ;
• centrales de stockage d’énergie : 10 à 20 ans ;
• agencements et installations : 3 à 10 ans ;
• matériel et mobilier de bureau, informatique : 3 à 4 ans.
Les modes d’amortissement, les durées d’utilité et les valeurs résiduelles sont revus à chaque date de clôture et ajustés si nécessaire.
Les actifs de production en cours correspondent essentiellement aux centrales en cours de construction. Un actif est déﬁni ainsi
dès lors que des dépenses sont engagées pour la construction des centrales jusqu’à leur mise en service.
Méthodes comptables appliquées aux contrats de location
Le Groupe loue des terrains pour ses installations de production d’électricité et des espaces de bureaux pour ses activités
administratives.
Les contrats de location de terrains couvrent généralement une période de 18 à 99 ans incluant pour certains une option de
renouvellement à la main du Groupe. Les durées retenues par le Groupe incluent les périodes de renouvellement dans la mesure où
le Groupe estime qu’il est raisonnablement certain que les clauses de renouvellement seront exercées (compte tenu du caractère
stratégique des emplacements considérés).
La durée des contrats de location de bureaux est comprise entre 1 et 10 ans.
Au début d’un contrat, le Groupe évalue si un contrat est, ou contient, un contrat de location.
Le contrat est ou contient un contrat de location si le contrat confère le droit de contrôler l’utilisation d’un actif identiﬁé pour une
période de temps en échange d’une contrepartie. Pour évaluer si un contrat donne le droit de contrôler un actif identiﬁé tout au long
de la durée d’utilisation du bien, le Groupe évalue si :
• le contrat implique l’utilisation d’un actif identiﬁé – ceci peut être spéciﬁé de façon explicite ou implicite, et doit être physiquement
distinct ou représenter substantiellement la capacité d’un actif physiquement distinct. Si le fournisseur possède un droit substantiel
de substitution, alors l’actif n’est pas identiﬁé ;
• le Groupe a le droit d’obtenir la quasi-totalité des avantages économiques de l’utilisation de l’actif tout au long de la période
d’utilisation ;
• le Groupe a le droit de décider de l’utilisation de l’actif. Le Groupe a ce droit lorsqu’il dispose des droits de décision les plus
pertinents pour déterminer comment et dans quel but est utilisé l’actif. Dans de rares cas, lorsque la décision sur la manière et
l’objectif dont l’actif est utilisé est prédéterminée, le Groupe a le droit de diriger l’utilisation de l’actif si :
– le Groupe a le droit d’exploiter l’actif, ou
– le Groupe a conçu le bien d’une manière qui prédétermine comment et à quelles ﬁns il sera utilisé.
Au moment de la création ou de la réévaluation d’un contrat qui contient une composante de location, le Groupe a choisi de ne
pas séparer les éléments non liés au contrat de location et de comptabiliser le contrat de location comme une composante locative
unique.
3 Le Groupe considère que la durée d’utilité des centrales de production est de 30 ans mais peut opter pour des durées d’amortissement différentes en fonction des
contraintes techniques, réglementaires ou contractuelles.
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ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Le Groupe comptabilise un actif au titre du droit d’utilisation et une dette locative au début du bail :
• l’actif au titre du droit d’utilisation est initialement évalué au coût, lequel comprend le montant initial de la dette locative ajusté des
paiements de location effectués à la date de mise en service ou avant la date de mise en service, et additionné de tous les coûts
directs marginaux encourus, déduction faite des primes incitatives de location reçues ;
• l’actif lié aux droits d’utilisation est ensuite amorti selon la méthode linéaire à partir de la date d’entrée en vigueur du contrat
jusqu’à la date de ﬁn du contrat. En outre, la valeur de l’actif lié aux droits d’utilisation est ajustée pour tenir compte de certaines
réévaluations de la dette locative et le cas échéant, diminuée en cas de pertes de valeur, conformément à IAS 36 ;
• la dette locative est initialement évaluée à la valeur actuelle des paiements de location qui n’ont pas encore été effectués,
actualisés en utilisant le taux marginal d’emprunt du preneur (taux d’intérêt que le preneur aurait à payer pour emprunter, pour
une durée et avec une garantie similaire, les fonds nécessaires pour se procurer un bien de valeur similaire à l’actif au titre du droit
d’utilisation dans un environnement économique similaire).
Les paiements de location inclus dans l’évaluation de la dette locative comprennent les éléments suivants :
• les paiements ﬁxes, y compris les paiements ﬁxes en substance ;
• les paiements locatifs variables qui dépendent d’un indice ou d’un taux, initialement évalués à l’aide de l’indice ou du taux à la
date d’entrée en vigueur ;
• les loyers dans une période de renouvellement facultative si le Groupe est raisonnablement certain d’exercer une option de
prolongation.
La dette locative est réévaluée en cas de variation des loyers futurs résultant d’un changement d’indice ou de taux ou si le Groupe
modiﬁe son évaluation quant à l’opportunité d’exercer une option de prolongation ou de résiliation.
Lorsque la dette locative est réévaluée, un ajustement est apporté à la valeur comptable de l’actif lié aux droits d’utilisation ou est
comptabilisé en résultat si le montant de l’actif lié aux droits d’utilisation a été réduit à zéro.
Contrats de location à court terme et contrats de location d’actifs à faible valeur
Le Groupe a choisi de ne pas comptabiliser les actifs liés au droit d’utilisation et les dettes locatives pour les contrats à court terme
dont le bail a une durée inférieure ou égale à 12 mois et les locations d’actifs de faible valeur. Le Groupe comptabilise les loyers liés
à ces contrats de location en charges.
Dépréciation des actifs reconnus au titre du droit d’utilisation
Se reporter aux principes comptables de la note 12.2.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
163
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
La variation des immobilisations corporelles s’analyse comme suit :
Actifs de
Actifs de production
Droits
Autres
d’utilisation sur immobilisations
En millions d’euros
production
2 388,8
0,0
en-cours
635,4
835,0
(0,0)
actifs loués(4)
172,8
(0,1)
corporelles
21,0
8,0
Total
3 218,1
843,0
(4,3)
Au 31 décembre 2020
Acquisitions(1)
Cessions
-
(4,2)
(0,2)
-
Variations de périmètre(2)
Effet de la variation des taux de change
Reclassements et autres(3)
Au 31 décembre 2021
(38,6)
72,9
10,1
(6,0)
(34,5)
91,7
16,0
1,7
1,1
792,4
3 215,5
(786,9)
709,6
59,3
0,4
65,2
223,6
30,3
4 179,0
Au 31 décembre 2020
Dotation aux amortissements
Dépréciation pour perte de valeur
Cessions
(364,9)
(95,9)
(10,4)
-
(1,0)
(11,5)
(6,3)
-
(2,0)
(0,7)
(0,1)
0,2
(379,3)
(102,9)
(10,5)
4,1
-
-
-
-
3,9
Variations de périmètre(2)
Effet de la variation des taux de change
Reclassements et autres
Au 31 décembre 2021
5,9
0,8
-
6,7
(7,0)
(0,0)
-
(0,2)
(0,0)
(13,2)
(0,0)
(0,0)
(2,6)
(7,2)
(12,4)
(484,7)
(12,4)
(501,5)
(1,0)
Au 31 décembre 2020
Au 31 décembre 2021
2 023,9
2 730,8
634,4
708,6
161,4
210,5
19,1
27,7
2 838,7
3 677,6
(1) Les acquisitions de la période correspondent aux centrales en construction, et notamment les centrales suivantes :
- en Australie : 491,6 millions d’euros dont principalement les centrales de Victorian Big Battery (159,5 millions d’euros) de Western Downs (152,8 millions d’euros),
de Bulgana (64,5 millions d’euros), de Kaban (62,5 millions d’euros), de Goyder (42,9 millions d’euros), et de Capital Battery (9,7 millions d’euros) ;
- en Europe - Afrique : 320,8 millions d’euros dont principalement la centrale de Mutkalampi en Finlande (96,4 millions d’euros), des centrales éoliennes et solaires
en France (respectivement 106,6 millions d’euros et 80,7 millions d’euros), la centrale de Metoro au Mozambique (25,6 millions d’euros), trois centrales solaires
en Irlande (4,3 millions d’euros) et la centrale de Rio Maior au Portugal (1,7 million d’euros) ;
- dans la zone Amériques : 30,5 millions d’euros dont principalement les centrales d’Altiplano 200 (20,9 millions d’euros) en Argentine et la centrale d’Itzoteno (7,7
millions d’euros) au Mexique.
(2) Les variations de périmètre correspondent :
- aux opérations de farm-down pour (32,7) millions d’euros nets sur les actifs de production, pour (6,9) millions d’euros sur les actifs de production en cours et
pour (5,2) millions d’euros nets sur les droits d’utilisation ;
- à la prise de contrôle sur les centrales solaires irlandaises en construction précédemment mises en équivalence pour 13,1 millions d’euros ;
- ainsi qu’aux acquisitions de projets en développement en Irlande et en Suède pour 4,0 millions d’euros.
(3) Les reclassements et autres sur les actifs de production incluent + 22,4 millions d’euros liés aux actifs de démantèlement des centrales nouvellement mises
en service, – 6,1 millions d’euros liés à la réévaluation des provisions pour démantèlement, et – 11,0 millions d’euros d’investissement dans des sous-stations,
transférées aux opérateurs (conformément aux obligations contractuelles inhérentes à certains PPA) et reclassées à ce titre en immobilisations incorporelles. Les
reclassements et autres sur les droits d’utilisation (59,3 millions d’euros) correspondent essentiellement aux nouveaux baux entrés en immobilisations selon IFRS
16 « contrats de location », ainsi qu’aux prolongations ou indexations de baux en cours.
(4) Il s’agit essentiellement de droits d’utilisation sur des terrains (pour les centrales en construction et en exploitation), pour un montant de 196,4 millions d’euros,
ainsi que de droits d’utilisation relatifs à des bureaux, pour un montant de 14,0 millions d’euros. La hausse de + 49,1 millions d’euros sur la période s’explique
essentiellement par la constatation de nouveaux baux pour + 54,8 millions d’euros et par les cessions de sociétés dans le cadre des opérations de farm-down
pour – 5,2 millions d’euros.
Conformément à la norme IAS 36 « Dépréciation d’actifs », le Groupe a ainsi mis en œuvre un test de dépréciation de la valeur comptable
portant sur ses actifs aﬁn d’identiﬁer d’éventuelles pertes de valeur.
Au cours de l’exercice 2021, le Groupe a constaté un écart de performance opérationnelle et ﬁnancière par rapport au plan d’affaire
initial pour ses actifs solaires australiens, dans un contexte de révision à la baisse, par les principaux acteurs de marché, des prévisions
long terme des prix de l’électricité captés par les actifs solaires en Australie. Les tests de perte de valeur ont conduit à comptabiliser une
dépréciation d’un montant de (16,4) millions de dollars australiens, soit (10,4) millions d’euros, sur la centrale de Numurkah (se référer à
la note 2.2).
Il n’existe aucun autre indice de perte de valeur nécessitant la mise en œuvre de tests de dépréciation complémentaire sur les actifs
corporels au bilan du Groupe en date de publication de ses comptes consolidés (se référer à la note 10).
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DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Au cours de l’exercice 2020, les actifs corporels des centrales en Argentine avaient fait l’objet d’un test de dépréciation suite à des indices
de perte de valeur identiﬁés notamment du fait de retards dans le remboursement de créances de TVA. Une perte de valeur avait ainsi été
comptabilisée pour (13,4) millions d’euros soit (15,3) millions de dollars américains dans les états ﬁnanciers consolidés au 31 décembre
2020. Le test a été actualisé en 2021, en retenant un coût des fonds propres de 13 % et aucune perte de valeur complémentaire n’a été
constatée. Une variation de + 1 % du coût des fonds propres entraînerait une dépréciation complémentaire de (7,5) millions de dollars
américains soit (6,4) millions d’euros.
NOTE 13. PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES
ASSOCIÉES ET COENTREPRISES
La variation des participations dans les entreprises associées et co-entreprises s’analyse comme suit :
En millions d’euros
31.12.2021
31.12.2020
Total Participations dans les entreprises associées et coentreprises - début de période
7,3
(1,1)
-
6,9
-
Dividendes versés
Augmentation de Capital
(0,1)
-
Variation de périmètre
9,8
0,3
0,2
16,6
Quote-part de résultat dans les entreprises associées
Variation de juste valeur
0,7
(0,1)
7,3
Total Participations dans les entreprises associées et coentreprises - ﬁn de période
Ce poste correspond essentiellement à la participation du Groupe dans la centrale de Seixal au Portugal ainsi que dans la société
ﬁnlandaise Storbotet Vind AB, acquise en mai 2021 (se référer à la note 5.4).
NOTE 14. ACTIFS FINANCIERS NON COURANTS
Principes comptables
Les actifs ﬁnanciers non courants sont constitués par des dépôts de garantie liés aux contrats de ﬁnancement, des dépôts à terme,
des prêts, des titres non consolidés, et des instruments dérivés ayant une valeur positive.
Les actifs ﬁnanciers sont classés et évalués comme suit :
• les dépôts de garantie et les dépôts à terme sont comptabilisés au coût amorti ;
• les titres non consolidés sont comptabilisés à la juste valeur conformément à la norme IFRS 9 « Instruments ﬁnanciers ».
En millions d’euros
31.12.2021
67,2
31.12.2020
76,6
Dépôts de garantie
Titres non consolidés
3,8
2,5
Prêts à plus d’un an
12,1
13,0
Total actifs ﬁnanciers non courants
83,0
92,1
Dépôts de garantie
Les dépôts de garantie correspondent principalement :
• aux comptes de réserve de ﬁnancements mis en place dans le cadre des ﬁnancements de projets relatifs aux actifs de production ;
• aux dépôts constitués dans le cadre de réponses à des appels d’offres.
La diminution de la période s’explique essentiellement par le déblocage d’un compte séquestre associé à une centrale en construction ainsi
que par le remboursement de dépôts de garantie liés au ﬁnancement d’actifs de production (Debt Service Reserve Account ou DSRA).
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
165
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 15. AUTRES ACTIFS COURANTS
Les autres actifs courants s’analysent comme suit :
En millions d’euros
31.12.2021
63,8
31.12.2020
84,3
Créances ﬁscales et sociales
Fournisseurs débiteurs
Charges constatées d’avance
Autres débiteurs
2,0
7,7
8,2
7,8
41,2
12,4
Total autres actifs courants
115,3
112,3
Les créances ﬁscales et sociales se composent essentiellement de crédits de TVA en attente de récupération associés à la construction
de centrales de production d’électricité.
L’augmentation des autres débiteurs s’explique par la hausse des acomptes versés à des fournisseurs dans le cadre de la construction
de centrales.
NOTE 16. TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE
Principes comptables
La trésorerie comprend les disponibilités ainsi que les placements à court terme qui sont considérés comme liquides, convertibles
en un montant de trésorerie connu et qui sont soumis à un risque négligeable de changement de valeur au regard des critères
prévus par IAS 7 « États des ﬂux de trésorerie ».
Les découverts sont exclus de la notion de trésorerie et équivalents de trésorerie et sont comptabilisés en tant que dettes ﬁnancières
courantes.
La trésorerie et équivalents de trésorerie s’analyse comme suit :
En millions d’euros
31.12.2021
524,6
31.12.2020
374,2
Disponibilités
Placements à court terme
Total trésorerie et équivalents de trésorerie
67,9
0,7
592,6
374,9
La trésorerie et équivalents de trésorerie au 31 décembre 2021 s’établit à 592,6 millions d’euros contre 374,9 millions d’euros à ﬁn 2020, soit
une variation de + 217,7 millions d’euros, et correspond principalement aux disponibilités et équivalent de trésorerie :
• détenues par Neoen S.A. pour 290,4 millions d’euros, dont l’évolution sur l’exercice 2021 (+ 219,2 millions d’euros) s’explique
principalement par :
– des augmentations de capital en numéraire pour un montant de 599,9 millions d’euros minoré des frais d’émission pour (7,8) millions
d’euros soit + 592,1 millions d’euros (se référer à la note 2.2) ;
– les dividendes reçus et le remboursement de comptes courants pour + 50,0 millions d’euros ;
– des investissements sous forme d’apport en fonds propres et en compte courant dans les nouveaux projets pour – 384,0 millions
d’euros, notamment en Finlande, Australie et en France ;
– le remboursement de ﬁnancement auprès de la BPI pour – 10,5 millions d’euros ;
– le versement d’intérêts ﬁnanciers associés notamment aux obligations convertibles émises en 2019 et 2020 pour – 7,5 millions d’euros ;
• localisées dans les sociétés projets et holdings associées (312,1 millions d’euros), dont la variation sur l’exercice 2021 (– 1,6 million
d’euros) résulte, pour les actifs en construction, de tirages de dettes seniors et d’apports en fonds propres venant ﬁnancer les
investissements dans les actifs de production, 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.
166
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Les placements à court terme correspondent principalement
à des comptes à termes souscrit par Neoen S.A. pour 67,2
millions d’euros lors de l’augmentation de capital du 7 avril 2021.
Ceux-ci étant hautement liquides, ils répondent au critère de la
norme IAS 7 « État des ﬂux de trésorerie » (caractère facilement
convertible en trésorerie et sans risque signiﬁcatif de changement
de valeur).
NOTE 17. CAPITAUX PROPRES ET DÉTAIL
DES INSTRUMENTS DILUTIFS
Politique de gestion du capital
Capitaux propres
Le groupe Neoen gère son capital dans le cadre d’une
politique ﬁnancière prudente et rigoureuse, qui repose, depuis
la création de la Société, sur un souci d’optimisation constant
de sa structure ﬁnancière, lui permettant de ﬁnancer son
développement, conformément à ses objectifs de croissance
de capacité installée et de taux de rentabilité interne (TRI).
Celle-ci s’inscrit dans une perspective de diversiﬁcation, à la fois
géographique et technologique, mais aussi de son exposition
au risque de change. Au-delà du respect des covenants et des
engagements ﬁnanciers pris dans le cadre de ses ﬁnancements
de projets, très majoritairement sans recours sur la société mère
du Groupe, et ses ﬁnancements corporate, le groupe Neoen
suit ainsi de manière plus particulière, dans une perspective de
gestion de sa structure de capital, les ratios de dette nette sur
EBITDA et de levier ﬁnancier sur capital investi, sur une base
all-in incluant la totalité de la dette du Groupe, qu’elle soit
corporate ou mise en place pour le ﬁnancement de ses projets.
Les mouvements affectant les capitaux propres du Groupe au
cours des exercices 2020 et 2021 sont détaillés dans le tableau
de variation des capitaux propres consolidés.
Capital social
Au cours de la période des augmentations du capital social ont
été réalisées du fait de :
• l’exercice de 24 000 options de souscription d’actions à un
prix d’exercice de 6 euros, de 42 339 options de souscription
d’actions à un prix d’exercice de 5,55 euros et 20 215 options
de souscription d’actions à un prix d’exercice de 9,25 euros ;
• la création de 21 393 678 actions dans le cadre de
l’augmentation de capital réalisé le 9 avril 2021 ;
• la création de 23 038 actions dans le cadre d’une
augmentation de capital réservée aux salariés ;
Cette politique de gestion du capital vise ainsi à lui permettre
de continuer à investir dans des projets générateurs de valeur,
et de maximiser de ce fait la création de valeur pour ses
actionnaires, dont son actionnaire de contrôle depuis plus de
10 ans, Impala SAS. Le groupe Neoen est ainsi susceptible
de procéder à des ajustements réguliers de cette politique, au
regard notamment de l’évolution des conditions économiques
et d’accès aux marchés de la dette et des capitaux, et dans ce
cadre, d’émettre de nouvelles actions, de procéder au rachat
d’actions propres, ou d’autoriser des plans de paiement fondés
sur des actions.
• la création de 2 703 actions dans le cadre de plans
d’attribution d’actions gratuites arrivés à échéance.
Ces opérations d’un montant total de 599,9 millions d’euros
dont 556,9 millions d’euros de prime d’émission ont porté le
capital social à 214,1 millions d’euros et la prime d’émission à
1 053,4 millions d’euros.
Actions propres
Au 31 décembre 2021, Neoen S.A. détient directement ou
indirectement 204 510 actions propres, issues principalement
d’un programme de rachat d’actions en vue de leur attribution,
représentant 3,1 millions d’euros en date de clôture.
Le groupe Neoen n’est sujet à aucune exigence externe en
termes de capitaux propres minimum, excepté les exigences
légales.
Dividendes
Le Groupe n’a procédé à aucune distribution de dividendes.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
167
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Participations ne conférant pas le contrôle
Résultat
net des
Résultat
net des
participations Participations participations Participations
ne donnant
pas le
ne donnant
pas le
ne donnant
pas le
ne donnant
pas le
Pourcentage d’intérêt non
En millions d’euros
contrôlé
contrôle
contrôle
contrôle
contrôle
Pays
d’activité
Exercice
2021
Exercice
2020
Nom de l’entité
31.12.2021 31.12.2020
31.12.2021
31.12.2020
HWF 1 & Holdco
HWF 2 & Holdco
HWF 3 & Holdco
Hedet
Australie
Australie
Australie
Finlande
30,0%
20,0%
20,0%
19,9%
30,0%
20,0%
20,0%
19,9%
0,3
0,4
2,1
2,1
(0,2)
0,1
1,3
0,7
0,2
3,0
(0,2)
0,1
1,7
(0,0)
(1,0)
(1,2)
Bangweulu Power
Company
Zambie
41,2%
41,2%
(0,2)
0,1
0,4
(0,2)
EREC
Jamaïque
Mozambique
France
50,0%
25,0%
31,3%
40,0%
49,0%
-
50,0%
25,0%
31,3%
-
(1,1)
(0,1)
(0,1)
(0,0)
(0,0)
-
(1,1)
0,2
(0,4)
(0,1)
(0,1)
-
0,0
0,3
(0,5)
-
Metoro
Zambia Sunlight One
Hexagone Energie
Alight Miranda AB
Mutkalampi
Autres
(0,3)
3,7
France
Suède
-
0,6
-
-
Finlande
19,9%
0,0
(0,1)
(0,1)
2,7
(0,0)
(0,1)
(0,1)
Total Participations ne conférant
pas le contrôle
(0,8)
9,2
(0,5)
4,8
La variation des participations ne conférant pas le contrôle de + 4,4 millions d’euros provient essentiellement :
• de la variation de juste valeur d’instruments ﬁnanciers sur les entités Hornsdale 1, 2 et 3 pour + 5,2 millions d’euros ;
• de l’acquisition du projet Hexagone Energie, détenu à 60 % par le Groupe, pour + 3,7 millions d’euros ;
• du rachat de la part minoritaire de 19,9 % dans la sociétés ﬁnlandaise Mutkalampi, portant ainsi la participation du Groupe à 100 %,
pour – 2,7 millions d’euros ;
• de réductions de capital des entités Hornsdale 1, 2 et 3 pour – 2,4 millions d’euros.
Agrégats du bilan
L’actif net des participations ne conférant pas le contrôle au 31 décembre 2021 s’analyse comme suit :
HWF
1 &
HWF
2 &
HWF
3 &
Bangweulu Zambia
Power
Company
Alight
Sunlight Hexagone Miranda
One Energie AB
En millions d’euros
Actifs courants
Holdco Holdco Holdco Hedet
EREC
5,5
Metoro
13,8
28,2
42,9
1,8
Autres
1,1
4,4
118,2
9,5
3,1
110,3
7,9
3,3
119,3
8,6
3,3
91,5
38,0
61,9
(5,1)
4,4
0,0 0,2
0,1
0,6
0,1
0,1
0,6
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Actif net
51,9
12,9
47,2
(2,6)
40,5
12,1
34,3
(1,5)
6,9
7,8
-
4,3
0,5
0,4
3,7
4,7
4,9
128,9
(15,8)
114,0
(8,5)
126,6
(12,5)
1,3
(2,8)
(1,0)
(0,4)
168
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
L’actif net des participations ne conférant pas le contrôle au 31 décembre 2020 s’analysait comme suit :
Bangweulu
HWF 1 & HWF 2 & HWF 3 &
Power
En millions d’euros
Actifs courants
Holdco
Holdco
Holdco
Hedet
8,8
EREC
7,1
Metoro
9,1
Company
Mutkalampi
15,5
5,6
4,3
3,8
6,2
38,5
12,9
34,0
(2,2)
Actifs non courants
Passifs courants
Passifs non courants
Actif net
115,2
10,1
109,0
8,9
118,2
9,7
93,8
41,4
67,3
(6,2)
50,8
13,7
44,5
(0,3)
1,4
82,0
10,7
2,2
88,5
133,0
(22,2)
121,9
(17,5)
132,9
(20,7)
6,9
(2,4)
2,2
Agrégats du compte de résultat
Le résultat global des participations ne conférant pas le contrôle sur l’exercice 2021 s’analyse comme suit :
HWF
1 &
HWF
2 &
HWF
3 &
Bangweulu
Power
Zambia
Alight
Sunlight Hexagone Miranda
En millions d’euros
Chiffre d’affaires
Résultat net
Holdco Holdco Holdco
Hedet
7,9
EREC Metoro
Company
One
-
Energie
AB
-
Autres
0,0
19,0
1,1
15,3
1,8
16,4
0,9
6,2
-
4,5
-
(0,2)
(2,2)
(0,4)
(0,5)
(0,3)
(0,0)
(0,0)
(0,3)
- dont part du
groupe
0,8
1,4
0,7
(0,2)
(1,1)
(0,3)
(0,3)
(0,2)
(0,0)
(0,0)
(0,2)
- dont participations
ne donnant pas le
contrôle
0,3
0,4
0,2
(0,0)
(1,1)
(0,1)
(0,2)
(0,1)
(0,0)
(0,0)
(0,1)
Résultat global
2,5
1,9
1,7
0,2
(1,1)
(0,1)
0,3
0,2
(0,0)
(0,0)
(0,1)
Le résultat global des participations ne conférant pas le contrôle sur l’exercice 2020 s’analysait comme suit :
HWF
1 &
HWF
2 &
HWF
3 &
Bangweulu
Power
En millions d’euros
Chiffre d’affaires
Résultat net
Holdco
Holdco
Holdco
Hedet
6,6
EREC
6,0
Metoro
-
Company Mutkalampi
19,6
(0,6)
(0,4)
15,9
0,3
16,5
(1,0)
(0,8)
4,9
1,1
0,6
-
(0,5)
(0,4)
0,4
(0,8)
(0,4)
(0,4)
(0,3)
- dont part du groupe
0,2
0,3
- dont participations ne
donnant
(0,2)
0,1
(0,2)
0,1
(0,4)
(0,1)
0,4
(0,1)
pas le contrôle
Résultat global
(1,7)
(0,2)
(1,2)
(0,1)
(0,4)
(0,1)
(0,0)
(0,1)
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
169
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Tableau des ﬂux de trésorerie
Le tableau des ﬂux de trésorerie des participations ne conférant pas le contrôle sur l’exercice 2021 s’analyse comme suit :
HWF
1 &
HWF
2 &
HWF
3 &
Bangweulu
Zambia
Alight
Power Sunlight Hexagone Miranda
En millions d’euros
Holdco Holdco Holdco Hedet EREC Metoro
Company
One
Energie
AB Autres
Flux net de trésorerie
généré par les activités
opérationnelles
17,4
(0,0)
15,1
(0,0)
17,4
(0,1)
3,1
(2,9)
(5,2)
3,3
(0,4)
(3,9)
(1,4)
(17,3)
22,4
1,4
(0,0)
0,3
0,1
(0,0)
0,1
1,7
-2,8
0,3
Flux net de trésorerie
généré par les activités
d’investissement
(0,0)
(3,2)
-
-
(0,5)
0,2
Flux net de trésorerie
généré par les activités
de ﬁnancement
(17,3)
(15,4)
(16,6)
Variation nette de la
trésorerie y compris actifs
non courants ou groupe
d’actifs destinés à être
cédés
0,1
0,1
0,1
-
0,3
0,7
0,3
-
-
(0,0)
0,0
Variation nette de la
trésorerie des activités
poursuivies
0,1
(0,2)
0,8
(4,9)
(0,7)
4,4
(1,5)
(0,0)
0,1
0,1
(0,8)
Trésorerie nette à
l’ouverture
2,4
2,5
1,8
1,6
-
0,9
1,7
-
6,4
1,5
-
4,1
3,4
-
6,0
10,5
-
4,7
3,2
-
0,0
0,0
-
-
0,1
-
-
0,1
-
1,8
1,0
-
Trésorerie nette à la
clotûre
Dividendes payés aux
minoritaires
(0,2)
Le tableau des ﬂux de trésorerie des participations ne conférant pas le contrôle sur l’exercice 2020 s’analyse comme suit :
HWF
1 &
HWF
2 &
HWF
3 &
Bangweulu
Power
(En millions d’euros)
Holdco Holdco Holdco Hedet
EREC Metoro
Company Mutkalampi
Flux net de trésorerie généré par les
activités opérationnelles
13,0
6,6
11,2
6,1
12,6
8,4
6,5
(10,8)
5,4
6,2
(10,0)
(4,3)
(4,1)
(1,4)
3,7
10,0
(10,3)
(3,0)
36,0
(36,1)
0,2
Flux net de trésorerie généré par les
activités d’investissement
Flux net de trésorerie généré par les
activités de ﬁnancement
(19,4)
(16,9)
(30,6)
Variation nette de la trésorerie y
compris actifs non courants ou
groupe d’actifs destinés à être cédés
0,7
0,3
(0,1)
-
(0,5)
(0,6)
(0,5)
-
Variation nette de la trésorerie
des activités poursuivies
1,0
0,8
(9,6)
1,1
(8,6)
(2,4)
(3,7)
0,1
Trésorerie nette à l’ouverture
Trésorerie nette à la clôture
Dividendes payés aux minoritaires
1,4
2,4
1,1
1,8
10,5
0,9
5,3
6,4
-
12,7
4,1
-
8,4
6,0
-
8,4
4,7
-
0,1
0,2
-
(7,2)
(1,9)
(1,7)
170
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Instruments dilutifs
Principes comptables
Le résultat de base par action et le résultat dilué par action sont calculés conformément à la norme IAS 33 « Résultat par action ».
Résultat de base par action : le résultat de la période (part du Groupe) est rapporté au nombre moyen pondéré d’actions en
circulation après déduction des actions propres détenues.
Résultat dilué par action : le résultat de la période (part du Groupe) ainsi que le nombre moyen pondéré d’actions en circulation
après déduction des actions propres détenues, pris en compte pour le calcul du résultat de base par action, sont ajustés des effets
de tous les instruments potentiellement dilutifs. Les options d’achat et les actions gratuites ont un effet dilutif dès lors que leur prix
d’exercice est inférieur au prix du marché.
(En nombre d’actions)
31.12.2021
31.12.2020
31.12.2020
31.12.2019
Avant prise en compte des instruments dilutifs
nombre d’actions
107 056 685
204 510
85 550 712
10 639
85 550 712
10 639
85 088 748
198 948
nombre d’actions auto-détenues
nombre d’actions hors auto-détenues
Nombre moyen d’actions sur la période avant dilution(1)
Nombre moyen d’actions ajustées(3)
106 852 175
85 540 073
85 540 073
84 889 800
96 196 124
103 136 139
85 214 937
91 582 158
Actions Gratuites
Stocks Options
726 645
537 000
138 166
537 000
898 144
387 500
6 629 101
-
60 860
7 126 283
3 955 626
11 869 414
138 166
6 629 101
3 679 653
10 983 920
Instruments dilutifs(2)
OCEANE 2019
OCEANE 2020
TOTAL
6 629 101
3 679 653
10 983 920
7 914 745
Après prise en compte des instruments dilutifs
nombre d’actions
118 926 099
204 510
96 534 632
10 639
96 534 632
10 639
93 003 493
198 948
nombre d’actions auto-détenues
nombre d’actions hors auto-détenues
Nombre moyen d’actions sur la période après dilution(1)
Nombre moyen d’actions ajustées(3)
118 721 589
96 523 993
96 523 993
92 804 545
107 622 791
115 022 621
94 664 269
101 737 541
(1) Nombre moyen d’actions sur la période hors actions auto-détenues et avant prise en compte du facteur d’ajustement décrit en note (3) ci-après.
(2) Conformément aux dispositions légales applicables et aux stipulations des plans d’actions attribuées gratuitement et plans d’options de souscription d’actions et
des termes et conditions des OCEANE émises par Neoen S.A. le 7 octobre 2019 (les « OCEANE 2019 ») et le 2 juin 2020 (les « OCEANE Verte»), par décision du
7 avril 2021, le Président-directeur général a procédé, sur délégation du Conseil d’administration, à l’ajustement des droits des bénéﬁciaires d’actions gratuites,
d’options de souscription d’actions (coefﬁcient de 1,081) et des OCEANE 2019 et des OCEANE Verte (coefﬁcient de 1,075).
(3) Conformément à la norme IAS 33, le nombre d’actions ordinaires (utilisé pour le calcul du résultat par action de base et dilué) de toutes les périodes précédant
l’augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription réalisée le 9 avril 2021 est corrigé d’un facteur d’ajustement, traduisant l’effet de
l’augmentation de capital et s’élevant à 1,075.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
171
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 18. PROVISIONS
Principes comptables
Provisions
Des provisions sont constituées, lorsqu’à la date de clôture, le Groupe a une obligation juridique ou implicite résultant d’un
événement passé et dont il est probable qu’elle engendrera une sortie de ressources représentative d’avantages économiques
dont le montant peut être estimé de manière ﬁable.
Le montant comptabilisé en provisions est évalué en application de la norme IAS 37 « Provisions, passifs éventuels et actifs
éventuels » sur la base de l’estimation la plus probable de la dépense nécessaire pour éteindre l’obligation actuelle à la date de
clôture. Lorsque l’effet de la valeur temps est signiﬁcatif, le montant de la provision comptabilisée correspond à la valeur actualisée
des dépenses attendues jugées nécessaires pour éteindre l’obligation correspondante. L’augmentation des provisions enregistrée
pour reﬂéter l’écoulement du temps et relative à l’actualisation est comptabilisée en charges ﬁnancières.
Litiges et passifs éventuels
Le Groupe exerce son jugement au cas par cas dans l’évaluation des risques encourus et constitue une provision dès lors qu’il
s’attend à une sortie probable de ressource. Dans le cas où aucune estimation ﬁable ne peut être faite, car jugée sans fondement
ou trop peu étayée, il existe une obligation potentielle ou actuelle qui ne peut pas être comptabilisée (passif éventuel).
Provision pour démantèlement
Lorsqu’une obligation légale ou contractuelle de démanteler une centrale existe, une provision pour démantèlement est constatée
en contrepartie d’un actif de démantèlement, dont le coût fait l’objet d’une estimation régulière, sur la base de devis de prestataires
externes. En cas de changement signiﬁcatif de l’estimation conduisant à une augmentation de la provision, la valeur nette de l’actif
de démantèlement est également augmentée. Si le changement conduit à diminuer la provision, une dépréciation de l’actif est
enregistrée.
Provisions courantes et non courantes
Les principaux mouvements ayant affecté les provisions au cours de l’année 2021 se présentent comme suit :
Provisions non
courantes
Provisions
courantes
En millions d’euros
Total
57,8
22,3
(6,1)
1,5
Total Provisions courantes et non courantes - début de période
Constituées sur la période
57,4
22,0
(6,1)
1,5
0,5
0,3
-
Effet de l’allongement des durées d’utilisation
Désactualisation
-
Variations de périmètre
(0,4)
-
-
(0,4)
(0,5)
1,5
Reprises utilisées
(0,5)
0,0
0,3
Effet de la variation des taux de change
Total Provisions courantes et non courantes - ﬁn de période
1,5
75,8
76,1
Les provisions pour démantèlement constatées au titre des actifs de production en exploitation s’élèvent à 75,7 millions d’euros au
31 décembre 2021 contre 57,0 millions d’euros au 31 décembre 2020.
La variation des provisions pour démantèlement au cours de l’exercice 2021 s’explique essentiellement par de nouvelles provisions pour
démantèlement constituées sur la période pour + 22,3 millions d’euros et par l’allongement de la durée d’utilisation de ses actifs de
production solaires et éoliens de 25 à 30 ans (se référer à la note 2.6). L’impact de ce changement d’estimation sur les provisions s’élève
à – 6,1 millions d’euros.
172
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 19. FINANCEMENT ET INSTRUMENTS FINANCIERS
NOTE 19.1. RÉSULTAT FINANCIER
Le détail du résultat ﬁnancier est le suivant :
En millions d’euros
Exercice 2021
(77,2)
Exercice 2020
(76,4)
Charges d’intérêts sur emprunt
Charges ﬁnancières sur instruments dérivés
Charges d’intérêts sur droits d’utilisation
Coût de l’endettement ﬁnancier
Produits et charges d’intérêts sur prêts d’actionnaires
Gains et pertes de change
(23,9)
(20,1)
(5,4)
(5,2)
(106,5)
(0,8)
(101,8)
(0,8)
(4,3)
(9,4)
Autres produits et charges ﬁnanciers
Total autres produits et charges ﬁnanciers
Résultat ﬁnancier
(6,1)
(5,7)
(11,2)
(117,7)
(15,9)
(117,7)
La variation du coût de l’endettement ﬁnancier s’explique :
• par la mise en place de ﬁnancements corporate (essentiellement liée à l’émission d’OCEANE Verte en juin 2020, et au crédit syndiqué
mis en place en mars 2020 et non tiré en date de clôture annuelle) ;
• par l’augmentation du nombre de centrales en exploitation sous ﬁnancement ;
• effets partiellement compensés par l’impact du remboursement progressif des ﬁnancements des centrales en opération.
Les charges ﬁnancières sur instruments dérivés correspondent au recyclage en résultat de la juste valeur des instruments ﬁnanciers
dérivés considérés comme efﬁcaces, comptabilisée en autres éléments du résultat global.
L’incidence des effets de change sur le résultat ﬁnancier s’améliore de + 5,2 millions d’euros. Cette évolution provient essentiellement
de la centrale Altiplano 200 en Argentine. En 2020, le Groupe avait enregistré une perte de change de (8,5) millions d’euros résultant
principalement de l’effet de la dépréciation du peso argentin vis-à-vis du dollar US sur des crédits de TVA libellés en peso générés par
cette centrale, et en attente de remboursement. En 2021, du fait du remboursement d’une partie substantielle de ces crédits de TVA, les
pertes de change ont été réduites à hauteur de (3,8) millions d’euros, soit une amélioration de + 4,7 millions d’euros.
Les autres produits et charges ﬁnanciers ont été principalement affectés par les éléments suivants au cours de l’exercice 2021 :
• des remboursements anticipés qui ont entraîné la constatation en charges ﬁnancières de (1,2) million d’euros de frais de rupture de
swaps et de (0,4) million d’euros de constatation immédiate en résultat du solde des upfront fees restant à amortir ;
• les commissions de non-utilisation du crédit syndiqué supportées par Neoen S.A. qui se sont élevées à (1,5) million d’euros ;
• d’autres éléments pour (2,1) millions d’euros, dont les commissions et frais bancaires récurrents.
En 2020, les autres produits et charges ﬁnanciers étaient principalement affectés par les éléments suivants :
• le reﬁnancement des centrales australiennes Hornsdale Wind Farm 1, 2 et 3 qui avait entraîné la constatation immédiate en charges
ﬁnancières des anciens upfront fees pour (4,7) millions d’euros et (0,2) million d’euros de pénalités ;
• la mise en place par Neoen S.A. d’un crédit syndiqué dont les commissions de non-utilisation s’étaient élevées à (1,3) million d’euros.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
173
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 19.2.DETTE NETTE
Principes comptables
Passifs ﬁnanciers
Les passifs ﬁnanciers comprennent les dettes ﬁnancières et les instruments ﬁnanciers dérivés ayant une valeur de marché négative.
Les emprunts sont initialement comptabilisés à la juste valeur à l’origine, diminuée des coûts de transaction qui leur sont directement
attribuables. À chaque clôture, les emprunts sont évalués au coût amorti en utilisant la méthode du taux d’intérêt effectif et sont
ventilés au bilan en :
• dettes ﬁnancières non courantes pour la part exigible à plus d’un an ;
• dettes ﬁnancières courantes pour la part remboursable à moins d’un an.
Conformément à la norme IAS 23 « Coûts d’emprunt », les coûts d’emprunt directement attribuables à l’acquisition, la construction
ou la production d’un actif immobilisé sont incorporés dans le coût de l’actif sous-jacent.
Instruments ﬁnanciers dérivés
L’objectif de la direction ﬁnancière du Groupe Neoen est de couvrir le risque de variabilité de la future charge d’intérêts résultant du
ﬁnancement des investissements du Groupe.
Pour couvrir son exposition aux risques de taux, le Groupe utilise des produits dérivés sous forme principalement de swaps de taux
et d’options de taux (CAP). La plupart des dérivés de taux utilisés par le Groupe sont qualiﬁés d’instruments de couverture de ﬂux
de trésorerie (Cash-Flow Hedge). La comptabilité de couverture est applicable si les conditions prévues par la norme IFRS 9 sont
remplies :
• la relation de couverture doit être clairement désignée et documentée à la date de la mise en place de l’instrument de couverture ;
• le lien économique entre l’élément couvert et l’instrument de couverture doit être documenté, ainsi que les potentielles sources
d’inefﬁcacité ;
• l’inefﬁcacité rétrospective doit être mesurée à chaque arrêté.
La couverture de ﬂux de trésorerie permet de couvrir les variations de valeur des ﬂux futurs hautement probables des intérêts
provenant du besoin de ﬁnancement du Groupe.
Les variations de juste valeur de l’instrument ﬁnancier dérivé sont comptabilisées en autres éléments du résultat global en capitaux
propres (réserve de couverture de ﬂux de trésorerie) pour la « partie efﬁcace » de la couverture et en résultat de la période pour la
« partie inefﬁcace ».
Les gains ou pertes accumulés en capitaux propres sont rapportés en résultat dans la même rubrique que l’élément couvert, à
savoir le résultat ﬁnancier au moment où le ﬂux de trésorerie couvert affecte le résultat.
Lorsque l’instrument dérivé est résilié ou que l’inefﬁcacité de la relation de couverture conduit à sa déqualiﬁcation, les gains ou
pertes accumulés au titre de l’instrument dérivé sont maintenus en autres éléments du résultat global (réserve de couverture de
ﬂux de trésorerie) et reconnus de manière symétrique aux ﬂux couverts. Dans le cas où le ﬂux futur n’est plus attendu, les gains et
pertes antérieurement comptabilisés en capitaux propres sont alors rapportés au compte de résultat.
Lorsqu’ils ne sont pas considérés comptablement comme des instruments de couverture de ﬂux futurs de trésorerie (Cash-Flow
Hedge), les variations de juste valeur de ces instruments sont enregistrées en résultat.
Les instruments ﬁnanciers dérivés ayant une valeur de marché positive sont comptabilisés à l’actif et ceux ayant une valeur de
marché négative sont comptabilisés au passif.
174
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Le total de la dette nette s’analyse comme suit :
En millions d’euros
31.12.2021
2 199,6
117,5
31.12.2020
1 948,7
154,4
Financements seniors des projets
Financements obligataires des projets
Dettes locatives
219,7
167,9
Financements corporate
338,8
339,4
Investisseurs minoritaires et autres
Instruments dérivés passifs - effets des couvertures
Total dettes ﬁnancières
31,0
29,2
46,7
109,8
2 953,4
(31,0)
2 749,4
(29,2)
Investisseurs minoritaires et autres
Total dettes ﬁnancières ajustées
Placements à court terme
2 922,4
(67,9)
2 720,2
(0,7)
Disponibilités
(524,6)
(592,6)
(67,2)
(374,2)
(374,9)
(76,6)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie
Dépôts de garantie
Instruments dérivés actifs - effets des couvertures
Total autres actifs
(30,4)
(2,2)
(97,6)
(78,8)
Total dette nette
2 232,2
2 266,5
La dette nette a diminué de – 34,3 millions d’euros au 31 décembre 2021. Ceci s’explique principalement par l’effet de l’augmentation de
capital en numéraire et par la diminution des instruments dérivés passifs constatées sur la période, dans un contexte de remontée des
taux d’intérêts forward, effet partiellement compensé par la mise en place de nouveaux ﬁnancements de projets et par les investissements
en fonds propres réalisés dans les projets.
Analyse par nature
Non
Non
En millions d’euros
courantes
Courantes
404,5
15,3
31.12.2021
2 199,6
117,5
courantes
Courantes
252,0
14,0
31.12.2020
1 948,7
154,4
Financements seniors des projets
Financements obligataires des projets
Financements corporate
1 795,1
102,3
337,5
212,1
30,8
1 696,7
140,4
325,4
160,8
29,2
1,3
338,8
14,0
339,4
Dettes locatives
7,7
219,7
7,1
167,9
Investisseurs minoritaires et autres
0,3
31,0
-
29,2
Instruments dérivés - effets des
couvertures
23,3
23,3
46,7
90,2
19,6
109,8
Total Dettes ﬁnancières
2 501,0
452,4
2 953,4
2 442,8
306,6
2 749,4
Financements seniors des projets
Au cours de l’exercice 2021, les ﬁnancements seniors de projets ont augmenté de + 250,9 millions d’euros, ceci s’explique par :
• de nouveaux emprunts émis dans le cadre du ﬁnancement des projets du Groupe à hauteur de 413,0 millions d’euros, dont :
– la zone Europe-Afrique pour 224,5 millions d’euros (dont Mutkalampi en Finlande pour 67,0 millions d’euros, plusieurs centrales
solaires et éoliennes en France pour respectivement 76,1 millions d’euros et 48,5 millions d’euros, et Metoro au Mozambique pour
22,0 millions d’euros) ;
– la zone Australie pour 173,1 millions d’euros (dont Western Downs pour 87,3 millions d’euros et la Victorian Big Battery pour 55,4
millions d’euros ;
– la zone Amériques pour 15,4 millions d’euros (dont Altiplano 200 en Argentine pour 7,6 millions d’euros) ;
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
175
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
• les remboursements d’emprunts réalisés sur l’exercice 2021,
pour (214,9) millions d’euros ;
d’investissement (BPI France) pour (10,5) millions d’euros,
partiellement compensé par l’amortissement des primes
d’émission relatives aux OCEANE et OCEANE Verte pour 8,4
millions d’euros.
– l’incidence des effets de changes pour 53,7 millions
d’euros ;
Dettes locatives
– l’incidence des variations de périmètre pour (7,6) millions
d’euros ;
Chaque dette locative est initialement évaluée à la valeur actuelle
des paiements de location qui ne sont pas réglés à la date
d’entrée en vigueur, actualisée au taux marginal d’emprunt du
preneur. Elle est ensuite remboursée et désactualisée suivant le
rythme des paiements des loyers. La hausse de + 51,8 millions
d’euros sur la période est principalement due à l’entrée en
vigueur de nouveaux baux ou de réévaluation pour 62,0 millions
d’euros, à (5,4) millions d’euros de variations de périmètre et à
des remboursements pour (4,4) millions d’euros.
• la variation du coût amorti des emprunts pour 5,3 millions
d’euros et des intérêts courus et autres variations pour 1,3
millions d’euros.
Au 31 décembre 2021, des ﬁnancements bancaires ont été
reclassées en courant pour un montant de 252,4 millions d’euros
(se référer à la note 2.2).
Financements obligataires des projets
Investissements minoritaires et autres
Les ﬁnancements obligataires comprennent essentiellement
des dettes juniors sur des entités détenant des projets. La
diminution des ﬁnancements obligataires pour (36,8) millions
d’euros s’explique principalement par les remboursements de
(34,9) millions d’euros de dettes supportées par l’entité Neoen
Production 2 et (3,2) millions d’euros par l’entité NP Investment.
Ce poste est essentiellement constitué des apports en
compte-courant des actionnaires minoritaires dans le cadre de
ﬁnancement des projets.
Instruments ﬁnanciers dérivés
La baisse des instruments ﬁnanciers dérivés passifs résulte
principalement d’une variation de juste valeur positive à hauteur
de – 64,9 millions d’euros (conséquence de l’impact de la
hausse des taux forward sur la période dans la plupart des zones
géographiques où opère le Groupe).
Financements corporate
Au 31 décembre 2021, les ﬁnancements corporate
correspondent principalement aux OCEANE émises en octobre
2019 et aux OCEANE Verte émises en juin 2020. La diminution
sur la période correspond principalement au remboursement de
prêts précédemment souscris auprès de la Banque publique
Ventilation des dettes ﬁnancières par devise (hors dette locative et investissements
minoritaires)
(contre-valeur en millions d’euros au cours de clôture)
Financements seniors des projets
Financements obligataires des projets
Financements corporate
EUR
811,1
50,9
USD
515,7
12,7
-
AUD
872,8
54,0
1,2
Autres
31.12.2021
2 199,6
117,5
-
-
-
-
-
337,7
13,5
338,8
Instruments dérivés - effets des couvertures
Total Dettes ﬁnancières
12,8
541,2
20,4
948,3
46,7
1 213,1
2 702,6
(contre-valeur en millions d’euros au cours de clôture)
Financements seniors des projets
Financements obligataires des projets
Financements corporate
EUR
741,6
66,7
USD
458,6
17,7
-
AUD
741,5
69,9
-
Autres(1)
31.12.2020
1 948,7
154,4
7,0
-
339,4
32,1
-
339,4
Instruments dérivés - effets des couvertures
Total Dettes ﬁnancières
20,5
496,8
57,2
868,6
-
109,8
1 179,9
7,0
2 552,3
(1) Au 31 décembre 2020, les dettes libellées dans d’autres devises correspondaient à un ﬁnancement de TVA en attente de remboursement, libellé en pesos mexicains,
et relatif à la centrale d’El Llano au Mexique. Ces dettes ont été remboursées dans le courant du premier semestre 2021.
176
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Ventilation des dettes ﬁnancières par typologie de taux
En millions d’euros
31.12.2021
1 213,5
1 693,3
46,7
31.12.2020
1 030,1
1 609,5
109,8
Dettes à taux ﬁxes
Dettes à taux variables
Effet des couvertures
Total des dettes ﬁnancières après effet des couvertures
2 953,4
2 749,4
Les ﬁnancements de projets souscrits généralement à taux variable et les ﬂux d’intérêts variables font l’objet d’une couverture qui
représente en général 75 % ou plus du montant ﬁnancé à taux variable.
Ventilation du total des dettes ﬁnancières par échéance
Entre un et
cinq ans
A plus de
cinq ans
Total dettes
ﬁnancières
En millions d’euros
A moins d’un an(1)
Financements seniors des projets
Financements obligataires des projets
Dettes locatives
404,5
15,3
7,7
511,5
32,3
15,4
337,5
3,8
1 283,6
70,0
196,6
-
2 199,6
117,5
219,7
338,8
31,0
Financements corporate
1,3
Investisseurs minoritaires et autres
Instruments dérivés - effets des couvertures
Total dettes ﬁnancières - en ﬁn de période
0,3
27,0
9,2
23,3
452,4
14,1
914,6
46,7
1 586,4
2 953,4
Entre un et
cinq ans
A plus de
cinq ans
Total dettes
ﬁnancières
En millions d’euros
A moins d’un an
Financements seniors des projets
Financements obligataires des projets
Dettes locatives
252,0
14,0
7,1
348,4
44,2
8,7
1 348,3
96,2
1 948,7
154,4
167,9
339,4
29,2
152,1
136,7
29,2
Financements corporate
14,0
-
188,7
-
Investisseurs minoritaires et autres
Instruments dérivés - effets des couvertures
19,6
52,8
37,5
109,8
Total dettes ﬁnancières - en début de
période
306,6
642,8
1 800,1
2 749,4
(1) Au 31 décembre 2021, les dettes ﬁnancières à moins d’un an incluent l’accélération des dettes des centrales d’El Llano (pour 123,0 millions d’euros dont 113,3
millions d’euros de ﬁnancement seniors des projets et 9,7 millions d’euros de swaps), de la centrale de Coleambally (pour 92,9 millions d’euros dont 88,9 millions
d’euros de ﬁnancements seniors des projets et 3,9 millions d’euros de swaps), de la centrale Metoro (pour 26,5 millions d’euros de ﬁnancements seniors des
projets) et de la centrale du Plateau de l’Auxois Sud (pour 24,5 millions d’euros dont 23,6 millions d’euros de ﬁnancements seniors des projets et 0,9 million
d’euros de swaps) (se référer à la note 2.2).
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
177
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Ventilation par ﬂux des dettes ﬁnancières
Variations sans effet de trésorerie
Variation de
Variation
de
juste valeur
Autres
Flux de
Ecart de
et coût Intérêts variations
amorti(1) courus
(2)
En millions d’euros
31.12.2020 trésorerie conversion périmètre
31.12.2021
Financements seniors
des projets
1 948,7
154,4
198,2
(37,4)
53,7
0,0
(7,6)
-
5,3
0,6
1,1
0,2
2 199,6
Financements obligataires
des projets
(0,0)
(0,0)
117,5
Dettes locatives
167,9
339,4
(4,4)
1,8
0,0
(5,4)
-
-
(2,2)
(0,0)
62,0
8,5
219,7
338,8
Financements corporate
(10,1)
1,1
Investisseurs minoritaires
et autres
29,2
1,1
1,0
(0,4)
-
-
0,1
31,0
Instruments dérivés -
effets des couvertures
109,8
(0,0)
2,0
(0,3)
(64,9)
-
(0,0)
46,7
Total Dettes ﬁnancières
2 749,4
147,3
58,5
(13,6)
(57,9)
(1,1)
70,8
2 953,4
Variations sans effet de trésorerie
Variation
Variation
de
de juste
valeur et Intérêts variations
Autres
Flux de Effet de
(2)
En millions d’euros
31.12.2019 trésorerie change périmètre coût amorti courus
31.12.2020
Financements seniors
des projets
1 757,9
199,5
212,3
(45,4)
(34,8)
(0,8)
-
-
8,5
1,2
4,9
(0,0)
0,0
1 948,7
Financements obligataires
des projets
(0,2)
154,4
Dettes locatives
136,7
194,6
(5,9)
(0,8)
-
2,1
-
-
3,9
0,3
32,0
6,2
167,9
339,4
Financements corporate
137,4
0,9
Investisseurs minoritaires et
autres
30,4
(0,2)
(1,1)
(0,0)
-
-
0,0
29,2
Instruments dérivés - effets
des couvertures
95,4
(31,7)
(1,6)
-
47,7
-
-
109,8
Total Dettes ﬁnancières
2 414,6
266,5
(39,1)
2,1
58,3
8,9
38,2
2 749,4
(1) En 2021, la variation de juste valeur et coût amorti inclut – 64,9 millions d’euros de diminution de la juste-valeur des instruments dérivés passifs, du fait de la hausse
signiﬁcative des taux d’intérêt forward sur la période.
(2) Les autres variations des dettes locatives correspondent à des variations non-cash liées aux nouveaux contrats de location en application de la norme IFRS 16
« Contrats de location ». Les autres variations des ﬁnancements corporate correspondent à la fraction des charges d’intérêts relatives à l’OCEANE émise en 2019
et l’OCEANE Verte émise en 2020, enregistrées au taux d’intérêt effectif et excédant le taux d’intérêt nominal de ces instruments.
178
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 19.3.JUSTE VALEUR DES ACTIFS ET PASSIFS FINANCIERS
Principes comptables
La juste valeur d’un actif et d’un passif est le prix qui serait convenu entre des parties libres de contracter et opérant aux conditions
du marché. La norme IFRS 13 « Evaluation de la juste valeur » distingue 3 niveaux de juste valeur :
• niveau 1 : prix coté sur un marché actif ;
• niveau 2 : prix coté sur un marché actif pour un instrument similaire, ou autre technique d’évaluation basée sur des paramètres
observables ;
• niveau 3 : technique d’évaluation incorporant des paramètres non observables.
Pour les instruments ﬁnanciers dérivés, se reporter aux notes 19.2 et 19.3.
La juste valeur des dettes fournisseurs et des créances clients correspond à la valeur comptable indiquée au bilan, l’effet de
l’actualisation des ﬂux futurs de trésorerie n’étant pas signiﬁcatif.
Dérivés
documentés
Au 31 décembre 2021
Valeur
Juste
Coût Juste valeur
Dettes au
en Cash
(En millions d’euros)
Niveau comptable
valeur
amorti
par résultat coût amorti
Flow Hedge
Instruments ﬁnanciers dérivés
Actifs ﬁnanciers non-courants
2
2
30,4
83,0
30,4
83,0
30,4
83,0
126,3
81,6
Autres actifs (courants et non-
courants)
2
2
1
126,3
81,6
126,3
81,6
Clients et comptes rattachés
Trésorerie et équivalents
de trésorerie
592,6
592,6
592,6
592,6
Total actifs ﬁnanciers
914,0
914,0
291,0
-
30,4
Dettes ﬁnancières non courantes
2
2
2 477,7
2 533,3
2 477,7
Autres passifs (courants et
non courants)
115,7
115,7
115,7
Instruments ﬁnanciers dérivés
Dettes ﬁnancières courantes
Fournisseurs et comptes rattachés
Total passifs ﬁnanciers
2
2
2
46,7
429,1
46,7
429,1
46,7
429,1
340,4
340,4
340,4
3 409,4
3 465,1
-
-
3 362,8
46,7
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
179
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Dérivés
documentés
en Cash
Au 31 décembre 2020
Valeur
Juste
Coût Juste valeur
Dettes au
(En millions d’euros)
Niveau
comptable
valeur
amorti
par résultat coût amorti
Flow Hedge
Instruments ﬁnanciers dérivés
Actifs ﬁnanciers non-courants
2
2
2,2
2,2
2,2
92,1
92,1
92,1
Autres actifs (courants et
non-courants)
2
2
1
112,4
73,2
112,4
73,2
112,4
73,2
Clients et comptes rattachés
Trésorerie et équivalents de
trésorerie
374,9
654,8
374,9
654,8
374,9
Total actifs ﬁnanciers
277,7
377,1
-
-
Dettes ﬁnancières non courantes
2
2
2 352,6
2 419,6
2 352,6
Autres passifs (courants et
non-courants)
101,0
109,8
101,0
109,8
101,0
Instruments ﬁnanciers dérivés
Dettes ﬁnancières courantes
Fournisseurs et comptes rattachés
Total passifs ﬁnanciers
2
2
2
109,8
287,0
287,0
287,0
173,9
173,9
173,9
3 024,3
3 091,4
-
-
2 914,5
109,8
NOTE 20. AUTRES PASSIFS COURANTS
NOTE 20.1. DETTES FISCALES ET SOCIALES
Les dettes ﬁscales et sociales se répartissent de la façon suivante :
En millions d’euros
31.12.2021
31.12.2020
27,4
Dettes ﬁscales
27,4
11,7
39,1
Dettes sociales
10,1
Total dettes ﬁscales et sociales
37,4
NOTE 20.2. AUTRES PASSIFS COURANTS
Les autres passifs courants se décomposent de la façon suivante :
En millions d’euros
31.12.2021
15,8
31.12.2020
18,6
Produits constatés d’avance
Autres créditeurs
29,1
22,7
Total autres passifs courants
45,0
41,3
Les produits constatés d’avance se composent essentiellement de subventions d’exploitation qui sont transférées au compte de résultat
de façon linéaire selon la durée de vie de l’actif sous-jacent.
Les autres créditeurs correspondent principalement à des dettes liées à des acquisitions d’actifs en développement, en Europe et en
Australie.
180
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 21. GESTION DES RISQUES
NOTE 21.1. RISQUES DE TAUX
Le Groupe est exposé aux risques de marché du fait de ses activités d’investissements. Cette exposition est principalement liée aux
ﬂuctuations des taux d’intérêts variables relatifs aux ﬁnancements de ses projets.
Ainsi, l’objectif de gestion du risque de taux du Groupe est de sécuriser et préserver l’équilibre économique des projets en limitant la
variabilité future de la charge ﬁnancière associée à leurs ﬁnancements. Ceci repose sur la mise en place d’instruments ﬁnanciers de
couverture.
Les couvertures sur le risque de taux d’intérêt sont effectuées au moyen d’instruments contractés de gré à gré, avec des contreparties de
premier rang. Le Groupe contracte des instruments ﬁnanciers, aﬁn de couvrir son ﬁnancement à taux variables, avec pour cible de couvrir
à taux ﬁxe un minimum de 75 % du besoin de ﬁnancement à taux variable des projets. A ce titre, le Groupe a contracté des swaps de
taux et des caps qui sont qualiﬁés de couverture de ﬂux de trésorerie.
Montants notionnels par échéance
Enregistré
Au 31.12.2021
(En millions d’euros)
Inférieur à
5 ans
Supérieur à
5 ans
Juste
en capitaux Enregistré en
Total
(676,7)
(636,5)
112,5
valeur(1)
propres(2)
15,8
28,8
0,2
résultat(3)
Swaps de taux - Solaire
Swaps de taux - Eolien
Swaps de taux - Holdings
Caps de taux
(340,3)
(200,6)
112,5
62,6
(336,4)
(435,9)
-
(12,1)
(6,9)
(0,2)
2,9
-
-
-
84,3
146,9
1,7
Total
(365,7)
(688,0)
(1 053,7)
(16,3)
46,4
-
(1) La juste valeur se décompose entre 30,4 millions d’euros d’instruments dérivés actifs et (46,7) millions d’euros d’instruments dérivés passifs à la clôture.
(2) Il s’agit du stock d’OCI dans les capitaux propres du Groupe.
(3) La part inefﬁcace des instruments dérivés est enregistrée en résultat.
Une hausse de 1 % des taux d’intérêts entraînerait, compte tenu des instruments de couverture de taux en vigueur, une augmentation
annuelle du coût de l’endettement ﬁnancier du Groupe de 1,6 million d’euros. Du fait de l’existence de ﬂoors, une diminution de 1 % des
taux d’intérêts ne générerait pas d’économie particulière sur le coût annuel de l’endettement ﬁnancier du Groupe.
Le Groupe place ses disponibilités et quasi-disponibilités auprès
d’institutions ﬁnancières de premier rang.
NOTE 21.2.RISQUES DE CHANGE
Les risques de change portent sur les transactions
Le Groupe souscrit des dérivés de taux de gré à gré avec des
opérationnelles en devises étrangères (dollar américain et dollar
banques de premier rang dans le cadre de conventions qui
australien principalement) qui ont tendance à augmenter avec
prévoient de compenser les montants dus et à recevoir en cas
le déploiement soutenu du Groupe à l’international. Aﬁn d’éviter
de défaillance de l’une des parties contractantes. Ces accords
tout risque de change sur les actifs en opération, le Groupe
de compensation conditionnels ne respectent pas les critères de
ﬁnance systématiquement chacun de ses actifs dans la devise
la norme IAS 32 « Instruments ﬁnanciers : présentation » pour
fonctionnelle de celui-ci.
permettre la compensation des instruments dérivés actifs et
passifs au bilan.
NOTE 21.3.RISQUES DE
CONTREPARTIE
NOTE 21.4.RISQUES DE LIQUIDITÉ
Compte tenu de la pluralité des fournisseurs et sous-traitants
disponibles sur les marchés sur lesquels intervient le Groupe,
celui-ci considère que l’insolvabilité de l’un d’entre-deux ou
d’une faible part ne pourrait avoir de conséquences signiﬁcatives
sur la poursuite de l’activité.
Le risque de liquidité correspond à l’incapacité que pourrait avoir
le Groupe à faire face à ses engagements ﬁnanciers immédiats
ou à court terme.
Pour prévenir ce risque, le Groupe procède plusieurs fois par an
à une analyse de ses besoins en liquidité sur un horizon de 12
mois glissants.
Dans la mesure où les contrats de vente d’électricité ou contrats
pour différence sont conclus avec des contreparties étatiques
(États ou entreprises contrôlées par un État), des entreprises de
distribution d’électricité et avec un nombre limité d’acheteurs
privés, le Groupe considère que le risque de contrepartie lié aux
créances clients est à ce jour non signiﬁcatif.
A la date d’arrêté de ses comptes, le Groupe dispose des
liquidités nécessaires pour ﬁnancer son activité courante et
son développement, mais aussi faire face à des évènements
exceptionnels.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
181
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
La trésorerie détenue par les sociétés holdings et de développement s’élève au 31 décembre 2021 à 329,1 millions d’euros, contre
263,4 millions d’euros pour les sociétés projets (actifs en opération et en construction).
En millions d’euros
31.12.2021
592,5
31.12.2020
374,9
Trésorerie et équivalents de trésorerie
Lignes de crédit corporate disponibles
Total
238,0
238,0
830,5
612,9
Lignes de crédit corporate disponibles
Le Groupe possède des lignes de crédit court terme, d’un montant de 238,0 millions d’euros, dont 200,0 millions d’euros de crédit
syndiqué, composé d’un prêt corporate de 125,0 millions d’euros non mobilisé à date et d’une ligne de crédit revolving de 75,0 millions
d’euros elle aussi non mobilisée, pour assurer notamment les besoins en fonds de roulement de la société mère.
Lignes de crédit accordées aux projets
Au 31 décembre 2021, le Groupe bénéﬁcie d’engagements reçus au titre de ses ﬁnancements de projets et d’exploitation pour un
montant de 753,8 millions d’euros non utilisés à cette date.
NOTE 21.5. RISQUES LIÉS AUX ÉVOLUTIONS RÈGLEMENTAIRES
Le Groupe vend de l’électricité très majoritairement dans le cadre de contrats de long-terme faisant l’objet d’engagements fermes de la
part de ses contreparties, dont de nombreux États.
Dans certains pays, les États peuvent être amenés à remettre en cause rétroactivement certains tarifs de rachat boniﬁés comme cela a
été le cas en France en 2021, sans impact matériel sur les comptes du Groupe (se référer note 2.2). Une remise en cause à l’avenir de
certains tarifs de rachat serait susceptible d’impacter signiﬁcativement les états ﬁnanciers du Groupe.
Le Groupe considère toujours que sa stratégie multi-ﬁlière et multi-pays a pour effet de limiter le risque lié aux évolutions réglementaires
en réduisant son exposition à une technologie ou à un pays particulier. Le prix particulièrement compétitif de l’électricité produite par le
Groupe dans la grande majorité de ses contrats constitue également une couverture naturelle contre ce risque.
NOTE 22. ENGAGEMENTS HORS BILAN
NOTE 22.1.ENGAGEMENTS HORS BILAN DONNÉS
En millions d’euros
31.12.2021
416,4
31.12.2020
243,6
Garanties accordées à des fournisseurs
Maintenance
1 425,0
283,1
844,0
Autres engagements
198,5
Engagements donnés liés aux activités opérationnelles
Actifs donnés en garantie
2 124,4
3 836,2
3 836,2
5 960,6
1 286,1
3 080,7
3 080,7
4 366,7
Engagements donnés liés aux activités de ﬁnancement
Total des engagements hors bilan donnés
Garanties accordées à des fournisseurs
Dans le cadre de la construction de ses actifs de production, le Groupe peut être amené à octroyer temporairement des garanties à ses
fournisseurs.
Maintenance
Dans le cadre de l’exploitation de ses actifs de production, le Groupe est amené à signer des contrats de maintenance pouvant s’étaler
sur plusieurs exercices. Les prestations sont comptabilisées en charges l’année où elles sont réalisées.
182
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Autres engagements donnés
Il s’agit principalement de garanties données par le Groupe dans le cadre du développement des projets telles que des garanties de
soumission à des appels d’offres, des garanties de performance ou encore de démantèlement.
Actifs donnés en garantie
Les dettes contractées par le Groupe, dans le cadre de ﬁnancements de projets, sont assorties dans la plupart des cas de nantissements
sur l’ensemble des titres et avances en comptes courants d’associés ainsi que de gages sur les actifs en garantie de remboursement de
la dette bancaire jusqu’à son extinction.
NOTE 22.2. ENGAGEMENTS HORS BILAN REÇUS
En millions d’euros
31.12.2021
6 188,8
2 897,3
9 086,1
753,8
31.12.2020
6 201,2
1 366,3
7 567,5
374,9
Engagements d’achat d’énergie
Autres engagements reçus
Engagements reçus liés aux activités opérationnelles
Lignes de crédits accordées aux projets
Lignes de crédits corporate accordées
Engagements reçus liés aux activités de ﬁnancement
Total des engagements hors bilan reçus
238,0
238,0
991,8
612,9
10 077,9
8 180,4
Engagements reçus d’achat d’énergie
Dans la majorité des cas, lorsqu’une unité de production d’électricité est construite, la société porteuse de projet et appelée à l’exploiter
conclut un contrat à long terme de fourniture d’énergie. Le Groupe bénéﬁcie d’engagements d’achat en général pour des périodes allant
de 10 à 20 ans. Pour chaque actif sous-jacent, l’engagement a été évalué sur la base des volumes de production estimés par le Groupe
sur la durée du contrat d’achat et des prix de vente non inﬂatés.
Autres engagements reçus
Ceux-ci comprennent principalement les garanties reçues de la part des constructeurs pour la bonne exécution de la construction des
centrales ainsi que des fournisseurs au titre de la maintenance.
NOTE 23. TRANSACTIONS AVEC LES PARTIES LIÉES
Des transactions ont été réalisées avec les sociétés Impala et BPI France, identiﬁées comme des parties liées pour le Groupe.
Les charges auprès des parties liées concernent principalement des management fees, ainsi que des intérêts sur les prêts octroyés. Les
dettes envers les parties liées correspondaient à des ﬁnancements.
Les comptes consolidés du groupe Neoen sont intégrés par intégration globale dans les comptes consolidés de la société Impala qui
détient 46,51% de son capital. Les transactions avec Impala et ses ﬁliales ou BPI France ont été effectuées à des conditions normales
de marché.
Le tableau suivant fournit le montant de ces transactions au titre des exercices clos au 31 décembre 2021 et au 31 décembre 2020 :
En millions d’euros
Charges
31.12.2021
0,1
31.12.2020
0,6
Dettes(1)
(0,0)
10,5
(1) Le 14 janvier 2021, Neoen S.A. a remboursé la totalité de l’emprunt contracté auprès de la BPI réduisant ainsi sa dette de 10,5 millions d’euros. Les transactions
effectuées avec les parties liées au cours de l’exercice 2021 concernent principalement la convention d’assistance avec la société Impala pour 0,1 million d’euros.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
183
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 24. HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
Deloitte /
Constantin
Autres
réseaux
Exercice
2021
En millions euros
Neoen SA
Audit Légal
SACC *
RSM
0,1
0,2
0,1
0,1
-
-
0,2
0,2
Filiales
Audit Légal
Total
0,9
-
0,2
1,1
1,2
0,1
0,2
1,5
* les SACC contiennent principalement les honoraires relatifs à l’augmentation de capital du 9 avril 2021.
Deloitte /
Constantin
Autres
réseaux
Exercice
2020
En millions euros
Neoen SA
Audit Légal
SACC
RSM
0,1
0,0
0,0
0,0
-
-
0,1
0,0
Filiales
Audit Légal
Total
0,6
0,0
0,2
0,8
0,7
0,1
0,2
1,0
NOTE 25. EVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE
Aucun événement n’est survenu postérieurement à la clôture de l’exercice 2021.
184
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
4.2 RAPPORT DE CERTIFICATION DES COMMISSAIRES
AUX COMPTES SUR LES COMPTES CONSOLIDES
DU GROUPE AU 31 DECEMBRE 2021
Exercice clos le 31 décembre 2021
à distance, ont eu une incidence sur l’organisation interne des
entreprises et sur les modalités de mise en œuvre des audits.
A l’assemblée générale de la société NEOEN
C’est dans ce contexte complexe et évolutif que, en application
des dispositions des articles L.823-9 et R.823-7 du code de
commerce relatives à la justiﬁcation de nos appréciations, nous
portons à votre connaissance les points clés de l’audit relatifs
aux risques d’anomalies signiﬁcatives qui, selon notre jugement
professionnel, ont été les plus importants pour l’audit des
comptes consolidés de l’exercice, ainsi que les réponses que
nous avons apportées face à ces risques.
Opinion
En exécution de la mission qui nous a été conﬁée par l’assemblée
générale, nous avons effectué l’audit des comptes consolidés de
la société NEOEN relatifs à l’exercice clos le 31 décembre 2021,
tels qu’ils sont joints au présent rapport.
Nous certiﬁons que les comptes consolidés sont, au regard
du référentiel IFRS tel qu’adopté dans l’Union européenne,
réguliers et sincères et donnent une image ﬁdèle du résultat des
opérations de l’exercice écoulé ainsi que de la situation ﬁnancière
et du patrimoine, à la ﬁn de l’exercice, de l’ensemble constitué
par les personnes et entités comprises dans la consolidation.
Les appréciations ainsi portées s’inscrivent dans le contexte de
l’audit des comptes consolidés pris dans leur ensemble et de la
formation de notre opinion exprimée ci-avant. Nous n’exprimons
pas d’opinion sur des éléments de ces comptes consolidés pris
isolément.
L’opinion formulée ci-dessus est cohérente avec le contenu de
notre rapport au comité d’audit.
A. Immobilisations produites en interne
(Notes 12.2 de l’annexe aux comptes consolidés)
Fondement de l’opinion
Commeindiquédanslanote«12.2ImmobilisationsIncorporelles»
de l’annexe, les frais de développement des différents projets
de centrales de production d’énergie d’origine renouvelable, se
composant des coûts directs et indirects, externes ou internes,
liés au développement, sont portés à l’actif à partir du moment
où le succès des projets correspondants est probable au regard
des six critères IAS 38.
Référentiel d’audit
Nous avons effectué notre audit selon les normes d’exercice
professionnel applicables en France. Nous estimons que les
éléments que nous avons collectés sont sufﬁsants et appropriés
pour fonder notre opinion.
Les responsabilités qui nous incombent en vertu de ces normes
sont indiquées dans la partie « Responsabilités des commissaires
aux comptes relatives à l’audit des comptes consolidés » du
présent rapport.
Risque identiﬁé et principaux jugements
Le Groupe considère que ces critères sont remplis au moment
où un projet rentre dans le portefeuille, c’est-à-dire lorsque les
éléments contractuels et les études techniques indiquent que la
faisabilité d’un projet est probable. A partir de la mise en service
du projet, l’amortissement est calculé selon le mode linéaire sur
la durée d’utilité de l’actif sous-jacent estimée. De plus, lorsque le
Groupe estime que la probabilité de succès s’amoindrit, les frais
de développement sont dépréciés. Lors de l’abandon d’un projet,
les coûts de développement liés à ce projet passent en charges
au niveau des « Autres produits et charges opérationnelles non
courants ».
Indépendance
Nous avons réalisé notre mission d’audit dans le respect des
règles d’indépendance prévues par le code de commerce et
par le code de déontologie de la profession de commissaire aux
comptes sur la période du 1er janvier 2021 à la date d’émission
de notre rapport, et notamment nous n’avons pas fourni de
services interdits par l’article 5, paragraphe 1, du règlement (UE)
n°537/2014.
Au 31 décembre 2021, la valeur nette des projets en
développement s’élève à 166,9 M€, le Groupe ayant activé 42,8
M€ de charges directement imputables au développement de
projets au cours de l’année 2021.
Justiﬁcation des appréciations - Points clés
de l’audit
Nous avons considéré la comptabilisation et l’évaluation des
projets en développement générés en interne comme un point
clé de l’audit en raison du niveau de jugement de la Direction
requis pour l’appréciation du respect des critères d’activation
des coûts correspondants et de la sensibilité aux estimations et
hypothèses utilisées par la Direction pour en déterminer la valeur
recouvrable.
La crise mondiale liée à la pandémie de COVID-19 crée des
conditions particulières pour la préparation et l’audit des
comptes de cet exercice. En effet, cette crise et les mesures
exceptionnelles prises dans le cadre de l’état d’urgence sanitaire
induisent de multiples conséquences pour les entreprises,
particulièrement sur leur activité et leur ﬁnancement, ainsi que
des incertitudes accrues sur leurs perspectives d’avenir. Les
mesures exceptionnelles prises dans le cadre de l’état d’urgence
sanitaire, telles que les restrictions de déplacement et le travail
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
185
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
• évaluer la compétence des spécialistes mandatés par la
société pour évaluer la juste valeur des instruments ﬁnanciers
et échangé avec la Direction aﬁn d’obtenir une compréhension
des périmètres d’intervention de ceux-ci.
Réponses apportées lors de notre audit
Nos travaux ont notamment consisté à :
• apprécier, au regard des normes comptables en vigueur et
des règles d’activation déﬁnies par le groupe, les modalités
d’examen des critères d’activation, en particulier par entretien
avec la Direction ;
• valider le détail du portefeuille d’instruments ﬁnanciers
du Groupe que nous avons rapproché de la juste valeur
déterminée par les spécialistes externes au Groupe. Nous
avons rapproché ces états des conﬁrmations bancaires et
réalisé des tests de valorisation.
• tester par sondage la concordance des montants inscrits à
l’actif avec le ﬁchier de suivi des projets établi par le groupe
avec un retour à la documentation probante sous-jacente ;
• revoir la documentation de couverture de ﬂux de trésorerie
établie, et revoir le traitement comptable appliqué aux
instruments ﬁnanciers et leurs impacts sur le compte de
résultat et les autres éléments du résultat global en fonction de
la qualiﬁcation de ces instruments.
• examiner la conformité de la méthodologie appliquée par la
Société pour la détermination de la valeur recouvrable des frais
de développement aux normes comptables en vigueur ;
• examiner, au regard de la durée d’utilité retenue pour ces projets
en cours de développement, les modalités d’amortissement
des frais de développement ;
• enﬁn, nous avons vériﬁé que la note annexe aux comptes
consolidés 19 fournit une information appropriée.
• enﬁn nous avons vériﬁé le caractère approprié des informations
fourniesdanslesnotes12del’annexeauxcomptesconsolidés.
Vériﬁcations spéciﬁques
Nous avons également procédé, conformément aux normes
d’exercice professionnel applicables en France, aux vériﬁcations
spéciﬁques prévues par les textes légaux et réglementaires des
informations relatives au groupe, données dans le rapport de
gestion du conseil d’administration.
B. Instruments ﬁnanciers de couverture
(Notes 19 de l’annexe aux comptes consolidés)
La société Neoen ﬁnance la construction et l’exploitation de
certaines de ses centrales au travers d’emprunts à taux variables
exposant l’entreprise à un risque de taux. Pour couvrir ce risque,
Neoen met en place des couvertures de type Swap de taux ou
Cap visant à ﬁxer le taux d’intérêt en début de projet (ou à ﬁxer le
taux d’intérêt maximal).
Nous n’avons pas d’observation à formuler sur leur sincérité et
leur concordance avec les comptes consolidés.
Autres vériﬁcations ou informations prévues
par les textes légaux et réglementaires
Comme indiqué dans la note 19 « Financement et Instruments
ﬁnanciers dérivés » de l’annexe, les instruments ﬁnanciers dérivés
ayant une valeur de marché positive sont comptabilisés à l’actif et
ceux ayant une valeur de marché négative sont comptabilisés au
passif. Ces instruments sont initialement évalués à la juste valeur
à la date de la conclusion d’un contrat dérivé, puis réévalués
ensuite à leur juste valeur à chaque date de clôture.
Format de présentation des comptes consolidés
destinés à être inclus dans le rapport ﬁnancier annuel
Nous avons également procédé, conformément à la norme
d’exercice professionnel sur les diligences du commissaire aux
comptes relatives aux comptes annuels et consolidés présentés
selon le format d’information électronique unique européen, à
la vériﬁcation du respect de ce format déﬁni par le règlement
européen délégué n° 2019/815 du 17 décembre 2018 dans la
présentation des comptes consolidés destinés à être inclus dans
le rapport ﬁnancier annuel mentionné au I de l’article L.451-1-2
du code monétaire et ﬁnancier, établis sous la responsabilité du
Président-Directeur Général. S’agissant de comptes consolidés,
nos diligences comprennent la vériﬁcation de la conformité
du balisage de ces comptes au format déﬁni par le règlement
précité.
Risque identiﬁé et principaux jugements
La société Neoen qualiﬁe comptablement ces couvertures en
Cashﬂow Hedge permettant de comptabiliser les variations de
juste valeur des instruments de couverture en OCI pour leur part
efﬁcace. Les nouveaux principes d’IFRS 9 n’ont pas d’incidence
signiﬁcative sur les états ﬁnanciers du Groupe à ce titre, dans la
mesure où l’ensemble des opérations qui étaient qualiﬁées de
couverture sous IAS 39 continuent à l’être sous IFRS 9.
Nous considérons la comptabilisation des instruments ﬁnanciers
comme un point clé de l’audit en raison de l’importance des
changements potentiels de juste valeur de ces instruments,
de la part de jugement dans la documentation et l’analyse des
couvertures, et des impacts comptables liés à leur qualiﬁcation
en tant qu’instruments de couverture de ﬂux de trésorerie.
Sur la base de nos travaux, nous concluons que la présentation
des comptes consolidés destinés à être inclus dans le rapport
ﬁnancier annuel respecte, dans tous ses aspects signiﬁcatifs, le
format d’information électronique unique européen.
Il ne nous appartient pas de vériﬁer que les comptes annuels
qui seront effectivement inclus par votre société dans le rapport
ﬁnancier annuel déposé auprès de l’AMF correspondent à ceux
sur lesquels nous avons réalisé nos travaux.
Réponses apportées lors de notre audit
Nos travaux ont notamment consisté à :
• analyser la conformité des méthodologies appliquées par le
Groupe aux normes comptables en vigueur.
186
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Comme précisé par l’article L.823-10-1 du code de commerce,
notre mission de certiﬁcation des comptes ne consiste pas à
garantir la viabilité ou la qualité de la gestion de votre société.
Désignation des commissaires aux comptes
Nous avons été nommés commissaires aux comptes de la
société NEOEN par l’assemblée générale du Nous avons été
nommés commissaires aux comptes de la société NEOEN par
l’assemblée générale du 13 septembre 2008 pour le Cabinet
Constantin Associés, le mandat ayant été renouvelé lors de votre
assemblée générale du 22 avril 2014 pour le cabinet Deloitte
& Associés. Le Cabinet RSMS Paris a été nommé par votre
assemblée générale du 12 septembre 2018.
Dans le cadre d’un audit réalisé conformément aux normes
d’exercice professionnel applicables en France, le commissaire
aux comptes exerce son jugement professionnel tout au long de
cet audit. En outre :
• il identiﬁe et évalue les risques que les comptes consolidés
comportent des anomalies signiﬁcatives, que celles-ci
proviennent de fraudes ou résultent d’erreurs, déﬁnit et met
en œuvre des procédures d’audit face à ces risques, et
recueille des éléments qu’il estime sufﬁsants et appropriés
pour fonder son opinion. Le risque de non-détection d’une
anomalie signiﬁcative provenant d’une fraude est plus élevé
que celui d’une anomalie signiﬁcative résultant d’une erreur,
car la fraude peut impliquer la collusion, la falsiﬁcation,
les omissions volontaires, les fausses déclarations ou le
contournement du contrôle interne ;
Au 31 décembre 2021, Deloitte & Associés était dans la 14ème
année de sa mission sans interruption et le cabinet RSM Paris
dans sa 4ème année.
Responsabilités de la direction et des
personnes constituant le gouvernement
d’entreprise relatives aux comptes
consolidés
• il prend connaissance du contrôle interne pertinent pour
l’audit aﬁn de déﬁnir des procédures d’audit appropriées en
la circonstance, et non dans le but d’exprimer une opinion
sur l’efﬁcacité du contrôle interne ;
Il appartient à la direction d’établir des comptes consolidés
présentant une image ﬁdèle conformément au référentiel IFRS tel
qu’adopté dans l’Union européenne ainsi que de mettre en place
le contrôle interne qu’elle estime nécessaire à l’établissement
de comptes consolidés ne comportant pas d’anomalies
signiﬁcatives, que celles-ci proviennent de fraudes ou résultent
d’erreurs.
• il apprécie le caractère approprié des méthodes comptables
retenues et le caractère raisonnable des estimations
comptables faites par la direction, ainsi que les informations
les concernant fournies dans les comptes consolidés ;
Lors de l’établissement des comptes consolidés, il incombe à
la direction d’évaluer la capacité de la société à poursuivre son
exploitation, de présenter dans ces comptes, le cas échéant, les
informations nécessaires relatives à la continuité d’exploitation et
d’appliquer la convention comptable de continuité d’exploitation,
sauf s’il est prévu de liquider la société ou de cesser son activité.
• il apprécie le caractère approprié de l’application par
la direction de la convention comptable de continuité
d’exploitation et, selon les éléments collectés, l’existence
ou non d’une incertitude signiﬁcative liée à des événements
ou à des circonstances susceptibles de mettre en cause la
capacité de la société à poursuivre son exploitation. Cette
appréciation s’appuie sur les éléments collectés jusqu’à
la date de son rapport, étant toutefois rappelé que des
circonstances ou événements ultérieurs pourraient mettre en
cause la continuité d’exploitation. S’il conclut à l’existence
d’une incertitude signiﬁcative, il attire l’attention des lecteurs
de son rapport sur les informations fournies dans les comptes
consolidés au sujet de cette incertitude ou, si ces informations
ne sont pas fournies ou ne sont pas pertinentes, il formule
une certiﬁcation avec réserve ou un refus de certiﬁer ;
Il incombe au comité d’audit de suivre le processus d’élaboration
de l’information ﬁnancière et de suivre l’efﬁcacité des systèmes
de contrôle interne et de gestion des risques, ainsi que le cas
échéant de l’audit interne, en ce qui concerne les procédures
relatives à l’élaboration et au traitement de l’information
comptable et ﬁnancière.
Les comptes consolidés ont été arrêtés par le conseil
d’administration.
Responsabilités des commissaires aux
comptes relatives à l’audit des comptes
consolidés
• il apprécie la présentation d’ensemble des comptes
consolidés et évalue si les comptes consolidés reﬂètent les
opérations et événements sous-jacents de manière à en
donner une image ﬁdèle ;
Objectif et démarche d’audit
• concernant l’information ﬁnancière des personnes ou entités
comprises dans le périmètre de consolidation, il collecte des
éléments qu’il estime sufﬁsants et appropriés pour exprimer
une opinion sur les comptes consolidés. Il est responsable
de la direction, de la supervision et de la réalisation de l’audit
des comptes consolidés ainsi que de l’opinion exprimée sur
ces comptes.
Il nous appartient d’établir un rapport sur les comptes consolidés.
Notre objectif est d’obtenir l’assurance raisonnable que les
comptes consolidés pris dans leur ensemble ne comportent pas
d’anomalies signiﬁcatives. L’assurance raisonnable correspond
à un niveau élevé d’assurance, sans toutefois garantir qu’un
audit réalisé conformément aux normes d’exercice professionnel
permet de systématiquement détecter toute anomalie
signiﬁcative. Les anomalies peuvent provenir de fraudes ou
résulter d’erreurs et sont considérées comme signiﬁcatives
lorsque l’on peut raisonnablement s’attendre à ce qu’elles
puissent, prises individuellement ou en cumulé, inﬂuencer
les décisions économiques que les utilisateurs des comptes
prennent en se fondant sur ceux-ci.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
187
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Rapport au comité d’audit
Nous remettons au comité d’audit un rapport qui présente notamment l’étendue des travaux d’audit et le programme de travail mis en
œuvre, ainsi que les conclusions découlant de nos travaux. Nous portons également à sa connaissance, le cas échéant, les faiblesses
signiﬁcatives du contrôle interne que nous avons identiﬁées pour ce qui concerne les procédures relatives à l’élaboration et au traitement
de l’information comptable et ﬁnancière.
Parmi les éléments communiqués dans le rapport au comité d’audit, ﬁgurent les risques d’anomalies signiﬁcatives que nous jugeons avoir
été les plus importants pour l’audit des comptes consolidés de l’exercice et qui constituent de ce fait les points clés de l’audit, qu’il nous
appartient de décrire dans le présent rapport.
Nous fournissons également au comité d’audit la déclaration prévue par l’article 6 du règlement (UE) n°537-2014 conﬁrmant notre
indépendance, au sens des règles applicables en France telles qu’elles sont ﬁxées notamment par les articles L.822-10 à L.822-14 du
code de commerce et dans le code de déontologie de la profession de commissaire aux comptes. Le cas échéant, nous nous entretenons
avec le comité d’audit des risques pesant sur notre indépendance et des mesures de sauvegarde appliquées.
Paris et Paris-La Défense, le 14 mars 2022
Les commissaires aux comptes
RSM Paris
Deloitte & Associés
Etienne de BRYAS
Benoit PIMONT
188
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
4.3 COMPTES ANNUELS DE NEOEN S.A.
AU 31 DÉCEMBRE 2021
4.3.1 COMPTE DE RÉSULTAT
(En millions d’euros)
Notes
3.1
Exercice 2021
79,2
1,8
Exercice 2020
61,5
Chiffre d’affaires
Autres produits(1)
4,7
PRODUITS D’EXPLOITATION
Autres achats et charges externes
Charges externes
81,0
(46,1)
(46,1)
(1,0)
(20,4)
(7,4)
66,2
5.1
(39,8)
(39,8)
(1,4)
5.1
Impôts, taxes et versements assimilés
Salaires et traitements
8.1
8.1
(18,1)
(12,1)
(30,2)
(0,7)
Charges sociales
Charges de personnel
8.1
(27,8)
(0,8)
Dotations aux amortissements sur immobilisations
Dotations aux amortissements sur charges d’exploitation(2)
Dotations aux provisions sur actif circulant
Pertes et gains de change
14 et 15
(1,2)
(1,0)
-
(0,0)
(0,1)
(0,9)
Autres charges(3)
(0,3)
(0,2)
CHARGES D’EXPLOITATION
RÉSULTAT D’EXPLOITATION
Produits ﬁnanciers
(77,2)
3,8
(74,1)
(7,9)
10.1
10.1
10.1
54,0
(15,9)
38,1
41,9
14,7
(13,8)
1,0
41,1
Charges ﬁnancières
(18,5)
22,6
Résultat ﬁnancier
RÉSULTAT COURANT AVANT IMPÔTS
Produits exceptionnels
14,6
11
11
11
21,9
Charges exceptionnelles
(8,3)
Résultat exceptionnel
13,6
Intéressement / Participation des salariés aux résultats de l’entreprise
Impôts sur les bénéﬁces
(1,0)
(0,8)
12
(6,1)
(0,8)
RESULTAT NET
35,8
26,6
(1) Comprennent sur l’exercice 2021, les transferts de charges relatifs aux frais et honoraires pour 0,9 million d’euros liés à l’extension de deux ans de la maturité du
crédit syndiqué réalisé le 25 juin 2021, la reprise de dépréciation du compte courant BE Laneuveville à la suite de l’absorption de cette entité par Neoen Service
pour 0,6 million d’euros, ainsi que les gains de change sur dettes et créances commerciales pour 0,2 million d’euros.
(2) Correspondent à l’amortissement de frais liés à la mise en place des ﬁnancements « Océanes » et « Term-loan ».
(3) Correspondent principalement aux rémunérations perçues par les mandataires sociaux non exécutifs.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
189
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
4.3.2 BILAN ACTIF
Brut
Net
Net
(En millions d’euros)
Notes
14
31.12.2021
Amort/dépr
31.12.2021
31.12.2020
Immobilisations incorporelles
Immobilisations corporelles
Titres de participation
2,3
2,6
(1,9)
0,5
1,5
1,1
0,6
14
(1,0)
15
70,4
-
70,4
68,9
990,7
19,5
0,4
Créances rattachées à des participations
Dépôts et cautions
15
1 375,7
14,2
-
1 375,7
14,2
15
-
Autres immobilisations ﬁnancières
Immobilisations ﬁnancières
ACTIF IMMOBILISÉ
15
7,8
-
7,8
15
1 468,1
1 473,0
2,2
-
1 468,1
1 470,1
2,2
1 079,4
1 081,1
0,2
(2,9)
Avances et acomptes
-
Clients et comptes rattachés
Autres créances
3.2
3.2
3.2
36,5
-
36,5
13,8
4,5
3,6
-
3,6
Créances
42,2
-
42,2
18,6
60,4
79,0
0,3
Disponibilités et divers
ACTIF CIRCULANT
279,6
321,9
0,4
-
279,6
321,9
0,4
-
Charges constatées d’avance
Charges à repartir
16
16
16
-
4,5
-
-
4,5
4,9
Écart de conversion actif
TOTAL ACTIF
0,6
0,6
2,3
1 800,3
(2,9)
1 797,5
1 167,6
190
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
4.3.3 BILAN PASSIF
(En millions d’euros)
Notes
13
31.12.2021
214,1
1 053,4
4,7
31.12.2020
171,1
502,3
3,4
Capital social
Primes d’émission, de fusion, d’apport
Réserve légale
13
13
Autres réserves
13
53,8
8,0
28,5
8,0
Report à nouveau
13
Résultat de l’exercice
13
35,8
1 369,8
5,0
26,6
739,9
0,7
CAPITAUX PROPRES
Provisions pour risques et charges
Provisions pour pertes de change
PROVISIONS
13
7
7
0,6
2,3
7
5,6
3,0
Emprunts obligataires convertibles
Emprunts et dettes auprès des établissements de crédit
Emprunts et dettes ﬁnancières divers
Dettes ﬁnancières
10.2
10.2
10.2
10.2
5.2
9
371,2
0,0
371,2
10,5
19,3
401,0
7,7
20,0
391,2
11,2
19,3
30,5
0,2
Dettes fournisseurs et comptes rattachés
Dettes ﬁscales et sociales
Dettes d’exploitation
Autres dettes
15,8
23,5
0,2
9
9
Produits constatés d’avance
DETTES
0,0
0,0
421,9
0,2
424,7
0,0
Écart de conversion passif
TOTAL PASSIF
17
1 797,5
1 167,6
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
191
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
4.3.4 NOTES ANNEXES AUX COMPTES ANNUELS
NOTE 1. Règles et méthodes comptables
193
NOTE 12. Impôts
201
203
NOTE 2. Activité de la société et faits
NOTE 13. Capitaux propres
marquants de l’exercice
193
194
195
196
197
197
NOTE 14. Immobilisations corporelles
NOTE 3. Ventes
et incorporelles
204
206
207
207
NOTE 4. Echéancier des créances
NOTE 5. Achats
NOTE 15. Immobilisations ﬁnancières
NOTE 16. Comptes de régularisation actif
NOTE 17. Comptes de régularisation passif
NOTE 6. Echéancier des dettes
NOTE 7. Provisions
NOTE 18. Tableau/liste des ﬁliales et
participations
208
209
209
NOTE 8. Charges de personnel et
rémunération des organes de
direction et d’administration
NOTE 19. Autres informations
198
199
200
201
NOTE 20. Engagements hors bilan
NOTE 9. État des autres dettes
NOTE 10. Eléments ﬁnanciers
NOTE 11. Résultat exceptionnel
NOTE 21. Evénements postérieurs a la cloture 210
192
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 1. RÈGLES ET MÉTHODES COMPTABLES
Établissement des comptes
Changement de méthode d’évaluation
Les comptes sociaux au 31 décembre 2021 sont établis en
conformité avec les dispositions légales et règlementaires
applicables en France selon le règlement n° 2014-03 de
l’Autorité des Normes Comptables du 5 juin 2014 ainsi que des
avis et recommandations ultérieurs de l’Autorité des Normes
Comptables. Ces comptes ont été préparés selon les mêmes
principes et méthodes d’évaluation qu’au 31 décembre 2020.
Néant.
Changement de méthode de présentation
Néant.
NOTE 2. ACTIVITÉ DE LA SOCIÉTÉ ET FAITS MARQUANTS
DE L’EXERCICE
• La création de 23 038 actions dans le cadre d’une
augmentation de capital réservée aux salariés ;
Activité de la société
Neoen S.A., société anonyme de droit français, a été initialement
• La création de 2 703 actions dans le cadre d’un plan
constituée et immatriculée au Registre du Commerce et des
d’attribution d’actions gratuites arrivé à échéance le 31 mai.
Sociétés de Paris le 29 septembre 2008, sous le numéro 508
Ces opérations d’un montant total de 599 942 809,95 euros
dont 556 930 863,95 euros de prime d’émission ont porté le
capital social à 214 113 370 euros (se référer à la note 13).
320 017 sous forme de société par actions simpliﬁée. Ses actions
ont été admises aux négociations sur le marché réglementé
d’Euronext Paris le 17 octobre 2018.
Tête du Groupe, Neoen, détient principalement des sociétés
holding qui détiennent à leur tour, directement ou indirectement,
des sociétés projets portant les centrales de production ou de
stockage d’énergie.
Actions propres
Au 31 décembre 2020, Neoen SA détenait 10 639 actions (dont
10 issues d’un contrat de liquidité).
Neoen a signé le 24 septembre 2020 un mandat pour le rachat
d’un maximum de 163 000 actions sur une période allant du 28
septembre 2020 au 15 mai 2021, pour un prix maximum d’achat
de 45 euros par action. Dans le cadre de ce mandat, 151 727
actions ont été acquises sur l’exercice 2021 pour un montant de
6,5 millions d’euros.
Faits marquants de l’exercice
Augmentations de capital
Le 7 avril 2021, Neoen S.A. a annoncé le succès de son
augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de
souscription. Celle-ci s’est traduite par l’émission le 9 avril 2021
de 21 393 678 actions nouvelles, représentant un montant total
brut de 599,0 millions d’euros, dont 42,8 millions d’euros de
capital et 556,2 millions d’euros de prime d’émission. Le produit
de l’augmentation de capital permettra à Neoen de ﬁnancer le
premier cycle d’investissement de son plan de développement
visant à atteindre 10 GW de capacité en opération ou en
construction à ﬁn 2025.
Neoen a signé le 28 mai 2021 un mandat pour le rachat d’un
maximum de 100 000 actions sur une période allant du 31 mai
2021 au 31 juillet 2021, pour un prix maximum d’achat de 40
euros par action. Dans le cadre de ce mandat, 100 000 actions
ont été acquises pour un montant de 3,6 millions d’euros.
Le 31 mai 2021, la Société a utilisé 110 807 de ses actions
auto-détenues pour servir un plan d’actions gratuites arrivé à
échéance.
Cette opération s’est traduite par un impact de 593,3 millions
d’euros net de frais et net d’impôts sur les capitaux propres du
Groupe après prise en compte des frais d’émission (se reporter
à la note 13).
Neoen SA détient ainsi au 31 Décembre 2021, 204 510 actions
propres (dont 52 961 issues d’un contrat de liquidité) pour un
montant net de 3,1 millions d’euros.
Augmentation de capital réservée aux salariés
Au cours de l’exercice d’autres augmentations du capital social
ont été réalisées du fait de :
Le 12 mai 2021, Neoen S.A. a mis en œuvre une augmentation
de capital réservée à ses salariés et mandataires sociaux en
France. Ce plan proposait à chaque bénéﬁciaire l’acquisition d’un
nombre maximum de 93 actions nouvelles au prix préférentiel de
souscription de 28,25 euros par action (bénéﬁciant d’une décote
de 30 % par rapport à la moyenne des cours de l’action des
vingt dernières séances de bourse précédant le jour de ﬁxation
du prix par le Président-directeur général, le 16 avril 2021, sur
• L’exercice de 42 339 options de souscription d’actions à un prix
d’exercice de 5,55 euros, de 24 000 options de souscription
d’actions à un prix d’exercice de 6 euros et 20 215 options
de souscription d’actions à un prix d’exercice de 9,25 euros ;
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
193
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
subdélégation du Conseil d’administration) et un abondement à
raison d’une action offerte pour une action souscrite.
Incidences de la crise sanitaire
La pandémie de la COVID-19, sévissant depuis le premier
trimestre 2020, a conduit les gouvernements du monde entier à
adopter des mesures restrictives sociales et économiques visant
à contenir la circulation du virus. Ces mesures ont notamment
déclenché des perturbations importantes pour les entreprises,
entraînant un ralentissement économique mondial.
Cette opération a donné lieu à la création de 23 038 actions d’une
valeur nominale de 2 euros correspondant à une augmentation
de capital de 348 449,75 euros dont 302 373,75 euros de prime
d’émission.
Plan d’attribution d’actions gratuites
Dans ce contexte, le Groupe a continué de préserver la santé de
l’ensemble de ses collaborateurs tout en poursuivant activement
le développement de son portefeuille avec un total de 898 MW
de capacités en opération ajoutées en 2021, le lancement de la
construction de plus de 1 416 MW et le renforcement de son
portefeuille de projets sécurisés.
Le 10 mars 2021, le conseil d’administration a décidé d’attribuer
gratuitement 272 302 actions de Neoen S.A. à certains salariés
et mandataires sociaux du Groupe. L’attribution des actions ne
sera déﬁnitive qu’au terme d’une période d’acquisition d’une
durée de 3 ans, à condition que les bénéﬁciaires soient toujours
présents dans le Groupe et que les conditions de performance
ﬁxées par le Conseil d’administration dans le règlement du plan,
et portant notamment sur l’atteinte d’objectifs ﬁnanciers et de
développement, soient remplies.
Le Groupe est ainsi parvenu à poursuivre son développement,
en dépit de retards ponctuels dans la réalisation de ses projets,
et à maintenir une croissance dynamique de son chiffre d’affaires
tout en préservant sa trésorerie et sa liquidité tout au long de
la période. En conséquence il n’a pas eu recours aux mesures
d’accompagnement gouvernementales.
NOTE 3. VENTES
NOTE 3.1. CHIFFRE D’AFFAIRES
Le chiffre d’affaires est principalement constitué des prestations de services assurées par la Société à ses ﬁliales, dans le cadre du
développement de projets ou de la gestion et la supervision des actifs en exploitation. Ces prestations sont comptabilisées en chiffre
d’affaires au fur et à mesure de leur réalisation, conformément aux jalons prévus contractuellement.
Ventilation du montant net de chiffre d’affaires
Le chiffre d’affaires par type d’activité et marché géographique se ventile de la façon suivante :
(En millions d’euros)
Prestations de services
Chiffre d’affaires
Proportion en %
France
52,2
Export
27,0
Total
79,2
52,2
27,0
79,2
66%
34%
100%
NOTE 3.2. CRÉANCES D’EXPLOITATION
Principe comptable
Les créances sont comptabilisées à leur valeur nominale. Elles sont dépréciées le cas échéant pour tenir compte des éventuelles
difﬁcultés de recouvrement. Les dépréciations éventuelles sont effectuées au cas par cas sur la base notamment de la solvabilité
des clients.
194
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
État des créances d’exploitation
Le poste se décompose de la façon suivante :
Valeur brute
31.12.2021
Valeur nette
31.12.2021
Valeur nette
31.12.2020
(En millions d’euros)
Créances clients et comptes rattachés
Autres créances
Dépréciation
36,5
3,6
-
-
-
-
36,5
3,6
13,8
4,5
Avances et acomptes
TOTAL
2,2
2,2
0,2
42,2
42,2
18,6
L’augmentation des créances clients s’explique par la hausse des créances relatives aux conventions de développement, principalement
avec des sociétés projets françaises, non encore encaissées au 31/12/2021, mais dont les encaissements interviendront au cours de
l’année 2022.
NOTE 4. ECHÉANCIER DES CRÉANCES
Valeur brute
31.12.2021
Dont
entrep. liées
(En millions d’euros)
< 1 an
> 1 an
1 375,7
70,4
Créances rattachées à des participations
Titres de participation
1 375,7
70,4
14,2
7,8
1 375,7
70,4
Dépôts et cautions
1,2
5,5
13,0
Autres immobilisations ﬁnancières
Total de l’actif immobilisé
Clients
2,3
1 468,1
36,5
3,3
6,7
1 461,4
1 446,1
36,5
3,3
État – Taxes sur la valeur ajoutée
État – Autres impôts et taxes
Débiteurs divers
0,3
0,3
2,2
2,2
Total de l’actif circulant
Charges constatées d’avance
TOTAL
42,2
0,4
42,2
0,4
-
-
1 510,7
49,3
1 461,4
1 446,1
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
195
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 5. ACHATS
NOTE 5.1. AUTRES ACHATS ET CHARGES EXTERNES
Dans le cadre de sa politique de prix de transfert, l’ensemble des frais de développement encourus pour des projets internationaux du
Groupe sont soit portés par Neoen S.A., soit refacturés par les sociétés de développement internationales à Neoen S.A. Ces frais de
développement correspondent à des dépenses externes engagées principalement dans le cadre de l’obtention de permis, la réalisation
d’études environnementales ou techniques ainsi qu’à des frais internes de personnel.
(En millions d’euros)
Exercice 2021
(6,5)
Exercice 2020
(3,4)
Frais externes de développement - France
Frais de développement internationaux
Études & sous-traitance
Honoraires
(25,3)
(21,5)
(1,6)
(1,4)
(7,4)
(8,9)
Autres charges
(5,3)
(4,6)
TOTAL
(46,1)
(39,8)
Le groupe a intensiﬁé ses investissements dans le développement de ses projets tant en France (+3,1 millions d’euros) qu’à l’international
(+ 3,9 millions d’euros), principalement en Finlande, en Suède et en Australie.
NOTE 5.2. DETTES D’EXPLOITATION
Principe comptable
Les dettes sont comptabilisées à leur valeur nominale.
État des dettes d’exploitation
Le poste se décompose de la façon suivante :
(En millions d’euros)
31.12.2021
5,3
31.12.2020
Fournisseurs - Groupe
4,5
0,1
0,2
2,9
7,7
Fournisseurs - Hors Groupe
Factures non parvenues - Groupe
Factures non parvenues - Hors Groupe
TOTAL
3,0
0,0
2,9
11,2
Les dettes fournisseurs – Groupe sont composées de refacturation des frais de développement des projets internationaux par les sociétés
de développement locales.
Les dettes fournisseurs hors groupes sont composées principalement de frais de raccordement d’un projet en développement et
d’honoraires divers.
196
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 6. ECHÉANCIER DES DETTES
Valeur
brute
31.12.2021
De 1
à 5 ans
Dont
> 5 ans entrepr. liées
(En millions d’euros)
< 1 an
1,2
Emprunts obligataires convertibles
Emprunts et dettes auprès des établissements de crédit
Emprunts et dettes ﬁnancières divers
Fournisseurs et comptes rattachés
Personnel et comptes rattachés
Sécurité sociale et autres organismes sociaux
États et autres collectivités publiques :
> Taxe sur la valeur ajoutée
371,2
0,0
370,0
0,0
20,0
11,2
3,9
20,0
16,3
11,2
3,9
3,6
3,6
11,8
8,7
11,8
8,7
> Autres impôts et comptes rattachés
Autres dettes
3,1
3,1
0,2
0,2
Produits constatés d’avance
0,0
0,0
TOTAL
421,9
31,8
370,0
20,0
16,3
NOTE 7. PROVISIONS
Principe comptable
Des provisions pour risques et charges sont constituées pour faire face aux sorties probables de ressources au proﬁt de tiers, sans
contrepartie pour la Société. Ces provisions sont estimées en prenant en considération les hypothèses les plus probables à la date
d’arrêté des comptes.
Détail des provisions par nature
Le détail des provisions par nature est le suivant :
Reprises
utilisées
Reprises
non utilisées
(En millions d’euros)
Provisions pour litiges
Provisions pour risques
Provisions pour charges(1)
Provisions pour pertes de change
TOTAL
31.12.2020
Dotations
31.12.2021
0,4
-
0,4
-
0,4
2,3
3,0
8,9
0,6
9,5
(4,6)
(2,3)
(6,9)
4,7
0,6
5,6
-
(1) Au 31 décembre 2021, les provisions sur les actions auto-détenues s’élèvent à 4,7 millions d’euros. Ces actions sont destinées à être attribuées aux bénéﬁciaires
lorsque les plans d’actions gratuites correspondant arriveront à échéance, respectivement en 2022, 2023 et 2024. Elles sont ainsi dépréciées au prorata du temps
écoulé sur la durée totale des plans.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
197
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 8. CHARGES DE PERSONNEL ET RÉMUNÉRATION
DES ORGANES DE DIRECTION ET
D’ADMINISTRATION
Principe comptable
Engagements envers le personnel
La Société s’affranchit de ses obligations de ﬁnancement des retraites de son personnel par le versement de cotisations calculées
sur la base des salaires aux organismes qui gèrent les programmes de retraites.
En outre, une indemnité de départ à la retraite, déterminée en fonction de l’ancienneté et du niveau de rémunération, doit être
versée aux salariés présents dans l’entreprise à l’âge de la retraite.
L’engagement de la Société à ce titre, calculé selon la méthode des unités de crédits projetées n’est pas signiﬁcatif compte tenu du
peu d’ancienneté acquise par les salariés à ce jour et de la moyenne d’âge de l’effectif, et n’a donc pas été comptabilisé.
NOTE 8.1. CHARGES DE PERSONNEL ET EFFECTIF
(En millions d’euros)
Exercice 2021
Exercice 2020
Charges de personnel
Salaires et traitements
(20,4)
(7,4)
(18,1)
(12,1)
(30,2)
Charges sociales
CHARGES DE PERSONNEL
Équivalent temps pleins (ETP) – Moyen
Cadres
(27,8)
140
3
123
4
Employés et agent de maîtrise
EFFECTIF
143
127
L’augmentation du poste salaires et traitement est due principalement à :
• L’impact de plans d’actions gratuites au bénéﬁce des salariés pour - 1,2 million d’euros. Les actions auto-détenues sont dépréciées
au prorata du temps écoulé sur la durée totale des plans, générant une charge de (9,0) millions d’euros sur l’exercice 2021. En 2020,
(7,8) millions d’euros avaient été reconnus au titre de l’impact de plans d’actions gratuites.
• La hausse de la masse salariale pour 1,1 million d’euro liée essentiellement à l’augmentation des effectifs sur l’exercice.
En revanche, les charges sociales diminuent du fait de la reconnaissance, depuis l’exercice 2020, des cotisations sur actions gratuites
sur la durée des plans :
• En 2020, l’intégralité des cotisations sociales liées au plan arrivant à échéance en octobre 2020 avait été comptabilisée pour 4 millions
d’euros. La société avait également provisionné la quote-part de charges sociales liées aux plans d’actions gratuites arrivant à échéance
en 2021, 2022 et 2023 pour 1,9 million d’euros.
• En 2021, 0,5 million d’euros de provision sur charges sociales a été comptabilisé dans la cadre des plans d’actions gratuites en
cours et arrivant à échéance en 2021, 2022 et 2023, sur la base d’un prix de l’action Neoen ayant sensiblement diminué par rapport
à 2020.
198
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 8.2. CARACTÉRISTIQUES DES PLANS D’OPTIONS D’ACHAT OU DE
SOUSCRIPTION D’ACTIONS ET PLANS D’ATTRIBUTION D’ACTIONS
GRATUITES AUX SALARIÉS
Plans d’options d’achat ou de souscriptions d’actions
Nombre d’options
attribuées
Date de départ
d’exercice
Date d’expiration
d’exercice
Prix Nombre d’options
Date d’attribution
30/05/2018
05/07/2018
TOTAL
d’exercice
en circulation
45 000
65 000
31/05/2021
06/10/2021
30/05/2023
05/07/2023
9,25 €
9,25 €
27 025
33 835
110 000
60 860
Plans d’attributions d’actions gratuites
Nombre d’actions
Date d’acquisition
Date de ﬁn de période
Nombre d’actions
en circulation(1)
Date d’attribution
10/07/2019
02/07/2020
10/03/2021
TOTAL
attribuées
297 000
140 000
272 302
709 302
des actions
11/07/2022
03/07/2023
11/03/2024
de conservation
-
-
-
295 445
145 948
285 252
726 645
(1) A la suite de l’augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription, réalisée le 9 avril 2021, et conformément aux dispositions légales applicables
et aux stipulations des plans d’actions attribuées gratuitement et des plans d’options de souscription d’actions, le Président-directeur général a procédé, sur
délégation du Conseil d’administration, à l’ajustement des droits des bénéﬁciaires d’actions gratuites et d’options de souscription d’actions (coefﬁcient de 1,081).
NOTE 9. ÉTAT DES AUTRES DETTES
(En millions d’euros)
Dettes sociales
Dettes ﬁscales
31.12.2021
7,5
31.12.2020
7,2
11,8
8,6
Autres dettes
0,2
0,2
Produits constatés d’avance
TOTAL
0,0
0,0
19,4
16,0
L’augmentation de 3,2 millions d’euros des dettes ﬁscales est essentiellement liée aux dettes de TVA collectées sur les facturations de
conventions de développement (1,2 million d’euros) et à l’impôt sur les sociétés (1,8 million d’euros) lié à la hausse des bénéﬁces réalisés
sur l’exercice.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
199
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 10. ÉLÉMENTS FINANCIERS
Principes comptables
Valeurs mobilières de placement
Les valeurs mobilières de placement représentent les emplois temporaires de trésorerie placés en SICAV et/ou en FCP de trésorerie.
Elles sont comptabilisées à leur coût historique d’acquisition. Lors des cessions, les plus ou moins-values sont calculées selon la
méthode ﬁrst-in ﬁrst-out (FIFO).
Une provision est constituée si la valeur liquidative est inférieure à la valeur comptable.
Opérations en devises
Les comptes de Neoen SA sont établis en euros. Les charges et produits en devises sont enregistrés pour leur contre-valeur en
euro à la date de l’opération. A la date de clôture, les dettes et les créances en devises étrangères sont converties et comptabilisées
au bilan sur la base du dernier cours de change, en contrepartie des postes « écarts de conversion – actif/passif » au bilan.
Les gains de change latents n’entrent pas dans la formation du résultat comptable. Les pertes latentes de change non compensées
par une couverture de change font l’objet d’une provision pour pertes de change.
Opérations de couverture
Les principes de la comptabilité de couverture sont appliqués de façon obligatoire dès lors qu’une relation de couverture est
identiﬁée en gestion et documentée. Les effets des instruments ﬁnanciers utilisés par Neoen S.A. pour couvrir et gérer ses risques
de change sont reconnus dans le compte de résultat de manière symétrique à ceux de l’élément couvert.
NOTE 10.1. RÉSULTAT FINANCIER
(En millions d’euros)
Exercice 2021
54,0
Exercice 2020
41,1
Produits ﬁnanciers
Produits ﬁnanciers de participations
Autres intérêts et produits assimilés
Reprises sur provisions et transferts de charges
Gains de change
48,5
31,5
1,3
3,4
2,3
0,5
1,9
5,7
Charges ﬁnancières
(15,9)
(0,6)
(18,5)
(2,3)
Dotations ﬁnancières aux amortissements et provisions
Intérêts et charges assimilées
Pertes de change
(13,3)
(2,0)
(9,2)
(7,0)
RESULTAT FINANCIER
38,1
22,6
La hausse des produits ﬁnanciers s’explique principalement par l’augmentation des intérêts sur comptes courants d’associés pour
+ 17,0 millions d’euros liée à la poursuite de la croissance des investissements réalisés dans de nouveaux projets.
Les charges ﬁnancières diminuent sous l’effet d’une baisse des pertes de change de - 5 millions d’euros compensée en partie par
l’augmentation de + 1,4 million d’euros des charges d’intérêts associées aux OCEANE 2020 (effet année pleine).
200
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 10.2. ÉTAT DES DETTES FINANCIÈRES
(En millions d’euros)
Emprunts
31.12.2021
370,0
1,2
31.12.2020
380,4
1,2
Intérêts courus sur emprunts
Autres dettes ﬁnancières
TOTAL
20,0
19,3
391,2
401,0
Au 31 décembre 2021, la baisse des emprunts s’explique principalement par le remboursement d’un emprunt BPI réalisé en janvier 2021.
NOTE 11. RÉSULTAT EXCEPTIONNEL
(En millions d’euros)
Exercice 2021
Exercice 2020
Produits exceptionnels
14,7
0,0
21,9
-
Produits exceptionnels sur opérations de gestion
Produits exceptionnels sur opérations en capital
Reprises sur provisions et transferts de charges
Charges exceptionnelles
1,1
14,1
7,8
13,7
(13,8)
(9,0)
(4,8)
1,0
(8,3)
(0,4)
(7,9)
13,6
Charges exceptionnelles sur opérations de gestion
Charges exceptionnelles sur opérations en capital
RESULTAT EXCEPTIONNEL
En 2021, les produits exceptionnels sur opérations en capital sont liés aux produits de cessions de ﬁliales à d’autre entités du groupe
dans le cadre de la structuration de nouveaux ﬁnancements de projets. Pour rappel, les 14,1 millions d’euros réalisés en 2020 étaient
principalement constitués par 13,3 millions d’euros liés à une réduction de capital intervenue chez Neoen Services, qui avait généré un
boni correspondant à la différence entre la valeur des titres chez Neoen SA et le montant du capital social de Neoen Services.
Les charges exceptionnelles sont essentiellement composées d’un mali sur actions auto-détenues, pour (13,8) millions d’euros, lié d’une
part aux actions ayant été déﬁnitivement attribuées lors de l’arrivée à échéance le 31 mai 2021 d’un plan d’attribution d’actions gratuites
et d’autre part aux actions auto-détenues dépréciées au prorata du temps écoulé sur la durée totale des plans restant.
Ces charges sont compensées intégralement par un transfert de charges du même montant en produit exceptionnel (la charge associée
à l’attribution d’actions gratuites étant ainsi comptabilisée en charges de personnel).
NOTE 12. IMPÔTS
Intégration ﬁscale
La Société a opté à compter du 1er janvier 2010, pour le régime d’intégration ﬁscale prévu aux articles 223A et suivants du CGI, avec ses
ﬁliales et sous-ﬁliales dont la liste au 31 décembre 2021 est la suivante : Neoen Biopower, Neoen Solaire, Neoen Services, Neoen Éolienne,
Neoen International ainsi que Neoen Production 2, Neoen Investissement, Neoen Northern Hémisphère, Neoen Holding Jamaica, Neoen
Holding Mexico, Neoen Holding El Salvador, Neoen Mexico II et Neoen Investissement II.
Aucune ﬁliale n’a rejoint le groupe d’intégration ﬁscale au cours de l’exercice 2021.
En qualité de société mère intégrante, Neoen SA assume la consolidation des résultats ﬁscaux de toutes les sociétés membres et le
paiement au Trésor de l’impôt correspondant. Elle reçoit de ses ﬁliales le montant d’impôt qu’elles auraient dû supporter en l’absence
d’intégration ﬁscale. En conséquence, au 31 décembre 2021, le montant de l’impôt dû par Neoen SA s’élève à 4,0 millions d’euros.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
201
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Détermination du résultat ﬁscal de l’intégration ﬁscale
Résultat
ﬁscal après
utilisation
des déﬁcits
propres
Utilisation
déﬁcits
propres
Résultat
comptable Réintégrations
Résultat
ﬁscal
Déductions
23,0
1,6
Neoen
35,8
1,5
10,4
0,2
2,3
0,0
0,3
2,7
3,8
0,8
1,7
0,1
1,7
0,4
0,2
-
23,1
0,2
23,1
0,2
Neoen Solaire
Neoen Eolienne
19,2
0,2
19,8
0,2
1,8
1,8
Neoen Biopower
0,0
0,0
Neoen Services
1,2
0,7
0,8
0,8
Neoen International
Neoen Production 2
Neoen Investissement
Neoen Northern Hemisphere
Neoen Holding Jamaica
Neoen Holding Mexico
Neoen Holding El Salvador
Neoen Holding Mexico II
Neoen Investissement II
TOTAL
(1,9)
(0,8)
8,9
1,1
(0,3)
(3,0)
3,0
(0,3)
(3,0)
3,0
6,1
6,7
(2,7)
0,7
0,0
(1,0)
0,4
(1,0)
0,4
0,4
14,0
1,6
10,9
2,3
4,9
4,9
(0,3)
0,8
(0,3)
0,8
2,8
2,2
(0,0)
80,4
-
(0,0)
30,3
(0,0)
30,3
24,7
74,9
-
Réintégrations/déductions propre à l’Intégration Fiscale
(4,6)
Résultat de l’Intégration Fiscale
25,7
Consommation des déﬁcits de l’Intégration Fiscale
-
Résultat après utilisation
25,7
Impôt dû
6,8
0,2
Montant de la Contribution Social sur l’IS
Crédits d’impôt
(0,1)
(2,9)
4,0
Produit d’intégration ﬁscale
Impôts sur les bénéﬁces
202
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Détermination des résultats ﬁscaux individuels sans le bénéﬁce de l’intégration ﬁscale
Calculé sans le bénéﬁce de l’intégration ﬁscale
Report
Résultat
ﬁscal
déﬁcitaire
31.12.2020
Consommation
du déﬁcit
Base taxable IS Théorique
Neoen
23,1
0,2
-
-
-
23,1
0,2
6,3
0,0
0,3
0,0
0,2
-
Neoen Solaire
-
Neoen Eolienne
1,8
0,9
0,2
-
(0,9)
1,0
Neoen Biopower
0,0
-
0,0
Neoen Services
0,8
-
0,8
Neoen International
Neoen Production 2
Neoen Investissement
Neoen Northern Hemisphere
Neoen Holding Jamaica
Neoen Holding Mexico
Neoen Holding El Salvador
Neoen Holding Mexico II
Neoen Investissement II
(0,3)
(3,0)
3,0
11,1
15,2
-
-
(0,3)
(3,0)
3,0
-
-
-
0,8
-
(1,0)
0,4
1,1
-
-
(1,0)
0,4
-
0,1
1,3
-
4,9
0,0
1,3
0,2
0,0
-
4,9
(0,3)
0,8
-
(0,2)
-
(0,3)
0,6
0,2
-
(0,0)
(0,0)
NOTE 13. CAPITAUX PROPRES
Le 31 mai 2021, 2 703 actions ont été créées dans le cadre de
l’arrivée à échéance d’un plan d’actions gratuites, portant ainsi le
capital social à 213 996 910 euros.
Capital social
Entre le 1er janvier et le 15 mars 2021, 24 000 options de
souscription d’actions à un prix d’exercice de 6 euros ont
été exercées pour un montant total de 144 000 euros, dont
96 000 euros de prime d’émission, portant le capital social à
171 149 424 euros.
Au mois de juin, 13 210 options de souscription d’actions à un
prix d’exercice de 9,25 euros ont été exercées, pour un montant
total de 122 192,50 euros, dont 95 772,50 euros de prime
d’émission, portant, en date du 30 juin 2021, le capital social à
214 023 330 euros.
Le 9 avril 2021, 21 393 678 actions nouvelles ont été émises
dans le cadre d’une augmentation de capital avec maintien du
droit préférentiel de souscription, représentant un montant total
brut de 599 022 984 euros dont 556 235 628 euros de prime
d’émission et portant le capital à 213 936 780 euros.
Au cours du second semestre 2021, 38 015 options de
souscription d’actions à un prix d’exercice de 5,55 euros et
7 005 options de souscription à un prix d’exercice de 9,25 euros
ont été exercées, pour un montant total de 275 779,50 euros,
dont 185 739,50 euros de prime d’émission, portant le capital
social à 214 113 370 euros.
Le 12 mai 2021, 23 038 actions d’une valeur nominale de 2 euros
ont été créées dans le cadre d’une augmentation de capital
réservée aux salariés pour un montant total de 348 449,75 euros
dont 302 373,75 euros de prime d’émission, portant le capital
social à 213 982 856 euros.
Au 31 décembre 2021, le capital social est divisé en 107 056 685
actions ordinaires entièrement libérées, d’une valeur nominale de
2 euros.
Ce même jour, 4 324 options de souscription d’actions à un prix
d’exercice de 5,55 euros ont été exercées, pour un montant total
de 23 998,20 euros, dont 15 350,20 euros de prime d’émission,
portant le capital social à 213 991 504 euros.
Actions propres
Au 31 décembre 2021, la Société détient directement ou
indirectement 204 510 actions propres, issues principalement
d’un programme de rachat d’actions en vue de leur attribution.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
203
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Tableau de variation des capitaux propres
(En millions d’euros)
Capital social ou individuel
Primes d’émission
Réserve légale
Ouverture
171,1
502,3
3,4
Augmentations
43,0
Diminutions
Clôture
214,1
1 053,4
4,7
559,0
7,8
0,0
1,3
Autres réserves
28,5
25,3
53,8
Report à nouveau
Résultat de l’exercice
TOTAL
8,0
8,0
26,6
35,8
26,6
35,8
739,9
664,4
34,5
1 369,8
Le résultat de l’année 2020 de 26,6 millions d’euros a été affecté pour 25,3 millions d’euros au poste « Autres réserves » et pour
1,3 millions d’euros en Réserve légale conformément aux règles d’affectation du résultat.
NOTE 14. IMMOBILISATIONS CORPORELLES
ET INCORPORELLES
Principes comptables
Les immobilisations incorporelles sont principalement constituées des logiciels, concessions et brevets et droits similaires et sont
comptabilisées à leur coût d’acquisition.
Pour toutes les immobilisations, l’amortissement est calculé sur la durée de vie économique prévue de l’immobilisation et selon le
mode de consommation des avantages économiques liés. Les principales catégories sont :
• Logiciels et autres immobilisations incorporelles : linéaire 3 ans ;
• Installations générales, aménagements divers : linéaire 3 à 10 ans ;
• Matériel informatique : linéaire 3 ans ;
• Mobilier de bureau : linéaire 4 ans.
L’amortissement est calculé sur la base du coût d’acquisition sous déduction, le cas échéant, d’une valeur résiduelle. La valeur
résiduelle est le montant, net des coûts de sortie attendus, que la Société obtiendrait de la cession de l’actif sur le marché à la ﬁn
de son utilisation.
À la clôture, la Société apprécie s’il existe des indices de perte de valeur des immobilisations. Lorsqu’il existe un indice de perte
de valeur, un test de dépréciation est effectué : la valeur nette comptable de l’actif immobilisé est comparée à sa valeur actuelle.
La valeur comptable d’un actif est dépréciée dès lors que la valeur actuelle est inférieure à sa valeur nette comptable. La valeur
actuelle d’un bien est la valeur la plus élevée entre la valeur de marché et la valeur d’utilité du bien pour l’entreprise.
204
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
État des immobilisations corporelles et incorporelles en valeurs brutes
(En millions d’euros)
31.12.2020
Acquisitions
Cessions
31.12.2021
Logiciels
-
1,9
0,5
2,3
0,0
1,1
0,3
-
-
0,4
-
-
-
-
2,3
0,1
2,3
0,0
1,3
0,3
0,9
2,5
4,8
Autres immobilisations incorporelles
Immobilisations incorporelles en cours
Immobilisations incorporelles
Terrains
0,4
0,4
-
0,4
-
Matériel de bureau, informatique et mobilier
Autres immobilisations corporelles
Immobilisations corporelles en cours
Immobilisations corporelles
TOTAL
0,2
-
-
0,1
-
0,9
1,1
1,5
1,5
3,8
0,1
0,5
État des amortissements/dépréciations - immobilisations corporelles et incorporelles
Amortissements
Dotations Reprises
Dépréciations
Dotations Reprises
(En millions d’euros)
31.12.2020
31.12.2021
Logiciels
-
(1,3)
-
-
(0,6)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
(1,9)
-
Autres immobilisations incorporelles
Immobilisations incorporelles en cours
Immobilisations incorporelles
Matériel de bureau, informatique et mobilier
Autres immobilisations corporelles
Immobilisations corporelles
TOTAL
(1,3)
(0,9)
-
(0,6)
(0,1)
-
(1,9)
(1,0)
-
(0,9)
(2,2)
(0,1)
(0,7)
(1,0)
(2,9)
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
205
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 15. IMMOBILISATIONS FINANCIÈRES
Principes comptables
Titres de participations et créances rattachées
La valeur brute des titres de participations est comptabilisée au coût d’acquisition, comprenant les frais d’acquisitions directement
liés.
La valeur d’utilité, pour une participation donnée, est appréciée selon une approche multicritère (valeur actualisée nette des ﬂux de
trésorerie futurs, multiples de valorisation sur la base de comparables de marché) qui tient compte notamment des perspectives de
rentabilité à moyen terme et long terme.
A la clôture de l’exercice, une dépréciation est constituée lorsque la valeur d’utilité des titres est inférieure à la valeur nette comptable.
Les créances rattachées à des participations correspondent principalement à des apports en compte courant réalisés par la Société,
directement ou indirectement à travers des holdings intermédiaires, à ses ﬁliales pour ﬁnancer la construction des centrales. Elles
sont comptabilisées à leur valeur nominale. Une dépréciation est comptabilisée lorsque leur valeur d’utilité est inférieure à la valeur
comptable.
Autres immobilisations ﬁnancières
Au 31 décembre 2021, les autres immobilisations ﬁnancières sont constituées de titres de la Société auto-détenus (se reporter à la
note 13 - « Capitaux Propres »).
Contrat de liquidité
Lesopérationsliéesaucontratdeliquiditéquelasociétéapasséavecunprestatairedeservicesd’investissementsontcomptabilisées
en conformité avec l’avis du comité d’urgence de la CNC no 98-D et avec le bulletin no 137 de la CNCC de mars 2005 :
• Les actions propres détenues sont comptabilisées en immobilisations ﬁnancières. Une dépréciation est enregistrée par référence
au cours moyen de bourse du dernier mois de l’exercice si celui-ci est inférieur au coût d’achat. Pour la détermination du résultat
de cession, la méthode FIFO est appliquée ;
• Les espèces versées à l’intermédiaire et non encore utilisées sont comptabilisées en disponibilités.
État des immobilisations ﬁnancières en valeurs brutes
(En millions d’euros)
31.12.2020
68,9
Augmentations
Diminutions
0,0
31.12.2021
70,4
Titres de participation
1,6
426,3
-
Créances rattachées à des participations
Dépôts et cautions
991,3
19,5
41,8
1 375,7
14,2
5,3
Autres immobilisations ﬁnancières
TOTAL
0,4
12,1
440,0
4,8
7,8
1 080,1
52,0
1 468,1
La variation positive des titres de participation au cours de l’exercice 2021, pour un montant de 1,6 million d’euros, correspond à des
augmentations de capital réalisées par certaines des ﬁliales de la Société et souscrites par celle-ci.
L’augmentation des créances rattachées à des participations (+ 426,3 millions d’euros) s’explique par la réalisation d’apports en comptes
courants dans le cadre du ﬁnancement de la construction des centrales du Groupe notamment en Europe pour 229 millions d’euros et en
Australie pour 165 millions d’euros auxquels s’ajoutent les intérêts liés à la rémunération des comptes courants pour 14 millions d’euros.
La diminution des créances (- 41,8 millions d’euros) est liée aux remontées de trésorerie de centrales en opération.
Les dépôts et cautions ont diminué de 5,3 millions d’euros à la suite de la réduction du dépôt de garantie effectué dans le cadre du
ﬁnancement de la construction de centrales solaires en Argentine, désormais entrées en opération.
Les autres immobilisations ﬁnancières ont augmenté de 7,4 millions d’euros sur l’exercice en raison de l’acquisition de nouvelles actions
auto-détenues pour 10,1 millions d’euros et l’acquisition d’actions dans le cadre du contrat de liquidité pour 2,0 millions d’euros. Ces
acquisitions sont compensées par l’attribution déﬁnitive d’actions dans le cadre du plan d’attribution d’actions gratuites arrivé à échéance
le 31 mai 2021 pour 4,8 millions d’euros.
206
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
État des amortissements/dépréciations - immobilisations ﬁnancières
(En millions d’euros)
31.12.2020
Dotations
Reprises
0,6
31.12.2021
Titres de participation
-
(0,6)
-
-
-
-
-
-
Créances rattachées à des participations
Dépôts et cautions
Autres immobilisations ﬁnancières
TOTAL
-
(0,6)
-
0,6
La provision pour dépréciation de sa créance de compte courant que Neoen détenait dans la société du groupe BE Laneuveville a été
reprise pour 0,6 million d’euros dans le cadre de fusion de BE Laneuveville avec la société Neoen Service.
NOTE 16. COMPTES DE RÉGULARISATION ACTIF
(En millions d’euros)
Charges constatées d’avance
Charges à repartir(1)
Ecart de conversion actif
TOTAL
31.12.2021
31.12.2020
0,4
4,5
0,6
5,5
0,3
4,9
2,3
7,5
(1) Correspondent aux frais et honoraires pour 2,5 millions d’euros associés à un crédit syndiqué conclu le 12 mars 2020 et amendé le 25 juin 2021, pour 2 millions
d’euros associés à l’émission obligataire à option de conversion et/ou d’échange en actions nouvelles ou existantes (« OCEANE VERTE ») réalisée le 2 juin 2020
et pour 1,3 million d’euros associés à l’émission obligataire à option de conversion et/ou d’échange en actions nouvelles ou existantes (« OCEANE ») réalisée le 7
octobre 2019. Au 31 décembre 2021, 1,2 million d’euros a été amortis.
NOTE 17. COMPTES DE RÉGULARISATION PASSIF
(En millions d’euros)
Ecart de conversion passif
TOTAL
31.12.2021
31.12.2020
0,2
0,0
0,2
0,0
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
207
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 18. TABLEAU/LISTE DES FILIALES ET PARTICIPATIONS
Dividendes
Résultat
du
dernier
exercice
clos
Quote-
part du
capital
détenu
Valeur
brute
des
Valeur
nette
des
Prêts et Cautions
C.A.H.T
du
dernier
exercice
clos
encaissés
par la
Société
dans
Devise
des
données
ﬁliales
avances
consentis
par la
et avals
donnés
par la
Réserves
Capital et report à
titres
titres
(En milliers d’euros)
Neoen International
Neoen Services
Social
100
539
37
nouveau
(7 819)
312
(en%) détenus détenus
société
Société
l’exercice
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
EUR
(1 872)
1 226
19 237
1 497
153
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
100
9
100
9
458 145
3 479
3 349
2 232
10
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
399
Neoen Eolienne
1 198
943
37
37
0
Neoen Solaire
37
37
37
7 113
Neoen Biopower
Neoen Production 1
Neoen Production 2
Neoen Production 3
Eoliennes Vesly
37
84
37
37
1 297
10
(5 618)
53 106
(63)
783
10
10
0
0
0
0
0
EUR 50 003
(794)
(13)
50 003
3
50 003
3
16 749
144 630
811
EUR
EUR
3
10
(72)
(3)
10
10
Centrale Eolienne Champs
Au Roy
EUR
10
(67)
(4)
100,0%
10
10
63
0
0
0
Eoliennes Chemin Vert
Centrale Solaire Orion 8
Centrale Solaire Orion 9
EUR
EUR
EUR
5
5
5
(71)
(35)
(34)
(72)
(13)
(3)
100,0%
100,0%
100,0%
5
5
5
5
5
5
10 214
121
0
0
0
370
0
0
0
0
168
0
PV Le Champ De
Manoeuvre
EUR
EUR
EUR
5
20
20
(90)
(2 188)
(1 104)
(5)
8 883
100,0%
100,0%
100,0%
5
20
20
5
20
20
93
169 485
462 872
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Neoen Investissement
Neoen Northern
Hemisphere
(2 724)
Neoen Stockage
EUR
EUR
EUR
ARS
AUD
USD
3
3
(318)
(13)
755
(9)
100,0%
100,0%
100,0%
99,1%
3
3
3
3
1 967
26
0
0
0
0
0
0
1 594
0
0
0
0
0
0
0
Neoen Stockage France
Neoen Investissement Ii
Neoen Argentina
1
(18)
(11)
(913)
(682)
17
1
1
866
1 294
(0)
0
690
8 290
212
(1 184)
(980)
3
1 439
7 814
204
1 439
7 814
204
10
Neoen Australia
100,0%
100,0%
21 704
600
Neoen Ecuador Sa
0
Neoen Renewables
Finland Oy
EUR
647
0
304
100,0%
647
647
0
0
2 716
0
Neoen Renewables
Croatia Llc
HRK
EUR
EUR
51
0
0
0
0
21
27
37
100,0%
100,0%
100,0%
51
0
51
0
311
7 184
510
0
0
0
597
2 688
101
0
0
0
Neoen Ireland
Neoen Renewables Italia
Srl
10
10
10
Neoen Renewables
Jamaica Limited
JMD
75
(149)
(50)
100,0%
87
87
239
0
181
0
Neoen Mexico
Neoen Servicios Mexico
Neoen Mozambique
Ndevelopment
Npinvestment
MXN
MXN
MZN
EUR
EUR
EUR
EUR
705
1 275
635
50
33
(4)
(5)
(620)
(74)
100,0%
99,0%
759
1 230
451
759
1 230
451
0
0
0
0
0
0
0
0
112
1 303
82
0
0
0
0
0
0
0
0
0
(181)
415
99,9%
329
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
50
50
0
1 373
0
50
4 966
3 743
(178)
2 117
3 841
(139)
602
602
0
Npinvestment Ii
Npi Iii
85
4 425
155
4 425
155
6 923
5 975
0
155
0
Neoen Renewable
Sweden Ab
SEK
2
396
(101)
100,0%
2
2
200
0
1 310
0
Neoen El Salvador
Pedregal Solar
Nahualapa Solar
Spica Solar
USD
USD
USD
USD
388
2
(88)
0
9
0
0
0
100,0%
100,0%
100,0%
100,0%
376
2
376
2
0
0
0
0
0
0
0
0
850
0
0
0
0
0
2
0
2
2
0
2
0
2
2
0
Neoen Zambia
Renewables
ZMW
14
1 753
(253)
100,0%
1 647
1 647
0
0
136
0
208
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
NOTE 19. AUTRES INFORMATIONS
Identité de la société mère consolidante
La Société est une société anonyme (SA) enregistrée et domiciliée en France. La Société a été immatriculée le 29 septembre 2008.
Nom et siège de l’entreprise qui établit des états ﬁnanciers consolidés de l’ensemble NEOEN SA, 22 rue Bayard – 75008 Paris,
le plus grand
SIREN 508 320 017
Nom et siège de l’entreprise qui établit des états ﬁnanciers consolidés de l’ensemble NEOEN SA, 22 rue Bayard – 75008 Paris,
le plus petit
SIREN 508 320 017
NEOEN SA, 22 rue Bayard – 75008 Paris,
SIREN 508 320 017
Lieu où des copies des états ﬁnanciers consolidés visés peuvent être obtenues
Informations relatives aux dirigeants
La rémunération versée au cours de l’exercice 2021 aux dirigeants du Groupe, s’élève à 2,4 millions d’euros (contre 2,5 millions d’euros
en 2020). Les dirigeants représentent les membres du comité exécutif du Groupe.
Informations concernant les parties liées
Le 14 janvier 2021, Neoen SA a remboursé la totalité de l’emprunt contracté auprès de la BPI réduisant ainsi sa dette de 10,5 millions
d’euros.
Les transactions effectuées avec les parties liées au cours de l’exercice 2021 concernent exclusivement la convention d’assistance avec
la Société Impala pour 0,1 million d’euros.
NOTE 20. ENGAGEMENTS HORS BILAN
Opérations de couverture
Les opérations de couverture de change existantes dans les comptes de Neoen S.A. visent à couvrir l’exposition associée :
• aux apports en fonds propres ou comptes courants d’associés libellés en devises étrangères en faveur de sociétés de projets du
Groupe, dès lors qu’ils sont connus avec précision ;
• aux remontées de trésorerie en devises étrangères prévues depuis les sociétés de projets du Groupe sous formes de dividendes ou de
remboursements de comptes courants d’associés.
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
209
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Engagements donnés
Neoen S.A. s’est portée caution pour certaines de ses ﬁliales dans le cadre d’appels d’offres, de la mise en place de ﬁnancements de
projet et de la construction de centrales, dans les conditions suivantes :
(En millions d’euros)
Total
82,6
< 1 an
32,6
de 1 à 5 ans
23,4
> 5 ans
26,7
0,3
Garanties liées aux activités de ﬁnancement
Garanties liées aux activités de développement
Garanties liées aux opérations
TOTAL
14,4
5,3
8,9
553,8
650,9
271,3
309,1
282,5
314,8
0,0
26,9
Engagements reçus
(En millions d’euros)
Total
15,0
15,0
< 1 an
de 1 à 5 ans
> 5 ans
15,0
Garanties liées aux activités de ﬁnancement
TOTAL
-
-
-
-
15,0
NOTE 21. EVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE
Néant.
210
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
4.4 RAPPORT DE CERTIFICATION DES COMMISSAIRES AUX
COMPTES SUR LES COMPTES ANNUELS DE NEOEN S.A.
AU 31 DÉCEMBRE 2021
Exercice clos le 31 décembre 2021
interne des entreprises et sur les modalités de mise en œuvre
des audits.
À l'assemblée générale de la société NEOEN,
C’est dans ce contexte complexe et évolutif que, en application
des dispositions des articles L.823-9 et R.823-7 du code de
commerce relatives à la justiﬁcation de nos appréciations, nous
devons porter à votre connaissance les points clés de l’audit
relatifs aux risques d’anomalies signiﬁcatives qui, selon notre
jugement professionnel, ont été les plus importants pour l’audit
des comptes annuels de l’exercice, ainsi que les réponses que
nous avons apportées face à ces risques.
Opinion
En exécution de la mission qui nous a été conﬁée par
l’assemblée générale, nous avons effectué l’audit des comptes
annuels de la société NEOEN relatifs à l’exercice clos le 31
décembre 2021, tels qu’ils sont joints au présent rapport.
Nous certiﬁons que les comptes annuels sont, au regard des
règles et principes comptables français, réguliers et sincères
et donnent une image ﬁdèle du résultat des opérations de
l’exercice écoulé ainsi que de la situation ﬁnancière et du
patrimoine de la société à la ﬁn de cet exercice.
Les appréciations ainsi portées s’inscrivent dans le contexte de
l’audit des comptes annuels pris dans leur ensemble et de la
formation de notre opinion exprimée ci-avant. Nous n’exprimons
pas d’opinion sur des éléments de ces comptes annuels pris
isolément.
L’opinion formulée ci-dessus est cohérente avec le contenu de
notre rapport au comité d’audit.
Nous avons déterminé qu’il n’y avait pas de point clé d’audit à
communiquer dans notre rapport.
Fondement de l’opinion
Vériﬁcations spéciﬁques
Référentiel d’audit
Nous avons également procédé, conformément aux normes
d’exercice professionnel applicables en France, aux vériﬁcations
spéciﬁques prévues par les textes légaux et règlementaires.
Nous avons effectué notre audit selon les normes d’exercice
professionnel applicables en France. Nous estimons que les
éléments que nous avons collectés sont sufﬁsants et appropriés
pour fonder notre opinion.
Informations données dans le rapport de gestion et dans les
autres documents sur la situation ﬁnancière et les comptes
annuels adressés aux actionnaires
Les responsabilités qui nous incombent en vertu de ces
normes sont indiquées dans la partie « Responsabilités des
commissaires aux comptes relatives à l’audit des comptes
annuels » du présent rapport.
Nous n’avons pas d’observation à formuler sur la sincérité et
la concordance avec les comptes annuels des informations
données dans le rapport de gestion du conseil d’administration
et dans les autres documents sur la situation ﬁnancière et les
comptes annuels adressés aux actionnaires.
Indépendance
Nous avons réalisé notre mission d’audit dans le respect des
règles d’indépendance, prévues par le code de commerce et
par le code de déontologie de la profession de commissaire aux
comptes sur la période du 1er janvier 2021 à la date d’émission
de notre rapport, et notamment nous n’avons pas fourni de
services interdits par l’article 5, paragraphe 1, du règlement
(UE) n° 537/2014.
Nous attestons de la sincérité et de la concordance avec les
comptes annuels des informations relatives aux délais de
paiement mentionnées à l’article D.441-6 du code de commerce.
Informations relatives au gouvernement d’entreprise
Nous attestons de l’existence, dans la section du rapport de
gestion du conseil d’administration consacrée au gouvernement
d’entreprise, des informations requises par les articles L.225-37-
4, L.22-10-10 et L.22-10-9 du code de commerce.
Justiﬁcation des appréciations - Points clés
de l’audit
Concernant les informations fournies en application des
dispositions de l’article L.22-10-9 du code de commerce sur les
rémunérations et avantages versés ou attribués aux mandataires
sociaux ainsi que sur les engagements consentis en leur faveur,
nous avons vériﬁé leur concordance avec les comptes ou avec
les données ayant servi à l’établissement de ces comptes et, le
cas échéant, avec les éléments recueillis par votre société auprès
des entreprises contrôlées par elle qui sont comprises dans le
périmètre de consolidation. Sur la base de ces travaux, nous
attestons l’exactitude et la sincérité de ces informations.
La crise mondiale liée à la pandémie de COVID-19 crée des
conditions particulières pour la préparation et l’audit des
comptes de cet exercice. En effet, cette crise et les mesures
exceptionnelles prises dans le cadre de l’état d’urgence sanitaire
induisent de multiples conséquences pour les entreprises,
particulièrement sur leur activité et leur ﬁnancement, ainsi
que des incertitudes accrues sur leurs perspectives d’avenir.
Les mesures exceptionnelles prises dans le cadre de l’état
d’urgence sanitaire, telles que les restrictions de déplacement
et le travail à distance, ont eu une incidence sur l’organisation
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
211
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Concernant les informations relatives aux éléments que votre
société a considéré susceptibles d’avoir une incidence en cas
d’offre publique d’achat ou d’échange, fournies en application
des dispositions de l’article L.22-10-11 du code de commerce,
nous avons vériﬁé leur conformité avec les documents dont elles
sont issues et qui nous ont été communiqués. Sur la base de
ces travaux, nous n’avons pas d’observation à formuler sur ces
informations.
Responsabilités de la direction et des
personnes constituant le gouvernement
d’entreprise relatives aux comptes annuels
Il appartient à la direction d’établir des comptes annuels
présentant une image ﬁdèle conformément aux règles et
principes comptables français ainsi que de mettre en place le
contrôle interne qu’elle estime nécessaire à l’établissement de
comptes annuels ne comportant pas d’anomalies signiﬁcatives,
que celles-ci proviennent de fraudes ou résultent d’erreurs.
Autres informations
En application de la loi, nous nous sommes assurés que les
diverses informations relatives aux prises de participation et de
contrôle, à l’identité des détenteurs du capital ou des droits de
vote vous ont été communiquées dans le rapport de gestion
Lors de l’établissement des comptes annuels, il incombe à la
direction d’évaluer la capacité de la société à poursuivre son
exploitation, de présenter dans ces comptes, le cas échéant, les
informations nécessaires relatives à la continuité
d’exploitation et d’appliquer la convention comptable de
continuité d’exploitation, sauf s’il est prévu de liquider la société
ou de cesser son activité.
Autres vériﬁcations ou informations prévues
par les textes légaux et réglementaires
Il incombe au comité d’audit de suivre le processus d’élaboration
de l’information ﬁnancière et de suivre l’efﬁcacité des systèmes
de contrôle interne et de gestion des risques, ainsi que le cas
échéant de l’audit interne, en ce qui concerne les procédures
Format de présentation des comptes annuels destinés
à être inclus dans le rapport ﬁnancier annuel
Nous avons également procédé, conformément à la norme
d’exercice professionnel sur les diligences du commissaire aux
comptes relatives aux comptes annuels et consolidés présentés
selon le format d’information électronique unique européen, à
la vériﬁcation du respect de ce format déﬁni par le règlement
européen délégué n° 2019/815 du 17 décembre 2018 dans la
présentation des comptes annuels destinés à être inclus dans
le rapport ﬁnancier annuel mentionné au I de l’article L.451-1-
2 du code monétaire et ﬁnancier, établis sous la responsabilité
Président-Directeur Général.
relatives
à l’élaboration et au traitement de l’information
comptable et ﬁnancière.
Les comptes annuels ont été arrêtés par le conseil
d’administration.
Responsabilités des commissaires aux
comptes relatives à l’audit des comptes
annuels
Sur la base de nos travaux, nous concluons que la présentation
des comptes annuels inclus dans le rapport ﬁnancier annuel
respecte, dans tous ses aspects signiﬁcatifs, le format
d’information électronique unique européen.
Objectif et démarche d’audit
Il nous appartient d’établir un rapport sur les comptes annuels.
Notre objectif est d’obtenir l’assurance raisonnable que les
comptes annuels pris dans leur ensemble ne comportent pas
d’anomalies signiﬁcatives. L’assurance raisonnable correspond
à un niveau élevé d’assurance, sans toutefois garantir qu’un
audit réalisé conformément aux normes d’exercice professionnel
permet de systématiquement détecter toute anomalie
signiﬁcative. Les anomalies peuvent provenir de fraudes ou
résulter d’erreurs et sont considérées comme signiﬁcatives
lorsque l’on peut raisonnablement s’attendre à ce qu’elles
puissent, prises individuellement ou en cumulé, inﬂuencer
les décisions économiques que les utilisateurs des comptes
prennent en se fondant sur ceux-ci.
Il ne nous appartient pas de vériﬁer que les comptes annuels
qui seront effectivement inclus par votre société dans le rapport
ﬁnancier annuel déposé auprès de l’AMF correspondent à ceux
sur lesquels nous avons réalisé nos travaux.
Informations résultant d’autres obligations
légales et réglementaires
Désignation des commissaires aux comptes
Nous avons été nommés commissaires aux comptes de la
société NEOEN par l’assemblée générale du 13 septembre
2008 pour le Cabinet Constantin Associés, le mandat ayant été
renouvelé lors de votre assemblée générale du 22 avril 2014
pour le cabinet Deloitte & Associés. Le Cabinet RSM Paris a été
nommé par votre assemblée générale du 12 septembre 2018.
Comme précisé par l’article L.823-10-1 du code de commerce,
notre mission de certiﬁcation des comptes ne consiste pas à
garantir la viabilité ou la qualité de la gestion de votre société.
Au 31 décembre 2021, Deloitte & Associés était dans la 14ème
année de sa mission sans interruption et le cabinet RSM Paris
dans sa 4ème année.
212
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
ÉTATS FINANCIERS ET RAPPORTS DES COMMISSAIRES AUX COMPTES
4
Dans le cadre d’un audit réalisé conformément aux normes
d’exercice professionnel applicables en France, le commissaire
aux comptes exerce son jugement professionnel tout au long de
cet audit. En outre :
comptables faites par la direction, ainsi que les informations
les concernant fournies dans les comptes annuels ;
• il apprécie le caractère approprié de l’application par
la direction de la convention comptable de continuité
d’exploitation et, selon les éléments collectés, l’existence ou
non d’une incertitude signiﬁcative liée à des événements ou à
des circonstances susceptibles de mettre en cause la capacité
de la société à poursuivre son exploitation. Cette appréciation
s’appuie sur les éléments collectés jusqu’à la date de son
rapport, étant toutefois rappelé que des circonstances ou
événements ultérieurs pourraient mettre en cause la continuité
d’exploitation. S’il conclut à l’existence d’une incertitude
signiﬁcative, il attire l’attention des lecteurs de son rapport sur
les informations fournies dans les comptes annuels au sujet de
cette incertitude ou, si ces informations ne sont pas fournies
ou ne sont pas pertinentes, il formule une certiﬁcation avec
réserve ou un refus de certiﬁer ;
• il identiﬁe et évalue les risques que les comptes annuels
comportent des anomalies signiﬁcatives, que celles-ci
proviennent de fraudes ou résultent d’erreurs, déﬁnit et met en
œuvre des procédures d’audit face à ces risques, et recueille
des éléments qu’il estime sufﬁsants et appropriés pour fonder
son opinion. Le risque de non-détection d’une anomalie
signiﬁcative provenant d’une fraude est plus élevé que celui
d’une anomalie signiﬁcative résultant d’une erreur, car la
fraude peut impliquer la collusion, la falsiﬁcation, les omissions
volontaires, les fausses déclarations ou le contournement du
contrôle interne ;
• il prend connaissance du contrôle interne pertinent pour
l’audit aﬁn de déﬁnir des procédures d’audit appropriées en
la circonstance, et non dans le but d’exprimer une opinion sur
l’efﬁcacité du contrôle interne ;
• il apprécie la présentation d’ensemble des comptes annuels
et évalue si les comptes annuels reﬂètent les opérations et
événements sous-jacents de manière à en donner une image
ﬁdèle.
• il apprécie le caractère approprié des méthodes comptables
retenues et le caractère raisonnable des estimations
Rapport au comité d’audit
Nous remettons au comité d’audit un rapport qui présente notamment l’étendue des travaux d’audit et le programme de travail mis en
œuvre, ainsi que les conclusions découlant de nos travaux. Nous portons également à sa connaissance, le cas échéant, les faiblesses
signiﬁcatives du contrôle interne que nous avons identiﬁées pour ce qui concerne les procédures relatives à l’élaboration et au traitement
de l’information comptable et ﬁnancière.
Parmi les éléments communiqués dans le rapport au comité d’audit, ﬁgurent les risques d’anomalies signiﬁcatives que nous jugeons avoir
été les plus importants pour l’audit des comptes annuels de l’exercice et qui constituent de ce fait les points clés de l’audit, qu’il nous
appartient de décrire dans le présent rapport.
Nous fournissons également au comité d’audit la déclaration prévue par l’article 6 du règlement (UE) n° 537-2014 conﬁrmant notre
indépendance, au sens des règles applicables en France telles qu’elles sont ﬁxées notamment par les articles L.822-10 à L.822-14 du
code de commerce et dans le code de déontologie de la profession de commissaire aux comptes. Le cas échéant, nous nous entretenons
avec le comité d’audit des risques pesant sur notre indépendance et des mesures de sauvegarde appliquées.
Paris et Paris-La Défense, le 14 mars 2022
Les commissaires aux comptes
RSM Paris
Deloitte & Associés
Benoit PIMONT
Etienne de BRYAS
DOCUMENT D’ENREGISTREMENT UNIVERSEL 20 21
213
5
DÉVELOPPEMENT DURABLE
ET RESPONSABILITE SOCIÉTALE
5.1
LA RSE, AU COEUR DE
NOTRE ORGANISATION
5.4
NOS PROJETS
228
229
230
231
216
5.4.1
5.4.2
5.4.3
Donner la priorité à la sécurité
Protéger la biodiversité
Intégrer le recyclage
5.1.1
Des valeurs fortes partagées au sein
du groupe
216
216
217
217
5.1.2
5.1.3
5.1.4
Financement durable
Sustainability framework
Évaluation par des tiers