NEOEN

Interim / Quarterly Report • Jul 28, 2022

RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL ³⁰ JUIN ²⁰²²

1 ATTESTATION DU RESPONSABLE DU RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2

	Attestation du responsable du rapport financier semestriel 3
2	RAPPORT SEMESTRIEL D'ACTIVITE	4
2.1	Indicateurs alternatifs de performance6
2.2	Informations sur les principales données opérationnelles 9
2.3	Analyse de l'activité et des résultats du premier semestre10
2.4	Financements et investissements28
2.5	Principales transactions avec les parties liées 36
2.6	Evènements postérieurs à la clôture36
2.7	Description des principaux risques et incertitudes pour les six mois restants36
3	ETATS FINANCIERS CONSOLIDES AU 30 JUIN 2022	37
3.1	Comptes consolidés du Groupe au 30 juin 202239
3.2	Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés du Groupe au 30 juin 2022 76

1 ATTESTATION DU RESPONSABLE DU RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL

ATTESTATION DU RESPONSABLE DU RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL

« J'atteste, à ma connaissance, que les comptes consolidés condensés pour le semestre écoulé sont établis conformément aux normes comptables applicables et donnent une image fidèle du patrimoine, de la situation financière et du résultat de la société et de l'ensemble des entreprises comprises dans la consolidation, et que le rapport semestriel d'activité ci-joint présente un tableau fidèle des événements importants survenus pendant les six premiers mois de l'exercice, de leur incidence sur les comptes, des principales transactions entre parties liées et qu'il décrit les principaux risques et les principales incertitudes pour les six mois restants de l'exercice ».

Xavier BARBARO

Président-directeur général

_____________________

2.1		Indicateurs alternatifs de performance 6
	2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.5	EBITDA ajusté 6 EBIT ajusté 6 Résultat net ajusté de l'ensemble consolidé7 Dette nette7 Ratio de levier8
2.2		Informations sur les principales données opérationnelles9
2.3		Analyse de l'activité et des résultats du premier semestre10
	2.3.1	Aperçu de l'activité10
	2.3.2	Perspectives et tendances 10
	2.3.3	Commentaires de Xavier Barbaro, Président – directeur général de Neoen 10
	2.3.4	Eléments significatifs de la période 11
	2.3.5	Commentaires sur l'activité14
2.4		Financements et investissements28
	2.4.1	Indicateurs suivis par le groupe28
	2.4.2	Passage de l'endettement financier consolidé à la dette nette29
	2.4.3	Situation et flux de trésorerie32
	2.4.4	Investissements 34
2.5		Principales transactions avec les parties liées 36
2.6		Evènements postérieurs à la clôture 36
2.7		Description des principaux risques et incertitudes pour les six mois restants36

2.1 INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE

Le Groupe présente, en complément des mesures IFRS, plusieurs indicateurs supplémentaires : l'EBITDA ajusté, l'EBIT ajusté, le résultat net ajusté de l'ensemble consolidé, la dette nette et le ratio de levier. Ces mesures ne sont pas des indicateurs prévus par les normes IFRS et n'ont pas de définitions standardisées. Par conséquent, les définitions utilisées par le Groupe pourraient ne pas correspondre aux définitions données à ces mêmes termes par d'autres sociétés. Ces mesures ne doivent pas être utilisées à l'exclusion ou en substitution des mesures IFRS. En particulier, la dette nette ne doit pas être considérée comme un substitut à l'analyse de la dette financière brute et de la trésorerie et équivalents de trésorerie tels que présentés selon les normes IFRS.

Le groupe Neoen a été amené à signer progressivement des contrats d'achat d'électricité de moyen et long terme avec des contreparties commerciales, dits « Corporate Power Purchase Agreements » (« CPPA »). Parmi ceux-ci, certains, mis en œuvre récemment, prévoient un règlement financier entre les parties et sont des instruments financiers dérivés au sens de la norme IFRS 9 « instruments financiers ». La variation de juste valeur de ces contrats, qui n'ont pas été qualifiés d'instruments de couvertures, est comptabilisée en résultat opérationnel courant dans les états financiers du Groupe (se reporter aux notes 8 « autres produits et charges opérationnels courants » et 17.3 « instruments financiers dérivés »). Cette variation, associée à l'évolution des prix de marché de l'électricité, qui ont connu une volatilité exceptionnelle au cours du premier semestre 2022 dans les différentes géographies où opère le Groupe, a un caractère temporaire et non maîtrisable, et est appelée à s'éteindre au moment de la livraison de la production physique sous-jacente. Le Groupe a donc décidé de retraiter la variation de juste valeur de ces instruments financiers dérivés énergie (qui est par ailleurs sans incidence en trésorerie) de l'EBITDA et de l'EBIT (indicateurs alternatifs de performance retenus dans son information sectorielle) ainsi que du résultat net de l'ensemble consolidé.

2.1.1 EBITDA ajusté

La réconciliation entre le résultat opérationnel courant et l'EBITDA ajusté est la suivante :

(En millions d'euros)	1er semestre 2022	1er semestre 2021	Var	Var (en %)
Résultat opérationnel courant	73,3	72,3	+ 1,0	+ 1%
Amortissements et provisions opérationnels courants	69,8	52,1	+ 17,7	+ 34%
Charge IFRS 2	2,2	1,5	+ 0,7	+ 45%
Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	29,7	-	+ 29,7	-
EBITDA ajusté(a)	175,0	125,9	+ 49,1	+ 39%

(a) La notion d'EBITDA ajusté correspond au résultat opérationnel courant, qui inclut les produits nets de cessions d'actifs du portefeuille sécurisé résultant de l'activité de farm-down, retraité :

• des dotations aux amortissements et provisions opérationnelles courantes ;
• de la charge résultant de l'application de la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions », et ;
• de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie.

2.1.2 EBIT ajusté

La réconciliation entre le résultat opérationnel courant et l'EBIT ajusté est la suivante :

(En millions d'euros)	1er semestre 2022	1er semestre 2021	Var	Var (en %)
Résultat opérationnel courant	73,3	72,3	+ 1,0	+ 1%
Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	29,7	-	+ 29,7	N/A
EBIT ajusté(a)	103,0	72,3	+ 30,7	+ 42%

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

2.1.3 RESULTAT NET AJUSTE DE L'ENSEMBLE CONSOLIDE

La réconciliation entre le résultat net de l'ensemble consolidé et le résultat net ajusté de l'ensemble consolidé est la suivante :

(En millions d'euros)	1er semestre 2022	1er semestre 2021	Var	Var (en %)
Résultat net de l'ensemble consolidé	(21,1)	4,2	– 25,2	N/A
Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	29,7	-	+ 29,7	N/A
Effet impôt lié à la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	(7,3)	-	– 7,3	N/A
Résultat net ajusté de l'ensemble consolidé(a)	1,4	4,2	– 2,8	– 67%

(a) La notion de résultat net ajusté de l'ensemble consolidé correspond au résultat net de l'ensemble consolidé retraité de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie et de l'effet impôt afférent.

2.1.4 DETTE NETTE

(En millions d'euros)	30.06.2022	31.12.2021	Var	Var (en %)
Total dettes financières(a)	3 486,3	2 953,4	+ 532,9	+ 18%
Investisseurs minoritaires et autres(b)	(32,3)	(31,0)	– 1,3	– 4%
Total dettes financières ajustées	3 454,0	2 922,4	+ 531,6	+ 18%
Trésorerie et équivalents de trésorerie(c)	(559,0)	(592,6)	+ 33,5	+ 6%
Dépôts de garantie(d)	(74,7)	(67,2)	– 7,5	– 11%
Instruments financiers dérivés de taux actifs(e)	(206,2)	(30,4)	– 175,8	x7
Total dette nette	2 614,0	2 232,2	+ 381,8	+ 17%

• (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 financiers dérivés 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 ajusté qui n'inclut pas les charges de loyers (application de la norme IFRS 16 « contrats de location »). Les dettes financières sont détaillées en section 3.1 – note 17.2 des comptes consolidés semestriels.
• (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 2.3.5.4 du présent document.
• (d) Comprend principalement des dépôts de garantie constitués dans le cadre de financements de projets, au titre notamment de comptes de réserve du service de la dette (Debt Service Reserve Account ou DSRA), ou dans le cadre de leur construction.
• (e) Instruments financiers dérivés de taux ayant une valeur de marché positive. Les instruments financiers dérivés de taux dont la valeur de marché est négative figurent dans le total des dettes financières. L'évolution par rapport au 31 décembre 2021 s'explique par l'appréciation de la juste valeur des instruments financiers dérivés de taux, dans un contexte de remontée des taux d'intérêts forward sur le premier semestre 2022 (se reporter à la section 3.1 – note 17.2 des comptes consolidés semestriels).

2.1.5 RATIO DE LEVIER

Le tableau ci-après présente le ratio de levier aux dates indiquées. Ce ratio correspond au rapport entre la dette nette et l'EBITDA ajusté (calculé sur une période de 12 mois glissants).

	30.06.2022	31.12.2021
Ratio de levier	7,5x	7,4x

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

2.2 INFORMATIONS SUR LES PRINCIPALES DONNEES OPERATIONNELLES

Le portefeuille du Groupe s'est établi à 17,3 GW au 30 juin 2022 contre 13,9 GW à fin décembre 2021. Son évolution est détaillée dans le tableau ci-après et au paragraphe 2.3.4.1 « poursuite de la croissance du portefeuille ».

	30.06.2022	31.12.2021	Variations
Nombre de MW en opération(a)	3 584	3 480	+ 103
Amériques(b)	884	878	+ 6
Australie	1 455	1 455	-
Europe–Afrique(c)	1 245	1 147	+ 98
Nombre de MW en construction(a)	1 979	1 954	+ 25
Amériques(b)	6	11	– 6
Australie	1 129	1 129	-
Europe–Afrique(d)	844	814	+ 30
Nombre de MW des projets awarded	696	582	+ 114
Amériques	-	-	-
Australie	-	-	-
Europe–Afrique(e)	696	582	+ 114
Total des MW du secured portfolio	6 258	6 016	6 + 242 016
Nombre de MW des projets tender-ready et advanced development	30.06.2022	31.12.2021	Variations
Amériques	1 291	1 101	+ 190
Australie(f)	5 150	2 650	+ 2 500
Europe–Afrique	4 644	4 163	+ 481
Total des MW de l'advanced pipeline	11 086	7 914	7 + 3 171 914
Total Portefeuille	17 344	13 930	13 + 3 413 930
Projets early stage	> 5 GW	> 5 GW

• (a) Capacité brute intégrant les participations dans des projets où Neoen est minoritaire : Cestas (228 MWc), Seixal (8,8 MWc), Les Beaux Monts (24,2 MW) et Le Berger (22,6 MW).
• (b) La croissance de la capacité des projets en opération sur la zone Amériques résulte du passage en opération de Providencia Power Reserve (5,5 MW).
• (c) La croissance de la capacité des projets en opération sur la zone Europe–Afrique résulte du passage en opération de deux centrales éoliennes françaises pour 60 MW et de trois centrales solaires françaises pour 38 MWc.
• (d) La croissance de la capacité des centrales en construction sur la zone Europe–Afrique résulte essentiellement du passage en construction de 4 centrales pour + 126 MW, dont Storen + 57 MW (Suède), Björkliden + 40 MW (Finlande), une centrale éolienne française pour + 17 MW et une centrale solaire française pour + 12 MWc. Par ailleurs, – 98 MW sont entrés en opération sur la période et des réévaluations de puissance ont été reconnues pour + 2 MW.
• (e) La progression de la capacité des projets awarded sur la zone Europe–Afrique résulte principalement du passage en awarded de nouveaux projets pour + 173 MWc, liés à des projets solaires français et irlandais, dont Ballinknockane pour + 61 MWc et Threecastles pour + 19 MWc. Par ailleurs, – 64 MW (dont 12 MWc de centrales solaires et 52 MW de centrales éoliennes) sont passés en construction et des réévaluations de puissance ont été reconnues pour + 5 MW.
• (f) La hausse observée sur la zone Australie s'explique par + 280 MW de nouveaux projets entrés au portefeuille sur la période, par + 1 500 MW de projets provenant du stade early stage et par + 720 MW de réévaluations de puissance.

	er semestre 2022 1	er semestre 2021 1	Variations
Production (GWh)	2 814	2 393	+ 18%
Disponibilité moyenne des installations en exploitation
photovoltaïque(a) (%)	92,4%	93,9%	– 1,5 pt
éolien (%)	96,3%	97,1%	– 0,7 pt
Load factor(b) moyen des installations en exploitation
photovoltaïque (%)	20,9%	20,1%	+ 0,8 pt
éolien(c) (%)	30,0%	31,7%	– 1,7 pt
Durée résiduelle des contrats de vente d'électricité
photovoltaïque (années, pondéré par MWc)	13,9	14,3	– 0,4
éolien (années, pondéré par MW)	12,4	12,6	– 0,2

(a) La disponibilité moyenne des installations photovoltaïques en exploitation est en recul en raison de difficultés techniques rencontrées sur la centrale d'El Llano. En excluant cette centrale, le taux de disponibilité moyen des actifs solaires du Groupe se serait établi à 99,1 % sur le premier semestre 2022.

(b) Le facteur de charge (load factor) correspond au temps équivalent (en pourcentage de la période observée) pendant lequel il faudrait injecter à puissance maximale pour arriver à produire la même quantité d'énergie que celle fournie par la centrale.

(c) La baisse notable du facteur de charge éolien entre le premier semestre 2021 et le premier semestre 2022 résulte des conditions de vent défavorables en Europe, notamment au deuxième trimestre 2022.

2.3 ANALYSE DE L'ACTIVITE ET D ES RESULTATS DU PREMIER SEMESTRE

2.3.1 APERCU DE L'ACTIVITE

Neoen annonce une forte hausse de son EBITDA et revoit à la hausse son objectif 2022.

• Le chiffre d'affaires du premier semestre est en hausse de 36 % à 224,0 millions d'euros ;
• L'EBITDA ajusté¹ s'élève à 175,0 millions d'euros, en augmentation de 39 % ;
• Le portefeuille sécurisé² ressort à plus de 6,3 GW à fin juin 2022 ;
• Le total du portefeuille³ s'établit à 17,3 GW, en hausse de 3,4 GW par rapport à fin décembre 2021 ;
• Neoen dispose d'une trésorerie au niveau du Groupe de 559,0 millions d'euros au 30 juin 2022.

2.3.2 PERSPECTIVES ET TENDANCES

Neoen revoit à la hausse la fourchette de son objectif d'EBITDA ajusté¹2022 à un niveau compris entre 380 et 400 millions d'euros, contre 360 à 375 millions d'euros communiqué jusqu'à présent, avec une marge d'EBITDA ajusté comprise entre 80 % et 90 %. Ce relèvement est notamment dû à la performance observée au deuxième trimestre, notamment pour l'activité de stockage en Australie, au rythme d'avancement des projets en construction et à un environnement de prix de marché favorable.

Cet objectif d'EBITDA ajusté 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 est désormais attendue à un niveau inférieur à 10 %⁴ de l'EBITDA ajusté de l'exercice.

Neoen précise que le passage d'un objectif d'EBITDA à un objectif d'EBITDA ajusté est totalement neutre puisque le Groupe n'a commencé à comptabiliser de variation de juste valeur au titre des instruments financiers dérivés énergie qu'à compter du premier semestre 2022. Le relèvement de l'objectif 2022 n'est donc absolument pas lié à cet ajustement.

¹ La notion d'EBITDA ajusté est définie au paragraphe 2.1.1 du présent document.

² Actifs en opération, en construction ou projets awarded.

³ Pipeline avancé et portefeuille sécurisé.

⁴ Inférieur à 20 % prévu initialement.

Neoen confirme par ailleurs son objectif de générer une croissance annuelle à deux chiffres de son EBITDA ajusté 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 construction⁵ d'ici fin 2025.

L'ensemble des objectifs du Groupe tiennent compte de la meilleure estimation à date du calendrier d'exécution de ses projets et de sa vision actuelle de l'évolution des prix de marché.

2.3.3 COMMENTAIRES DE XAVIER BARBARO, PRESIDENT – DIRECTEUR GENERAL DE NEOEN

Neoen enregistre une très forte croissance de ses résultats au premier semestre, avec une progression supérieure à 35 % de son chiffre d'affaires et de son EBITDA ajusté. Cette performance est en grande partie portée par les nombreuses mises en service réalisées au cours des derniers trimestres. Le premier semestre a par ailleurs été marqué par un nouvel accroissement de notre portefeuille de projets, qui est le pilier de notre croissance future. Nous sommes également très fiers d'avoir remporté de nouveaux appels d'offres solaires en France et en Irlande et lancé la construction de notre première ferme éolienne en Suède. Neoen a l'ambition de jouer un rôle majeur dans la transition énergétique de ces pays comme dans celle de l'ensemble de ceux où nous sommes implantés, tout en contribuant à leur compétitivité économique et en renforçant leur souveraineté énergétique. Dans ce contexte, nous relevons nos objectifs pour l'ensemble de l'année.

2.3.4 ELEMENTS SIGNIFICATIFS DE LA PERIODE

2.3.4.1 POURSUITE DE LA CROISSANCE DU PORTEFEUILLE

Les capacités en opération ou en construction⁶ s'élevaient à 5,6 GW à fin juin 2022 contre 5,4 GW à fin décembre 2021. Au cours du premier semestre 2022, le Groupe a ainsi mis en opération, en France, trois centrales solaires d'une capacité totale de 37 MWc ainsi que les parcs éoliens de Saint-Sauvant (21 MW) et de Madon-Moselle (40 MW), son plus grand parc éolien en France. La batterie de stockage de Providencia Power Reserve d'une capacité de 6 MW, est également entrée en opération au Salvador.

Neoen a par ailleurs lancé la construction de 128 MW au premier semestre 2022, comprenant, en France, le parc éolien de Largeasse (17 MW) et la ferme solaire de Chateaurenard (12 MW) ainsi que le parc éolien de Storbrännkullen en Suède (57 MW) et le parc éolien de Björkliden en Finlande (40 MW).

Le portefeuille sécurisé⁶(actifs en opération, en construction ou awarded⁶ ) représentait 6,3 GW au 30 juin 2022 contre 6,0 GW à fin décembre 2021. Sur les six premiers mois de l'année, les nouveaux projets awarded⁶ ont quant à eux représenté 242 MW :

• 92,5 MWc remportés en France lors du dernier appel d'offres gouvernemental pour les centrales solaires au sol (« PPE2 première période »). Ces 92,5 MWc se décomposent en 7 projets de puissances comprises entre 4,7 et 30 MWc ;
• 80 MW gagnés lors du deuxième appel d'offres gouvernemental RESS 2 en Irlande ;
• 57,4 MW correspondant au parc éolien de Storbrännkullen, premier actif de Neoen en Suède ; et
• 5,3 MW de capacité supplémentaire sur le parc éolien de Björkliden qui se sont ajoutés au PPA portant sur au moins 30 MW d'énergie verte en Finlande signé avec Equinix, un leader mondial de l'infrastructure numérique.

Le total du portefeuille ressortait à 17,4 GW à fin juin 2022 contre 13,9 GW à fin décembre 2021.

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

⁵ Capacité consolidée post farm-down.

^« glossaire » du Document d'Enregistrement Universel 2021.

2.3.4.2 PLAN D'ATTRIBUTION D'ACTIONS GRATUITES

Le 14 mars 2022, le Conseil d'administration a décidé d'attribuer gratuitement 164 046 actions de Neoen S.A. à certains salariés 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 a comptabilisé cette opération conformément à la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Celle-ci s'est traduite par un impact de (0,3) million d'euros en charges de personnel sur le premier semestre 2022.

2.3.4.3 AUGMENTATION DE CAPITAL RESERVEE AUX SALARIES

Le 19 avril 2022, Neoen S.A. a réalisé une augmentation de capital réservée à ses salariés et mandataires sociaux en France. Celle-ci proposait à chaque bénéficiaire l'acquisition de 118 actions nouvelles au prix préférentiel de souscription de 22,30 euros par action (bénéficiant d'une décote de 30 % par rapport à la moyenne des cours de clôture de l'action des vingt dernières séances de bourse précédant le jour de fixation du prix par le Président-directeur général, le 14 mars 2022, sur subdélégation du Conseil d'administration) et un abondement à raison d'une action offerte pour une action souscrite.

Le Groupe a comptabilisé cette opération conformément à la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Celle-ci s'est traduite par un impact de 1,1 million d'euros en capitaux propres et de (0,4) million d'euros en charges de personnel.

2.3.4.4 PAIEMENT DU DIVIDENDE AU TITRE DE L'EXERCICE 2021

Lors de l'Assemblée Générale du 25 mai 2022, les actionnaires ont approuvé la mise en distribution d'un dividende de 0,10 euro par action avec option pour le paiement du dividende en actions nouvelles. Chaque actionnaire pouvait ainsi recevoir, soit 100 % du dividende en numéraire, soit 100 % du dividende en actions ordinaires nouvelles.

A la clôture de la période d'exercice de l'option (du 3 juin 2022 au 17 juin 2022 inclus), près de 80 % des droits ont été exercés en faveur du paiement du dividende en actions.

Cette opération a entraîné la création de 252 486 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,2 % du capital), et le versement de 2,1 millions d'euros de dividende en numéraire.

2.3.4.5 SITUATION DE LA CENTRALE SOLAIRE DE METORO AU MOZAMBIQUE

Suite à une détérioration soudaine et importante, en juin 2022, du contexte sécuritaire à proximité du site de la centrale solaire en construction de Metoro au Mozambique, l'ensemble des équipes mobilisées localement ont été évacuées, les forces armées mozambicaines ont été déployées autour du site pour en assurer la protection, et les travaux de construction ont été arrêtés pour une durée indéterminée. Le Groupe, qui est en contact régulier avec les autorités mozambicaines au sujet de l'évolution de la situation locale, ne dispose, en date de publication de ses comptes semestriels, d'aucune visibilité quant à une date possible de reprise des travaux et en conséquence au démarrage du contrat de fourniture d'électricité conclu avec l'opérateur mozambicain EDM.

Bien que le projet continue, à date, à bénéficier du soutien des prêteurs, cette situation constitue à la fois un cas de défaut technique au sens de la documentation de financement, ce qui a eu pour conséquence une accélération de la dette de financement de projet dans les comptes semestriels du Groupe, mais aussi un indice de perte de valeur. Compte tenu du très fort degré d'incertitude entourant l'avenir du projet, le Groupe a ainsi enregistré dans ses comptes semestriels une perte de valeur d'un montant de 13,8 millions d'euros (se référer à la section 3.1 – note 9 « éléments non courants de l'activité opérationnelle »).

2.3.4.6 NON-RESPECT DE COVENANTS DE CERTAINS FINANCEMENTS DE PROJETS

Au 30 juin 2022, deux actifs du Groupe, l'un en Australie, l'autre en France, continuaient à ne pas respecter, suite notamment à des problématiques opérationnelles, leur ratio minimum de couverture du service de la dette. En conséquence, le Groupe a maintenu l'accélération dans ses comptes des dettes de financement de projet sans recours afférentes, présentées en endettement financier courant, pour des montants de respectivement 132,9 millions de dollars australiens (soit 88,0 millions d'euros) et 22,0 millions d'euros. Le Groupe est parallèlement toujours en cours de négociation en vue d'une résolution de ces cas de défauts avec les établissements prêteurs.

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.

Par ailleurs, la réception technique provisoire de la centrale mexicaine d'El Llano (PA – Provisional Acceptance) n'avait toujours pas été prononcée au 30 juin 2022, entraînant le maintien de certaines non-conformités documentaires au sens des contrats de financement de cette centrale, dont le Groupe travaille toujours activement à la résolution avec le contractant EPC. Dans cette attente, la part non courante de la dette financière afférente continue à être présentée en dettes courantes (pour 128,1 millions de dollars américains, soit 123,4 millions d'euros) dans les comptes du Groupe au 30 juin 2022.

Enfin, la situation de la centrale de Metoro constitue un cas de défaut technique au sens de la documentation de financement. La dette financière afférente à cette centrale est ainsi présentée en dettes courantes (pour 30,0 millions de dollars américains, soit 28,9 millions d'euros) dans les comptes du Groupe au 30 juin 2022.

Au total, 262,2 millions d'euros de dettes ont ainsi été accélérées dans les comptes semestriels consolidés 2022.

2.3.4.7 LANCEMENT D'UN SERVICE INNOVANT DE BATTERIE VIRTUELLE ET SIGNATURE DE CONTRAT AVEC AGL ENERGY

Au cours du premier semestre 2022, Neoen a signé un accord innovant de batterie virtuelle d'une durée de 7 ans avec AGL Energy, l'un des leaders australiens de la production et distribution d'électricité, pour fournir 70 MW / 140 MWh de capacité virtuelle de stockage dans la région de la Nouvelle-Galles du Sud du National Electricity Market australien.

Cette solution conçue par Neoen a pour but de permettre aux grands consommateurs et distributeurs d'énergie de reproduire le fonctionnement d'une batterie de grande capacité, sans devoir en posséder une ou en construire une.

L'offre, première dans son genre en Australie, permettra donc à AGL Energy de charger ou décharger cette batterie virtuelle à tout moment, pour couvrir la demande de ses clients.

Neoen s'appuiera sur sa Capital Battery de 100 MW / 200 MWh à Canberra pour fournir cette solution, tout en conservant sa capacité à fournir ses services au réseau.

2.3.4.8 NEOEN CONFORTE SA POSITION DANS LE TOP 2 % MONDIAL DES SOCIETES EVALUEES PAR MOODY'S ESG SOLUTIONS

Depuis 2018, Neoen fait évaluer sa politique et ses résultats en matière d'ESG par l'agence de notation extra-financière Moody's ESG Solutions (ex Vigeo Eiris). L'évaluation porte sur 21 critères regroupés en 6 thèmes : Environnement, Capital humain, Droits de l'Homme, Engagement sociétal, Éthique des affaires et Gouvernance.

En 2022, Neoen conforte sa position dans le top 2 % mondial (tous secteurs et régions confondus) des sociétés évaluées par Moody's ESG Solutions. Au premier semestre 2022, Neoen s'est vu décerner la note ESG « avancée » de 65/100, une progression d'un point par rapport à l'année 2021. Ce score reflète l'engagement et la performance de Neoen sur les critères environnementaux, sociaux et de bonne gouvernance et place le Groupe au 11ème rang des sociétés évaluées (près de 5 000) sur le secteur Gaz & Electricité.

2.3.4.9 CONFLIT RUSSO-UKRAINIEN

Neoen n'a pas d'activité et ne dispose d'aucun actif en Russie et en Ukraine.

Ainsi, le conflit en cours en Ukraine n'a à ce jour pas eu d'incidence significative sur la Société ni sur la continuité de son activité. Toutefois, en l'absence de visibilité sur la suite de ce conflit, Neoen considère que ses activités pourraient être affectées, à l'avenir, par les impacts potentiels de ce conflit sur l'économie mondiale, et notamment en matière de prix de l'électricité, de cours des matières premières utilisées pour les composants nécessaires à la construction d'installations de production d'électricité d'origine renouvelable, ou encore de fonctionnement des chaines logistiques.

2.3.5 COMMENTAIRES SUR L'ACTIVITE

Les comptes consolidés intermédiaires du Groupe ont été établis conformément à la norme IAS 34 « information financière intermédiaire », norme du référentiel IFRS tel qu'adopté par l'Union européenne relative à l'information financière intermédiaire.

Les comptes consolidés du Groupe pour le semestre clos le 30 juin 2022 ont fait l'objet d'un examen limité par les commissaires aux comptes de la Société et sont présentés dans leur intégralité à la section 3.1 du présent document.

La présentation et les commentaires relatifs au compte de résultat consolidé se déclinent en deux niveaux d'analyse pour le chiffre d'affaires, l'EBITDA ajusté et l'EBIT ajusté : un premier portant sur le Groupe et un second portant sur les différents segments (Australie, Europe–Afrique et Amériques, au niveau géographique ; solaire, éolien, stockage, farm-down ainsi que développement et investissements et éliminations au niveau opérationnel). Les autres éléments du compte de résultat consolidé font l'objet d'une analyse globale.

Compte tenu de la nature de son activité et de son implantation géographique, les résultats du Groupe sont affectés par les variations des taux de change.

La référence aux variations du chiffre d'affaires, de l'EBITDA ajusté ou de l'EBIT ajusté à changes constants ou taux de change constants (« tcc »), signifie que l'impact des variations de taux de change a été retraité, en recalculant les différents postes de l'agrégat concerné de la période considérée sur la base des taux de change constatés au cours de la période précédente.

2.3.5.1 CHIFFRES CLES

(En millions d'euros)	er semestre 1 2022	er semestre 1 2022 (tcc)	er semestre 1 2021	Var (tcc)	Var (tcc) (en %)	Var	Var (en %)
Chiffre d'affaires	224,0	217,0	164,9	+ 52,1	+ 32%	+ 59,1	+ 36%
Dont ventes d'énergies sous contrat	159,1	153,8	120,0	+ 33,8	+ 28%	+ 39,1	+ 33%
Dont ventes d'énergies sur le marché	55,9	54,4	41,5	+ 12,9	+ 31%	+ 14,4	+ 35%
Dont autres produits	9,1	8,8	3,4	+ 5,4	x3	+ 5,6	x3
EBITDA ajusté(a)	175,0	168,9	125,9	+ 43,0	+ 34%	+ 49,1	+ 39%
Marge d'EBITDA ajusté	78%	78%	76%
EBIT ajusté(a)	103,0	99,0	72,3	+ 26,7	+ 37%	+ 30,7	+ 42%
Résultat opérationnel non courant	(19,1)	(18,2)	(4,6)	– 13,6	x4	– 14,5	x4
Résultat financier	(71,1)	(67,5)	(55,5)	– 12,0	– 22%	– 15,6	– 28%
Résultat net ajusté de l'ensemble consolidé(a)	1,4	2,2	4,2	– 2,0	– 47%	– 2,8	– 67%

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

Evolution du chiffre d'affaires et de l'EBITDA ajusté

L'évolution du chiffre d'affaires et de l'EBITDA ajusté du Groupe entre le premier semestre 2021 et le premier semestre 2022 se présente comme suit :

Evolution du chiffre d'affaires

(a) Correspond au chiffre d'affaires du premier semestre 2021 des entités ayant fait l'objet d'opérations de farm-down au quatrième trimestre 2021.

Evolution de l'EBITDA ajusté⁷

⁷ 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 ajusté ».

2.3.5.2 RESULTATS SECTORIELS

Les résultats sectoriels des premiers semestres 2021 et 2022 sont ainsi présentés pour chacun des segments opérationnels du Groupe : solaire, éolien, stockage, farm-down, développement et investissements, et éliminations.

En millions d'euros		Chiffre d'affaires			EBITDA ajusté(a)				EBIT ajusté(b)
	er semestre 1 2022	er semestre 1 2021	Var	Var (en %)	er semestre 1 2022	er semestre 1 2021	Var	Var (en %)	er semestre 1 2022	er semestre 1 2021	Var	Var (en %)
Australie
Solaire	22,5	21,2	+ 1,3	+ 6%	27,9	17,7	+ 10,2	+ 58%	20,4	7,8	+ 12,6	x3
Eolien	37,9	30,5	+ 7,5	+ 24%	38,5	27,2	+ 11,3	+ 41%	25,5	18,7	+ 6,9	+ 37%
Stockage	34,6	11,4	+ 23,2	x3	25,1	10,0	+ 15,2	x3	13,5	4,4	+ 9,2	x3
Total	95,0 43%(e)	63,1 38%(e)	+ 32,0	+ 51%	91,5 96%(f)	54,9 87%(f)	+ 36,7	+ 67%	59,4 63%(g)	30,8 49%(g)	+ 28,6	+ 93%
Europe–Afrique
Solaire	31,7	31,1	+ 0,6	+ 2%	24,7	25,1	– 0,4	– 2%	15,9	15,9	+ 0,0	+ 0%
Eolien	46,9	35,7	+ 11,2	+ 31%	35,0	26,6	+ 8,3	+ 31%	22,7	13,1	+ 9,6	+ 73%
Stockage	4,7	2,0	+ 2,8	+ 142%	3,0	1,2	+ 1,9	x3	2,4	0,5	+ 1,9	N/A
Total	83,4 37%(e)	68,8 42%(e)	+ 14,6	+ 21%	62,7 75%(f)	52,9 77%(f)	+ 9,8	+ 19%	41,0 49%(g)	29,4 43%(g)	+ 11,6	+ 39%
Amériques
Solaire	45,3	32,6	+ 12,6	+ 39%	36,1	30,4	+ 5,7	+ 19%	23,3	21,9	+ 1,4	+ 6%
Total	45,3 20%(e)	32,6 20%(e)	+ 12,6	+ 39%	36,1 80%(f)	30,4 93%(f)	+ 5,7	+ 19%	23,3 51%(g)	21,9 67%(g)	+ 1,4	+ 6%
Autres
Développement et investissements(c)	51,2	38,2	+ 13,0	+ 34%	6,9	2,2	+ 4,7	x3	1,0	(3,1)	+ 4,1	+ 131%
Eliminations(d)	(50,8)	(37,8)	– 13,0	– 35%	(22,2)	(14,4)	– 7,8	– 54%	(21,7)	(6,7)	– 15,0	x3
Total	0,4	0,4	– 0,0	– 11%	(15,3)	(12,2)	– 3,1	– 25%	(20,8)	(9,8)	– 10,9	– 111%
TOTAL	224,0	164,9	+ 59,1	+ 36%	175,0	125,9	+ 49,1	+ 39%	103,0	72,3	+ 30,7	+ 42%
Dont solaire	99,5	84,9	+ 14,6	+ 17%	88,7	73,1	+ 15,6	+ 21%	59,6	45,6	+ 14,0	+ 31%
Dont éolien	84,8	66,2	+ 18,6	+ 28%	73,5	53,9	+ 19,6	+ 36%	48,2	31,7	+ 16,5	+ 52%
Dont stockage	39,3	13,4	+ 26,0	x3	28,2	11,1	+ 17,0	x3	16,0	4,8	+ 11,1	x3
Dont farm-down	-	-	-	N/A	-	-	-	N/A	-	-	-	N/A

(a) Pour plus de détail sur la définition et le calcul de cet agrégat, le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.1.1 du présent document « Réconciliation de l'EBITDA ajusté ».

(b) Pour plus de détail sur la définition et le calcul de cet agrégat, le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.1.2 du présent document « Réconciliation de l'EBIT ajusté ».

(c) Le chiffre d'affaires de ce secteur est essentiellement composé de ventes de services aux autres entités du Groupe (éliminées en consolidation, à l'exception des montants facturés aux entités non consolidées par intégration globale par le Groupe) ainsi qu'à des tiers.

(d) Les éliminations concernent principalement l'annulation des facturations de services rendus par Neoen S.A. à ses sociétés de projet au titre du développement, de la supervision et de la gestion administrative des centrales ainsi que l'activation des coûts de développement conformément à IAS 38 « immobilisations incorporelles ».

(e) Les pourcentages correspondent à la contribution de chaque zone géographique au chiffre d'affaires du Groupe (hors Développement - Investissements et Eliminations).

(f) Les pourcentages correspondent au rapport entre l'EBITDA ajusté et le chiffre d'affaires par zone géographique (marge d'EBITDA ajusté).

(g) Les pourcentages correspondent au rapport entre l'EBIT ajusté et le chiffre d'affaires par zone géographique (marge d'EBIT ajusté).

Chiffre d'affaires

Le chiffre d'affaires consolidé du Groupe s'est élevé à 224,0 millions d'euros sur le premier semestre 2022 (217,0 millions d'euros à taux de change constants), en hausse de + 59,1 millions d'euros, soit + 36 % par rapport au premier semestre 2021 (+ 32 % à taux de change constants). Cette croissance s'explique principalement par la contribution des actifs mis en service au cours de l'année 2021 en Argentine, en Australie et en France et, dans une moindre mesure, par celle des nouvelles centrales mises en service au premier semestre 2022 en France. A cela s'ajoute une contribution plus élevée des actifs mis en service avant le 1 er janvier 2021, essentiellement en Australie, en Irlande et en Finlande.

Evolution du chiffre d'affaires par segments opérationnels

Les graphiques ci-après présentent l'évolution de la répartition du chiffre d'affaires par segments opérationnels, hors développement, investissements et éliminations et farm-down.

Le segment solaire est resté le premier contributeur au chiffre d'affaires consolidé du Groupe (44 % sur le premier semestre 2022 contre 51 % sur le premier semestre 2021).

Le chiffre d'affaires de ce segment s'est élevé à 99,5 millions d'euros sur le premier semestre 2022, en hausse de + 14,6 millions d'euros, soit + 17 % par rapport au premier semestre 2021.

• Amériques (+ 12,6 millions d'euros)

La croissance du chiffre d'affaires de la zone résulte exclusivement de la contribution de la centrale d'Altiplano 200 en Argentine, mise en service en octobre 2021 (+ 14,2 millions d'euros).

Le chiffre d'affaires de la zone a toutefois été pénalisé par le recul de la contribution de la centrale d'El Llano au Mexique (– 3,4 millions d'euros). En effet, suite au retard dans la mise en œuvre des mécanismes administratifs nécessaires au démarrage du contrat de vente long terme d'électricité et à un accord conclu dans ce cadre avec le Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) au cours du deuxième trimestre 2021, son PPA, qui devait initialement prendre effet fin juin 2020, était devenu effectif à partir du 1er juillet 2021. En conséquence l'électricité produite au cours du premier semestre 2021 et jusqu'au démarrage du PPA avait fait l'objet d'une vente sur le marché, à un prix supérieur à celui du PPA.

• Australie (+ 1,3 million d'euros)

La croissance du chiffre d'affaires de la zone résulte essentiellement de la contribution de la centrale de Western Downs, qui a commencé à injecter de l'électricité sur le réseau, à capacité limitée, au cours du premier semestre 2022 (+ 0,9 million d'euros).

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

La hausse du chiffre d'affaires de la zone résulte essentiellement de la contribution des actifs mis en service en 2021 et sur le premier semestre 2022, essentiellement en France (+ 5,1 millions d'euros).

Cette progression est toutefois compensée par l'impact de la cession de centrales dans le cadre des opérations de farm-down réalisées en fin d'année 2021 (– 3,2 millions d'euros).

Le segment éolien est le second contributeur au chiffre d'affaires consolidé du Groupe (38 % au premier semestre 2022, contre 40 % sur le premier semestre 2021).

Le chiffre d'affaires de ce segment s'est établi à 84,8 millions d'euros, en progression de + 18,6 millions d'euros, soit + 28 % par rapport au premier semestre 2021.

• Europe–Afrique (+ 11,2 millions d'euros)

La hausse du chiffre d'affaires est essentiellement portée par la contribution des centrales mises en service en 2021 (+ 3,4 millions d'euros) et par celle des nouvelles centrales mises en service sur le premier semestre 2022 (+ 6,4 millions d'euros), dont les actifs de Madon-Moselle et de Saint-Sauvant en France, qui ont bénéficié d'early generation revenues 8 , avant l'entrée en vigueur de leurs contrats d'achat.

Le chiffre d'affaires de la zone a par ailleurs bénéficié d'une meilleure performance des centrales mises en service avant le 1 er janvier 2021 sous l'effet de prix de marché favorables sur la période en Irlande essentiellement (+ 1,5 million d'euros).

• Australie (+ 7,5 millions d'euros)

La croissance du chiffre d'affaires résulte principalement de la hausse de la contribution :

• des trois centrales éoliennes d'Hornsdale (+ 4,3 millions d'euros), qui ont bénéficié de ressources en vent plus élevées sur le premier semestre 2022 par rapport au premier semestre 2021, et de prix de marché favorables sur la période ; ainsi que,
• de la centrale de Bulgana (+ 3,1 millions d'euros), qui a injecté graduellement de l'électricité sur le réseau au premier semestre 2021 avant de produire à pleine capacité depuis le mois d'octobre 2021. A cela s'ajoute un effet prix favorable, cette centrale ayant bénéficié, à la suite du démarrage de son PPA en décembre 2021, d'un prix moyen de vente plus élevé qu'au premier semestre 2021, lorsque l'électricité produite était vendue sur le marché dans un contexte de prix bas.

Le segment stockage a représenté 18 % du chiffre d'affaires du Groupe au premier semestre 2022 (contre 8 % au premier semestre 2021).

Le chiffre d'affaires de ce segment a contribué à hauteur de 39,3 millions d'euros au chiffre d'affaires du Groupe sur le premier semestre 2022, en hausse de + 26,0 millions d'euros.

• Australie (+ 23,2 millions d'euros)

La forte progression du chiffre d'affaires est essentiellement portée par la contribution de la Victorian Big Battery (+ 20,5 millions d'euros), entrée en opération en décembre 2021. Au cours du premier semestre 2022, elle reflète :

• d'une part, des ventes de services réseaux (FCAS) et des revenus d'arbitrage dans un environnement de marché particulièrement volatile (+ 14,5 millions d'euros) ; et,
• d'autre part, des revenus associés à son contrat dit « SIPS » (System Integrity Protection Scheme) (+ 6,0 millions d'euros) conclu avec le régulateur australien qui prévoit de libérer, pendant les étés australs, une capacité d'appoint supplémentaire pour l'interconnecteur existant entre les États de Victoria et de Nouvelle-Galles du Sud.

• Europe–Afrique (+ 2,8 millions d'euros)

La croissance du chiffre d'affaires de l'activité de stockage de la zone a été soutenue par la bonne performance de la batterie Yllikkälä Power Reserve en Finlande (+ 2,2 millions d'euros) qui a étendu son activité de vente de services réseaux à plusieurs marchés au cours du premier semestre 2022 et profité de conditions de marché favorables.

Les segments développement et investissements, et éliminations ont représenté un chiffre d'affaires de 0,4 million d'euros au premier semestre 2022, inchangé par rapport au premier semestre 2021.

Au premier semestre 2022, la part des ventes d'énergie sur le marché a atteint 25 % du chiffre d'affaires consolidé, comme au premier semestre 2021 (13 % hors contribution du secteur stockage contre 20 % au semestre précédent). Elle reflète notamment la contribution de la Victorian Big Battery, la bonne performance de la batterie d'Yllikkälä en Finlande, des prix de marché élevés en Irlande, et le chiffre d'affaires early generation revenue enregistré par les parcs de Madon-Moselle et Saint-Sauvant en France avant l'entrée en vigueur de leur contrat d'achat.

⁸ Ventes d'énergie à court terme précédant l'entrée en vigueur d'un contrat long terme.

Répartition du chiffre d'affaires par zone géographique

Les graphiques ci-après présentent l'évolution de la répartition du chiffre d'affaires par zone géographique, hors développement, investissements et éliminations et farm-down.

Répartition du chiffre d'affaires par devise

EBITDA ajusté

Au premier semestre 2022, l'EBITDA ajusté consolidé du Groupe s'est élevé à 175,0 millions d'euros (168,9 millions d'euros à taux de change constants), en hausse de + 49,1 millions d'euros, soit + 39 % par rapport au premier semestre 2021.

Cette progression est essentiellement portée par (i) la croissance du chiffre d'affaires du Groupe (+ 59,1 millions d'euros par rapport au premier semestre 2021, se référer à l'analyse du chiffre d'affaires ci-avant), (ii) une hausse de la contribution des autres produits opérationnels courants associée à une exonération partielle de pénalités reconnues historiquement au titre d'un contrat de vente d'électricité, ainsi qu'à des indemnités contractuelles compensant des pertes de chiffre d'affaires liées à des retards dans la mise en service d'un projet (LDs) (+ 20,9 millions d'euros), et par (iii) une progression des charges d'exploitation pour – 26,9 millions d'euros.

La marge d'EBITDA ajusté du Groupe s'est établie à 78 % au premier semestre 2022 contre 76 % au premier semestre 2021.

Evolution de l'EBITDA ajusté par segments opérationnels

Les graphiques ci-après présentent l'évolution de la répartition de l'EBITDA ajusté par segments opérationnels, hors développement, investissements et éliminations et farm-down.

Le segment solaire a contribué à hauteur de 88,7 millions d'euros à l'EBITDA ajusté du Groupe, en augmentation de + 15,6 millions d'euros, soit + 21 % par rapport au premier semestre 2021. La marge d'EBITDA ajusté de ce segment s'établit ainsi à 89 % au premier semestre 2022, contre 86 % au premier semestre 2021.

• Australie (+ 10,2 millions d'euros)

La croissance de l'EBITDA ajusté de l'Australie s'explique essentiellement par la progression des LDs sur le premier semestre 2022 par rapport au premier semestre 2021 (+ 9,1 millions d'euros), en raison de retards de construction, et dans une moindre mesure, par la hausse du chiffre d'affaires de + 1,3 million d'euros (se reporter à l'analyse ci-avant).

• Amériques (+ 5,7 millions d'euros)

L'évolution de l'EBITDA ajusté de la zone résulte essentiellement de la croissance du chiffre d'affaires pour + 12,6 millions d'euros (se reporter à l'analyse du chiffre d'affaires ci-avant). Celle-ci est partiellement compensée par la variation du stock de certificats verts de la centrale d'El Llano au Mexique pour – 6,8 millions d'euros. En janvier 2022, la centrale a cédé des certificats verts stockés, honorant ainsi l'intégralité de ses engagements annuels au titre de son PPA. Alors qu'au cours du premier semestre 2021, le décalage du démarrage du PPA au 1er juillet, à la suite de la conclusion d'un accord avec le CENACE, avait abouti à stocker les certificats verts produits depuis l'entrée en service de la centrale.

• Europe–Afrique (– 0,4 million d'euros)

Le recul de l'EBITDA ajusté s'explique essentiellement par la hausse des charges d'exploitation associée principalement aux actifs mis en service en 2021 et au premier semestre 2022 (– 1,7 million d'euros) qui a plus que compensé la progression du chiffre d'affaires (+ 0,6 million d'euros se reporter à l'analyse ci-avant), et l'effet des économies réalisées sur les charges d'exploitation des entités cédées dans le cadre des opérations de farm-down au dernier trimestre 2021 (+ 0,7 million d'euros).

Le segment éolien a contribué à hauteur de 73,5 millions d'euros à l'EBITDA ajusté du Groupe, en hausse de + 19,6 millions d'euros, soit + 36 % par rapport au premier semestre 2021.

La marge d'EBITDA ajusté de ce segment s'établit ainsi à 87 % sur la période, contre 81 % au premier semestre 2021.

• Australie (+ 11,3 millions d'euros)

La hausse de l'EBITDA ajusté résulte essentiellement de l'exonération partielle de pénalités reconnues historiquement au titre d'un contrat de vente d'électricité pour + 11,2 millions d'euros, et de la croissance du chiffre d'affaires de la zone pour + 7,5 millions d'euros (se reporter à l'analyse du chiffre d'affaires ci-avant). Ces effets sont partiellement compensés par la hausse des coûts de maintenance et de connexion au réseau, imputable notamment à l'atteinte de la Commercial Operation Date par la centrale de Bulgana en fin d'année 2021.

• Europe–Afrique (+ 8,3 millions d'euros)

L'augmentation de l'EBITDA ajusté de cette zone s'explique essentiellement par la hausse du chiffre d'affaires pour + 11,2 millions d'euros (se reporter à l'analyse du chiffre d'affaires ci-avant). Cet effet est partiellement compensé par une progression des charges d'exploitation (– 2,3 millions d'euros), associée essentiellement aux centrales mises en service en 2021 et sur le premier semestre 2022.

Le segment stockage a triplé son EBITDA ajusté au premier semestre 2022 par rapport au semestre précédent (28,2 millions d'euros soit + 17,0 millions d'euros). La marge d'EBITDA s'établit ainsi à 72 % au premier semestre 2022 contre 83 % au premier semestre 2021.

• Australie (+ 15,2 millions d'euros)

La hausse de l'EBITDA ajusté résulte essentiellement de la croissance du chiffre d'affaires pour + 23,2 millions d'euros, conséquence de l'entrée en opération de la Victorian Big Battery ainsi que de la croissance des ventes de services réseaux (FCAS) et des revenus d'arbitrage, dans un environnement particulièrement volatile (se reporter à l'analyse du chiffre d'affaires ci-avant), effet partiellement compensé par la hausse des charges d'exploitation (– 8,2 millions d'euros) essentiellement liée aux achats d'électricité et à la mise en service de la Victorian Big Battery.

• Europe–Afrique (+ 1,9 million d'euros)

L'augmentation de l'EBITDA ajusté de cette zone s'explique principalement par la hausse du chiffre d'affaires de + 2,8 millions d'euros sur la période (se reporter à l'analyse du chiffre d'affaires ci-avant).

Les segments développement et investissements, et éliminations ont contribué à l'EBITDA ajusté du Groupe à hauteur de (15,3) millions d'euros au premier semestre 2022, contre (12,2) millions d'euros au premier semestre 2021. La variation de – 3,1 millions d'euros s'explique principalement par une hausse des frais de personnel, consécutive à la croissance des effectifs et à la poursuite du développement du Groupe.

Répartition de l'EBITDA ajusté par zone géographique

Les graphiques ci-après présentent l'évolution de la répartition de l'EBITDA ajusté par zone géographique, hors développement, investissements et éliminations et farm-down.

EBIT ajusté

L'EBIT ajusté du Groupe s'est élevé à 103,0 millions d'euros pour le premier semestre 2022, en hausse de + 30,7 millions d'euros, soit + 42 % par rapport au premier semestre 2021. Cette évolution s'explique principalement par la croissance de l'EBITDA ajusté pour + 49,1 millions d'euros (se reporter à l'analyse de l'EBITDA ajusté ci-avant) et par la fin des amortissements de certaines centrales (+ 2,3 millions d'euros). Ces effets sont partiellement compensés par l'augmentation des charges d'amortissements résultant de la croissance du parc d'actifs en opération, conséquence des mises en service effectuées en 2021 et sur le premier semestre 2022 (– 16,8 millions d'euros).

Evolution de l'EBIT ajusté par segments opérationnels

Les graphiques ci-après présentent l'évolution de la répartition de l'EBIT ajusté par segments opérationnels, hors développement, investissements et éliminations et farm-down.

Le segment solaire a contribué à l'EBIT ajusté du Groupe à hauteur de 59,6 millions d'euros, en hausse de + 14,0 millions d'euros, soit + 31 % par rapport au premier semestre 2021. Ceci résulte essentiellement de l'évolution de l'EBITDA ajusté de ce segment à hauteur de + 15,6 millions d'euros (se reporter à l'analyse de l'EBITDA ajusté ci-avant) et de la fin de l'amortissement de la centrale de Degrussa en Australie pour + 2,2 millions d'euros. Ces effets sont partiellement compensés par l'augmentation des charges d'amortissements résultant de la croissance du parc d'actifs en opération, conséquence des mises en service effectuées en 2021 et au premier semestre 2022 pour – 4,9 millions d'euros.

• Australie (+ 12,6 millions d'euros)

La hausse de l'EBIT ajusté de la zone s'explique principalement par la croissance de l'EBITDA ajusté en Australie pour + 10,2 millions d'euros, et par la fin de l'amortissement de la centrale Degrussa pour + 2,2 millions d'euros.

• Amériques (+ 1,4 million d'euros)

L'évolution de l'EBIT ajusté de la zone résulte essentiellement de la hausse de l'EBITDA ajusté pour + 5,7 millions d'euros, compensée par une hausse des charges d'amortissements liée à la mise en service de la centrale Altiplano 200 en Argentine pour – 3,5 millions d'euros.

Le segment éolien a contribué à l'EBIT ajusté du Groupe à hauteur de 48,2 millions d'euros, en hausse de + 16,5 millions d'euros, soit + 52 % par rapport au premier semestre 2021. Ceci résulte essentiellement de la progression de l'EBITDA ajusté de ce segment à hauteur de + 19,6 millions d'euros (se reporter à l'analyse de l'EBITDA ajusté ci-avant). Cet effet est partiellement compensé par l'augmentation des charges d'amortissements résultant de la croissance du parc d'actifs en opération, conséquence des mises en service effectuées en 2021 et au premier semestre 2022 (– 6,4 millions d'euros).

• Europe–Afrique (+ 9,6 millions d'euros)

La hausse de l'EBIT ajusté de la zone s'explique principalement par la progression de l'EBITDA ajusté de + 8,3 millions d'euros (se reporter à l'analyse de l'EBITDA ajusté ci-avant).

• Australie (+ 6,9 millions d'euros)

La progression de l'EBIT ajusté de la zone est principalement imputable à la hausse de l'EBITDA ajusté pour + 11,3 millions d'euros, partiellement compensée par la hausse des charges d'amortissements liée à la mise en service de la centrale de Bulgana pour – 4,6 millions d'euros.

Le segment stockage a contribué à l'EBIT ajusté du Groupe à hauteur de 16,0 millions d'euros sur le premier semestre 2022, en hausse de + 11,1 millions d'euros par rapport au premier semestre 2021. Cette évolution résulte essentiellement de la progression de l'EBITDA ajusté de ce segment à hauteur de + 17,0 millions d'euros (se reporter à l'analyse de l'EBITDA ajusté ci-avant), et est partiellement compensée par une évolution des charges d'amortissements sur la période (– 6,0 millions d'euros).

• Australie (+ 9,2 millions d'euros)

La hausse de l'EBIT ajusté de la zone résulte essentiellement de la progression de l'EBITDA ajusté pour + 15,2 millions d'euros sur ce segment. Cette évolution est partiellement compensée par la hausse des charges d'amortissements relatives à la mise en service de la Victorian Big Battery en décembre 2021 pour – 4,9 millions d'euros.

• Europe–Afrique (+ 1,9 million d'euros)

La progression de l'EBIT ajusté dans cette zone est corrélée à celle de l'EBITDA ajusté (+ 1,9 million d'euros).

Les segments développement et investissements, et éliminations ont contribué à l'EBIT ajusté du Groupe à hauteur de (20,8) millions d'euros contre (9,8) millions d'euros au premier semestre 2021. Cette évolution découle notamment de celle de l'EBITDA ajusté.

Répartition de l'EBIT ajusté par zone géographique

Les graphiques ci-après présentent l'évolution de la répartition de l'EBIT ajusté par zone géographique, hors développement, investissements et éliminations et farm-down.

2.3.5.3 ANALYSE DES AUTRES POSTES DU COMPTE DE RESULTAT CONSOLIDE

Résultat opérationnel non courant

Le résultat opérationnel non courant s'est élevé à (19,1) millions d'euros en recul de – 14,5 millions d'euros et se décompose comme suit :

(En millions d'euros)	er semestre 1 2022	er semestre 1 2021	Var	Var (en %)
Frais de développement antérieurs(a)	(1,8)	(5,0)	+ 3,1	+ 63%
Résultats des cessions d'actifs	0,1	0,0	+ 0,1	N/A
Autres produits et charges	(0,1)	(0,1)	+ 0,0	+ 7%
Autres produits et charges opérationnels non courants	(1,8)	(5,0)	+ 3,2	+ 64%
Dépréciation des coûts de développement activés(b)	(13,0)	(1,2)	– 11,8	x11
Autres dépréciations d'actifs(c)	(5,3)	0,0	– 5,3	N/A
Reprise de dépréciation des coûts de développement activés(d)	0,9	1,6	– 0,7	– 42%
Dépréciations d'actifs non courants	(17,3)	0,4	– 17,7	N/A
Résultat opérationnel non courant	(19,1)	(4,6)	– 14,5	x4

• (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 3.1 – note 9 des états financiers consolidés semestriels). Au premier semestre 2022, ceux-ci sont principalement liés à l'abandon de projets en Australie et aux Etats-Unis. Au premier semestre 2021, ils correspondaient essentiellement à l'arrêt de projets en Australie et en France. Le Groupe avait notamment dû abandonner le projet Gilgandra en Australie en raison de problématiques de permitting et d'interconnection.
• (b) Au premier semestre 2022, ce poste correspond principalement à la dépréciation des coûts de développement de la centrale de Metoro au Mozambique pour (8,7) millions d'euros (se reporter à la section 3.1 – note 2.2 « Evènements de l'exercice » des comptes consolidés semestriels) d'une part, et d'un projet en Australie pour (2,5) millions d'euros d'autre part, dont le développement a dû être suspendu au regard de problématiques de raccordement spécifiques remettant en cause sa viabilité.
• (c) Les autres dépréciations d'actifs correspondent principalement à la perte de valeur comptabilisée sur la centrale de Metoro au Mozambique, en complément de la dépréciation des coûts de développement (comme indiqué dans la note précédente) pour (5,1) millions d'euros (se reporter à la section 3.1 – note 9 des états financiers consolidés semestriels).
• (d) Les reprises de dépréciation des coûts de développement activés concernent les projets abandonnés.

Résultat financier

(En millions d'euros)	er semestre 1 2022	er semestre 1 2021	Var	Var (en %)
Coût de l'endettement financier	(63,1)	(51,3)	– 11,8	– 23%
Total autres produits et charges financiers	(8,0)	(4,1)	– 3,9	– 93%
Produits et charges d'intérêts sur prêts d'actionnaires	(0,5)	(0,4)	– 0,1	– 28%
Gains et pertes de change	(3,4)	(3,0)	– 0,4	– 13%
Autres produits et charges financiers	(4,1)	(0,7)	– 3,4	x6
Résultat financier	(71,1)	(55,5)	– 15,6	– 28%

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

• l'augmentation du coût de l'endettement financier de – 11,8 millions d'euros, résultant essentiellement de la hausse des charges d'intérêts sur emprunts et instruments financiers dérivés de taux, conséquence de l'augmentation du nombre de centrales en exploitation sous financement, atténuée par le remboursement progressif des financements des centrales en opération.

Au premier semestre 2022, le coût de l'endettement financier correspondait ainsi aux charges d'intérêts sur emprunts résultant des financements relatifs aux actifs de production pour (46,9) millions d'euros (contre (37,3) millions d'euros sur le premier semestre 2021), aux charges d'intérêts sur instruments financiers dérivés de taux pour (13,2) millions d'euros (contre (11,5) millions d'euros sur le premier semestre 2021) et aux charges d'intérêts sur droits d'utilisation pour (3,0) millions d'euros (contre (2,5) millions d'euros sur le premier semestre 2021).

• l'évolution des autres produits et charges financiers à hauteur de – 3,4 millions d'euros, associée principalement à l'impact non récurrent d'intérêts de retards perçus sur crédits de TVA au cours du premier semestre 2021 (en Argentine et au Mexique), et non reconduits sur le premier semestre 2022 du fait des remboursements reçus au cours de l'année 2021.

Impôts sur les résultats

La charge d'impôt s'élève à (4,1) millions d'euros sur le premier semestre 2022 contre (8,1) millions d'euros sur le premier semestre 2021.

Après retraitement de l'effet impôt lié à la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie ((7,3) millions d'euros), la charge d'impôt ajustée s'élève à (11,4) millions d'euros sur le premier semestre 2022, soit un taux effectif d'impôt ajusté de 89,4 % contre 66,0 % au premier semestre 2021.

Au premier semestre 2022, la différence entre le taux d'impôt théorique de 25,0 % et le taux effectif d'impôt ajusté de 89,4 % (64,4 points) se décomposait comme suit :

• (a) Incidence des règles fiscales locales en vigueur relatives à l'incidence des effets de change, à l'inflation et à l'hyperinflation au Mexique et en Argentine.
• (b) Le taux effectif d'impôt ajusté s'entend après retraitement de l'effet impôt lié à la variation de juste valeur des instruments dérivés énergie présenté au paragraphe 2.1.3 du présent document.
• (c) Impact lié à la non-reconnaissance d'impôts différés sur la dépréciation pour perte de valeur de la centrale Metoro au Mozambique, ainsi qu'à la dépréciation de la position d'impôts différés actifs existante.

Au premier semestre 2021, la différence entre le taux d'impôt théorique de 26,5 % et le taux effectif d'impôt de 66,0 % (39,5 points) se décomposait comme suit :

• (a) Compte tenu des perspectives de bénéfices sur certaines géographies et des limitations temporelles dans l'utilisation des déficits fiscaux, le Groupe n'a pas reconnu d'impôts différés actifs au titre de certaines pertes fiscales.
• (b) Différences permanentes au titre de la fraction des charges d'intérêts relatives à l'OCEANE et à l'OCEANE Verte, émises par le Groupe respectivement en 2019 et en 2020, enregistrées au taux d'intérêt effectif et excédant le taux d'intérêt nominal de ces instruments.
• (c) Différence générée par des taux d'impôts différents du taux de Neoen S.A., société mère, sur certaines géographies.
• (d) Ce poste comprend notamment l'activation de déficits antérieurs non initialement reconnus, compte tenu de l'évolution des perspectives de résultats.

Résultat net ajusté de l'ensemble consolidé

Le calcul du résultat net ajusté de l'ensemble consolidé est détaillé au paragraphe 2.1.3 du présent document.

Compte tenu des évolutions précitées, le résultat net ajusté de l'ensemble consolidé a diminué de – 2,8 millions d'euros, passant de 4,2 millions au premier semestre 2021 à 1,4 million d'euros au premier semestre 2022.

Résultat net de l'ensemble consolidé

Compte tenu des évolutions précitées, ainsi que de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie ((29,7) millions d'euros) et de l'effet impôt afférent (7,3 millions d'euros), le résultat net de l'ensemble consolidé a reculé de – 25,2 millions d'euros passant de 4,2 millions d'euros au premier semestre 2021 à (21,1) millions d'euros au premier semestre 2022.

• Résultat net attribuable à la part du Groupe

Le résultat net attribuable à la part du Groupe s'est élevé à (21,0) millions d'euros au premier semestre 2022 contre 4,5 millions d'euros au premier semestre 2021. Cette évolution est essentiellement liée au recul du résultat net précité.

• Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle

Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s'est élevé à (0,1) million d'euros sur le premier semestre 2022 contre (0,4) million d'euros au précédent semestre. Il représente la quote-part des autres actionnaires dans le résultat dégagé par les sociétés où Neoen n'est pas le seul actionnaire, principalement en Australie, au Mozambique et en Jamaïque.

2.3.5.4 BILAN CONSOLIDE SIMPLIFIE

(En millions d'euros)	30.06.2022	31.12.2021	Var	Var (en %)
Actifs non courants	4 958,6	4 147,0	+ 811,6	+ 20%
Dont immobilisations corporelles	4 272,4	3 677,6	+ 594,9	+ 16%
Actifs courants	764,1	798,2	– 34,0	– 4%
Dont trésorerie et équivalents de trésorerie	559,0	592,6	– 33,5	– 6%
Total de l'actif	5 722,7	4 945,1	+ 777,6	+ 16%
Capitaux propres(a)	1 573,5	1 373,9	+ 199,6	+ 15%
Dettes financières(b)	3 486,3	2 953,4	+ 532,9	+ 18%
Dont financements seniors des projets	2 755,3	2 199,6	+ 555,7	+ 25%
Dont financements obligataires des projets	124,8	117,5	+ 7,2	+ 6%
Dont financements corporate	342,7	338,8	+ 3,9	+ 1%
Dont dettes locatives	230,7	219,7	+ 11,0	+ 5%
Total du passif	5 722,7	4 945,1	+ 777,6	+ 16%

(a) Les mouvements affectant les capitaux propres du Groupe au cours du semestre sont détaillés dans le tableau de variation des capitaux propres consolidés et la note associée (se reporter au paragraphe 3.1.4 du présent document et à la section 3.1 – note 15 « capitaux propres et détail des instruments dilutifs »).

(b) Les dettes financières font l'objet d'une analyse spécifique au paragraphe 2.4.2 du présent document.

Les actifs corporels ont progressé de + 16 % depuis le 31 décembre 2021 du fait de l'augmentation du volume de centrales en exploitation et en construction (se reporter à la section 3.1 – note 11.3 « immobilisations corporelles » et au paragraphe 2.3.4.1 « poursuite de la croissance du portefeuille » du présent document). Les investissements réalisés par le Groupe sont détaillés au paragraphe 2.4.4.1 du présent document.

La baisse de la trésorerie du Groupe à hauteur de – 33,5 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2021 résulte essentiellement de l'évolution des disponibilités et équivalents de trésorerie :

• de Neoen S.A. (192,3 millions d'euros, en baisse de – 87,3 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2021), sous l'effet des investissements réalisés sous forme d'apports en fonds propres et en comptes courants, dans le cadre de la construction de nouvelles centrales, notamment en Australie, en Suède et en Finlande, et ;
• des sociétés projets et holdings associées (366,7 millions d'euros, en hausse de + 53,8 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2021), conséquence :
• pour les actifs en construction, de tirages de dettes seniors et d'apports en fonds propres venant financer 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.

La structure financière du Groupe est solide : 90 % de l'endettement financier total du Groupe à fin juin 2022 est adossé aux centrales de production d'électricité, financées très majoritairement par de la dette projet long terme en devises fortes (euro, dollar américain et dollar australien). Les dettes financières sont détaillées au paragraphe 2.4.2 du présent document.

2.4 FINANCEMENTS ET INVESTISSEMENTS

2.4.1 INDICATEURS SUIVIS PAR LE GROUPE

La durée résiduelle moyenne des financements de projet consentis, au 30 juin 2022 et au 31 décembre 2021, pour l'ensemble des projets consolidés du Groupe en exploitation, se présente comme suit :

Durée résiduelle moyenne pondérée par l'endettement (en années)	Solaire	Eolien	Total
AUD	13,2	18,7	16,8
EUR	16,0	15,3	15,6
USD	14,1	N/A	14,1
TOTAL 30.06.2022	13,9	16,9	15,6
TOTAL 31.12.2021	14,2	16,9	15,8

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 30 juin 2022 et au 31 décembre 2021, se présente comme suit :

Ratio dettes projets / Dépenses d'investissement	Solaire	Eolien	Total
AUD	64%	79%	73%
EUR	90%	77%	82%
USD	64%	N/A	64%
TOTAL 30.06.2022	70%	78%	73%
TOTAL 31.12.2021	70%	77%	73%

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 76 % au 30 juin 2022.

Le taux d'intérêt moyen pondéré de l'endettement au titre des financements de projet, sur une base all-in, c'est-à-dire la somme de la marge appliquée par l'établissement financier et les swaps de taux ou autres produits dérivés de taux, pour l'ensemble des projets consolidés du Groupe en opération, se présente comme suit :

Taux d'intérêt moyen pondéré des financements de projet all-in	Solaire	Eolien	Total
AUD	4,8%	4,0%	4,2%
EUR	1,8%	1,8%	1,8%
USD	6,3%	N/A	6,3%
TOTAL 30.06.2022	4,7%	2,9%	3,9%
TOTAL 31.12.2021	4,4%	2,9%	3,7%

L'augmentation constatée entre le 31 décembre 2021 et le 30 juin 2022 s'explique essentiellement par un contexte d'augmentation des taux pendant le premier semestre 2022, ayant affecté la fraction non couverte des financements de projet. Celle-ci reste modérée, les financements de projets souscrits à taux variable et les flux d'intérêts variables faisant l'objet d'une couverture qui représente en général plus de 75 % du montant financé à taux variable.

Par ailleurs, au 30 juin 2022, le taux d'intérêt moyen pondéré des différentes dettes du Groupe (dettes projets, dettes mezzanines et dettes corporate) était d'environ 2,2 % en euros, 4,0 % en dollars australiens, et 6,2 % 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 30 juin 2022, (iii) calculé sur une base all-in c'est-à-dire la somme de la marge appliquée par l'établissement financier et les swaps de taux ou autres produits dérivés de taux, (iv) hors frais de structuration des financements.

Pour rappel, au 31 décembre 2021, le taux d'intérêt moyen pondéré des différentes dettes du Groupe (dettes projets, dettes mezzanines et dettes corporate) était d'environ 2,1 % en euros, 4,0 % en dollars australiens, et 6,0 % en dollars américains.

Au 30 juin 2022, le taux d'intérêt moyen global du Groupe était d'environ 3,6 % contre environ 3,5 % au 31 décembre 2021.

Les conditions d'emprunts et la structure de financement du Groupe sont détaillées en section 3.1 – note 17 « financement et instruments financiers » des états financiers consolidés semestriels.

2.4.2 PASSAGE DE L'ENDETTEMENT FINANCIER CONSOLIDE A LA DETTE NETTE

Dans le cadre de l'analyse et de la gestion de son endettement, le Groupe prend en compte non seulement le niveau global de son endettement financier consolidé, mais aussi sa « dette nette », un indicateur non-IFRS.

(En millions d'euros)	30.06.2022	31.12.2021	Var	Var (en %)
Total dettes financières(a)	3 486,3	2 953,4	+ 532,9	+ 18%
Investisseurs minoritaires et autres(b)	(32,3)	(31,0)	– 1,3	– 4%
Total dettes financières ajustées	3 454,0	2 922,4	+ 531,6	+ 18%
Trésorerie et équivalents de trésorerie(c)	(559,0)	(592,6)	+ 33,5	+ 6%
Dépôts de garantie(d)	(74,7)	(67,2)	– 7,5	– 11%
Instruments financiers dérivés de taux actifs(e)	(206,2)	(30,4)	– 175,8	x7
Total dette nette	2 614,0	2 232,2	+ 381,8	+ 17%

(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 financiers dérivés 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 ajusté qui n'inclut pas les charges de loyers (application de la norme IFRS 16 « contrats de location »). Les dettes financières sont détaillées en section 3.1 – note 17.2 des comptes consolidés semestriels.

(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 2.3.5.4 du présent document.

(d) Comprend principalement des dépôts de garantie constitués dans le cadre de financements de projets, au titre notamment de comptes de réserve du service de la dette (Debt Service Reserve Account ou DSRA), ou dans le cadre de leur construction.

(e) Instruments financiers dérivés de taux ayant une valeur de marché positive. Les instruments financiers dérivés de taux dont la valeur de marché est négative figurent dans le total des dettes financières. L'évolution par rapport au 31 décembre 2021, s'explique par l'appréciation de la juste valeur des instruments financiers dérivés de taux, dans un contexte de remontée des taux d'intérêts forward sur le premier semestre 2022 (se reporter à la section 3.1 – note 17.2 des comptes consolidés semestriels).

Analyse des dettes financières par nature

(En millions d'euros)	Non courantes	Courantes	30.06.2022	Non	courantes Courantes	31.12.2021	Var
Financements seniors des projets	2 330,8	424,4	2 755,3	1 795,1	404,5	2 199,6	+ 555,7
Financements obligataires des projets	102,3	22,5	124,8	102,3	15,3	117,5	+ 7,2
Financements corporate	342,3	0,4	342,7	337,5	1,3	338,8	+ 3,9
Dettes locatives	221,6	9,2	230,7	212,1	7,7	219,7	+ 11,0
Investisseurs minoritaires et autres	30,1	2,2	32,3	30,8	0,3	31,0	+ 1,3
Instruments financiers dérivés de taux	0,4	0,1	0,5	23,3	23,3	46,7	– 46,2
Total Dettes financières	3 027,5	458,8	3 486,3	2 501,0	452,4	2 953,4	+ 532,9

Financements seniors des projets (+ 555,7 millions d'euros)

Au cours de la période, de nouveaux emprunts ont été émis dans le cadre du financement des projets du Groupe à hauteur de + 581,6 millions d'euros :

• au sein de la zone Europe–Afrique pour + 385,4 millions d'euros (dont Mutkalampi en Finlande pour + 250,0 millions d'euros, plusieurs centrales éoliennes et solaires en France pour respectivement + 118,4 millions d'euros et + 9,2 millions d'euros, et plusieurs centrales solaires en Irlande pour + 7,8 millions d'euros) ;
• au sein de la zone Australie pour + 194,4 millions d'euros (dont principalement Kaban pour + 120,0 millions d'euros, la Victorian Big Battery pour + 44,3 millions d'euros et Western Downs pour + 28,9 millions d'euros) ;
• au sein de la zone Amériques pour + 1,9 million d'euros.

A cela s'ajoutent :

• les remboursements d'emprunts réalisés pour – 105,9 millions d'euros ;
• l'incidence des effets de change pour + 77,0 millions d'euros ;
• la variation du coût amorti des emprunts pour + 3,2 millions d'euros.

Au 30 juin 2022, des financements de projets seniors ont été reclassés en financements courants pour un montant de 261,8 millions d'euros, contre 252,4 millions d'euros au 31 décembre 2021 (se reporter au paragraphe 2.3.4.6 « non-respect de covenants de certains financements de projets » du présent document).

Financements obligataires des projets (+ 7,2 millions d'euros)

Les financements obligataires comprennent essentiellement des dettes juniors sur des holdings détenant des sociétés détenant elles-mêmes des actifs en opération. La hausse constatée par rapport au 31 décembre 2021 s'explique principalement par la comptabilisation des intérêts courus (+ 3,9 millions d'euros) et par l'effet des variations de change (+ 3,3 millions d'euros).

Financements corporate (+ 3,9 millions d'euros)

Au 30 juin 2022, les financements corporate correspondent principalement aux OCEANE émises en octobre 2019 et aux OCEANE Verte émises en juin 2020. L'augmentation par rapport au 31 décembre 2021 correspond principalement à l'amortissement des primes d'émission relatives aux OCEANE et OCEANE Verte pour + 4,3 millions d'euros.

Dettes locatives (+ 11,0 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 d'un contrat de location, actualisée au taux marginal d'emprunt du preneur. Elle est ensuite remboursée et désactualisée suivant le rythme des paiements des loyers. La hausse par rapport au 31 décembre 2021 s'explique principalement par l'entrée en vigueur de nouveaux baux ou par des réévaluations pour + 10,1 millions d'euros.

Investissements minoritaires et autres (+ 1,3 million d'euros)

Ce poste est essentiellement constitué des apports en compte courant des actionnaires minoritaires dans le cadre de financement des projets.

Instruments financiers dérivés de taux (– 46,2 millions d'euros)

Dans un contexte de remontée des taux d'intérêts forward sur le premier semestre 2022, la juste valeur de l'ensemble des instruments financiers dérivés de taux s'est appréciée. En conséquence, au 30 juin 2022, les instruments financiers dérivés de taux passifs s'élèvent à 0,5 million d'euros contre 46,7 millions d'euros au 31 décembre 2021. Par ailleurs, la juste valeur des instruments financiers dérivés de taux actifs s'élève à 206,2 millions d'euros, contre 30,4 millions d'euros au 31 décembre 2021.

Evolution des dettes financières du Groupe

L'évolution des dettes financières du Groupe au cours de la période se présente comme suit. Les montants sont exprimés en millions d'euros.

• (a) Les émissions d'emprunts correspondent essentiellement aux financements des nouveaux actifs de production et de stockage du Groupe sous forme de dettes seniors (se reporter au paragraphe ci-avant « analyse des dettes financières par nature - Financements seniors des projets » du présent document).
• (b) Ils comprennent principalement les remboursements d'emprunts réalisés sur la période au titre des financements seniors au niveau des actifs pour – 105,9 millions d'euros (se reporter au paragraphe ci-avant « analyse des dettes financières par nature - Financements seniors des projets » du présent document).
• (c) Dont principalement – 47,2 millions d'euros de diminution de juste valeur des instruments financiers dérivés de taux passifs, du fait de la hausse significative des taux d'intérêts forward sur la période et + 3,2 millions d'euros de variation du coût amorti.

Covenants financiers

Au 30 juin 2022, deux actifs du Groupe, l'un en Australie, l'autre en France, continuaient à ne pas respecter, suite notamment à des problématiques opérationnelles, leur ratio minimum de couverture du service de la dette.

En conséquence, le Groupe a maintenu l'accélération dans ses comptes des dettes de financement de projet sans recours afférentes, présentées en endettement financier courant, pour des montants de respectivement 132,9 millions de dollars australiens (soit 88,0 millions d'euros) et 22,0 millions d'euros. Le Groupe est parallèlement toujours en cours de négociation en vue d'une résolution de ces cas de défauts avec les établissements prêteurs.

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.

2.4.3 SITUATION ET FLUX DE TRESORERIE

(En millions d'euros)	er semestre 1 2022	er semestre 1 2021	Var
Flux net de trésorerie lié aux activités opérationnelles	168,0	136,1	+ 31,9
Flux net de trésorerie lié aux activités d'investissement	(639,3)	(401,8)	– 237,5
Flux net de trésorerie lié aux activités de financement	422,2	566,0	– 143,7
Incidence de la variation des taux de change	15,6	3,8	+ 11,8
Variation de trésorerie	(33,5)	304,1	– 337,6

2.4.3.1 FLUX NET GENERE PAR L'ACTIVITE OPERATIONNELLE DU GROUPE

(En millions d'euros)	er semestre 1 2022	er semestre 1 2021	Var
Résultat net de l'ensemble consolidé	(21,1)	4,2	– 25,2
Élimination de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie(a)	29,7	-	+ 29,7
Autres éliminations(b)	159,7	120,7	+ 39,0
Incidence de la variation du besoin en fonds de roulement(c)	3,1	18,6	– 15,5
Impôts décaissés (encaissés)(d)	(3,4)	(7,3)	+ 3,9
Flux net de trésorerie lié aux activités opérationnelles	168,0	136,1	+ 31,9

• (a) Au premier semestre 2022, l'élimination de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, sans incidence sur la trésorerie du Groupe, concerne des centrales en Finlande pour 16,5 millions d'euros et en Australie pour 13,3 millions d'euros.
• (b) Ce flux comprend les variations sans impact sur la trésorerie, dont essentiellement les amortissements et provisions, le coût de l'endettement financier, et la charge (produit) d'impôt différé et exigible. L'augmentation des éliminations au premier semestre 2022 par rapport au premier semestre 2021 s'explique essentiellement par la hausse des amortissements et provisions, éliminés à hauteur de 87,2 millions d'euros au premier semestre 2022 contre 52,1 millions d'euros au premier semestre 2021, et par la hausse du coût de l'endettement financier, éliminé à hauteur de 63,1 millions d'euros au premier semestre 2022 contre 51,3 millions d'euros au premier semestre 2021 (se reporter au tableau des flux de trésoreries consolidés au paragraphe 3.1.5 du présent document).
• (c) Au premier semestre 2021, la variation s'expliquait principalement par le remboursement de créances de TVA sur des projets en cours de construction et par le règlement d'indemnités contractuelles compensant des pertes de chiffre d'affaires liées à des retards dans la mise en service de certains projets.
• (d) La variation des impôts décaissés entre les deux périodes s'explique principalement par le paiement de (3,8) millions d'euros d'impôts en 2021, au titre de 2020, par la centrale de stockage HPR. Celle-ci avait en effet généré de forts revenus non récurrents suite à des incidents sur le réseau australien au premier trimestre 2020.

La progression du flux net de trésorerie généré par les activités opérationnelles de + 31,9 millions d'euros provient principalement de la hausse de l'EBITDA ajusté (détaillée dans au paragraphe 2.3.5.2 du présent document) et d'une moindre contribution de la variation du besoin en fonds de roulement.

2.4.3.2 FLUX NET PROVENANT DES INVESTISSEMENTS DU GROUPE

(En millions d'euros)	er semestre 1 2022	er semestre 1 2021	Var
Acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise(a)	(16,6)	(21,4)	+ 4,8
Cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée(b)	11,3	0,0	+ 11,3
Acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles(c)	(627,8)	(381,9)	– 245,9
Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles	0,0	0,1	– 0,1
Variation des actifs financiers(d)	(6,2)	0,7	– 6,9
Dividendes reçus	(0,0)	0,7	– 0,7
Flux net de trésorerie lié aux activités d'investissement	(639,3)	(401,8)	– 237,5

(a) Au premier semestre 2022, les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise concernent principalement des projets en développement en Finlande, au Canada, et en Equateur (se référer au paragraphe 2.3.4.1 « poursuite de la croissance du portefeuille » du présent document). Au premier semestre 2021, les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise concernaient des projets en développement en Irlande, en Finlande et en Suède.

(b) Au premier semestre 2022, le flux correspond à l'encaissement d'une composante du prix de cession d'une opération de farmdown réalisée au dernier trimestre 2021.

(c) Ces flux sont détaillés dans le paragraphe ci-après et dans le paragraphe 2.4.4.1 « 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 des dépôts de garantie liés à la construction et au financement d'actifs de production. Sur le premier semestre 2022, les acquisitions se sont élevées à 6,7 millions d'euros et les cessions à 0,5 million d'euros. Sur le premier semestre 2021, les acquisitions s'élevaient à 23,5 millions d'euros et les cessions à 24,3 millions d'euros.

Au premier semestre 2022, la progression des dépenses liées aux activités d'investissement à hauteur de – 237,5 millions d'euros, s'explique principalement par une augmentation des acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles (– 245,9 millions d'euros), qui avaient connu, sur le premier semestre 2021, un ralentissement temporaire, conséquence directe du calendrier de réalisation des projets du Groupe.

Sur le premier semestre 2022, les investissements réalisés dans les projets (acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles nettes des variations de dettes de fournisseurs d'immobilisations) se sont élevés à 627,8 millions d'euros, et concernent principalement les projets et les centrales de Kaban (115,3 millions d'euros), Western Downs (70,1 millions d'euros), Goyder 1A (55,8 millions d'euros), Goyder 1B (34,9 millions d'euros), Bulgana (12,6 millions d'euros) en Australie, Mutkalampi (193,1 millions d'euros) en Finlande, des projets éoliens (34,5 millions d'euros) et des projets solaires en France (18,6 millions d'euros), Itzoteno (10,6 millions d'euros) et El Llano (7,6 millions d'euros) au Mexique, trois centrales solaires en Irlande (12,7 millions d'euros), le projet éolien Storen (12,0 millions d'euros) en Suède et des projets de stockage (4,2 millions d'euros), ainsi que des coûts de développement activés (11,2 millions d'euros) en France.

Sur le premier semestre 2021, les investissements réalisés dans les projets se sont traduits par des acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles (nettes des variations de dettes de fournisseurs d'immobilisations) à hauteur de 381,9 millions d'euros, et concernaient principalement les projets Western Downs (84,0 millions d'euros), Kaban (43,9 millions d'euros), Bulgana (25,9 millions d'euros) et Victorian Big Battery (10,4 millions d'euros) en Australie, Mutkalampi (103,2 millions d'euros) en Finlande, Metoro (7,4 millions d'euros) au Mozambique, Altiplano 200 (7,1 millions d'euros) en Argentine, Itzoteno (7,0 millions d'euros) au Mexique, ainsi que des projets solaires (40,1 millions d'euros) et des projets éoliens (32,5 millions d'euros) en France.

Les investissements réalisés au cours de la période sont détaillés au paragraphe 2.4.4.1 du présent document.

2.4.3.3 FLUX NET PROVENANT DU FINANCEMENT DU GROUPE

(En millions d'euros)	er semestre 1 2022	er semestre 1 2021	Var
Augmentation de capital de la société mère(a)	0,5	591,8	– 591,3
Contribution des investisseurs minoritaires aux augmentations (réductions) de capital	(0,5)	(0,0)	– 0,5
Cession (acquisition) nette d'actions propres	(1,3)	(10,1)	+ 8,9
Émissions d'emprunts(b)	581,9	127,8	+ 454,0
Dividendes payés(c)	(2,1)	(0,2)	– 1,9
Remboursements d'emprunts(b)	(110,0)	(107,7)	– 2,3
Intérêts financiers versés	(46,2)	(35,7)	– 10,6
Flux net de trésorerie lié aux activités de financement	422,2	566,0	– 143,7

(a) Au premier semestre 2021, ce flux correspondait principalement à l'augmentation de capital réalisée le 9 avril 2021 pour 591,2 millions d'euros après prise en compte des frais d'émission.

(b) Les émissions et les remboursements d'emprunts réalisés au premier semestre 2022 sont détaillés au paragraphe 2.4.2 du présent document.

(c) Au premier semestre 2022, ce flux correspond principalement au dividende versé par Neoen S.A. au titre de l'exercice 2021 (se reporter au paragraphe 2.3.4.4 du présent document).

La baisse du flux net de trésorerie lié aux activités de financement est essentiellement imputable à l'effet de l'augmentation de capital réalisée au cours du premier semestre 2021 et à la hausse en 2022, par rapport à 2021 des émissions d'emprunts, associée directement au calendrier de réalisation des projets du Groupe.

Les investissements du premier semestre 2022 ont été financés très largement par l'émission de nouveaux emprunts au niveau des sociétés de projet, et, dans une moindre mesure, sur fonds propres du Groupe, issus notamment de l'augmentation de capital du premier semestre 2021.

2.4.4 INVESTISSEMENTS

2.4.4.1 PRINCIPAUX INVESTISSEMENTS REALISES

Le tableau ci-dessous détaille les investissements consolidés réalisés au cours des premiers semestres 2021 et 2022 :

(En millions d'euros)	er semestre 1 2022	er semestre 1 2021	Var	Var (en %)
Acquisitions d'immobilisations incorporelles et corporelles(a)	627,8	381,9	+ 245,9	+ 64%
Dont acquisitions d'immobilisations corporelles	604,8	363,1	+ 241,7	+ 67%
Dont acquisitions d'immobilisations incorporelles	23,0	18,8	+ 4,2	+ 22%
Investissements financiers(b)	23,3	45,0	– 21,7	– 48%
Dont acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise(c)	16,6	21,4	– 4,8	– 23%
Dont acquisitions d'actifs financiers(d)	6,7	23,5	– 16,8	– 72%

(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 premier semestre 2022 et du premier semestre 2021 s'élèvent respectivement à 542,7 millions d'euros et 405,3 millions d'euros. Pour plus de détails le lecteur est invité à se reporter au paragraphe 2.4.3.2.

(b) Les investissements financiers sont analysés dans le paragraphe 2.4.3.2 du présent document.

(c) Les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquises sont détaillées dans le paragraphe 2.4.3.2 du présent document.

(d) La variation des actifs financiers s'explique essentiellement par la constitution de dépôts de garantie liés à la construction et au financement d'actifs de production. Les montants relatifs aux acquisitions et aux cessions d'actifs financiers sont détaillés dans le paragraphe 2.4.3.2 ci-avant.

L'évolution des immobilisations corporelles du Groupe entre le 31 décembre 2021 et le 30 juin 2022 se décompose comme suit (les montants sont exprimés en millions d'euros) :

• (a) Les acquisitions de la période correspondent aux centrales en construction dont principalement : Kaban (115,3 millions d'euros), Western Downs (50,6 millions d'euros), et Goyder (43,6 millions d'euros).
• (b) Les acquisitions de la période correspondent aux centrales en construction dont principalement : Mutkalampi en Finlande (192,8 millions d'euros), des centrales éoliennes et solaires en France (respectivement 33,6 millions d'euros et 18,8 millions d'euros), trois centrales solaires en Irlande (17,2 millions d'euros), et Storen en Suède (11,9 millions d'euros).
• (c) Les acquisitions de la période correspondent principalement au projet d'Itzoteno (10,8 millions d'euros) et à la centrale d'El Llano (7,6 millions d'euros) au Mexique, et aux installations de stockage associés aux centrales solaires de Providencia et de Capella au Salvador (5,2 millions d'euros).

2.4.4.2 PRINCIPAUX INVESTISSEMENTS EN COURS DE REALISATION

Les principaux investissements du Groupe en cours de réalisation correspondent aux actifs en cours de construction au 30 juin 2022. Les immobilisations corporelles en cours s'élèvent à 1 152,0 millions d'euros au 30 juin 2022 (se reporter à la section 3.1 – note 11.3 « Immobilisations corporelles » du présent document).

2.4.4.3 PRINCIPAUX INVESTISSEMENTS ENVISAGES

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 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.

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 awarded⁹ (pour un volume total de 696 MW au premier semestre 2022 en date de clôture semestrielle contre 694 au premier semestre 2021) mais dont la construction n'a pas encore été lancée. Le Groupe continue, par ailleurs, de développer ses projets en phase advanced development⁹ et tender ready⁹ dont le volume s'élève à 11 086 MW au premier semestre 2022 (contre 7 545 MW au premier semestre 2021).

⁹ 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 Document d'Enregistrement Universel 2021.

2.5 PRINCIPALES TRANSACTIONS AVEC LES PARTIES LIEES

Les principales transactions avec les parties liées sont détaillées dans la section 3.1 – note 20 des états financiers consolidés semestriels.

2.6 EVENEMENTS POSTERIEURS A LA CLOTURE

Accord en vue de la Cession de la centrale éolienne de Saint-Sauvant

Le 26 juillet, le Groupe a signé un accord en vue de céder à Sergies, partenaire historique dans le développement du projet, acteur local et énergéticien intégré, 95 % de ses parts dans la centrale éolienne de Saint-Sauvant sur la base d'une valeur d'entreprise de 65,5 millions d'euros. D'une puissance de 20,6 MW et localisée dans le département de la Vienne, cette centrale est entrée en service au cours du premier semestre 2022. Neoen conservera une détention minoritaire, la supervision de la centrale pour les deux prochaines années, une présence locale à travers un contrat de community management et bénéficiera d'une option de rachat lui permettant de prendre le contrôle de la société de projet dans 30 ans. Le produit net de cession est attendu à un niveau de l'ordre de 15,0 millions d'euros. L'opération reste soumise aux conditions suspensives usuelles et devrait être finalisée au cours du deuxième semestre 2022.

2.7 DESCRIPTION DES PRINCIPAUX RISQUES ET INCERTITUDES POUR LES SIX MOIS RESTANTS

Les principaux risques et incertitudes auxquels le Groupe estime être exposé sont détaillés au chapitre 3 « Facteurs de risques » du Document d'Enregistrement Universel de l'exercice 2021, déposé auprès de l'Autorité des marchés financiers (AMF) le 31 mars 2022.

Les montants relatifs aux risques financiers et de marché, au 30 juin 2022, sont exposés dans la section 3.1 – note 18 des états financiers consolidés semestriels du présent rapport.

Les risques et incertitudes relatifs à la valeur comptable des goodwills, immobilisations incorporelles et corporelles sont présentés dans la section 3.1 – note 11 des états financiers consolidés semestriels du présent rapport.

3 ETATS FINANCIERS CONSOLIDES AU 30 JUIN 2022

3 ETATS FINANCIERS CONSOLIDES AU 30 JUIN 2022 37

3.1		Comptes consolidés du Groupe au 30 juin 202239
	3.1.1	Compte de résultat consolidé39
	3.1.2	Etat du résultat global consolidé40
	3.1.3	Etat de la situation financière consolidée41
	3.1.4	Tableau de variation des capitaux propres consolidés42
	3.1.5	Tableau des flux de trésorerie consolidés43
	3.1.6	Notes annexes aux états financiers consolidés 43
3.2		Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés du Groupe au 30 juin 2022 76

3.1 COMPTES CONSOLIDES DU GROUPE AU 30 JUIN 2022

3.1.1 COMPTE DE RESULTAT CONSOLIDE

	Notes	1er semestre 2022	1er semestre 2021
(En millions d'euros, excepté les données relatives au résultat par action)
Ventes d'énergies sous contrat		159,1	120,0
Ventes d'énergies sur le marché		55,9	41,5
Autres produits		9,1	3,4
Chiffre d'affaires	5	224,0	164,9
Achats de marchandises et variation de stocks	6	(5,2)	2,1
Charges externes et de personnel	7.1 et 7.2	(61,3)	(41,1)
Impôts, taxes et versements assimilés		(8,3)	(5,8)
Autres produits et charges opérationnels courants	8	(6,6)	3,7
Quote-part du résultat net des entreprises associées et coentreprises	12	0,4	0,5
Amortissements et provisions opérationnels courants	11.2 et 11.3	(69,8)	(52,1)
Résultat opérationnel courant		73,3	72,3
Autres produits et charges opérationnels non courants	9	(1,8)	(5,0)
Dépréciations d'actifs non courants	9	(17,3)	0,4
Résultat opérationnel		54,2	67,7
Coût de l'endettement financier		(63,1)	(51,3)
Autres produits et charges financiers		(8,0)	(4,1)
Résultat financier	17.1	(71,1)	(55,5)
Résultat avant impôts		(16,9)	12,2
Impôts sur les résultats	10	(4,1)	(8,1)
Résultat net des activités poursuivies		(21,1)	4,2
Résultat net de l'ensemble consolidé		(21,1)	4,2
Résultat net - part du groupe		(21,0)	4,5
Résultat net - participations ne donnant pas le contrôle		(0,1)	(0,4)
Résultat de base par action (en euros)		(0,20)	0,04
Résultat par action - après dilution (en euros)		(0,18)	0,04

3.1.2 ETAT DU RÉSULTAT GLOBAL CONSOLIDE

L'état du résultat global présente le résultat net ainsi que les autres éléments du résultat global au titre de la période (c'est-à-dire les éléments de produits et de charges qui ne sont pas comptabilisés en résultat net en application des normes IFRS).

Notes En millions d'euros	1er semestre 2022	1er semestre 2021
Résultat net de l'ensemble consolidé	(21,1)	4,2
Différences de conversion (1) Couverture de flux de trésorerie (instruments financiers dérivés de taux) (2) 17.3 Impôts différés liés aux couvertures de flux de trésorerie (2)	57,8 225,5 (63,4)	10,4 61,5 (17,3)
Eléments recyclables par résultat	220,0	54,6

Résultat global de l'ensemble consolidé	198,9	58,8
Dont résultat global - part du groupe	191,5	55,9
Dont résultat global des participations ne donnant pas le contrôle	7,4	2,9

• (1) Au premier semestre 2022, 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 34,3 millions d'euros et de 23,4 millions d'euros. Au premier semestre 2021, les différences de conversion s'expliquaient essentiellement par l'évolution du taux de change du dollar américain sur la période, à hauteur de 11,0 millions d'euros.
• (2) La couverture de flux de trésorerie représente la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés de taux 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.

3.1.3 ETAT DE LA SITUATION FINANCIERE CONSOLIDEE

	Notes	30.06.2022	31.12.2021
En millions d'euros
Ecarts d'acquisition	11.1	0,7	0,7
Immobilisations incorporelles	11.2	284,8	269,3
Immobilisations corporelles	11.3	4 272,4	3 677,6
Participations dans les entreprises associées et co-entreprises	12	17,4	16,6
Instruments financiers dérivés non courants	17.3	230,6	30,4
Actifs financiers non courants	13	91,2	83,0
Autres actifs non courants (1)		11,0	11,1
Impôts différés actifs		50,5	58,3
Total des actifs non courants		4 958,6	4 147,0
Stocks		5,1	8,7
Clients et comptes rattachés		83,3	81,6
Autres actifs courants		108,8	115,3
Instruments financiers dérivés courants	17.3	7,8	-
Trésorerie et équivalents de trésorerie	14	559,0	592,6
Total des actifs courants		764,1	798,2
Total de l'actif		5 722,7	4 945,1
	Notes	30.06.2022	31.12.2021
En millions d'euros
Capital		214,7	214,1
Primes		1 061,9	1 053,4
Réserves		303,9	59,2
Actions propres		(3,7)	(3,1)
Résultat de l'exercice part du groupe		(21,0)	41,0
Capitaux propres part du groupe	15	1 556,0	1 364,7
Participations ne donnant pas le contrôle	15	17,5	9,2
Capitaux propres	15	1 573,5	1 373,9
Provisions non courantes	16	79,9	75,8
Financements des projets non courants	17.2	2 684,8	2 140,1
Financements corporate non courants	17.2	342,3	337,5
Instruments financiers dérivés non courants	17.3	15,9	23,3
Autres passifs non courants (2)		23,5	31,6
Impôts différés passifs		146,3	85,7
Total des passifs non courants		3 292,8	2 694,1
Provisions courantes	16	1,0	0,3
Financements des projets courants	17.2	458,3	427,7
Financements corporate courants	17.2	0,4	1,3
Instruments financiers dérivés courants	17.3	46,5	23,3
Fournisseurs et comptes rattachés		195,4	340,4
Autres passifs courants		154,8	84,1
Total des passifs courants		856,5	877,1
Total du passif		5 722,7	4 945,1

(1) Les autres actifs non courants correspondent essentiellement à des rabais constatés d'avance par le Groupe, conformément à ses obligations contractuelles, dans le cadre de l'exécution d'un contrat de vente d'électricité long terme en Australie. Les passifs associés à ces obligations contractuelles sont comptabilisés en autres passifs non courants et courants.

(2) Les autres passifs non courants correspondent principalement à des paiements différés, à plus d'un an, liés à l'acquisition d'actifs en développement en Europe.

3.1.4 TABLEAU DE VARIATION DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDES

En millions d'euros	Capital		Primes Réserves et résultats	Actions propre s	Autres éléments du résultat global (1)	Capitaux propres - part du groupe	Participations ne donnant pas le contrôle	Total des capitaux propres
Capitaux propres au 1er janvier 2021	171,1	502,3	107,6	(0,1)	(144,1)	636,8	4,8	641,6
Résultat global de la période	-	-	4,5	-	51,4	55,9	2,9	58,8
Distribution de dividendes Augmentation de capital Paiement en actions Autres transactions avec les détenteurs d'intérêts ne conférant pas le contrôle	- 42,9 - -	- 551,0 - -	(0,0) 0,0 3,9 0,6	- - - -	- - - -	(0,0) 593,9 3,9 0,6	(0,2) (0,0) - (2,7)	(0,2) 593,9 3,9 (2,1)
Variation des actions auto-détenues Variations de périmètre et autres variations	- -	- 0,0	(4,7) (0,0)	(3,2) -	- 0,0	(7,9) (0,0)	- 0,6	(7,9) 0,6
Capitaux propres au 30 juin 2021	214,0	1 053,2	111,8	(3,2)	(92,7)	1 283,1	5,4	1 288,5
Résultat global de la période	-	-	36,5	-	53,6	90,0	2,6	92,6
Distribution de dividendes Augmentation de capital Paiement en actions Transactions avec les détenteurs d'intérêts ne conférant pas le contrôle Variation des actions auto-détenues Variations de périmètre et autres variations	- 0,1 - - - 0,0	- 0,2 - - - -	0,0 (0,0) 4,7 0,0 (4,3) (9,3)	- - - - 0,2 -	- - - 0,0 - 0,0	0,0 0,3 4,7 0,1 (4,1) (9,3)	- (2,4) - 4,3 - (0,6)	0,0 (2,1) 4,7 4,4 (4,1) (9,9)
Capitaux propres au 1er janvier 2022	214,1	1 053,4	139,3	(3,1)	(39,1)	1 364,7	9,2	1 373,9
Résultat global de la période	-	-	(21,0)	-	212,5	191,5	7,4	198,9
Distribution de dividendes Augmentation et réduction de capital (2) Paiement en actions Transactions avec les détenteurs d'intérêts ne conférant pas le contrôle (3) Variation des actions auto-détenues (4) Variations de périmètre et autres variations	- 0,6 - - - -	- 8,5 - - - -	(10,7) - 4,1 (1,1) (0,7) (0,1)	- - - - (0,6) -	- - - (0,3) - -	(10,7) 9,1 4,1 (1,4) (1,3) (0,1)	- (0,5) - 1,4 - -	(10,7) 8,6 4,1 0,0 (1,3) (0,1)
Capitaux propres au 30 juin 2022	214,7	1 061,9	109,9	(3,7)	173,1	1 556,0	17,5	1 573,5

(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 de taux qualifiés de couverture.

(2) Se référer à la note 15 « capitaux propres et détail des instruments dilutifs ».

(3) Au cours du premier semestre 2022, les transactions avec les détenteurs d'intérêts ne conférant pas le contrôle concernent exclusivement des acquisitions complémentaires de titres de participation dans des entités dont le Groupe avait déjà le contrôle.

(4) Au cours du premier semestre 2022, Neoen S.A. a acheté 1 000 de ses propres actions en vue de leur attribution dans le cadre de plans de stock-options ou d'actions gratuites, et augmenté son nombre de titres auto détenus (+ 48 017) dans le cadre d'un contrat de liquidité (confié à Kepler Cheuvreux et conformément à la charte de déontologie reconnue par l'Autorité des marchés financiers (AMF)), pour un montant total de 1,3 million d'euros.

3.1.5 TABLEAU DES FLUX DE TRESORERIE CONSOLIDES

	Notes	1er semestre 2022	1er semestre 2021
En millions d'euros
Résultat net de l'ensemble consolidé		(21,1)	4,2
Éliminations :
de la quote-part de résultat dans les entreprises associées	12	(0,4)	(0,5)
des amortissements et provisions	9, 11 et 16	87,2	52,1
de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (1)	17.3	29,7	(0,0)
des plus ou moins-values de cession	9	1,8	5,0
des charges et produits calculés liés aux paiements en actions	7.3	2,2	1,5
des autres produits et charges sans incidence de trésorerie		1,6	3,2
de la charge (produit) d'impôt	10	4,1	8,1
du coût de l'endettement financier	17.1	63,1	51,3
Incidence de la variation du besoin en fonds de roulement (2)		3,1	18,6
Impôts décaissés (encaissés)		(3,4)	(7,3)
Flux net de trésorerie lié aux activités opérationnelles		168,0	136,1
Acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise (3)		(16,6)	(21,4)
Cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée (4)		11,3	0,0
Acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles (5)		(627,8)	(381,9)
Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles		0,0	0,1
Variation d'actifs financiers		(6,2)	0,7
Dividendes reçus		(0,0)	0,7
Flux net de trésorerie lié aux activités d'investissement		(639,3)	(401,8)
Augmentation de capital de la société mère (6)	15	0,5	591,8
Contribution des investisseurs minoritaires aux augmentations (réductions) de capital	01.4	(0,5)	(0,0)
Cession (acquisition) nette d'actions propres	01.4	(1,3)	(10,1)
Emissions d'emprunts	17.2	581,9	127,8
Dividendes payés (7)		(2,1)	(0,2)
Remboursements d'emprunts	17.2	(110,0)	(107,7)
Intérêts financiers versés		(46,2)	(35,7)
Flux net de trésorerie lié aux activités de financement		422,2	566,0
Incidence de la variation des taux de change		15,6	3,8
Variation de trésorerie		(33,5)	304,1
Trésorerie à l'ouverture	14	592,5	374,9
Trésorerie à la clotûre	14	559,0	679,0
Variation de la trésorerie nette		(33,5)	304,1

(1) Au premier semestre 2022, les éliminations de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, sans incidence sur la trésorerie du Groupe, concernent des centrales en Finlande pour 16,5 millions d'euros et en Australie pour 13,3 millions d'euros (se référer à la note 17.4 « juste valeur des actifs et passifs financiers »).

(2) Au premier semestre 2022, l'incidence de la variation du besoin en fonds de roulement est très faible. Au premier semestre 2021, la variation s'expliquait principalement par le remboursement de créances de TVA sur des projets en cours de construction et par le règlement d'indemnités contractuelles compensant des pertes de chiffre d'affaires liées à des retards dans la mise en service de certains projets.

(3) Au premier semestre 2022, les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise concernent principalement des projets en développement en Finlande, au Canada, et en Equateur. Au premier semestre 2021, les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise concernaient des projets en développement en Irlande, en Finlande et en Suède.

(4) Au premier semestre 2022, les 11,3 millions d'euros correspondent à l'encaissement d'une composante du prix de cession d'une opération de farm-down conclue en 2021.

(5) Les acquisitions de la période portent sur des investissements en immobilisations incorporelles pour (23,0) millions d'euros (se référer à la note 11.2 « immobilisations incorporelles ») et corporelles pour (519,7) millions d'euros (se référer à la note 11.3 « immobilisations corporelles ») et intègrent la variation des dettes sur fournisseurs d'immobilisations pour (85,1) millions d'euros.

• (6) Au premier semestre 2021, ce montant correspondait principalement à l'augmentation de capital réalisée le 9 avril 2021 pour 591,2 millions d'euros après prise en compte des frais d'émission.
• (7) Au premier semestre 2022, Neoen S.A. a procédé au premier versement de dividende de son histoire, dont (2,1) millions d'euros en numéraire (se référer à la note 2.2 « évènements de la période »).

NOTES ANNEXES AUX ETATS FINANCIERS CONSOLIDES

NOTE 1.	INFORMATION SECTORIELLE	45
NOTE 2.	INFORMATIONS GENERALES ET PRINCIPES COMPTABLES	48
NOTE 3.	SAISONNALITÉ	51
NOTE 4.	PERIMETRE DE CONSOLIDATION	51
NOTE 5.	CHIFFRES D'AFFAIRES	52
NOTE 6.	ACHATS DE MARCHANDISES ET VARIATION DE STOCKS	52
NOTE 7.	CHARGES EXTERNES ET DE PERSONNEL	53
NOTE 8.	AUTRES PRODUITS ET CHARGES OPERATIONNELS COURANTS	55
NOTE 9.	ELEMENTS NON COURANTS DE L'ACTIVITE OPERATIONNELLE	56
NOTE 10.	IMPOTS	57
NOTE 11.	ECART D'ACQUISITION, IMMOBILISATIONS INCORPORELLES ET CORPORELLES	57
NOTE 12.	PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES ASSOCIEES ET COENTREPRISES	60
NOTE 13.	ACTIFS FINANCIERS NON COURANTS	60
NOTE 14.	TRESORERIE ET EQUIVALENTS DE TRESORERIE	61
NOTE 15.	CAPITAUX PROPRES ET DETAIL DES INSTRUMENTS DILUTIFS	61
NOTE 16.	PROVISIONS	63
NOTE 17.	FINANCEMENT ET INSTRUMENTS FINANCIERS	64
NOTE 18.	GESTION DES RISQUES	71
NOTE 19.	ENGAGEMENTS HORS BILAN	73
NOTE 20.	TRANSACTIONS AVEC LES PARTIES LIEES	74
NOTE 21.	EVENEMENTS POSTERIEURS A LA CLOTURE	75

NOTE 1. INFORMATION SECTORIELLE

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.

Le groupe Neoen a été amené à signer progressivement des contrats d'achat d'électricité de moyen et long terme avec des contreparties commerciales, dits « Corporate Power Purchase Agreements » (« CPPA »). Parmi ceux-ci, certains, mis en œuvre récemment, prévoient un règlement financier entre les parties et sont des instruments financiers dérivés au sens de la norme IFRS 9 « instruments financiers ». La variation de juste valeur de ces contrats, qui n'ont pas été qualifiés d'instruments de couvertures, est comptabilisée en résultat opérationnel courant dans les états financiers du Groupe. Cette variation, associée à l'évolution des prix de marché de l'électricité, qui ont connu une volatilité exceptionnelle au cours du premier semestre 2022 dans les différentes géographies où opère le Groupe, a un caractère temporaire et non maîtrisable, et est appelée à s'éteindre au moment de la livraison de la production physique sous-jacente. Le Groupe a donc décidé de retraiter la variation de juste valeur de ces instruments financiers dérivés énergie (qui est par ailleurs sans incidence en trésorerie) de l'EBITDA et de l'EBIT, indicateurs alternatifs de performance retenus dans son information sectorielle.

EBITDA ajusté

La notion d'EBITDA ajusté correspond au résultat opérationnel courant, qui inclut les produits nets de cessions d'actifs du portefeuille sécurisé résultant de l'activité de farm-down, retraité :

• des dotations aux amortissements et provisions opérationnelles courantes ;
• de la charge de personnel résultant de l'application de la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions » ;
• et des variations de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (se référer à la note 17.4 « juste valeur des actifs et passifs financiers ») enregistrées en autres produits et charges opérationnels courants.

La réconciliation entre le résultat opérationnel courant et l'EBITDA ajusté est la suivante :

(En millions d'euros)	1er Semestre 2022	1er Semestre 2021
Résultat opérationnel courant	73,3	72,3
Amortissements et provisions opérationnels courants	69,8	52,1
Charge IFRS 2	2,2	1,5
Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	29,7	-
EBITDA ajusté	175,0	125,9

EBIT ajusté

La réconciliation entre le résultat opérationnel courant et l'EBIT ajusté est la suivante :

(En millions d'euros)	1er Semestre 2022	1er Semestre 2021
Résultat opérationnel courant	73,3	72,3
Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	29,7
EBIT ajusté	103,0	72,3

Le Groupe a par ailleurs retenu la répartition suivante pour ses secteurs opérationnels :

• solaire : ce secteur correspond à l'activité de production d'énergie photovoltaïque ;
• éolien : ce secteur correspond à l'activité de production d'énergie éolienne ;
• stockage : ce secteur correspond à l'activité liée aux batteries indépendantes, directement connectées au réseau ;
• farm-down : ce secteur correspond à la cession totale ou d'une quote-part majoritaire de participations dans des entités détenant des projets ou actifs de son portefeuille sécurisé ;
• développement et investissements : ce secteur correspond principalement aux activités de développement et de financement.

Au titre des informations complémentaires, les principaux indicateurs financiers publiés sont détaillés par zones géographiques. Ces dernières sont définies ci-après :

• Australie : cette zone regroupe les activités de production en Australie ;
• Europe–Afrique : cette zone regroupe les activités de production dans les pays d'Europe et d'Afrique ;
• Amériques : cette zone regroupe les activités de production dans les pays d'Amérique du Nord, Amérique Centrale, Amérique du Sud et dans les Caraïbes.

Les résultats sectoriels du premier semestre 2022 et du premier semestre 2021 sont ainsi présentés pour chacun des segments opérationnels du Groupe : solaire, éolien, stockage, farm-down, développement et investissements (y compris éliminations).

Information sectorielle

En millions d'euros		Solaire	Eolien	Stockage		Farm-down(2) Développement & Investissements(3)	Eliminations(4) 1	e r semestre 2022
AUSTRALIE	Compte de résultat Chiffre d'affaires EBITDA ajusté(1) EBIT ajusté(1)	22,5 27,9 20,4	37,9 38,5 25,5	34,6 25,1 13,5				95,0 91,5 59,4
	Bilan Immobilisations corporelles et incorporelles	668,5	996,6	310,6				1 975,7
	Tableau des flux de trésorerie Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	70,2	218,9	9,8				298,9
EUROPE	Compte de résultat Chiffre d'affaires EBITDA ajusté(1) EBIT ajusté(1)	31,7 24,7 15,9	46,9 35,0 22,7	4,7 3,0 2,4	- - -			83,4 62,7 41,0
AFRIQUE	Bilan Immobilisations corporelles et incorporelles	624,6	1 210,5	24,1				1 859,1
	Tableau de flux de trésorerie Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	43,3	282,2	4,2	-			329,7
	Compte de résultat Chiffre d'affaires EBITDA ajusté(1) EBIT ajusté(1)	25,5 18,9 10,6	34,4 26,3 13,4	1,0 0,7 0,6	- - -			60,9 46,0 24,5
dont France	Bilan Immobilisations corporelles et incorporelles	441,5	622,6	9,6				1 073,7
	Tableau de flux de trésorerie Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	23,5	59,1	4,2	-			86,8
	Compte de résultat Chiffre d'affaires EBITDA ajusté(1) EBIT ajusté(1)	45,3 36,1 23,3	- (0,0) (0,0)					45,3 36,1 23,3
AMERIQUES	Bilan Immobilisations corporelles et incorporelles	850,2	4,2					854,5
	Tableau des flux de trésorerie Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	20,9	0,3					21,2
	Compte de résultat Chiffre d'affaires EBITDA ajusté(1) EBIT ajusté(1)	99,5 88,7 59,6	84,8 73,5 48,2	39,3 28,2 16,0	- - -	51,2 6,9 1,0	(50,8) (22,2) (21,7)	224,0 175,0 103,0
TOTAL	Bilan Immobilisations corporelles et incorporelles	2 143,3	2 211,2	334,7	-	35,4	(167,4)	4 557,2
	Tableau des flux de trésorerie Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	134,4	501,4	13,9	-	1,5	(23,5)	627,8

En millions d'euros		Solaire	Eolien	Stockage		Farm-down(2) Développement & Investissements(3)	Eliminations(4)	1 er semestre 2021
	Compte de résultat
	Chiffre d'affaires EBITDA ajusté(1) EBIT ajusté(1)	21,2 17,7 7,8	30,5 27,2 18,7	11,4 10,0 4,4				63,1 54,9 30,8
AUSTRALIE	Bilan Immobilisations corporelles et incorporelles	527,0	722,9	166,4				1 416,3
	Tableau des flux de trésorerie Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	84,8	50,8	14,5				150,1
	Compte de résultat
EUROPE	Chiffre d'affaires EBITDA ajusté(1) EBIT ajusté(1)	31,1 25,1 15,9	35,7 26,6 13,1	2,0 1,2 0,5	- - -			68,8 52,9 29,4
AFRIQUE	Bilan Immobilisations corporelles et incorporelles	537,8	841,6	19,3				1 398,7
	Tableau de flux de trésorerie Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	56,9	166,2	2,5	-			225,6
	Compte de résultat Chiffre d'affaires EBITDA ajusté (1) EBIT ajusté (1)	25,9 20,1 12,4	27,5 21,5 12,2	0,5 0,3 0,2	- - -			53,9 41,9 24,8
dont France	Bilan Immobilisations corporelles et incorporelles	424,8	506,3	3,7				934,7
	Tableau de flux de trésorerie Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	45,5	43,8	0,4	-			89,7
	Compte de résultat
	Chiffre d'affaires EBITDA ajusté(1) EBIT ajusté(1)	32,6 30,4 21,9	- (0,0) (0,0)					32,6 30,4 21,9
AMERIQUES	Bilan Immobilisations corporelles et incorporelles	722,5	3,3					725,7
	Tableau des flux de trésorerie Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	24,1	0,0					24,1
	Compte de résultat
	Chiffre d'affaires EBITDA ajusté(1)	84,9 73,1	66,2 53,9	13,4 11,1	-	38,2 2,2	(37,8)	164,9 125,9
	EBIT ajusté(1)	45,6	31,7	4,8	- -	(3,1)	(14,4) (6,7)	72,3
TOTAL	Bilan
	Immobilisations corporelles et incorporelles	1 787,3	1 567,8	185,7	-	11,4	(123,9)	3 428,2
	Tableau des flux de trésorerie Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	165,7	217,1	17,0	-	0,6	(18,5)	381,9

(1) Les notions d'EBITDA ajusté et EBIT ajusté sont définies ci-dessus.

(2) Le secteur d'activité farm-down a été mis en place à la suite de la décision du Groupe de procéder, de manière régulière mais sélective à compter de l'exercice 2021, à la cession totale ou d'une quote-part majoritaire de participations dans des entités détenant des projets ou actifs de son portefeuille sécurisé. En 2021, de telles cessions sont uniquement intervenues au cours du deuxième semestre.

(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 ».

Le Groupe retraite également la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie du résultat net de l'ensemble consolidé, tel que présenté parmi ses indicateurs alternatifs de performance.

Résultat net ajusté de l'ensemble consolidé

La réconciliation entre le résultat net de l'ensemble consolidé et le résultat net ajusté de l'ensemble consolidé est la suivante :

(En millions d'euros)	1er Semestre 2022	1er Semestre 2021
Résultat net de l'ensemble consolidé	(21,1)	4.2
Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	29.7
Effet impôt lié à la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	(7,3)
Résultat net ajusté de l'ensemble consolidé	1,4

NOTE 2. INFORMATIONS GENERALES ET PRINCIPES COMPTABLES

NOTE 2.1 IDENTIFICATION DE L'EMETTEUR

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 développe et exploite des centrales de production d'électricité à partir d'énergies renouvelables (éolien, solaire) et de stockage.

Avec près de 5,6 GW de projets en opération et construction et 0,7 GW de projets awarded¹⁰ au 30 juin 2022 (soit 6,3 GW de projets sécurisés – portefeuille secured¹⁰ ), Neoen est le 1er producteur indépendant français d'énergies renouvelables.

Le Groupe dispose par ailleurs d'un pipeline de projets en développement avancé de 11,1 GW (advanced pipeline¹⁰ ) et de plus de 5,0 GW de projets au stade early stage¹⁰ .

Le Groupe exerce ses activités dans les zones géographiques Australie, Europe–Afrique et Amériques.

NOTE 2.2 EVENEMENTS DE LA PERIODE

Plan d'attribution d'actions gratuites

Le 14 mars 2022, le Conseil d'administration a décidé d'attribuer gratuitement 164 046 actions de Neoen S.A. à certains salariés 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 a comptabilisé cette opération conformément à la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Celle-ci s'est traduite par un impact de (0,3) million d'euros en charges de personnel sur le premier semestre 2022.

Augmentation de capital réservée aux salariés

Le 19 avril 2022, Neoen S.A. a réalisé une augmentation de capital réservée à ses salariés et mandataires sociaux en France. Celle-ci proposait à chaque bénéficiaire l'acquisition de 118 actions nouvelles au prix préférentiel de souscription de 22,30 euros par action (bénéficiant d'une décote de 30% par rapport à la moyenne des cours de clôture de l'action des vingt dernières séances de bourse précédant le jour de fixation du prix par le Président-directeur général, le 14 mars 2022, sur subdélégation du Conseil d'administration) et un abondement à raison d'une action offerte pour une action souscrite.

Le Groupe a comptabilisé cette opération conformément à la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions ». Celle-ci s'est traduite par un impact de 1,1 million d'euros en capitaux propres et de (0,4) million d'euros en charges de personnel.

Paiement du dividende au titre de l'exercice 2021

Lors de l'Assemblée Générale du 25 mai 2022, les actionnaires ont approuvé la mise en distribution d'un dividende de 0,10 euro par action avec option pour le paiement du dividende en actions nouvelles. Chaque actionnaire pouvait ainsi recevoir, soit 100 % du dividende en numéraire, soit 100 % du dividende en actions ordinaires nouvelles.

A la clôture de la période d'exercice de l'option (du 3 juin 2022 au 17 juin 2022 inclus), près de 80% des droits ont été exercés en faveur du paiement du dividende en actions.

Cette opération a entraîné la création de 252 486 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,2 % du capital), et le versement de 2,1 millions d'euros de dividende en numéraire.

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 du Document d'Enregistrement Universel de l'année 2021.

Situation de la centrale solaire de Metoro au Mozambique

Suite à une détérioration soudaine et importante, en juin 2022, du contexte sécuritaire à proximité du site de la centrale solaire en construction de Metoro au Mozambique, l'ensemble des équipes mobilisées localement ont été évacuées, les forces armées mozambicaines ont été déployées autour du site pour en assurer la protection, et les travaux de construction ont été arrêtés pour une durée indéterminée. Le Groupe, qui est en contact régulier avec les autorités mozambicaines au sujet de l'évolution de la situation locale, ne dispose, en date de publication de ses comptes semestriels, d'aucune visibilité quant à une date possible de reprise des travaux et en conséquence au démarrage du contrat de fourniture d'électricité conclu avec l'opérateur mozambicain EDM.

Bien que le projet continue, à date, à bénéficier du soutien des prêteurs, cette situation constitue à la fois un cas de défaut technique au sens de la documentation de financement, ce qui a eu pour conséquence une accélération de la dette de financement de projet dans les comptes semestriels du Groupe, mais aussi un indice de perte de valeur. Compte tenu du très fort degré d'incertitude entourant l'avenir du projet, le Groupe a ainsi enregistré dans ses comptes semestriels une perte de valeur d'un montant de 13,8 millions d'euros (se référer à la note 9 « éléments non courants de l'activité opérationnelle »).

Non-respect de covenants de certains financements de projets

Au 30 juin 2022, deux actifs du Groupe, l'un en Australie, l'autre en France, continuaient à ne pas respecter, suite notamment à des problématiques opérationnelles, leur ratio minimum de couverture du service de la dette. En conséquence, le Groupe a maintenu l'accélération dans ses comptes des dettes de financement de projet sans recours afférentes, présentées en endettement financier courant, pour des montants de respectivement 132,9 millions de dollars australiens (soit 88,0 millions d'euros) et 22,0 millions d'euros. Le Groupe est parallèlement toujours en cours de négociation en vue d'une résolution de ces cas de défauts avec les établissements prêteurs.

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.

Par ailleurs, la réception technique provisoire de la centrale mexicaine d'El Llano (PA – Provisional Acceptance) n'avait toujours pas été prononcée au 30 juin 2022, entraînant le maintien de certaines non-conformités documentaires au sens des contrats de financement de cette centrale, dont le Groupe travaille toujours activement à la résolution avec le contractant EPC. Dans cette attente, la part non courante de la dette financière afférente continue à être présentée en dettes courantes (pour 128,1 millions de dollars américains, soit 123,4 millions d'euros) dans les comptes du Groupe au 30 juin 2022.

Enfin, la situation de la centrale de Metoro constitue un cas de défaut technique au sens de la documentation de financement. La dette financière afférente à cette centrale est ainsi présentée en dettes courantes (pour 30,0 millions de dollars américains, soit 28,9 millions d'euros) dans les comptes du Groupe au 30 juin 2022.

Au total, 262,2 millions d'euros de dettes ont ainsi été accélérées dans les comptes semestriels consolidés 2022.

Conflit russo-ukrainien

Neoen n'a pas d'activité et ne dispose d'aucun actif en Russie et en Ukraine.

Ainsi, le conflit en cours en Ukraine n'a à ce jour pas eu d'incidence significative sur la Société ni sur la continuité de son activité. Toutefois, en l'absence de visibilité sur la suite de ce conflit, Neoen considère que ses activités pourraient être affectées, à l'avenir, par les impacts potentiels de ce conflit sur l'économie mondiale, et notamment en matière de prix de l'électricité, de cours des matières premières utilisées pour les composants nécessaires à la construction d'installations de production d'électricité d'origine renouvelable, ou encore de fonctionnement des chaines logistiques.

NOTE 2.3 PRINCIPES COMPTABLES

Pour l'établissement de ses états financiers résumés intermédiaires au 30 juin 2022, le Groupe a appliqué les mêmes normes, interprétations et méthodes comptables que dans ses états financiers de l'exercice clos au 31 décembre 2021, à l'exception des textes entrés en vigueur le 1er janvier 2022, mentionnés au paragraphe ci-après.

Nouveaux textes d'application obligatoire au 1er janvier 2022

• Amendements à IAS 16 Immobilisations corporelles Produits générés avant l'utilisation prévue
• Amendements à IAS 37 Coûts à prendre en compte pour déterminer si un contrat est déficitaire
• Amendements à IFRS 3 Référence au Cadre conceptuel
• Améliorations annuelles des normes IFRS (cycle 2018-2020)

Les états financiers n'ont pas été impactés par l'application de ces amendements et améliorations.

Interprétations

• Décision d'agenda de l'IFRIC relative aux avantages économiques découlant de l'utilisation d'un parc éolien (IFRS 16) – décembre 2021
• Décision d'agenda de l'IFRIC relative au programme de refinancement des banques européennes dit TLTRO III (Targeted Longer-Term Refinancing Operations) (IFRS 9) – mars 2022
• Décision d'agenda de l'IFRIC relative aux règles de présentation applicables aux dépôts à vue soumis à restriction par un contrat avec un tiers (IAS 7) – avril 2022

Les états financiers n'ont pas été impactés par ces décisions.

Nouveaux textes adoptés par l'Union Européenne, d'application non obligatoire au 1er janvier 2022

• Amendements à IAS 1 Présentation des états financiers, Practice Statement 2 « Disclosure of Accounting Policies », d'application obligatoire au 1er janvier 2023
• Amendements à IAS 8 Définition des estimations comptables, d'application obligatoire au 1er janvier 2023

Ces nouveaux textes n'ont pas été appliqués par anticipation par le Groupe.

NOTE 2.4 ESTIMATIONS ET JUGEMENTS

Pour établir les comptes du Groupe, et dans la mesure où des éléments inclus dans les états financiers ne peuvent être précisément évalués, la direction procède à des estimations, et recourt à l'exercice de jugements et hypothèses susceptibles d'avoir une incidence sur les montants d'actifs, passifs, produits et charges inclus dans les états financiers, ainsi que sur les informations communiquées dans les annexes. La direction exerce son jugement en prenant en compte l'expérience passée et les autres facteurs jugés pertinents au regard des conditions économiques, et revoit ses estimations et appréciations de manière régulière. Les hypothèses revêtant par nature un caractère incertain, les montants figurant dans les futurs états financiers pourraient différer des estimations actuelles.

Les principaux sujets impactant de façon significative les états financiers et dépendant d'estimations et de jugements, au 30 juin 2022, sont les suivants :

• la détermination de la valeur recouvrable des écarts d'acquisition, des immobilisations incorporelles et corporelles (notes 11.1 « écarts d'acquisition », 11.2 « immobilisations incorporelles » et 11.3 « immobilisations corporelles ») ;
• la durée d'amortissement des actifs de production (note 11.3 « immobilisations corporelles ») ;
• la charge d'impôt, calculée, pour les comptes consolidés semestriels, en appliquant au résultat comptable de la période le taux d'impôt moyen annuel estimé pour l'année fiscale en cours pour chaque entité ou groupe fiscal (note 10 « impôts ») ;
• 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 10 « impôts ») ;
• la détermination de la durée des contrats de location et du taux d'actualisation à appliquer aux loyers à payer, dans le cadre de l'application d'IFRS 16 « contrats de location » (note 11.3 « immobilisations corporelles ») ;
• l'activation des frais de développement (note 11.2 « immobilisations incorporelles ») ;
• l'évaluation des provisions pour démantèlement (note 16 « provisions ») ;
• l'évaluation de la juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (note 17.4 « juste valeur des actifs et passifs financiers »).

NOTE 2.5 PRISE EN COMPTE DES ENJEUX CLIMATIQUES DANS L'ETABLISSEMENT DES ETATS FINANCIERS DU GROUPE

Le Groupe a exercé son jugement pour l'appréciation des risques et des enjeux climatiques et leurs impacts sur les états financiers consolidés du Groupe. Pour rappel, la gestion des risques climatiques et environnementaux ainsi que leurs enjeux pour le Groupe sont présentés dans le Chapitre 5 à la section 5.2 « Présentation des principaux risques extra-financier » du Document d'Enregistrement Universel.

Le Groupe Neoen considère la prise en compte croissante des enjeux climatiques au niveau international comme une opportunité, puisqu'elle favorise l'émergence de politiques nationales et internationales en faveur des énergies renouvelables. En effet, les activités du Groupe contribuent activement à la réduction des émissions de gaz à effet de serre, ce qui est souvent un objectif politique annoncé. Le développement, la détention et l'exploitation de parcs solaires, éoliens et de centrales de stockage de grande taille, à travers le monde, permettent ainsi de contribuer à l'accélération du rythme de la transition énergétique.

Toutefois, dans sa matrice de suivi des facteurs de risques, le Groupe a analysé les risques financiers liés au changement climatique, qu'il a évalué un niveau « Moyen » dans le chapitre 3 à la section 3.1 « Principaux facteurs de risques auxquels le Groupe est exposé », du Document d'Enregistrement Universel.

Le changement climatique provoque en effet des variations des températures, des ressources en vent et des conditions météorologiques, ce qui engendre une augmentation de la couverture nuageuse moyenne ou encore accentue l'intensité ou la fréquence des épisodes météorologiques extrêmes, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur les installations et les activités du Groupe.

Ainsi, ces effets sont pris en considération parmi les principes de préparation de ses états financiers consolidés, et en particulier dans l'appréciation des effets futurs jugés les plus probables relatifs à ces enjeux.

Le Groupe considère néanmoins que ces éléments n'ont pas d'incidence significative sur ses activités à moyen terme.

NOTE 3. SAISONNALITÉ

Les installations de production photovoltaïques et éoliennes du Groupe sont affectées localement par des variations saisonnières, inhérentes aux niveaux d'ensoleillement et de vent. Toutefois, compte tenu du mix technologique, de la diversité des implantations géographiques et du rythme de mises en service de capacités de production additionnelles résultant du fort rythme de croissance du Groupe, cet effet de saisonnalité n'a à ce jour pas d'incidence significative sur l'activité.

NOTE 4. PERIMETRE DE CONSOLIDATION

NOTE 4.1 SOCIETES CONSOLIDEES

Au 30 juin 2022, le Groupe est composé de 352 sociétés consolidées, dont 348 comptabilisées selon la méthode de l'intégration globale et 4 selon la méthode de la mise en équivalence.

Pour rappel, au 31 décembre 2021, le Groupe était 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.

NOTE 4.2 SOCIETES NON CONSOLIDEES

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.

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.

NOTE 4.3 EVOLUTION DU PERIMETRE

Dans le cadre de son développement, le Groupe est régulièrement amené à réaliser des créations de sociétés, et peut être amené à acquérir des entités en phase de développement relativement peu avancé ou offrant des perspectives de croissance ou de repowering.

Acquisitions de projets en développement

Au cours du premier semestre 2022, 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 du projet solaire Fox Coulee au Canada ;
• acquisition à hauteur de 100% des titres de participation du projet solaire Cumandacobuendo en Equateur.

Le Groupe a procédé à l'évaluation des actifs identifiables acquis et passifs repris ce qui a conduit à comptabiliser des actifs incorporels pour 1,3 million d'euros et corporels pour 4,1 millions d'euros au cours du premier semestre 2022.

Rachat de participations ne conférant pas le contrôle

Le Groupe a acquis la participation des actionnaires minoritaires de l'entité française Zambia Sunlight One SAS, portant ainsi sa participation dans l'entité de 68,7% à 100%. En conséquence, l'entité zambienne Bangweulu Power Company Ltd, elle-même détenue par l'entité Zambia Sunlight One SAS, est désormais détenue à hauteur de 80,35% contre 58,75% auparavant.

Cessions et liquidations

L'entité Pedregal Solar (Salvador) détenue à 100% a été liquidée. Cette liquidation n'a pas d'impact significatif sur les états financiers du Groupe.

Le Groupe a cédé 100% de sa participation dans l'entité Blue Mahoe Energy Company Ltd (Jamaïque). Cette cession n'a pas d'impact significatif sur les états financiers du Groupe.

NOTE 5. CHIFFRES D'AFFAIRES

La ventilation du chiffre d'affaires est la suivante :

En millions d'euros	Eolien	Solaire	Stockage	Autre	1er semestre 2022	Eolien	Solaire	Stockage	Autre	1er semestre 2021
Electricité	61,2	75,5	-	-	136,7	42,7	56,2	0,0	-	98,9
Certificats verts	12,0	10,4	-	-	22,4	14,2	6,9	-	-	21,1
Ventes d'énergies sous contrat	73,3	85,9	-	-	159,1	56,9	63,1	0,0	-	120,0
Electricité	9,3	11,4	31,5	-	52,2	5,2	18,7	10,9	-	34,8
Certificats verts	1,8	1,9	-	0,0	3,7	3,8	2,9	-	0,0	6,7
Ventes d'énergies sur le marché	11,1	13,3	31,5	0,0	55,9	9,0	21,5	10,9	0,0	41,5
Prestations de services(1)	-	0,0	-	0,3	0,3	-	0,0	-	0,4	0,4
Autres prestations(2)	0,5	0,3	7,8	0,1	8,8	0,3	0,3	2,4	0,1	3,0
Autres produits	0,5	0,3	7,8	0,4	9,1	0,3	0,3	2,4	0,4	3,4
Total chiffres d'affaires	84,8	99,5	39,3	0,4	224,0	66,2	84,9	13,4	0,4	164,9

(1) Il s'agit principalement de prestations de gestion administrative, de supervision, ou encore de développement, pour des entités hors groupe.

(2) Correspond principalement à des services fournis par les batteries australiennes au réseau.

NOTE 6. ACHATS DE MARCHANDISES ET VARIATION DE STOCKS

Les achats de marchandises et les variations de stocks se composent principalement :

• d'achats d'électricité pour (0,6) million d'euros et de petits équipements pour (0,3) million d'euros ;
• de 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 (4,3) millions d'euros.

Ce poste comprenait, au premier semestre 2021, des achats d'électricité pour (0,2) million d'euros, de petits équipements pour (0,2) million d'euros et 2,6 millions d'euros de variations de stocks de certificats verts.

NOTE 7. CHARGES EXTERNES ET DE PERSONNEL

NOTE 7.1 CHARGES EXTERNES

En millions d'euros	1er semestre 2022	1er semestre 2021
Entretiens et réparations Autres charges externes	(16,5) (32,7)	(12,2) (20,1)
Total charges externes	(49,2)	(32,3)

Les charges d'entretiens et de réparations correspondent essentiellement aux coûts de maintenance des centrales en exploitation.

Les autres charges externes comprennent principalement :

• des charges d'exploitation des centrales en opération (coûts associés à la gestion de la fréquence du réseau, et assurances) ;
• des frais de structure (honoraires, consulting, sous-traitance, informatique, assurance) ;
• et des charges de développement non activées car ne répondant pas aux critères d'activation définis par la norme IAS 38 « immobilisations incorporelles », qui s'élèvent à (1,6) million d'euros sur la période, contre (1,4) million d'euros au premier semestre 2021.

NOTE 7.2 CHARGES DE PERSONNEL

Sur le premier semestre 2022, les charges de personnel s'élèvent à (12,1) millions d'euros contre (8,7) millions d'euros sur le premier semestre 2021. L'augmentation des charges de personnel est principalement liée à l'augmentation des effectifs.

NOTE 7.3 PAIEMENTS FONDES SUR DES ACTIONS

Sur le premier semestre 2022, la charge liée à l'attribution d'actions gratuites et de stock-options comptabilisée en charges de personnel s'élève à (2,2) millions d'euros contre (1,5) million d'euros au premier semestre 2021.

Détail des plans d'options de souscription d'actions

	Plan 2016	Plan 2018	Plan 2018	TOTAL
Date de l'AG	17/03/2014	29/05/2018	04/07/2018
Date de la décision du Président	23/12/2016	30/05/2018	05/07/2018
Nombre totale d'actions pouvant être souscrites ou achetées	235 000	45 000	65 000
Début de la période d'exercice des options	24/12/2019	31/05/2021	06/10/2020
Date d'expiration de la période d'exercice	23/12/2021	30/05/2023	05/07/2023
Prix de souscription ou d'achat	6,00 €	10,00 €	10,00 €
Prix de souscription ou d'achat ajusté suite à l'augmentation de capital du 9 avril 2021 (1)	5,55 €	9,25 €	9,25 €

Nombre d'options

Existantes au 1er janvier 2021	63 166	40 000	35 000	138 166
Notifiées	-	-	-	-
Annulées	-	-	-	-
Exercées	66 339	16 215	4 000	86 554
Ajustement suite à l'augmentation de capital du 9 avril 2021 (1)	3 173	3 240	2 835	9 248
Existantes au 1er janvier 2022	-	27 025	33 835	60 860
Notifiées	-	-	-	-
Annulées	-	-	-	-
Exercées	-	11 215	6 000	17 215
Existantes au 30 juin 2022	-	15 810	27 835	43 645

(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).

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.

Détail des plans d'attribution d'actions gratuites

	Plan 2018	Plan 2019	Plan 2020	Plan 2021	Plan 2022	TOTAL
Date de l'AG	29/05/2018	02/10/2018	26/05/2020	26/05/2020	25/05/2021
Date de la décision d'attribution du Président / Conseil d'administration	30/05/2018	10/07/2019	02/07/2020	10/03/2021	14/03/2022
Nombre totale d'actions attribuées gratuitement	107 500	297 000	140 000	272 302	164 046
Date d'acquisition des actions	31/05/2021	11/07/2022	03/07/2023	11/03/2024	14/03/2025
Date de fin de période de conservation	-	-	-	-	-
Nombre d'actions attribuées gratuitement
Existantes au 1er janvier 2021	105 000	292 000	140 000	-	-	537 000
Notifiées	-	-	-	272 302		272 302
Annulées	-	18 903	5 406	9 108	-	33 417
Attribuées définitivement	113 510	-	-	-	-	113 510
Ajustement suite à l'augmentation de capital du 9 avril 2021 (1)	8 510	22 348	11 354	22 058	-	64 270
Existantes au 1er janvier 2022	-	295 445	145 948	285 252	-	726 645
Notifiées	-	-	-	-	164 046	164 046
Annulées	-	2 703	18 919	3 669	-	25 291
Attribuées définitivement		-	-	-	-	-
Existantes au 30 juin 2022	-	292 742	127 029	281 583	164 046	865 400

(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 8. AUTRES PRODUITS ET CHARGES OPERATIONNELS COURANTS

Principes comptables

Les autres produits et charges opérationnels courants comprennent principalement :

• des compensations contractuelles consécutives aux pertes de revenus résultant de retards dans la mise en service de certaines centrales, du fait des contractants chargés de leur construction, ainsi que des pénalités résultant de retards dans la mise en service de centrales ou dans le démarrage de contrats de vente d'électricité conclus par des centrales du Groupe ;
• la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie non-qualifiés de couverture, au titre de contrats de vente d'électricité auprès de contreparties commerciales (Corporate Power Purchase Agreements – CPPA) conclus en vue de la couverture économique du risque associé à la variation des prix de l'électricité et relatifs à la production de certaines centrales ;
• les plus-values de cession des entités détenant des projets ou des actifs du portefeuille sécurisé, réalisées dans le cadre de l'activité de farm-down. Ces plus-values correspondent aux produits de cession diminués de la valeur comptable de l'actif net des entités cédées, et des frais de cession. En cas de complément de prix éventuel à recevoir en trésorerie dans le futur, celuici 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.

Les autres produits opérationnels courants sont principalement composés de :

En millions d'euros	1er semestre 2022	1er semestre 2021
Variations de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (1) Autres produits opérationnels courants (2) Autres charges opérationnelles courantes	(29,7) 23,7 (0,6)	- 8,4 (4,6)
Autres produits et charges opérationnels courants	(6,6)	3,7

(1) Ce poste comprend (29,7) millions d'euros associés à la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie nonqualifiés de couverture au cours du premier semestre 2022, au titre de Corporate Power Purchase Agreements (« CPPA ») conclus en vue de la couverture économique du risque associé à la variation des prix de l'électricité en Finlande et en Australie.

(2) Compensations contractuelles consécutives aux pertes de revenus résultant de retards dans la mise en service de certaines centrales, du fait des contractants chargés de leur construction à hauteur de 10,3 millions d'euros, et exonération partielle de pénalités reconnues historiquement au titre de contrats de vente d'électricité (+ 12,2 millions d'euros).

NOTE 9. ELEMENTS NON COURANTS DE L'ACTIVITE OPERATIONNELLE

En millions d'euros	1er semestre 2022	1er semestre 2021
Frais de développement antérieurs (1) Résultat des cessions d'actifs Autres produits Autres charges	(1,8) 0,1 0,0 (0,1)	(5,0) 0,0 0,0 (0,1)
Autres produits et charges opérationnels non courants	(1,8)	(5,0)
Dépréciation des coûts de développement activés (2) Autres dépréciations d'actifs (3) Reprise de dépréciation des coûts de développement activés (4)	(13,0) (5,3) 0,9	(1,2) 0,0 1,6
Dépréciations d'actifs non courants	(17,3)	0,4
Résultat opérationnel non courant	(19,1)	(4,6)

(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) Au premier semestre 2022, les dépréciations des coûts de développement activés concernent principalement la perte de valeur de la centrale de Metoro au Mozambique pour (8,7) millions d'euros (se référer à la note 2.2 « évènements de la période ») ainsi qu'un projet en Australie pour (2,5) millions d'euros, dont le développement a dû être suspendu au regard de problématiques de raccordement spécifiques remettant en cause sa viabilité.

(3) Les autres dépréciations d'actifs du premier semestre 2022 correspondent pour (5,1) millions d'euros à la perte de valeur comptabilisée sur la centrale de Metoro au Mozambique (se référer à la note 2.2 « évènements de la période »).

(4) Les reprises de dépréciation des coûts de développement activés concernent les projets abandonnés par le Groupe.

NOTE 10.IMPOTS

Principes comptables

Dans le cadre des arrêtés intermédiaires, la charge d'impôt est calculée pour chaque entité fiscale en appliquant, au résultat taxable de la période, le taux effectif estimé à partir des prévisions réalisées sur les principales entités du Groupe.

Détail de l'impôt sur le résultat :

En millions d'euros	1er semestre 2022	1er semestre 2021
Résultat avant impôts	(16,9)	12,2
Impôts sur les résultats	(4,1)	(8,1)
Taux d'impôt effectif	-24,4%	66,0%

La charge d'impôt s'élève à (4,1) millions d'euros au premier semestre 2022 contre (8,1) millions d'euros au premier semestre 2021, soit respectivement un taux effectif d'impôt de – 24,4% contre 66,0%.

La différence entre le taux d'impôt théorique de 25,0% et le taux effectif d'impôt de – 24,4% (– 49,4 points) s'explique principalement par :

• l'effet de la comptabilisation au titre de la centrale de Metoro au Mozambique d'une perte de valeur non fiscalisée et de la dépréciation des impôts différés reconnus historiquement (se référer à la note 2.2 « évènements de la période ») ;
• des taux d'impôts différents du taux de Neoen S.A. sur certaines géographies ;
• l'impact d'un produit taxable au Mexique lié à l'application, conformément aux règles fiscales locales, du taux d'inflation sur les actifs et passifs monétaires ;
• la non-reconnaissance ou la reconnaissance partielle d'actifs d'impôts différés sur les déficits d'entités pour lesquelles les perspectives de bénéfices et les limitations temporelles dans l'utilisation de ces déficits ne permettent pas cette activation ;
• l'effet des charges encourues au titre de l'application de la norme IFRS 2 « paiements en actions » ;
• l'ensemble de ces effets étant partiellement compensé par l'utilisation de déficits antérieurs non initialement reconnus.

NOTE 11.ECART D'ACQUISITION, IMMOBILISATIONS INCORPORELLES ET CORPORELLES

NOTE 11.1 ECART D'ACQUISITION

L'écart d'acquisition présenté est lié à l'acquisition en 2019 de centrales éoliennes irlandaises en exploitation. En l'absence d'identification d'indice de perte de valeur sur le premier semestre 2022, aucune dépréciation n'a été comptabilisée au 30 juin 2022.

NOTE 11.2 IMMOBILISATIONS INCORPORELLES

La variation des immobilisations incorporelles s'analyse comme suit :

	En millions d'euros	Frais de développement immobilisés - Opération	Frais de développement immobilisés - Etudes (4)	Autres immobilisations incorporelles (5)	Total
	Au 31 décembre 2021	114,2	68,4	109,4	292,0
	Acquisitions (1)	4,3	18,6	0,2	23,0
Valeurs Brutes	Diminutions (2)	-	(1,8)	-	(1,8)
	Variation de périmètre (3)	-	-	1,3	1,3
	Effet de la variation des taux de change	1,9	1,3	3,0	6,2
	Reclassements et autres	(1,2)	3,0	0,1	2,0
	Au 30 juin 2022	119,2	89,5	114,0	322,7
	Au 31 décembre 2021	(11,8)	(3,8)	(7,0)	(22,7)
	Dotation aux amortissements	(1,4)	-	(1,1)	(2,5)
dépréciations	Dépréciation pour perte de valeur(6)	(8,7)	(4,3)	-	(13,0)
	Reprise sur provision pour perte de valeur	-	0,9	-	0,9
	Effet de la variation des taux de change	(0,3)	(0,2)	(0,2)	(0,7)
Amortissements et	Reclassements et autres	0,0	(0,0)	(0,0)	(0,0)
	Au 30 juin 2022	(22,2)	(7,4)	(8,4)	(37,9)
	Au 31 décembre 2021	102,4	64,5	102,4	269,3
Valeurs nettes
	Au 30 juin 2022	97,0	82,1	105,6	284,8

(1) Au cours du premier semestre 2022, le Groupe a activé des charges directement imputables au développement de projets pour un montant de 22,9 millions d'euros. Ces investissements concernent principalement des projets localisés en France, en Australie, en Finlande, au Portugal, en Irlande, en Suède, en Equateur, au Mexique, au Salvador, et en Italie.

(2) Les diminutions concernent les mises au rebut de la période.

(3) Les variations de périmètre du poste « Autres immobilisations incorporelles » comprennent les écarts d'évaluation relatifs aux entités acquises au cours de la période.

(4) Au 30 juin 2022, le poste « Frais de développement immobilisés – Etudes » s'élève à 82,1 millions d'euros en valeur nette, et comprend 12,8 millions d'euros de dépenses activées relatives aux projets dont le tarif est sécurisé.

(5) Les autres immobilisations incorporelles sont principalement constituées d'actifs relatifs à des projets en développement, ayant été acquis auprès de tiers.

(6) Les coûts de développement de la centrale de Metoro au Mozambique ont été intégralement dépréciés à hauteur de 8,7 millions (se référer à la note 2.2 « évènements de la période », paragraphe « Situation de la centrale solaire de Metoro au Mozambique »). Les autres dépréciations pour perte de valeur concernent principalement des projets en Australie, au Mexique et en France.

NOTE 11.3 IMMOBILISATIONS CORPORELLES

La variation des immobilisations corporelles s'analyse comme suit :

		Actifs de production	Actifs de production	Droits d'utilisation sur actifs loués (5)	Autres immobilisations	Total
	En millions d'euros		en-cours		corporelles
	Au 31 décembre 2021	3 215,5	709,6	223,6	30,3	4 179,0
	Acquisitions (1)	0,0	518,9	-	0,8	519,7
	Cessions	-	(0,0)	(1,2)	(0,3)	(1,5)
	Variations de périmètre (2)	-	3,7	-	4,4	8,1
	Effet de la variation des taux de change	118,1	20,1	2,7	2,0	142,9
Valeurs Brutes	Reclassements et autres (3)	95,1	(93,9)	9,9	0,1	11,2
	Au 30 juin 2022	3 428,8	1 158,3	235,0	37,3	4 859,4
	Au 31 décembre 2021
		(484,7)	(1,0)	(13,2)	(2,6)	(501,5)
	Dotation aux amortissements	(63,0)	-	(4,0)	(0,3)	(67,3)
	Dépréciation pour perte de valeur (4)	-	(5,1)	-	(0,1)	(5,3)
	Cessions	-	0,0	0,9	0,3	1,2
	Variations de périmètre (2)	-	-	-	-	-
dépréciations	Effet de la variation des taux de change	(13,5)	(0,3)	(0,3)	(0,1)	(14,1)
Amortissements et	Reclassements et autres	(0,0)	0,0	(0,0)	0,0	0,0
	Au 30 juin 2022	(561,2)	(6,4)	(16,6)	(2,8)	(587,0)
	Au 31 décembre 2021	2 730,8	708,6	210,5	27,7	3 677,6
Valeurs nettes
	Au 30 juin 2022	2 867,6	1 152,0	218,5	34,4	4 272,4

(1) Les acquisitions de la période correspondent aux centrales en construction, et notamment :

- en Australie : 213,1 millions d'euros dont principalement les centrales de Kaban (115,3 millions d'euros), de Western Downs (50,6 millions d'euros), de Goyder (43,6 millions d'euros), et de Capital Battery (3,7 millions d'euros) ;

• - en Europe–Afrique : 281,7 millions d'euros dont principalement la centrale de Mutkalampi en Finlande (192,8 millions d'euros), des centrales éoliennes et solaires en France (respectivement 31,3 millions d'euros et 18,4 millions d'euros), trois centrales solaires en Irlande (15,6 millions d'euros), et la centrale de Storen en Suède (11,9 millions d'euros) ;
• - dans la zone Amériques : 24,3 millions d'euros dont principalement les centrales d'Itzoteno (10,8 millions d'euros) et El Llano (7,6 millions d'euros) au Mexique, et les centrales de stockage Providencia et Capella au Salvador (5,2 millions d'euros).
• (2) Les variations de périmètre correspondent à l'acquisition d'un projet en développement au Canada pour 3,7 millions d'euros et en Equateur pour 4,4 millions d'euros.
• (3) Les reclassements et autres sur les actifs de production incluent + 2,7 millions d'euros liés aux actifs de démantèlement des centrales nouvellement mises en service. Les reclassements et autres sur les droits d'utilisation (9,9 millions d'euros) correspondent essentiellement aux nouveaux baux entrés en immobilisations selon la norme IFRS 16 « contrats de location », ainsi qu'aux prolongations ou indexations de baux en cours.
• (4) Au premier semestre 2022, une perte de valeur de (5,1) millions d'euros a été comptabilisée sur la centrale de Metoro au Mozambique, compte tenu du contexte sécuritaire précaire et du fort degré d'incertitude concernant le devenir du projet (se référer à la note 2.2 « évènements de la période »).
• (5) Il s'agit essentiellement de droits d'utilisation sur des terrains (pour les centrales en construction et en exploitation), pour un montant de 203,1 millions d'euros, ainsi que de droits d'utilisation relatifs à des bureaux, pour un montant de 15,4 millions d'euros.

NOTE 12.PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES ASSOCIEES ET COENTREPRISES

La variation des participations dans les entreprises associées et co-entreprises s'analyse comme suit :

En millions d'euros	30.06.2022	31.12.2021
Total Participations dans les entreprises associées et coentreprises - début de période	16,6	7,3
Dividendes versés	-	(1,1)
Variation de périmètre	-	9,8
Quote-part de résultat dans les entreprises associées	0,4	0,3
Variation de juste valeur	0,4	0,2
Total Participations dans les entreprises associées et coentreprises - fin de période	17,4	16,6

Ce poste correspond essentiellement aux participations du Groupe dans la centrale de Seixal au Portugal ainsi que dans la société finlandaise Storbotet Vind AB, acquise en 2021.

NOTE 13.ACTIFS FINANCIERS NON COURANTS

En millions d'euros	30.06.2022	31.12.2021
Dépôts de garantie	74,7	67,2
Titres non consolidés	3,8	3,8
Prêts à plus d'un an	12,7	12,1
Total actifs financiers non courants	91,2	83,0

Les dépôts de garantie correspondent principalement :

• aux comptes de réserve de financements mis en place dans le cadre des financements de projets relatifs aux actifs de production ;
• aux dépôts constitués dans le cadre de réponses à des appels d'offres.

NOTE 14.TRESORERIE ET EQUIVALENTS DE TRESORERIE

En millions d'euros	30.06.2022	31.12.2021
Disponibilités	526,8	524,6
Placements à court terme	32,2	67,9
Total trésorerie et équivalents de trésorerie	559,0	592,6

La trésorerie et équivalents de trésorerie au 30 juin 2022 s'établit à 559,0 millions d'euros contre 592,6 millions d'euros à fin 2021, soit une variation de – 33,5 millions d'euros, et correspond principalement aux disponibilités et équivalents de trésorerie :

• détenus par Neoen S.A. pour 192,3 millions d'euros, dont l'évolution sur le premier semestre 2022 (– 87,3 millions d'euros) s'explique principalement par des investissements sous forme d'apports en fonds propres et en comptes courants dans le cadre de la construction de nouvelles centrales, notamment en Australie, en Suède et en Finlande ;
• localisés dans les sociétés projets et holdings associées (366,7 millions d'euros), dont la variation sur le premier semestre 2022 (+ 53,8 millions d'euros) résulte, pour les actifs en construction, de tirages de dettes seniors et d'apports en fonds propres venant financer les investissements, 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.

Les placements à court terme correspondent principalement à des comptes à termes souscrit par Neoen S.A. pour 29,8 millions d'euros. 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 15.CAPITAUX PROPRES ET DETAIL DES INSTRUMENTS DILUTIFS

Politique de gestion du capital

Le groupe Neoen gère son capital dans le cadre d'une politique financière prudente et rigoureuse, qui repose, depuis la création de la Société, sur un souci d'optimisation constant de sa structure financière, lui permettant de financer son développement, conformément à ses objectifs de croissance de capacité installée et de taux de rentabilité interne (TRI). Celle-ci s'inscrit dans une perspective de diversification, à la fois géographique et technologique, mais aussi de son exposition au risque de change. Au-delà du respect des covenants et des engagements financiers pris dans le cadre de ses financements de projets, très majoritairement sans recours sur la société mère du Groupe, et ses financements corporate, le groupe Neoen suit ainsi de manière plus particulière, dans une perspective de gestion de sa structure de capital, les ratios de dette nette sur EBITDA ajusté et de levier financier sur capital investi, sur une base all-in incluant la totalité de la dette du Groupe, qu'elle soit corporate ou mise en place pour le financement de ses projets.

Cette politique de gestion du capital vise ainsi à lui permettre de continuer à investir dans des projets générateurs de valeur, et de maximiser de ce fait la création de valeur pour ses actionnaires, dont son actionnaire de contrôle depuis plus de 10 ans, Impala 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.

Le groupe Neoen n'est sujet à aucune exigence externe en termes de capitaux propres minimum, excepté les exigences légales.

Capitaux propres

Les mouvements affectant les capitaux propres du Groupe au cours des exercices 2021 et 2022 sont détaillés dans le tableau de variation des capitaux propres consolidés.

Capital social

Au cours de la période des augmentations du capital social ont été réalisées du fait de :

• l'exercice de 17 215 options de souscription d'actions à un prix d'exercice de 9,25 euros ;
• la création de 32 450 actions dans le cadre d'une augmentation de capital réservée aux salariés ;
• la création de 252 486 actions dans le cadre de la distribution d'un dividende au titre de l'exercice 2021 (se référer à la note 2.2 « évènements de la période »).

Ces opérations, d'un montant total de 9,1 millions d'euros dont 8,5 millions d'euros de prime d'émission, ont porté le capital social à 214,7 millions d'euros et la prime d'émission à 1 061,9 millions d'euros.

Actions propres

Au 30 juin 2022, Neoen S.A. détient directement ou indirectement 253 527 actions propres, issues principalement d'un programme de rachat d'actions en vue de leur attribution, représentant 4,1 millions d'euros en date de clôture.

Dividende

L'Assemblée Générale des actionnaires du 25 mai 2022 a approuvé la mise en distribution d'un dividende de 0,10 euro par action avec option pour le paiement du dividende en actions nouvelles. Cette option s'est traduite par la souscription de 252 486 actions nouvelles, soit un taux de réinvestissement d'environ 80% et le versement de 2,1 millions d'euros de dividende en numéraire (se référer à la note 2.2 « évènements de la période »).

Participations ne conférant pas le contrôle

En millions d'euros		Pourcentage d'intérêt non contrôlé		Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle	Participations ne donnant pas le contrôle	Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle	Participations ne donnant pas le contrôle
Nom de l'entité	Pays d'activité	30.06.2022	31.12.2021	1er semestre 2022	30.06.2022	1er semestre 2021	31.12.2021
HWF 1 & Holdco	Australie	30,0%	30,0%	0,2	5,1	0,1	2,1
HWF 2 & Holdco	Australie	20,0%	20,0%	0,3	4,1	0,1	2,1
HWF 3 & Holdco	Australie	20,0%	20,0%	0,2	5,1	(0,0)	3,0
Hedet	Finlande	19,9%	19,9%	0,0	(0,4)	(0,0)	(1,0)
Bangw eulu Pow er Company	Zambie	19,7%	41,2%	(0,0)	1,4	0,1	0,1
EREC	Jamaïque	50,0%	50,0%	(0,2)	(1,4)	(0,5)	(1,1)
Metoro	Mozambique	25,0%	25,0%	(0,5)	(0,4)	(0,1)	0,2
Zambia Sunlight One	France	0,0%	31,3%	-	0,0	(0,1)	(0,3)
Rio Maior 150	Portugal	51,0%	51,0%	(0,0)	(0,2)	(0,0)	(0,1)
Hexagone Energie	France	40,0%	40,0%	(0,0)	3,7	-	3,7
Alight Miranda AB	Suède	49,0%	49,0%	(0,0)	0,6	(0,0)	0,6
Autres				(0,0)	(0,0)	(0,0)	(0,0)
Total participations ne conférant pas le contrôle				(0,1)	17,5	(0,4)	9,2

La variation des participations ne conférant pas le contrôle de + 8,3 millions d'euros provient essentiellement :

• de la variation de juste valeur d'instruments financiers dérivés de taux sur les entités Hornsdale 1, 2 et 3 pour + 6,7 millions d'euros ;
• du rachat de la part minoritaire de 31,3% dans la société française Zambia Sunlight One SAS, portant ainsi la participation du Groupe dans cette entité à 100%, pour + 0,4 million d'euros. Ce rachat a fait progresser indirectement le pourcentage d'intérêt détenu par le Groupe dans la société Bangweulu Power Company Ltd de 58,75% à 80,35% pour + 1,0 million d'euros ;
• de réductions de capital des entités Hornsdale 1, 2 et 3 pour 0,5 million d'euros.

Instruments dilutifs

(En nombre d'actions)		30.06.2022	31.12.2021	30.06.2021	31.12.2020
	Avant prise en compte des instruments dilutifs
nombre d'actions		107 358 836	107 056 685	107 011 665	85 550 712
nombre d'actions auto-détenues		253 527	204 510	153 497	10 639
	nombre d'actions hors auto-détenues	107 105 309	106 852 175	106 858 168	85 540 073
	Nombre moyen d'actions sur la période avant dilution (1)	106 978 742		96 199 121
Nombre moyen d'actions ajustées (3)		106 978 742		99 394 878
	Actions Gratuites	865 400	726 645	738 891	537 000
	Stock-options	43 645	60 860	105 880	138 166
Instruments dilutifs (2)	OCEANE 2019	7 146 169	7 126 283	7 126 283	6 629 101
	OCEANE 2020	3 966 664	3 955 626	3 955 626	3 679 653
	TOTAL	12 021 878	11 869 414	11 926 680	10 983 920
	Après prise en compte des instruments dilutifs
nombre d'actions		119 380 714	118 926 099	118 938 345	96 534 632
nombre d'actions auto-détenues		253 527	204 510	153 497	10 639
	nombre d'actions hors auto-détenues	119 127 187	118 721 589	118 784 848	96 523 993
	Nombre moyen d'actions sur la période après dilution (1)	118 924 388		107 654 421
Nombre moyen d'actions ajustées (3)		119 367 827		111 314 635

(1) Nombre moyen d'actions sur la période hors actions auto-détenues et avant prise en compte des facteurs d'ajustement décrits en note (2) ci-après.

(2) A la suite de l'augmentation de capital du 9 avril 2021 avec maintien du droit préférentiel de souscription et conformément aux dispositions légales applicables et aux stipulations des plans d'actions attribués gratuitement et plans d'options de souscription d'actions et des termes et conditions des OCEANE émises par Neoen S.A. le 7 octobre 2019 (les « OCEANE 2019 ») et le 2 juin 2020 (les « OCEANE Verte »), 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).

A la suite de la distribution d'un premier dividende au cours du premier semestre 2022 et conformément aux dispositions légales applicables et aux stipulations des termes et conditions des OCEANE et OCEANE Verte, le Président-directeur général a procédé, sur délégation du Conseil d'administration, à l'ajustement des OCEANE 2019 et des OCEANE Verte (coefficient de 1,078).

(3) Conformément à la norme IAS 33 « résultat par action », le nombre d'actions ordinaires (utilisé pour le calcul du résultat par action de base et dilué) de toutes les périodes précédant l'augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription réalisée le 9 avril 2021 est corrigé d'un facteur d'ajustement, traduisant l'effet de l'augmentation de capital et s'élevant à 1,075.

NOTE 16.PROVISIONS

Les principaux mouvements ayant affecté les provisions au cours du premier semestre 2022 se présentent comme suit :

En millions d'euros	Provisions non courantes	Provisions courantes	Total
Total Provisions courantes et non courantes - début de période	75,8	0,3	76,1
Constituées sur la période	2,7	-	2,7
Désactualisation	0,9	-	0,9
Effet de la variation des taux de change	2,4	0,0	2,4
Autres mouvements	(1,8)	0,7	(1,1)
Total Provisions courantes et non courantes - fin de période	79,9	1,0	80,9

Les provisions pour démantèlement constatées au titre des actifs de production en exploitation s'élèvent à 80,6 millions d'euros au 30 juin 2022 contre 75,7 millions d'euros au 31 décembre 2021.

La variation des provisions pour démantèlement au cours du premier semestre 2022 s'explique essentiellement par de nouvelles provisions constituées sur la période pour + 2,7 millions d'euros.

NOTE 17. FINANCEMENT ET INSTRUMENTS FINANCIERS

NOTE 17.1 RESULTAT FINANCIER

En millions d'euros	1er semestre 2022	1er semestre 2021
Charges d'intérêts sur emprunt Charges financières sur instruments dérivés Charges d'intérêts sur droits d'utilisation	(46,9) (13,2) (3,0)	(37,3) (11,5) (2,5)
Coût de l'endettement financier	(63,1)	(51,3)
Produits et charges d'intérêts sur prêts d'actionnaires Gains et pertes de change Autres produits et charges financiers	(0,5) (3,4) (4,1)	(0,4) (3,0) (0,7)
Total autres produits et charges financiers	(8,0)	(4,1)
Résultat financier	(71,1)	(55,5)

La variation du coût de l'endettement financier s'explique :

• principalement par l'augmentation du nombre de centrales en exploitation sous financement ;
• effet partiellement compensé par l'impact du remboursement progressif des financements des centrales en opération.

La hausse des taux d'intérêts observée sur les trois géographies du Groupe n'a qu'un impact limité sur la hausse du coût de l'endettement financier du fait de la stratégie de couverture du Groupe (se référer à la note 17.2 « dette nette »).

Les charges financières sur instruments financiers dérivés de taux correspondent au recyclage en résultat de la juste valeur des instruments financiers dérivés de taux considérés comme efficaces, précédemment accumulée en autres éléments du résultat global.

Au premier semestre 2022 les gains et pertes de change s'élèvent à (3,4) millions d'euros et sont principalement composés de (3,2) millions d'euros de pertes de changes latentes sur des emprunts libellés en devises étrangères au titre d'un financement de type mezzanine porté par une holding intermédiaire ayant pour devise fonctionnelle l'euro (dont (2,5) millions d'euros au titre de la tranche libellée en dollars australiens et (0,8) million d'euros au titre de la tranche libellée en dollars américains).

Au cours du premier semestre 2021, les gains et pertes de change s'élevaient à (3,0) millions d'euros, et étaient principalement constitués de (2,9) millions d'euros de pertes de change sur la centrale d'Altiplano 200, associées essentiellement à des crédits de TVA en attente de remboursement libellés en pesos argentins, et depuis remboursés en grande partie.

L'évolution des autres produits et charges financiers à hauteur de – 3,4 millions d'euros, s'explique principalement par 2,4 millions d'euros d'intérêts de retards perçus sur crédits de TVA au cours du premier semestre 2021 (en Argentine et au Mexique), et non reconduits sur le premier semestre 2022 du fait des remboursements reçus au cours de l'année 2021.

NOTE 17.2 DETTE NETTE

Principes comptables

Passifs financiers

Les passifs financiers comprennent les dettes financières et les instruments financiers dérivés de taux ayant une juste valeur négative.

Emprunts

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 de taux

L'objectif de la direction financière du Groupe 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 « instruments financiers » 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 juste valeur positive sont comptabilisés à l'actif et ceux ayant une juste valeur négative sont comptabilisés au passif.

Le total de la dette nette s'analyse comme suit :

	30.06.2022	31.12.2021
En millions d'euros
Financements seniors des projets	2 755,3	2 199,6
Financements obligataires des projets	124,8	117,5
Dettes locatives	230,7	219,7
Financements corporate	342,7	338,8
Investisseurs minoritaires et autres	32,3	31,0
Instruments financiers dérivés de taux passifs	0,5	46,7
Total dettes financières	3 486,3	2 953,4
Investisseurs minoritaires et autres	(32,3)	(31,0)
Total dettes financières ajustées	3 454,0	2 922,4
Placements à court terme	(32,2)	(67,9)
Disponibilités	(526,8)	(524,6)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie	(559,0)	(592,6)
Dépôts de garantie	(74,7)	(67,2)
Instruments financiers dérivés de taux actifs	(206,2)	(30,4)
Total autres actifs	(281,0)	(97,6)
Total dette nette	2 614,0	2 232,2

La dette nette a augmenté de + 381,8 millions d'euros au cours du premier semestre 2022. Cette évolution s'explique principalement par l'émission de financements seniors pour les projets en construction, effet partiellement compensé par l'appréciation de la juste valeur des instruments financiers dérivés de taux sur la période, dans un contexte de remontée des taux d'intérêts forward.

Analyse par nature

En millions d'euros	Non courantes	Courantes	30.06.2022	Non courantes	Courantes	31.12.2021
Financements seniors des projets	2 330,8	424,4	2 755,3	1 795,1	404,5	2 199,6
Financements obligataires des projets	102,3	22,5	124,8	102,3	15,3	117,5
Dettes locatives	221,6	9,2	230,7	212,1	7,7	219,7
Financements corporate	342,3	0,4	342,7	337,5	1,3	338,8
Investisseurs minoritaires et autres	30,1	2,2	32,3	30,8	0,3	31,0
Instruments financiers dérivés de taux	0,4	0,1	0,5	23,3	23,3	46,7
Total Dettes financières	3 027,5	458,8	3 486,3	2 501,0	452,4	2 953,4

Financements seniors des projets

Au cours du premier semestre 2022, les financements seniors de projets ont augmenté de + 555,7 millions d'euros, ceci s'explique par :

• de nouveaux emprunts émis dans le cadre du financement des projets du Groupe à hauteur de 581,6 millions d'euros, dont :
• au sein de la zone Europe–Afrique pour 385,4 millions d'euros (dont Mutkalampi en Finlande pour 250,0 millions d'euros, plusieurs centrales solaires et éoliennes en France pour respectivement 9,2 millions d'euros et 118,4 millions d'euros et plusieurs centrales solaires en Irlande pour 7,8 millions d'euros) ;
• au sein de la zone Australie pour 194,4 millions d'euros (dont principalement Kaban pour 120,0 millions d'euros, la Victorian Big Battery pour 44,3 millions d'euros et Western Downs pour 28,9 millions d'euros) ;
• au sein de la zone Amériques pour 1,9 million d'euros ;
• des remboursements d'emprunts réalisés pour (105,9) millions d'euros ;
• l'incidence des effets de changes pour 77,0 millions d'euros ;
• la variation du coût amorti des emprunts pour 3,2 millions d'euros.

Au 30 juin 2022, des financements de projets seniors ont été reclassés en financements courants pour un montant de 261,8 millions d'euros, contre 252,4 millions d'euros au 31 décembre 2021 (se référer à la note 2.2 « évènements de la période »).

Financements obligataires des projets

Les financements obligataires comprennent essentiellement des dettes juniors sur des entités détenant des projets. L'augmentation des financements obligataires pour + 7,3 millions d'euros s'explique principalement par 3,9 millions d'euros d'intérêts courus et par 3,3 millions d'euros d'effet de change.

Dettes locatives

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 d'un contrat de location, actualisée au taux marginal d'emprunt du preneur. Elle est ensuite remboursée et désactualisée suivant le rythme des paiements des loyers. La hausse de + 11,0 millions d'euros sur la période est principalement due à l'entrée en vigueur de nouveaux baux ou de réévaluations pour 10,1 millions d'euros.

Financements corporate

Au 30 juin 2022, les financements corporate correspondent principalement aux OCEANE émises en octobre 2019 et aux OCEANE Verte émises en juin 2020. L'augmentation de 3,9 millions d'euros sur la période correspond principalement à l'amortissement des primes d'émission relatives aux OCEANE et OCEANE Verte pour 4,3 millions d'euros.

Investissements minoritaires et autres

Ce poste est essentiellement constitué des apports en compte courant des actionnaires minoritaires dans le cadre de financement des projets.

Instruments financiers dérivés de taux

La baisse des instruments financiers dérivés de taux passifs résulte principalement d'une variation de juste valeur positive à hauteur de – 47,2 millions d'euros (conséquence de l'impact de la hausse des taux forward sur la période dans les zones géographiques où opère le Groupe).

Ventilation des dettes financières par devise (hors dettes locatives et investissements minoritaires)

	EUR	USD	AUD	30.06.2022
(contre-valeur en millions d'euros au cours de clôture)
Financements seniors des projets	1 135,5	552,8	1 066,9	2 755,3
Financements obligataires des projets	54,5	13,5	56,8	124,8
Financements corporate	342,7	-	0,0	342,7
Instruments financiers dérivés de taux	0,4	0,1	-	0,5
Total Dettes financières	1 533,1	566,4	1 123,7	3 223,2
	EUR	USD	AUD	31.12.2021
(contre-valeur en millions d'euros au cours de clôture)
Financements seniors des projets	811,1	515,7	872,8	2 199,6
Financements obligataires des projets	50,9	12,7	54,0	117,5
Financements corporate	337,7	-	1,2	338,8
Instruments financiers dérivés de taux	13,5	12,8	20,4	46,7
Total Dettes financières	1 213,1	541,2	948,3	2 702,6

Ventilation des dettes financières par typologie de taux

	30.06.2022	31.12.2021
En millions d'euros
Dettes à taux fixes Dettes à taux variables	1 508,8 1 977,1	1 213,5 1 693,3
Instruments financiers dérivés de taux	0,5	46,7
Total des dettes financières après effet des couvertures	3 486,3	2 953,4

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

En millions d'euros	A moins d'un an (1)	Entre un et cinq ans	A plus de cinq ans	30.06.2022
Financements seniors des projets	424,4	576,5	1 754,4	2 755,3
Financements obligataires des projets	22,5	37,4	64,9	124,8
Dettes locatives	9,2	17,3	204,3	230,7
Financements corporate	0,4	342,3	-	342,7
Investisseurs minoritaires et autres	2,2	3,2	26,9	32,3
Instruments financiers dérivés de taux	0,1	0,4	-	0,5
Total Dettes financières	458,8	977,0	2 050,5	3 486,3
En millions d'euros	A moins d'un an	Entre un et cinq ans	A plus de cinq ans	31.12.2021
Financements seniors des projets	404,5	511,5	1 283,6	2 199,6
Financements obligataires des projets	15,3	32,3	70,0	117,5
Dettes locatives	7,7	15,4	196,6	219,7
Financements corporate	1,3	337,5	-	338,8
Investisseurs minoritaires et autres	0,3	3,8	27,0	31,0
Instruments financiers dérivés de taux	23,3	14,1	9,2	46,7

(1) Au 30 juin 2022, les dettes financières à moins d'un an incluent l'accélération des dettes des centrales d'El Llano (pour 123,4 millions d'euros dont 123,0 millions d'euros de financement seniors des projets et 0,4 million d'euros de swaps), de la centrale de Coleambally (pour 88,0 millions d'euros de financements seniors des projets), de la centrale de Metoro (pour 28,9 millions d'euros de financements seniors des projets) et de la centrale du Plateau de l'Auxois Sud (pour 22,0 millions d'euros de financements seniors des projets) (se référer à la note 2.2 « évènements de la période »).

Ventilation par flux des dettes financières

		Variations sans effet de trésorerie
En millions d'euros	31.12.2021	Flux de trésorerie	Ecart de conversion	Variation de périmètre	Variation de juste valeur et coût amorti (1)	Intérêts courus	Autres variations (2)	30.06.2022
Financements seniors des projets	2 199,6	475,8	77,0	-	3,2	0,0	(0,3)	2 755,3
Financements obligataires des projets	117,5	(0,2)	3,3	-	0,3	3,9	-	124,8
Dettes locatives	219,7	(2,6)	2,8	-	-	0,8	10,1	230,7
Financements corporate	338,8	(1,2)	0,0	-	0,6	0,2	4,3	342,7
Investisseurs minoritaires et autres	31,0	0,1	1,2	(0,0)	-	-	(0,0)	32,3
Instruments financiers dérivés de taux	46,7	(0,0)	1,0	-	(47,2)	-	-	0,5
Total Dettes financières	2 953,4	471,8	85,3	(0,0)	(43,3)	5,0	14,1	3 486,3

					Variations sans effet de trésorerie
En millions d'euros	31.12.2020	Flux de trésorerie	Ecart de conversion	Variation de périmètre	Variation de juste valeur et coût amorti (1)	Intérêts courus	Autres variations (2)	31.12.2021
Financements seniors des projets	1 948,7	198,2	53,7	(7,6)	5,3	1,1	0,2	2 199,6
Financements obligataires des projets Dettes locatives	154,4 167,9	(37,4) (4,4)	0,0 1,8	- (5,4)	0,6	(0,0) (2,2)	(0,0) 62,0	117,5 219,7
Financements corporate	339,4	(10,1)	0,0	-	- 1,1	(0,0)	8,5	338,8
Investisseurs minoritaires et autres	29,2	1,1	1,0	(0,4)	-	-	0,1	31,0
Instruments financiers dérivés de taux	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

(1) Sur le premier semestre 2022, la variation de juste valeur et coût amorti inclut – 47,2 millions d'euros de diminution de la juste valeur des instruments financiers dérivés de taux passifs, du fait de la hausse significative des taux d'intérêts 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 à l'OCEANE Verte émise en 2020, enregistrées au taux d'intérêt effectif et excédant le taux d'intérêt nominal de ces instruments.

NOTE 17.3 INSTRUMENTS FINANCIERS DERIVES

Principes comptables

Instruments financiers dérivés de taux

Se référer à la note 17.2 « dette nette ».

Instruments financiers dérivés énergie

Afin de se couvrir contre la variation des prix spots de l'électricité associée à la production de certains actifs renouvelables du Groupe, qui ne bénéficient pas de mécanismes de soutien sous forme de tarifs de rachats ou de compléments de rémunération obtenus dans le cadre de guichets ouverts ou d'appels d'offres gouvernementaux, Neoen a été amené à signer progressivement des contrats d'achat d'électricité de moyen à long terme avec des contreparties commerciales, dits « Corporate Power Purchase Agreements » (« CPPA »). Parmi ceux-ci, certains, mis en œuvre récemment, prévoient un règlement financier entre les parties (calculé par différence entre un prix fixe et le prix spot de l'électricité, et ayant pour sous-jacent la production de l'actif physique associé) ainsi que, généralement, la remise par le Groupe des certificats verts (garanties d'origine ou LGCs) générés par la production. Ces contrats avec des contreparties commerciales, réglés financièrement, sont des instruments financiers dérivés au sens de la norme IFRS 9 « instruments financiers ».

Au 30 juin 2022, ces instruments financiers dérivés, conclus en vue de la couverture économique du risque associé à la variation des prix de l'électricité, n'ont pas été désignés comme instruments de couverture. Par conséquent, les variations de juste valeur afférentes sont reconnues en résultat dans les autres produits et charges opérationnels courants (se référer à la note 8 « autres produits et charges opérationnels courants »).

Spécifiquement, la valorisation des instruments financiers dérivés énergie repose sur des techniques d'évaluation particulières et fait notamment appel à des données non-observables (en lien avec la durée des contrats), justifiant un classement en niveau 3, au sens d'IFRS 13 « évaluation de la juste valeur ».

Afin de remédier à l'absence de prix à terme observables, conséquence notamment du profil de production intermittent des actifs renouvelables, le Groupe a simulé les prix futurs de l'électricité à partir de modèles internes tenant compte, à court terme de l'évolution spot et à terme des prix de gros observée sur les marchés locaux de l'électricité, ajustée du profil de production intermittent des actifs considérés, et à moyen et long terme, de perspectives de marché reposant sur les analyses réalisées par des cabinets de prospective spécialisés, reconnus comme experts sur ces marchés locaux.

Conformément à la norme IFRS 13 « évaluation de la juste valeur », un ajustement a été pris en compte afin de refléter dans la juste valeur de ces instruments financiers dérivés énergie le risque de crédit de la contrepartie (dit « credit valuation adjustment ») et le risque de crédit propre de l'entreprise (dit « debit valuation adjustment »).

Les instruments financiers dérivés actifs et passifs sont évalués à la juste valeur et s'analysent comme suit :

		Actifs		Passifs
Au 30 juin 2022 (En millions d'euros)	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Instruments financiers dérivés énergie	32,2	-	32,2	15,5	46,4	61,9
Instruments financiers dérivés de taux	198,4	7,8	206,2	0,4	0,1	0,5
Total	230,6	7,8	238,4	15,9	46,5	62,4
		Actifs			Passifs
Au 31 décembre 2021 (En millions d'euros)	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Instruments financiers dérivés énergie	-	-	-	-	-	-
Instruments financiers dérivés de taux	30,4	-	30,4	23,3	23,3	46,7
Total	30,4	-	30,4	23,3	23,3	46,7

NOTE 17.4 JUSTE VALEUR DES ACTIFS ET PASSIFS FINANCIERS

Principes comptables

La juste valeur d'un actif et d'un passif est le prix qui serait convenu entre des parties libres de contracter et opérant aux conditions du marché. La norme IFRS 13 « évaluation de la juste valeur » distingue 3 niveaux de juste valeur :

• niveau 1 : prix coté sur un marché actif ;
• niveau 2 : prix coté sur un marché actif pour un instrument similaire, ou autre technique d'évaluation basée sur des paramètres observables ;
• niveau 3 : technique d'évaluation incorporant des paramètres non observables.

Pour les instruments financiers dérivés, se reporter aux notes 17.2 « dette nette » et 17.3 « instruments financiers dérivés ».

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.

La juste valeur des actifs et passifs par niveaux est la suivante :

Au 30 juin 2022 (En millions d'euros)	Niveau	Valeur comptable	Juste valeur		Coût amorti Juste valeur par résultat	Juste valeur par résultat non recyclable	Dettes au coût amorti	Dérivés documentés en Cash Flow Hedge
Instruments financiers dérivés de taux	2	206,2	206,2					206,2
Instruments financiers dérivés énergie	3	32,2	32,2		32,2
Actifs financiers non-courants	2	91,2	91,2	91,2
Autres actifs (courants et non-courants)	2	119,9	119,9	119,9
Clients et comptes rattachés	2	83,3	83,3	83,3
Trésorerie et équivalents de trésorerie	1	559,0	559,0		559,0
Total actifs financiers		1 091,8	1 091,8	294,4	591,2	-	-	206,2
Dettes financières non courantes	2	3 027,1	2 980,6				3 027,1
Autres passifs (courants et non courants)	2	178,3	178,3				178,3
Instruments financiers dérivés de taux	2	0,5	0,5					0,5
Instruments financiers dérivés énergie	3	61,9	61,9		61,9
Dettes financières courantes	2	458,7	458,7				458,7
Fournisseurs et comptes rattachés	2	195,4	195,4				195,4
Total passifs financiers		3 922,0	3 875,4	-	61,9	-	3 859,6	0,5

Au 31 décembre 2021 (En millions d'euros)	Niveau	Valeur comptable	Juste valeur		Coût amorti Juste valeur par résultat	Juste valeur par résultat non recyclable	Dettes au coût amorti	Dérivés documentés en Cash Flow
								Hedge
Instruments financiers dérivés de taux	2	30,4	30,4					30,4
Actifs financiers non-courants	2	83,0	83,0	83,0
Autres actifs (courants et non-courants)	2	126,3	126,3	126,3
Clients et comptes rattachés	2	81,6	81,6	81,6
Trésorerie et équivalents de trésorerie	1	592,6	592,6		592,6
Total actifs financiers		914,0	914,0	291,0	592,6	-	-	30,4
Dettes financières non courantes	2	2 477,7	2 533,3				2 477,7
Autres passifs (courants et non courants)	2	115,7	115,7				115,7
Instruments financiers dérivés de taux	2	46,7	46,7					46,7
Dettes financières courantes	2	429,1	429,1				429,1
Fournisseurs et comptes rattachés	2	340,4	340,4				340,4
Total passifs financiers		3 409,4	3 465,1	-	-	-	3 362,8	46,7

NOTE 18.GESTION DES RISQUES

NOTE 18.1 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
Au 30.06.2022 (En millions d'euros)	Inférieur à 5 ans	Supérieur à 5 ans	Total	Juste valeur (1)	Enregistré en capitaux propres (2)	Enregistré en résultat (3)
Swaps de taux - Solaire	(177,4)	(497,9)	(675,3)	68,7	66,2	-
Swaps de taux - Eolien	(343,0)	(473,3)	(816,4)	128,7	108,7	-
Swaps de taux - Stockage	(19,9)	-	(19,9)	0,4	0,4	-
Caps de taux	60,8	75,5	136,2	8,0	3,8
Total	(479,5)	(895,8)	(1 375,3)	205,8	179,1	-

(1) La juste valeur se décompose entre 206,2 millions d'euros d'instruments financiers dérivés actifs et (0,5) million d'euros d'instruments dérivés passifs à la clôture.

(2) Il s'agit du stock d'OCI dans les capitaux propres du Groupe.

(3) Le cas échéant, la part inefficace des instruments financiers dérivés de taux 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 1,5 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.

NOTE 18.2 RISQUE DE PRIX SUR L'ENERGIE

Le risque de prix sur l'énergie est lié à la vente sur les marchés de gros au cours spot de la production électrique de certains des actifs éoliens et solaires du Groupe (notamment en Australie et en Finlande). Afin de limiter ce risque, le Groupe sécurise ses revenus futurs sur une longue période par des tarifs de rachat ou des compléments de rémunération obtenus dans le cadre d'appels d'offres publics, ainsi que par la contractualisation de « power purchase agreements », physiques et financiers.

		Montants notionnels par échéance
Au 30.06.2022 (En millions d'euros)	Inférieur à 5 ans	Supérieur à 5 ans	Total	Juste valeur	Enregistré en capitaux propres	Enregistré en résultat
Instruments financiers dérivés énergie	189,7	230,5	420,2	(29,8)	-	(29,7)
Total	189,7	230,5	420,2	(29,8)	-	(29,7)

NOTE 18.3 RISQUES DE CHANGE

Les risques de change portent sur les transactions opérationnelles en devises étrangères (dollar américain et dollar australien principalement) qui ont tendance à augmenter avec le déploiement soutenu du Groupe à l'international. Afin d'éviter tout risque de change sur les actifs en opération, le Groupe finance systématiquement chacun de ses actifs dans la devise fonctionnelle de celui-ci.

NOTE 18.4 RISQUES DE CONTREPARTIE

Compte tenu de la pluralité des fournisseurs et sous-traitants disponibles sur les marchés sur lesquels intervient le Groupe, celui-ci considère que l'insolvabilité de l'un d'entre eux ou d'une faible part ne pourrait avoir de conséquences significatives sur la poursuite de l'activité.

Dans la mesure où les contrats de vente d'électricité ou contrats pour différence sont conclus avec des contreparties étatiques (Etats ou entreprises contrôlées par un Etat), des entreprises de distribution d'électricité et avec un nombre limité d'acheteurs privés, le Groupe considère que le risque de contrepartie lié aux créances clients est à ce jour non significatif.

Le Groupe place ses disponibilités et quasi-disponibilités auprès d'institutions financières de premier rang.

Le Groupe souscrit des dérivés de taux de gré à gré avec des banques de premier rang dans le cadre de conventions qui prévoient de compenser les montants dus et à recevoir en cas de défaillance de l'une des parties contractantes. Ces accords de compensation conditionnels ne respectent pas les critères de la norme IAS 32 « instruments financiers : présentation » pour permettre la compensation des instruments dérivés actifs et passifs au bilan.

NOTE 18.5 RISQUES DE LIQUIDITE

Le risque de liquidité correspond à l'incapacité que pourrait avoir le Groupe à faire face à ses engagements financiers immédiats ou à court terme.

Pour prévenir ce risque, le Groupe procède plusieurs fois par an à une analyse de ses besoins en liquidité sur un horizon de 12 mois glissants.

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.

La trésorerie détenue par les sociétés holdings et de développement s'élève au 30 juin 2022 à 228,2 millions d'euros, contre 330,8 millions d'euros pour les sociétés projets (actifs en opération et en construction).

	30.06.2022	31.12.2021
En millions d'euros
Trésorerie et équivalents de trésorerie Lignes de crédit corporate disponibles	559,0 288,0	592,5 238,0
Total	847,0	830,5

Lignes de crédit corporate disponibles

Le Groupe possède des lignes de crédit court terme d'un montant de 288,0 millions d'euros, dont 250,0 millions d'euros de crédit syndiqué composé d'un prêt corporate de 175,0 millions d'euros non mobilisé à date, en augmentation de 50,0 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2021 à la suite de la signature d'un amendement avec ses banques prêteuses au cours du semestre, et d'une ligne de crédit revolving de 75,0 millions d'euros, pour assurer notamment les besoins en fonds de roulement de la société mère, elle aussi non mobilisée.

Lignes de crédit accordées aux projets

Au 30 juin 2022, le Groupe bénéficie d'engagements reçus au titre de ses financements de projets et d'exploitation pour un montant de 378,2 millions d'euros non utilisés à cette date (se référer note 19.2 « engagements hors bilan reçus »).

NOTE 18.6 RISQUES LIES AUX EVOLUTIONS REGLEMENTAIRES

Le Groupe vend de l'électricité très majoritairement dans le cadre de contrats de long-terme faisant l'objet d'engagements fermes de la part de ses contreparties, dont de nombreux Etats.

Dans certains pays, les Etats peuvent être amenés à remettre en cause rétroactivement certains tarifs de rachat bonifiés comme cela a été le cas en France en 2021, sans impact matériel sur les comptes du Groupe. Une remise en cause à l'avenir de certains tarifs de rachat serait susceptible d'impacter significativement les états financiers du Groupe.

Le Groupe considère toujours que sa stratégie multi-filière et multi-pays a pour effet de limiter le risque lié aux évolutions réglementaires en réduisant son exposition à une technologie ou à un pays particulier. Le prix particulièrement compétitif de l'électricité produite par le Groupe dans la grande majorité de ses contrats constitue également une couverture naturelle contre ce risque.

NOTE 19.ENGAGEMENTS HORS BILAN

NOTE 19.1 ENGAGEMENTS HORS BILAN DONNES

	30.06.2022	31.12.2021
En millions d'euros
Garanties accordées à des fournisseurs	1 043,6	416,4
Maintenance	1 353,5	1 425,0
Autres engagements	322,2	283,1
Engagements donnés liés aux activités opérationnelles	2 719,4	2 124,4
Actifs donnés en garantie	4 487,3	3 836,2
Engagements donnés liés aux activités de financement	4 487,3	3 836,2
Total des engagements hors bilan donnés	7 206,7	5 960,6

Garanties accordées à des fournisseurs

Dans le cadre de la construction de ses actifs de production, le Groupe peut être amené à octroyer temporairement des garanties à ses fournisseurs.

Maintenance

Dans le cadre de l'exploitation de ses actifs de production, le Groupe est amené à signer des contrats de maintenance pouvant s'étaler sur plusieurs exercices. Les prestations sont comptabilisées en charges l'année où elles sont réalisées.

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 19.2 ENGAGEMENTS HORS BILAN REÇUS

	30.06.2022	31.12.2021
En millions d'euros
Engagements d'achat d'énergie	6 689,1	6 188,8
Autres engagements reçus	3 958,9	2 897,3
Engagements reçus liés aux activités opérationnelles	10 648,0	9 086,1
Lignes de crédits accordées aux projets	378,2	753,8
Lignes de crédits corporate accordées	288,0	238,0
Engagements reçus liés aux activités de financement	666,2	991,8
Total des engagements hors bilan reçus	11 314,2	10 077,9

Engagements reçus d'achat d'énergie

Dans la majorité des cas, lorsqu'une unité de production d'électricité est construite, la société porteuse de projet et appelée à l'exploiter conclut un contrat à long terme de fourniture d'énergie. Le Groupe bénéficie d'engagements d'achat en général pour des périodes allant très majoritairement de 10 à 20 ans. Pour chaque actif sous-jacent, l'engagement a été évalué sur la base des volumes de production estimés par le Groupe sur la durée du contrat d'achat et des prix de vente non inflatés.

Autres engagements reçus

Ceux-ci comprennent principalement les garanties reçues de la part des constructeurs pour la bonne exécution de la construction des centrales ainsi que des fournisseurs au titre de la maintenance.

NOTE 20.TRANSACTIONS AVEC LES PARTIES LIEES

Au cours du premier semestre 2022, des transactions ont été réalisées avec la société Impala.

Les charges auprès d'Impala concernent principalement des management fees.

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 ont été effectuées à des conditions normales de marché.

NOTE 21.EVENEMENTS POSTERIEURS A LA CLOTURE

Accord en vue de la Cession de la centrale éolienne de Saint-Sauvant

Le 26 juillet, le Groupe a signé un accord en vue de céder à Sergies, partenaire historique dans le développement du projet, acteur local et énergéticien intégré, 95% de ses parts dans la centrale éolienne de Saint-Sauvant sur la base d'une valeur d'entreprise de 65,5 millions d'euros. D'une puissance de 20,6 MW et localisée dans le département de la Vienne, cette centrale est entrée en service au cours du premier semestre 2022. Neoen conservera une détention minoritaire, la supervision de la centrale pour les deux prochaines années, une présence locale à travers un contrat de community management et bénéficiera d'une option de rachat lui permettant de prendre le contrôle de la société de projet dans 30 ans. Le produit net de cession est attendu à un niveau de l'ordre de 15,0 millions d'euros. L'opération reste soumise aux conditions suspensives usuelles et devrait être finalisée au cours du deuxième semestre 2022.

3.2 RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES COMPTES CONSOLIDES DU GROUPE AU 30 JUIN 2022

Période du 1er janvier 2022 au 30 juin 2022

Aux actionnaires de la société NEOEN,

En exécution de la mission qui nous a été confiée par votre assemblée générale et en application de l'article L.451-1-2 III du Code monétaire et financier, nous avons procédé à :

• l'examen limité des comptes consolidés semestriels résumés du Groupe Neoen, relatifs à la période du 1er janvier 2022 au 30 juin 2022, tels qu'ils sont joints au présent rapport ;
• la vérification des informations données dans le rapport semestriel d'activité.

Ces comptes consolidés semestriels résumés ont été établis sous la responsabilité du Conseil d'Administration. Il nous appartient, sur la base de notre examen limité, d'exprimer notre conclusion sur ces comptes.

I- Conclusion sur les comptes

Nous avons effectué notre examen limité selon les normes d'exercice professionnel applicables en France. Un examen limité consiste essentiellement à s'entretenir avec les membres de la direction en charge des aspects comptables et financiers et à mettre en œuvre des procédures analytiques. Ces travaux sont moins étendus que ceux requis pour un audit effectué selon les normes d'exercice professionnel applicables en France. En conséquence, l'assurance que les comptes, pris dans leur ensemble, ne comportent pas d'anomalies significatives obtenue dans le cadre d'un examen limité est une assurance modérée, moins élevée que celle obtenue dans le cadre d'un audit.

Sur la base de notre examen limité, nous n'avons pas relevé d'anomalies significatives de nature à remettre en cause la conformité des comptes semestriels consolidés résumés avec la norme IAS 34 - norme du référentiel IFRS tel qu'adopté dans l'Union européenne relative à l'information financière intermédiaire.

II- Vérification spécifique

Nous avons également procédé à la vérification des informations données dans le rapport semestriel d'activité commentant les comptes consolidés semestriels résumés sur lesquels a porté notre examen limité. Nous n'avons pas d'observation à formuler sur leur sincérité et leur concordance avec les comptes consolidés semestriels résumés.

Paris et Paris-La Défense, le 28 juillet 2022

Les commissaires aux comptes

RSM Paris Deloitte & Associés

Etienne de BRYAS Benoit PIMONT

NEOEN 22 rue Bayard 75008 Paris – France www.neoen.com