NEOEN

Interim / Quarterly Report • Jul 27, 2023

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 semestre11
2.4	Financements et investissements31
2.5	Principales transactions avec les parties liées 40
2.6	Evènements postérieurs à la clôture40
2.7	Description des principaux risques et incertitudes pour les six mois restants40
3 ETATS FINANCIERS CONSOLIDES AU 30 JUIN 2023		41

3.1	Comptes consolidés du Groupe au 30 juin 202343
3.2	Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés du Groupe au 30 juin 2023 84

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 performance6
	2.1.1 EBITDA ajusté6 2.1.2 EBIT ajusté6 2.1.3 Résultat net ajusté de l'ensemble consolidé7 2.1.4 Dette nette 7 2.1.5 Ratio de levier8
2.2	Informations sur les principales données opérationnelles 9
2.3	Analyse de l'activité et des résultats du premier semestre11
	2.3.1 Aperçu de l'activité 11 2.3.2 Perspectives et tendances11
	2.3.3 Commentaires de Xavier Barbaro, Président – directeur général de Neoen 11 2.3.4 Eléments significatifs de la période 12 2.3.5 Commentaires sur l'activité15
2.4	Financements et investissements31
	2.4.1 Indicateurs suivis par le Groupe 31 2.4.2 Passage de l'endettement financier consolidé à la dette nette 32 2.4.3 Situation et flux de trésorerie 35 2.4.4 Investissements38
2.5	Principales transactions avec les parties liées 40
2.6	Evènements postérieurs à la clôture40
2.7	Description des principaux risques et incertitudes pour les six mois restants40

2.1 INDICATEURS ALTERNATIFS DE PERFORMANCE

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

Le Groupe a été amené à signer progressivement des contrats d'achat d'électricité de moyen et long terme avec des contreparties commerciales, dits « Corporate Power Purchase Agreements » (« CPPA »). Parmi ceux-ci, certains prévoient un règlement financier entre les parties et sont des instruments financiers dérivés au sens de la norme IFRS 9 « instruments financiers ». La variation de juste valeur de ces contrats, qui n'ont pas été qualifiés d'instruments de couverture, est comptabilisée en résultat opérationnel courant dans les états financiers du Groupe (se reporter aux notes 7 « 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, a un caractère volatil et non maîtrisable et est appelée à s'éteindre au moment de la livraison de la production physique sous-jacente. Le Groupe 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 AJUSTE

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

(En millions d'euros)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Var	Var (en %)
Résultat opérationnel courant	197,2	73,3	+ 123,9	x3
Amortissements opérationnels courants	86,5	69,8	+ 16,7	+ 24%
Charges IFRS 2	2,3	2,2	+ 0,0	+ 2%
Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	(33,8)	29,7	– 63,5	N/A
EBITDA ajusté(a)	252,2	175,0	+ 77,2	+ 44%

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

• des dotations aux amortissements opérationnels courants ;

• de la charge résultant de l'application de la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions », et ;

• de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie.

2.1.2 EBIT AJUSTE

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

(En millions d'euros)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Var	Var (en %)
Résultat opérationnel courant	197,2	73,3	+ 123,9	x3
Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	(33,8)	29,7	− 63,5	N/A
EBIT ajusté(a)	163,4	103,0	+ 60,4	+ 59%

(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)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Var	Var (en %)
Résultat net de l'ensemble consolidé	90,6	(21,1)	+ 111,7	N/A
Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	(33,8)	29,7	− 63,5	N/A
Effet impôt lié à la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	6,2	(7,3)	+ 13,5	N/A
Résultat net ajusté de l'ensemble consolidé(a)	63,0	1,4	+ 61,7	N/A

(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)	30.06.2023	31.12.2022	Var	Var (en %)
Total dettes financières(a)	3 606,3	3 509,3	+ 97,0	+ 3%
Investisseurs minoritaires et autres(b)	(42,9)	(40,2)	– 2,8	– 7%
Total dettes financières ajustées	3 563,4	3 469,1	+ 94,2	+ 3%
Trésorerie et équivalents de trésorerie(c)	(1 093,7)	(622,8)	– 470,9	– 76%
Dépôts de garantie(d)	(84,1)	(79,0)	– 5,1	– 6%
Instruments financiers dérivés de taux actifs(e)	(276,7)	(302,7)	+ 26,0	+ 9%
Total dette nette(f)	2 108,8	2 464,6	– 355,8	– 14%

• (a) Comprend essentiellement les dettes liées au financement des projets, les composantes dettes des OCEANEs vertes et les dettes locatives qui sont incluses dans le calcul de la dette nette, en regard d'un EBITDA ajusté qui n'inclut pas les charges de loyers (application de la norme IFRS 16 « contrats de location »). Les dettes financières sont détaillées en section 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 au 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 2022 s'explique par la diminution de la juste valeur des instruments financiers dérivés de taux, dans un contexte de légère baisse des taux d'intérêts forward sur le premier semestre 2023 (se reporter à la section 3.1 - note 17.2 des comptes consolidés semestriels).
• (f) La dette nette au 30 juin 2023 et au 31 décembre 2022 inclut des disponibilités en attente de reversement à EDF OA, correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat d'achat. Sur le premier semestre 2023, en raison de l'établissement des modalités effectives de remboursements de ces sommes dues, 79,2 millions d'euros ont été reversés à EDF OA. Compte tenu de ces remboursements, et de la différence constatée entre les prix de marché et les tarifs des contrats d'achats au cours du semestre, le solde des sommes à rembourser s'élève à 29,9 millions d'euros au 30 juin 2023 (contre 90,3 millions d'euros au 31 décembre 2022), montant ayant vocation à être reversé au cours du deuxième semestre 2023. Par ailleurs, du fait de la légère baisse des taux d'intérêts forward au premier semestre 2023, la juste-valeur positive des instruments financiers de taux a diminué pour s'établir à 276,7 millions d'euros au 30 juin 2023. En excluant ces deux éléments, à caractère temporaire et volatil, la dette nette se serait établie à 2 415,5 millions d'euros au 30 juin 2023 (– 442,1 millions d'euros, soit – 15 %, par rapport à la clôture de l'exercice 2022).

2.1.5 RATIO DE LEVIER

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

	(1) 30.06.2023	31.12.2022(1)
Ratio de levier	4,3x	6,0x

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

¹ La dette nette au 30 juin 2023 et au 31 décembre 2022 inclut des disponibilités en attente de reversement à EDF OA, correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat d'achat. Sur le premier semestre 2023, en raison de l'établissement des modalités effectives de remboursements de ces sommes dues, 79,2 millions d'euros ont été reversés à EDF OA. Compte tenu de ces remboursements, et de la différence constatée entre les prix de marché et les tarifs des contrats d'achats au cours du semestre, le solde des sommes à rembourser s'élève à 29,9 millions d'euros au 30 juin 2023 (contre 90,3 millions d'euros au 31 décembre 2022), montant ayant vocation à être reversé au cours du deuxième semestre 2023. Par ailleurs, du fait de la légère baisse des taux d'intérêts forward au premier semestre 2023, la juste-valeur positive des instruments financiers de taux a diminué pour s'établir à 276,7 millions d'euros au 30 juin 2023. En excluant ces deux éléments, à caractère temporaire et volatil, la dette nette et le ratio de levier se seraient respectivement établis à 2 415,5 millions d'euros et à 4,9x au 30 juin 2023 contre 2 857,6 millions d'euros et 6,9x au 31 décembre 2022.

2.2 INFORMATIONS SUR LES PRINCIPALES DONNEES OPERATIONNELLES

Le portefeuille du Groupe s'établit à 24,3 GW au 30 juin 2023 contre 19,3 GW à fin décembre 2022. Son évolution est détaillée dans le tableau ci-après et au paragraphe 2.3.4.1 « poursuite de la croissance du portefeuille ».

	30.06.2023	31.12.2022	Variations
Actifs en opération (en MW)(a)	4 772	4 051	+ 721
Amériques	890	890	-
Australie(b)	2 072	1 455	+ 617
Europe–Afrique(c)	1 810	1 706	+ 104
Actifs en construction (en MW)(a)	2 254	2 523	– 269
Amériques	93	93	-
Australie(d)	1 199	1 529	– 330
Europe–Afrique(e)	962	901	+ 61
Projets awarded (en MW)	959	782	+ 177
Amériques(f)	216	-	+ 216
Australie	215	215	-
Europe–Afrique(g)	528	567	– 39
Total des MW du secured portfolio	7 985	7 356	+ 628
Projets tender-ready et advanced development (en MW)	30.06.2023	31.12.2022	Variations
Amériques(h)	1 656	1 313	+ 343
Australie(i)	6 885	4 795	+ 2 090
Europe–Afrique(j)	7 751	5 830	+ 1 921
Total des MW de l'advanced pipeline	16 291	11 938	+ 4 354
Total Portefeuille	24 276	19 294	+ 4 982
Projets early stage	> 10 GW	> 10 GW

(a) Capacité brute intégrant les participations dans des projets où Neoen est minoritaire : Cestas (300,0 MWc, détenus à 36% par Neoen), Seixal (8,8 MWc, détenus à 50% par Neoen), Les Beaux Monts (24,2 MW entrés en opération au premier semestre 2023), Le Berger (22,6 MW), Saint-Sauvant (20,6 MW), trois actifs pour lesquels Neoen a cédé 95 % de sa participation en 2022. Pour une définition des différents stades de développement des projets du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la section 9.6 « glossaire » du Document d'Enregistrement Universel 2022.

(b) La croissance de la capacité en opération sur la zone Australie résulte du passage en opération de la centrale de Western Downs pour 460 MWc et de la centrale de Kaban pour 157 MW.

(c) La croissance de la capacité en opération sur la zone Europe–Afrique résulte du passage en opération des centrales éoliennes des Beaux Monts (24 MW) et de Largeasse (17 MW), et des centrales solaires de Morcenx 2&3 (28 MWc), Arue 2 (15 MWc), Baconniere (14 MWc), Chateaurenard (12 MWc), Saint-Aoustrille (4 MWc), Echillais (3 MWc), effet partiellement compensé par la cession de la centrale de Cabrela au Portugal (13,2 MWc) dans le cadre des opérations de farm-down.

(d) Le recul de la capacité en construction sur la zone Australie résulte principalement du passage en opération des centrales précédemment citées (se reporter à la note (b) ci-avant), effet partiellement compensé par l'entrée en construction de la centrale de Collie Battery pour 219 MW et des variations de puissance pour 67 MW.

(e) La croissance de la capacité en construction sur la zone Europe–Afrique résulte principalement de l'entrée en construction des centrales finlandaises de Storbötet (105 MW) et de Lumivaara (56 MW), de la centrale solaire française de Lirac (Solar – 5 MW) et des variations de puissance pour 12 MW, effets partiellement compensés par le passage en opération des centrales précédemment citées (se reporter à la note (c) ci-avant).

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

(g) Le recul observé sur la zone Europe–Afrique résulte de l'entrée en construction des actifs précédemment cités (se reporter à la note (e) ciavant) et du passage en awarded des projets français Les Ailes de Foulzy (18 MW), Tournissan (30 MWc) et Helys (20 MWc).

• (h) La croissance observée sur la zone Amériques s'explique par + 629 MWc de nouveaux projets canadiens entrés au portefeuille sur la période, par + 30 MW de réévaluation de puissance sur des projets existants, par – 216 MW de projets équatoriens passés en awarded sur la période et par – 100 MW liés à l'abandon d'un projet solaire argentin.
• (i) La hausse observée sur la zone Australie s'explique par + 530 MW de nouveaux projets entrés au portefeuille sur la période, + 1 300 MW de projets provenant du stade early stage, + 479 MW de réévaluations de puissance, partiellement compensés par – 219 MW de projets passés en phase awarded ou entrés en construction.
• (j) La progression observée sur la zone Europe–Afrique s'explique essentiellement par l'entrée au portefeuille de nouveaux projets et de projets provenant du stade early stage pour respectivement + 1 040 MW et + 1 370 MW, partiellement compensée par l'abandon de certains projets pour – 106 MW et le passage de plusieurs projets en phase awarded ou en construction pour – 127 MW.

	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Variations
Production (GWh)	3 724	2 814	+ 32%
Taux de disponibilité moyen des actifs en exploitation
photovoltaïque(a) (%)	95,3%	92,4%	+ 2,9 pt
éolien(b) (%)	92,5%	96,3%	− 3,8 pt
Load factor(c) moyen des actifs en exploitation
photovoltaïque(d) (%)	19,5%	20,9%	− 1,4 pt
éolien(e) (%)	27,6%	30,0%	− 2,4 pt
Durée résiduelle des contrats de vente d'électricité
photovoltaïque (années, pondéré par MWc)	13,5	13,9	– 0,4
éolien (années, pondéré par MW)	11,5	12,4	– 0,9

• (a) La disponibilité moyenne des installations photovoltaïques en exploitation est en progression, en raison principalement de moindres difficultés techniques rencontrées par la centrale d'El Llano au Mexique par rapport au premier semestre 2022. Le remplacement de son transformateur est désormais prévu au cours de l'hiver 2023/2024. En excluant cette centrale, le taux de disponibilité moyen des actifs solaires du Groupe se serait établi à 99,3 % au premier semestre 2023.
• (b) La disponibilité moyenne des installations éoliennes en exploitation est en diminution, en raison d'une défaillance temporaire ayant affecté des dispositifs de câblage de la partie Sud de la centrale de Mutkalampi au cours du premier trimestre. Retraité de cet effet spécifique, le taux de disponibilité moyen des actifs éoliens du Groupe se serait établi à 97,4 % au premier semestre 2023.
• (c) Le facteur de charge (load factor) correspond au temps équivalent (en pourcentage de la période observée) pendant lequel il faudrait injecter à puissance maximale pour arriver à produire la même quantité d'énergie que celle fournie par la centrale.
• (d) La baisse du facteur de charge solaire est majoritairement due à une moindre production de la centrale d'Altiplano 200 en Argentine, qui a été affectée par des problèmes techniques, désormais résolus, ayant touché un transformateur réseau et qui a bénéficié de conditions d'ensoleillement moins favorable. Le facteur de charge solaire a néanmoins bénéficié de la montée en charge sur le semestre de la production de la centrale solaire de Western Downs en Australie jusqu'à sa mise en service complète en juin 2023.
• (e) La baisse notable du facteur de charge éolien entre le premier semestre 2022 et le premier semestre 2023 résulte d'une disponibilité réduite de la centrale de Mutkalampi et de conditions de vents peu favorables en Australie et en Irlande, effets seulement partiellement compensés par des conditions de vent favorables en France.

2.3 ANALYSE DE L'ACTIVITE ET DES RESULTATS DU PREMIER SEMESTRE

2.3.1 APERÇU DE L'ACTIVITE

Neoen annonce une nouvelle forte hausse de ses résultats et atteint 7 GW en opération ou en construction.

• Le chiffre d'affaires du premier semestre progresse de 24 % à 277 millions d'euros ;
• • L'EBITDA ajusté² s'élève à 252 millions d'euros, en augmentation de 44 % ;
• Le résultat net ajusté² s'établit à 63 millions d'euros contre 1 million d'euros au premier semestre 2022 ;
• Le portefeuille sécurisé³ augmente de 0,6 GW à 8 GW à fin juin 2023, dont 7 GW d'actifs en opération ou en construction ;
• La position de trésorerie atteint près de 1,1 milliard d'euros à fin juin 2023, celle-ci bénéficiant notamment de l'augmentation de capital de 750 millions d'euros réalisée en mars.

2.3.2 PERSPECTIVES ET TENDANCES

Neoen confirme son objectif d'EBITDA ajusté 2023 compris entre 460 et 490 millions d'euros⁴ , avec un taux de marge d'EBITDA ajusté désormais attendu au-dessus de 80 %.

Neoen réitère également son objectif de générer une croissance annuelle à deux chiffres de son EBITDA ajusté entre 2023 et 2025.

Le Groupe confirme par ailleurs son ambition de voir son EBITDA ajusté dépasser 700 millions d'euros en 2025⁵ , réhaussée en juin dernier à la suite notamment du gain de contrat de capacité en Australie pour la Collie Battery Stage 1, ainsi que son objectif d'atteindre plus de 10 GW de capacité totale en opération ou en construction⁶ d'ici fin 2025.

L'ensemble de ces objectifs tiennent compte de la meilleure estimation à date du calendrier d'exécution de ses projets.

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

Au cours du semestre, Neoen a de nouveau enregistré une progression très significative de ses indicateurs opérationnels et financiers comme en témoigne la hausse de 44 % de notre EBITDA ajusté. C'est un grand motif de fierté et je félicite tous nos collaborateurs pour leur talent et leur détermination à développer puis opérer des actifs de qualité. Nous venons notamment d'inaugurer le plus grand parc éolien en Finlande, avons mis en service la plus grande ferme solaire en Australie et annoncé la construction de notre première batterie longue durée. La croissance de notre portefeuille de projets s'est encore accélérée : il représente plusieurs dizaines de GW, dont 7 GW déjà en opération ou en cours de construction. Dans un environnement plus que jamais favorable aux énergies renouvelables et dans lequel notre expertise en matière de stockage et d'energy management sera déterminante, nous sommes très confiants dans notre capacité à atteindre plus de 700 millions d'euros d'EBITDA ajusté et plus de 10 GW installés fin 2025.

² Pour plus de détail sur la définition et le calcul de ces agrégats, le lecteur est invité à se reporter à la section 2.1 du présent document « indicateurs alternatifs de la performance ».

³ Actifs en opération, en construction ou projets awarded.

⁴ Avec une contribution annuelle pour 2023 de l'activité de farm-down qui demeurera inférieure à 15% de l'EBITDA ajusté et à 15 % de la croissance du portefeuille sécurisé.

⁵ Selon la politique du Groupe : avec une contribution annuelle de l'activité de farm-down qui demeurera, pour chaque exercice, inférieure à 20 % de l'EBITDA ajusté et à 20 % de la croissance du portefeuille sécurisé.

⁶ Capacité consolidée post farm-down.

2.3.4 ELEMENTS SIGNIFICATIFS DE LA PERIODE

2.3.4.1. POURSUITE DE LA CROISSANCE DU PORTEFEUILLE

Les capacités en opération ou en construction⁷ s'élevaient à plus de 7,0 GW à fin juin 2023 contre 6,6 GW à fin décembre 2022.

Au cours du premier semestre 2023, le Groupe a mis en opération deux projets majeurs en Australie : le parc solaire de Western Downs (460 MW) ainsi que le parc éolien de Kaban (157 MW). En France, sont également entrés en opération six centrales solaires d'une capacité totale de 76 MWc ainsi que deux parcs éoliens d'une capacité totale de 41 MW. Au total, le Groupe a ainsi mis en opération 734 MW au cours du premier semestre 2023.

Neoen a par ailleurs lancé la construction de 385 MW au premier semestre 2023, comprenant la batterie de stockage Collie Battery (219 MW / 877 MWh) en Australie, les parcs éoliens de Storbötet (105 MW) et Lumivaara (56 MW) en Finlande, et la ferme solaire de Lirac (5 MW) en France.

Le portefeuille sécurisé⁷ (actifs en opération, en construction ou awarded⁷ ) représentait près de 8 GW au 30 juin 2023 contre 7,4 GW à fin décembre 2022. Sur les six premiers mois de l'année, les nouveaux projets awarded⁷ ont ainsi représenté 562 MW. Outre les projets rentrés directement en construction pour un total de 278 MW, dont principalement Collie Battery et la fraction non contractée des projets éoliens de Storbötet (45 MW) et Lumivaara (14 MW), ceux-ci intègrent notamment :

• 216 MWc remportés en Equateur à l'issu d'un appel d'offre gouvernemental, répartis en trois projets solaires de même capacité (Imbabura, Ambi et Intyana) ;
• 49,8 MWc remportés en France lors du dernier appel d'offres gouvernemental pour les centrales solaires, se répartissant entre deux projets de 19,8 MWc (Helys) et 30 MWc (Tournissan) ;
• 18 MW en France liés au parc éolien des Ailes de Foulzy.

Le total du portefeuille ressortait à 24,3 GW à fin juin 2023 contre 19,3 GW à fin décembre 2022, soit une hausse de 26 %.

2.3.4.2. PLAN D'ATTRIBUTION D'ACTIONS GRATUITES

Le 28 février 2023, le Conseil d'administration a décidé d'attribuer gratuitement 221 766 actions de Neoen S.A. à certains salariés du Groupe. L'attribution des actions ne sera définitive qu'au terme d'une période d'acquisition d'une durée de 3 ans, à condition que les bénéficiaires soient toujours présents au sein du Groupe et que les conditions de performance fixées par le Conseil d'administration dans le règlement du plan, et portant notamment sur l'atteinte d'objectifs financiers et de développement, soient remplies.

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 2023.

2.3.4.3. NEOEN LEVE AVEC SUCCES 750,4 MILLIONS D'EUROS VIA UNE AUGMENTATION DE CAPITAL

Le 29 mars 2023, Neoen a réalisé avec succès une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription, lancée le 7 mars 2023, dont la période de souscription s'est étalée du 10 au 22 mars 2023 inclus. Le montant brut de l'augmentation de capital (prime d'émission incluse) s'est élevé à 750,4 millions d'euros et s'est traduit par l'émission de 36 694 552 actions nouvelles d'une valeur nominale de 2 euros à un prix de souscription de 20,45 euros par action nouvelle.

Le produit de l'augmentation de capital permettra à Neoen de financer son plan de développement visant à dépasser 10 GW de capacité en opération ou en construction fin 2025 mais aussi d'étendre ses capacités de stockage, notamment par l'investissement dans des batteries dotées d'une plus grande durée d'autonomie par MW installé.

Cette opération s'est traduite par un impact de 744,0 millions d'euros net de frais d'émission et net d'impôts sur les capitaux propres du Groupe.

2.3.4.4. PAIEMENT DU DIVIDENDE AU TITRE DE L'EXERCICE 2022

Lors de l'Assemblée Générale du 10 mai 2023, les actionnaires ont approuvé la mise en distribution d'un dividende de 0,125 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 19 mai 2023 au 2 juin 2023 inclus), près de 83 % des droits ont été exercés en faveur du paiement du dividende en actions.

Cette opération a entraîné la création de 641 364 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,42 % du capital), et le versement de 3,1 millions d'euros de dividende en numéraire.

⁷ 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 2022.

2.3.4.5. AUGMENTATION DE CAPITAL RESERVEE AUX SALARIES

Le 12 mai 2023, 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 144 actions nouvelles au prix préférentiel de souscription de 19,51 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 5 avril 2023, 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 1,3 million d'euros en capitaux propres et de (0,4) million d'euros en charges de personnel sur le premier semestre 2023.

2.3.4.6. ACQUISITION D'UN ENSEMBLE DE PARCS EOLIENS EN FRANCE

Le 1er janvier 2023, le Groupe a acquis 100 % des trois centrales éoliennes de Plouguin, d'une puissance cumulée de 14 MW, pour un montant (payé en numéraire) de 15,3 millions d'euros (incluant les frais d'acquisition). En application de la norme IFRS 3 révisée « regroupements d'entreprises », le Groupe a qualifié cette opération d'acquisition d'actifs. L'évaluation des actifs et passifs acquis a conduit à comptabiliser des écarts d'évaluation sur actifs corporels pour un montant total de 13,5 millions d'euros.

2.3.4.7. CESSION DE LA CENTRALE SOLAIRE DE CABRELA AU PORTUGAL

Le 22 février 2023, le Groupe a formellement conclu la cession à Cubico de 100 % de ses parts dans la centrale solaire de Cabrela au Portugal, d'une puissance de 13,2 MWc. La transaction, qui s'inscrit dans la politique de farm-down du Groupe, a été réalisée sur la base d'une valeur d'entreprise de 50,7 millions d'euros pour un produit net de cession de 27,3 millions d'euros, comptabilisé en autres produits opérationnels courants (se reporter à la section 3.1 - note 7).

2.3.4.8. SITUATION DE LA CENTRALE SOLAIRE DE METORO AU MOZAMBIQUE

A la suite d'une détérioration soudaine et importante à la fin du premier semestre 2022, du contexte sécuritaire à proximité du site de la centrale solaire en construction de Metoro au Mozambique, l'ensemble des équipes mobilisées localement avaient été évacuées, les forces armées mozambicaines avaient été déployées autour du site pour en assurer la protection, et les travaux de construction avaient été arrêtés pour une durée indéterminée.

Compte tenu du très fort degré d'incertitude entourant l'avenir du projet le Groupe, avait ainsi enregistré dans ses comptes au 30 juin 2022 une perte de valeur de (13,8) millions d'euros (se reporter à la section 3.1 - note 8 « éléments non courants de l'activité opérationnelle »), portée à (19,9) millions d'euros au 31 décembre 2022.

Depuis cette date, la situation sécuritaire ne s'est pas améliorée de manière notable, rendant hypothétique toute perspective de relance du chantier. La perte de valeur enregistrée en 2022 a ainsi été conservée dans les comptes au 30 juin 2023.

2.3.4.9. NON-RESPECT DE COVENANTS DE CERTAINS FINANCEMENTS DE PROJETS

Au 30 juin 2023, deux actifs du Groupe en Australie sont en défaut au titre du covenant tenant à leur ratio minimum de couverture du service de la dette, suite notamment à une performance opérationnelle et à des niveaux de prix de marché spots inférieurs aux anticipations, phénomènes considérés comme temporaires par le Groupe.

Pour le premier projet, comme cela était déjà le cas au 31 décembre 2022, le Groupe est toujours en cours de négociation en vue d'une résolution de ce cas de défaut avec les établissements prêteurs, qui ont continué, au cours du premier semestre 2023, à assurer le financement de cet actif. Bien que le ratio de couverture de ce projet soit désormais au-dessus du niveau minimum, les banques n'ont pas accordé de « waiver » au titre des défauts antérieurs, maintenant l'actif techniquement toujours en défaut. Quant au second projet, le Groupe entend engager prochainement des négociations avec les prêteurs pour remédier au défaut.

En conséquence, le Groupe a maintenu pour le premier l'accélération dans ses comptes de la dette de financement de projet sans recours afférente, présentée en endettement financier courant, pour un montant de 121,4 millions de dollars australiens (soit 73,6 millions d'euros) au 30 juin 2023. Pour le second, le Groupe a procédé dans ses comptes au 30 juin 2023 à l'accélération de la dette de financement de projet, présentée en endettement financier courant, pour un montant de 188,7 millions de dollars australiens (soit 114,4 millions d'euros).

Par ailleurs, outre l'absence persistante d'accord en vue de la prononciation de la réception technique provisoire de la centrale mexicaine d'El Llano (PA – Provisional Acceptance), entraînant le maintien de certaines non-conformités documentaires au sens des contrats de financement, les difficultés opérationnelles rencontrées par celle-ci, au cours de l'année 2022 et du premier semestre 2023, ont entraîné la poursuite d'une situation de non-respect du ratio minimum du service de la dette de financement de projet sans recours. La part non courante de la dette financière afférente continue ainsi à être présentée en dettes courantes pour 120,4 millions de dollars américains (soit 112,6 millions d'euros) dans les comptes du Groupe au 30 juin 2023. Le Groupe travaille activement à la résolution des difficultés opérationnelles avec le contractant EPC, préalable à la prononciation de la réception technique provisoire et à la sortie de la situation de défaut financier actuelle. Les établissements prêteurs continuent par ailleurs à apporter leur soutien au projet. A ce titre, la société avait ainsi obtenu un waiver en date du 1er février 2023.

Enfin, la situation de la centrale de Metoro constitue un cas de défaut technique au sens de la documentation de financement. La dette financière afférente à cette centrale est ainsi présentée en dettes courantes pour 30,1 millions de dollars américains (soit 28,2 millions d'euros) dans les comptes du Groupe au 30 juin 2023.

Les autres sociétés financées par des dettes projets, ainsi que Neoen S.A., dans le cadre de son crédit syndiqué, respectaient en revanche leurs covenants de ratios financiers de Debt Service Coverage Ratio (DSCR) minimum, ou de fonds propres minimum. Au total, 328,8 millions d'euros de dettes ont ainsi été accélérées dans les comptes du Groupe au 30 juin 2023.

2.3.4.10. CONFLIT RUSSO-UKRAINIEN

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

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

2.3.5 COMMENTAIRES SUR L'ACTIVITE

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

Les comptes consolidés du Groupe pour le semestre clos le 30 juin 2023 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 (Europe– Afrique, Australie et Amériques, au niveau géographique ; éolien, solaire, stockage, farm-down ainsi que développement et investissements et éliminations au niveau opérationnel). Les autres éléments du compte de résultat consolidé font l'objet d'une analyse globale.

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

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 2023	er semestre 1 2023 (tcc)	er semestre 1 2022	Var (tcc)	Var (tcc) (en %)	Var	Var (en %)
Chiffre d'affaires	277,0	281,9	224,0	+ 57,9	+ 26%	+ 52,9	+ 24%
Ventes d'énergies sous contrat	198,9	201,5	159,1	+ 42,4	+ 27%	+ 39,8	+ 25%
Ventes d'énergies sur le marché	68,3	70,2	55,9	+ 14,4	+ 26%	+ 12,4	+ 22%
Autres produits	9,8	10,2	9,1	+ 1,1	+ 12%	+ 0,7	+ 8%
EBITDA ajusté(a)	252,2	256,2	175,0	+ 81,2	+ 46%	+ 77,2	+ 44%
Marge d'EBITDA ajusté	91%	91%	78%
EBIT ajusté(a)	163,4	165,7	103,0	+ 62,7	+ 61%	+ 60,4	+ 59%
Marge d'EBIT ajusté	59%	59%	46%
Résultat financier	(76,3)	(77,1)	(71,1)	– 6,0	+ 8%	– 5,2	+ 7%
Résultat net ajusté de l'ensemble consolidé(a)	63,0	58,0	1,4	+ 56,6	N/A	+ 61,7	N/A

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

Évolution 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 2022 et le premier semestre 2023 se présente comme suit :

Évolution du chiffre d'affaires

(En millions d'euros)

Évolution de l'EBITDA ajusté

(En millions d'euros)

2.3.5.2. RESULTATS SECTORIELS

Les résultats sectoriels des premiers semestres 2022 et 2023 sont ainsi présentés pour chacun des segments opérationnels du Groupe : éolien, solaire, stockage, farm-down, développement et investissements, et éliminations.

(En millions d'euros)	Chiffre d'affaires			ajusté(a) EBITDA			EBIT ajusté(b)
	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Var	Var (en %)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Var	Var (en %)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Var	Var (en %)
Europe–Afrique
Eolien	88,0	46,9	+ 41,0	+ 87%	73,1	35,0	+ 38,2	+ 109%	51,7	22,7	+ 29,0	+ 128%
Solaire	36,5	31,7	+ 4,7	+ 15%	37,5	24,7	+ 12,8	+ 52%	27,1	15,9	+ 11,2	+ 71%
Stockage	5,8	4,7	+ 1,0	+ 22%	3,5	3,0	+ 0,4	+ 14%	2,7	2,4	+ 0,3	+ 13%
Farm-down	-	-	-	N/A	27,3	-	+ 27,3	N/A	27,3	-	+ 27,3	N/A
Total	130,2	83,4	+ 46,8	+ 56%	141,4	62,7	+ 78,7	+ 125%	108,9	41,0	+ 67,9	x3
En %	47%(e)	37%(e)			109%(f)	75%(f)			84%(g)	49%(g)
Australie
Eolien	42,4	37,9	+ 4,4	+ 12%	32,2	38,5	– 6,3	– 16%	18,3	25,5	– 7,2	– 28%
Solaire	40,9	22,5	+ 18,4	+ 82%	48,9	27,9	+ 21,0	+ 75%	37,6	20,4	+ 17,2	+ 84%
Stockage	24,4	34,6	– 10,2	– 30%	20,1	25,1	– 5,0	– 20%	8,7	13,5	– 4,8	– 36%
Total	107,6	95,0	+ 12,6	+ 13%	101,2	91,5	+ 9,6	+ 11%	64,6	59,4	+ 5,2	+ 9%
En %	39%(e)	43%(e)			94%(f)	96%(f)			60%(g)	63%(g)
Amériques
Solaire	38,7	45,3	– 6,6	– 15%	28,4	36,1	– 7,7	– 21%	15,0	23,3	– 8,3	– 35%
Total	38,7	45,3	– 6,6	– 15%	28,4	36,1	– 7,7	– 21%	15,0	23,3	– 8,3	– 35%
En %	14%(e)	20%(e)			73%(f)	80%(f)			39%(g)	51%(g)
Autres
Développement et investissements(c)	27,3	51,2	– 23,9	– 47%	(32,4)	6,9	– 39,3	N/A	(39,9)	1,0	– 40,9	N/A
Eliminations(d)	(26,9)	(50,8)	+ 23,9	+ 47%	13,7	(22,2)	+ 35,9	N/A	14,9	(21,7)	+ 36,6	N/A
Total	0,4	0,4	+ 0,1	+ 23%	(18,7)	(15,3)	– 3,4	– 22%	(25,1)	(20,8)	– 4,3	– 21%
TOTAL	277,0	224,0	+ 52,9	+ 24%	252,2	175,0	+ 77,2	+ 44%	163,4	103,0	+ 60,4	+ 59%
Dont éolien	130,3	84,8	+ 45,5	+ 54%	105,3	73,5	+ 31,8	+ 43%	70,0	48,2	+ 21,8	+ 45%
Dont solaire	116,0	99,5	+ 16,5	+ 17%	114,8	88,7	+ 26,0	+ 29%	79,7	59,6	+ 20,1	+ 34%
Dont stockage	30,2	39,3	– 9,2	– 23%	23,6	28,2	– 4,6	– 16%	11,4	16,0	– 4,6	– 29%
Dont farm-down	-	-	-	N/A	27,3	-	+ 27,3	N/A	27,3	-	+ 27,3	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 « EBITDA ajusté ».

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

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

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

(e) Les pourcentages correspondent à la contribution de chaque zone géographique au chiffre d'affaires du Groupe (hors développement et investissements, et éliminations).

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

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

Chiffre d'affaires

Le chiffre d'affaires consolidé du Groupe s'est élevé à 277,0 millions d'euros sur le premier semestre 2023 (281,9 millions d'euros à taux de change constants), en hausse de + 52,9 millions d'euros, soit + 24 %, par rapport au premier semestre 2022 (+ 26 % à taux de change constants).

Cette croissance s'explique principalement par la contribution des actifs progressivement entrés en production et mis en service au cours de l'année 2022, essentiellement en Finlande et en Australie, et, dans une moindre mesure, par celle des nouvelles centrales mises en service au cours du premier semestre 2023 notamment en France. Cette hausse a toutefois été limitée par une baisse de la contribution des centrales mises en service avant le 1er janvier 2022 notamment en Amériques et en Australie, et par l'effet négatif associé aux centrales cédées en 2022 et au cours du premier semestre 2023 dans le cadre des opérations de farm-down réalisées.

Évolution du chiffre d'affaires par segments opérationnels

L'évolution de la répartition du chiffre d'affaires par segments opérationnels, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit.

Le segment éolien est devenu le premier contributeur au chiffre d'affaires consolidé du Groupe (47 % au premier semestre 2023, contre 38 % au premier semestre 2022).

Le chiffre d'affaires de ce segment s'est établi à 130,3 millions d'euros au premier semestre 2023 (+ 45,5 millions d'euros), soit + 54 % par rapport au premier semestre 2022.

• Europe–Afrique (+ 41,0 millions d'euros)

La forte croissance du chiffre d'affaires s'explique par la contribution des actifs entrés en production et mis en service en 2022 (+ 37,7 millions d'euros), et principalement celle de la centrale de Mutkalampi en Finlande (+ 32,1 millions d'euros), qui a bénéficié d'early generation revenues⁸ importants et ce notamment avant le démarrage de son premier PPA au tout début du deuxième trimestre 2023. Les centrales mises en service avant le 1er janvier 2022 (+ 5,7 millions d'euros) ont par ailleurs bénéficié globalement de conditions de vent favorables et, pour les centrales françaises, d'une progression des prix contractés.

Cette progression a toutefois été partiellement compensée par l'impact de la cession de la centrale de Saint-Sauvant en France à la fin du troisième trimestre 2022 (– 3,2 millions d'euros).

• Australie (+ 4,4 millions d'euros)

La croissance du chiffre d'affaires résulte principalement de la contribution de la centrale de Kaban qui a commencé à injecter de l'électricité dans le réseau au cours du quatrième trimestre 2022 (+ 10,9 millions d'euros).

Cette hausse est toutefois compensée par le recul de la contribution des autres centrales éoliennes du Groupe en Australie (– 6,4 millions d'euros), lié principalement à des conditions de vent défavorables (– 3,9 millions d'euros) et, pour la centrale de Bulgana, à une baisse des ventes de certificats verts sur le marché.

Le segment solaire est désormais le second contributeur au chiffre d'affaires consolidé du Groupe (42 % au premier semestre 2023 contre 44 % au premier semestre 2022).

Le chiffre d'affaires de ce segment s'est élevé à 116,0 millions d'euros au premier semestre 2023 (+ 16,5 millions d'euros), soit + 17 % par rapport au premier semestre 2022.

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

• Australie (+ 18,4 millions d'euros)

La croissance du chiffre d'affaires résulte essentiellement de la contribution de la centrale de Western Downs, entrée en production, à capacité limitée, au cours du premier trimestre 2022, et qui a été mise en service formellement à la fin du premier semestre 2023 (+ 20,0 millions d'euros).

Cette progression a été partiellement compensée par la baisse du chiffre d'affaires des centrales mises en service avant le 1er janvier 2022 (– 1,6 million d'euros), essentiellement liée à une moindre contribution de la centrale de Numurkah.

• Europe–Afrique (+ 4,7 millions d'euros)

La progression du chiffre d'affaires résulte essentiellement de la contribution des actifs mis en service en 2022 et au cours du premier semestre 2023, en France et en Irlande (+ 7,8 millions d'euros).

Cette progression a toutefois été partiellement compensée par l'impact de la cession de la centrale de Cabrela au Portugal, réalisée fin février 2023 (– 2,3 millions d'euros).

• Amériques (– 6,6 millions d'euros)

L'évolution du chiffre d'affaires résulte essentiellement du recul de la contribution de la centrale d'El Llano (– 5,1 millions d'euros) en raison principalement de difficultés techniques survenues au début du premier semestre 2023. Le remplacement du transformateur, à l'origine de ces difficultés, est désormais attendu au cours de l'hiver 2023 / 2024.

L'activité solaire a également été impactée par une moindre contribution de la centrale d'Altiplano 200 qui s'explique, d'une part, par l'arrêt temporaire de la centrale en raison de problèmes techniques ayant affecté une sous-station du réseau au cours des mois de mai et juin, désormais résolus par le gestionnaire de réseau (– 2,1 millions d'euros), et d'autre part, par des conditions d'ensoleillement moins favorables au cours du semestre.

Le segment stockage a représenté 11 % du chiffre d'affaires du Groupe au premier semestre 2023 (contre 18 % au premier semestre 2022).

Le chiffre d'affaires de ce segment a ainsi contribué à hauteur de 30,2 millions d'euros au chiffre d'affaires du Groupe au premier semestre 2023 (– 9,2 millions d'euros).

• Europe–Afrique (+ 1,0 million d'euros)

La hausse du chiffre d'affaires a essentiellement été portée par la contribution de la centrale d'Yllikkälä Power Reserve en Finlande qui a bénéficié de conditions de marché plus favorables au premier semestre 2023 (+ 1,2 million d'euros).

• Australie (– 10,2 millions d'euros)

Le recul du chiffre d'affaires s'explique par la baisse de la contribution des centrales de Victorian Big Battery, et dans une moindre mesure, d'Hornsdale Power Reserve, qui avaient bénéficié d'un environnement de marché très volatil au cours du premier semestre 2022.

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

Au premier semestre 2023, la part des ventes d'énergie sur le marché a atteint 25 % du chiffre d'affaires consolidé, inchangée par rapport au premier semestre 2022.

Rapportée au chiffre d'affaires solaire et éolien (hors revenus de l'activité de stockage), la part des ventes sur le marché a atteint 19 % du chiffre d'affaires contre 13 % au premier semestre 2022, sous l'effet notamment des early generation revenues dont ont bénéficié les centrales éoliennes de Mutkalampi en Finlande, et de Western Downs et de Kaban en Australie.

Répartition du chiffre d'affaires par zone géographique

L'évolution de la répartition du chiffre d'affaires par zone géographique, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit.

Répartition du chiffre d'affaires par devise

L'évolution de la répartition du chiffre d'affaires par devise, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit.

EBITDA ajusté

Au premier semestre 2023, l'EBITDA ajusté consolidé du Groupe s'est élevé à 252,2 millions d'euros (256,2 millions d'euros à taux de change constants), en hausse de + 77,2 millions d'euros, soit + 44 % par rapport au premier semestre 2022.

Cette progression a essentiellement été portée par la croissance du chiffre d'affaires du Groupe par rapport au premier semestre 2022 (+ 52,9 millions d'euros - se référer à l'analyse du chiffre d'affaires ci-avant), par la contribution de l'activité de farm-down (+ 27,3 millions d'euros), et par une hausse des indemnités contractuelles compensant des pertes de chiffre d'affaires liées à des retards dans la mise en service de certains projets (LDs) pour + 22,6 millions d'euros.

Elle a en revanche été impactée principalement par la progression des charges d'exploitation (– 12,5 millions d'euros) associée essentiellement aux centrales mises en service en 2022 et en 2023 et par l'effet, en 2022, de l'exonération partielle de pénalités reconnues historiquement au titre d'un contrat de vente d'électricité en Australie (– 11,1 millions d'euros).

La marge d'EBITDA ajusté du Groupe s'est ainsi établie à 91 % au premier semestre 2023, contre 78 % au premier semestre 2022.

Evolution de l'EBITDA ajusté par segments opérationnels

L'évolution de la répartition de l'EBITDA ajusté par segments opérationnels, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit.

Le segment solaire a contribué à hauteur de 114,8 millions d'euros à l'EBITDA ajusté du Groupe (+ 26,0 millions d'euros), soit + 29 % par rapport au premier semestre 2022.

La marge d'EBITDA ajusté de ce segment s'est établie à 99 % au premier semestre 2023 contre 89 % au premier semestre 2022, en raison principalement de la progression des LDs sur le semestre.

• Australie (+ 21,0 millions d'euros)

La croissance de l'EBITDA ajusté s'explique essentiellement par la hausse du chiffre d'affaires (+ 18,4 millions d'euros ‐ se reporter à l'analyse du chiffre d'affaires), et dans une moindre mesure, par la progression des LDs, associée principalement à des retards dans la mise en service de la centrale solaire de Western Downs (+ 6,9 millions d'euros). Ces effets ont été partiellement compensés par la variation du stock de certificats verts de la centrale de Western Downs (– 3,6 millions d'euros) résultant essentiellement de la vente au premier semestre 2023 de certificats verts stockés en 2022.

• Europe–Afrique (+ 12,8 millions d'euros)

L'augmentation de l'EBITDA ajusté s'explique essentiellement par la progression des LDs suite à la conclusion d'un accord contractuel, portant sur des retards ayant affecté des projets français et irlandais, avec un fournisseur de modules photovoltaïques (+ 8,7 millions d'euros), et dans une moindre mesure, par la hausse du chiffre d'affaires (+ 4,7 millions d'euros ‐ se reporter à l'analyse du chiffre d'affaires).

• Amériques (– 7,7 millions d'euros)

L'évolution de l'EBITDA ajusté s'explique essentiellement par la combinaison d'une baisse du chiffre d'affaires (– 6,6 millions d'euros ‐ se reporter à l'analyse du chiffre d'affaires) et d'une hausse des charges d'exploitation (– 1,7 million d'euros).

Le segment éolien a contribué à hauteur de 105,3 millions d'euros à l'EBITDA ajusté du Groupe (+ 31,8 millions d'euros), soit + 43 % par rapport au premier semestre 2022.

La marge d'EBITDA ajusté de ce segment s'est établie à 81 % au premier semestre 2023 contre 87 % au premier semestre 2022. Ce recul s'explique principalement par l'exonération partielle, obtenue en 2022, de pénalités reconnues historiquement au titre d'un contrat de vente d'électricité en Australie.

• Europe–Afrique (+ 38,2 millions d'euros)

L'augmentation de l'EBITDA ajusté s'explique essentiellement par la progression du chiffre d'affaires (+ 41,0 millions d'euros - se reporter à l'analyse du chiffre d'affaires) et par la reconnaissance de LDs associées à des problématiques temporaires de disponibilité rencontrées par une centrale en Finlande au cours du premier trimestre (+ 6,0 millions d'euros). Ces effets ont été partiellement compensés par une progression des charges d'exploitation (– 8,6 millions d'euros), sous l'effet principalement des mises en service réalisées en 2022 en Finlande et en France.

• Australie (– 6,3 millions d'euros)

Le recul de l'EBITDA ajusté résulte essentiellement de l'exonération partielle, obtenue en 2022, de pénalités reconnues historiquement au titre d'un contrat de vente d'électricité (– 11,1 millions d'euros). Cet effet a partiellement été compensé par la hausse du chiffre d'affaires (+ 4,4 millions d'euros - se reporter à l'analyse du chiffre d'affaires).

Le segment stockage a contribué à hauteur de 23,6 millions d'euros à l'EBITDA ajusté du Groupe (– 4,6 millions d'euros), soit – 16 % par rapport au premier semestre 2022.

La marge d'EBITDA ajusté s'est établie quant à elle à 78 % au premier semestre 2023 contre 72 % au premier semestre 2022.

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

La progression de l'EBITDA ajusté s'explique essentiellement par la hausse du chiffre d'affaires (+ 1,0 million d'euros - se reporter à l'analyse du chiffre d'affaires), partiellement compensée par une hausse consécutive des charges d'exploitation (– 0,5 million d'euros).

• Australie (– 5,0 millions d'euros)

Le recul de l'EBITDA ajusté résulte essentiellement de la baisse du chiffre d'affaires (– 10,2 millions d'euros - se reporter à l'analyse du chiffre d'affaires). Cet effet a partiellement été compensé par une diminution des charges d'exploitation (+ 5,7 millions d'euros), liée principalement à la baisse des achats d'électricité inhérente à celle de l'activité des centrales de Victorian Big Battery et d'Hornsdale Power Reserve.

Le segment farm-down a généré un EBITDA ajusté de 27,3 millions d'euros sur la période, correspondant exclusivement à la plus-value de cession de la centrale de Cabrela au Portugal (se reporter au paragraphe 2.3.4.7 du présent document).

Les segments développement et investissements, et éliminations ont contribué à l'EBITDA ajusté du Groupe à hauteur de (18,7) millions d'euros au premier semestre 2023, contre (15,3) millions d'euros au premier semestre 2022. Cette variation (– 3,4 millions d'euros) s'explique principalement par une hausse des frais de personnel et des charges externes, consécutive à la poursuite du développement du Groupe.

Répartition de l'EBITDA ajusté par zone géographique

L'évolution de la répartition de l'EBITDA ajusté par zone géographique, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit.

EBIT ajusté

L'EBIT ajusté du Groupe s'est élevé à 163,4 millions d'euros au premier semestre 2023 (165,7 millions d'euros à taux de changes constants), en hausse de + 60,4 millions d'euros, soit + 59 % par rapport au premier semestre 2022. Cette évolution s'explique principalement par la croissance de l'EBITDA ajusté (+ 77,2 millions d'euros - se reporter à l'analyse de l'EBITDA ajusté). Celle-ci a partiellement été compensée par l'augmentation des charges d'amortissement résultant de la croissance du parc d'actifs en opération, conséquence des mises en service effectuées en 2022 et sur le premier semestre 2023 (– 16,2 millions d'euros).

Évolution de l'EBIT ajusté par segments opérationnels

L'évolution de la répartition de l'EBIT ajusté par segments opérationnels, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit.

Le segment solaire a contribué à l'EBIT ajusté du Groupe à hauteur de 79,7 millions d'euros (+ 20,1 millions d'euros), soit + 34 % par rapport au premier semestre 2022. Ceci résulte essentiellement de l'évolution de l'EBITDA ajusté de ce segment (+ 26,0 millions d'euros - se reporter à l'analyse ci-avant). Cet effet a partiellement été compensé par la hausse des charges d'amortissement résultant de la croissance du parc d'actifs en opération (– 5,5 millions d'euros).

• Australie (+ 17,2 millions d'euros)

La hausse de l'EBIT ajusté s'explique principalement par la progression de l'EBITDA ajusté (+ 21,0 millions d'euros). Cet effet a partiellement été compensé par l'augmentation des charges d'amortissement résultant de la croissance du parc d'actifs en opération (– 4,6 millions d'euros).

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

La progression de l'EBIT ajusté s'explique principalement par la hausse de l'EBITDA ajusté (+ 12,8 millions d'euros - se reporter à l'analyse de l'EBITDA ajusté ci-avant), effet partiellement compensé par la hausse des charges d'amortissement résultant de la croissance du parc d'actifs en opération (– 1,0 million d'euros).

• Amériques (– 8,3 millions d'euros)

La baisse de l'EBIT ajusté résulte essentiellement de la diminution de l'EBITDA ajusté (– 7,7 millions d'euros) - se reporter à l'analyse de l'EBITDA ajusté ci-avant).

Le segment éolien a contribué à l'EBIT ajusté du Groupe à hauteur de 70,0 millions d'euros (+ 21,8 millions d'euros). Ceci résulte essentiellement de la progression de l'EBITDA ajusté de ce segment (+ 31,8 millions d'euros - se reporter à l'analyse de l'EBITDA ajusté ci-avant). Celle-ci a été partiellement compensée par la hausse des charges d'amortissement résultant de la croissance du parc d'actifs en opération (– 10,6 millions d'euros).

• Europe–Afrique (+ 29,0 millions d'euros)

La hausse de l'EBIT ajusté s'explique essentiellement par la hausse de l'EBITDA ajusté (+ 38,2 millions d'euros - se reporter à l'analyse de l'EBITDA ajusté ci-avant), partiellement compensée par la hausse des charges d'amortissement résultant de la croissance du parc d'actifs en opération (– 9,4 millions d'euros).

• Australie (– 7,2 millions d'euros)

L'évolution de l'EBIT ajusté est principalement imputable à la diminution de l'EBITDA ajusté (– 6,3 millions d'euros) et à la hausse des charges d'amortissement résultant de la croissance du parc d'actifs en opération (– 1,2 million d'euros).

Le segment stockage a contribué à l'EBIT ajusté du Groupe à hauteur de 11,4 millions d'euros au premier semestre 2023 (– 4,6 millions d'euros par rapport au premier semestre 2022). Cette évolution résulte essentiellement de la baisse de l'EBITDA ajusté de ce segment (– 4,6 millions d'euros - se reporter à l'analyse de l'EBITDA ajusté ci-avant).

• Europe–Afrique (+ 0,3 million d'euros)

La progression de l'EBIT ajusté s'explique principalement par la croissance de l'EBITDA ajusté (+ 0,4 million d'euros - se reporter à l'analyse de l'EBITDA ajusté ci-avant).

• Australie (– 4,8 millions d'euros)

L'évolution de l'EBIT ajusté est imputable principalement à la diminution de l'EBITDA ajusté (– 5,0 millions d'euros - se reporter à l'analyse de l'EBITDA ajusté ci-avant).

Le segment farm-down a contribué à l'EBIT ajusté du Groupe à hauteur de 27,3 millions d'euros (se référer à l'analyse de l'EBITDA ajusté faite précédemment).

Les segments développement et investissements, et éliminations ont contribué à l'EBIT ajusté du Groupe à hauteur de (25,1) millions d'euros contre (20,8) millions d'euros au premier semestre 2022, et ce en lien avec l'évolution des activités du Groupe.

Répartition de l'EBIT ajusté par zone géographique

L'évolution de la répartition de l'EBIT ajusté par zone géographique, hors développement, investissements et éliminations, et hors farm-down, se présente comme suit.

Résultat opérationnel courant

Le résultat opérationnel courant du Groupe s'est élevé à 197,2 millions d'euros au premier semestre 2023, en hausse de + 123,9 millions d'euros, soit + 169 % par rapport au premier semestre 2022. Cette évolution s'explique par la hausse de l'EBIT ajusté de + 60,4 millions d'euros (se reporter à l'analyse de l'EBIT ajusté), ainsi que par la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie enregistrée au premier semestre 2023 à hauteur de + 63,5 millions d'euros (se reporter au paragraphe 2.1.2 du présent document), directement imputable à une diminution des prix de l'électricité forward sur la période, principalement en Finlande.

2.3.5.3. ANALYSE DES AUTRES POSTES DU COMPTE DE RESULTAT CONSOLIDE

Autres produits et charges opérationnels non courants

Les autres produits et charges opérationnels non courants se sont élevés à (3,7) millions d'euros (soit – 1,9 million d'euros par rapport au premier semestre 2022) et se décomposent comme suit :

(En millions d'euros)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Var	Var (en %)
Frais de développement antérieurs(a)	(1,8)	(1,8)	+ 0,1	+ 3%
Résultat des cessions d'actifs(b)	(1,7)	0,1	– 1,8	N/A
Autres produits et charges	(0,2)	(0,1)	– 0,1	x3
Autres produits et charges opérationnels non courants	(3,7)	(1,8)	– 1,9	– 102%

(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 - notes 7 et 8 des comptes consolidés semestriels). Au premier semestre 2023, ceux-ci sont principalement liés à l'abandon de projets au Mexique et en France. Au premier semestre 2022, ils correspondaient essentiellement à l'abandon de projets en Australie et aux Etats-Unis.

(b) Hors opérations de farm-down.

Dépréciations d'actifs non courants

Les dépréciations d'actifs non courants se sont élevées à 0,5 million d'euros en progression de + 17,8 millions d'euros et se décomposent comme suit :

(En millions d'euros)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Var	Var (en %)
Dépréciations des coûts de développement activés(a)	(2,5)	(13,0)	+ 10,5	+ 81%
Reprises de dépréciation des coûts de développement activés(b)	1,1	0,9	+ 0,2	+ 23%
Autres dépréciations d'actifs(c)	-	(5,3)	+ 5,3	N/A
Reprises de perte de valeur sur immobilisations corporelles et incorporelles(d)	1,9	-	+ 1,9	N/A
Dépréciations d'actifs non courants	0,5	(17,3)	+ 17,8	+ 103%

(a) Au premier semestre 2023, ce poste correspond essentiellement à la dépréciation de coûts de développement de projets en Irlande, en Australie, et au Mexique. Au premier semestre 2022, ce poste correspondait principalement à la dépréciation des coûts de développement de la centrale de Metoro au Mozambique pour (8,7) millions d'euros d'une part, et d'un projet en Australie pour (2,5) millions d'euros d'autre part, dont le développement avait dû être suspendu au regard de problématiques de raccordement spécifiques remettant en cause sa viabilité.

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

(c) Au premier semestre 2022, ce poste correspondait principalement à la perte de valeur comptabilisée sur la centrale de Metoro au Mozambique, en complément de la dépréciation des coûts de développement, pour (5,1) millions d'euros.

(d) Au premier semestre 2023, ce poste correspond à la reprise de pertes de valeur sur un actif corporel cédé aux Etats-Unis.

Résultat financier

(En millions d'euros)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Var	Var (en %)
Coût de l'endettement financier	(75,5)	(63,1)	– 12,4	– 20%
Total autres produits et charges financiers	(0,8)	(8,0)	+ 7,2	+ 90%
Produits et charges d'intérêts sur prêts d'actionnaires	(0,5)	(0,5)	+ 0,1	+ 11%
Gains et pertes de change	(3,7)	(3,4)	– 0,3	– 10%
Autres produits et charges financiers	3,4	(4,1)	+ 7,5	N/A
Résultat financier	(76,3)	(71,1)	– 5,2	– 7%

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

• l'augmentation du coût de l'endettement financier (– 12,4 millions d'euros), résultant essentiellement de (i) l'émission des OCEANEs vertes 2022 en septembre 2022 pour un montant de 300 millions d'euros⁹ , (ii) la hausse du nombre de centrales en exploitation sous financement, et (iii) la hausse des taux d'intérêts à court terme sur emprunts à taux variables, pour leur part non couverte par des instruments de couverture de taux, sur l'ensemble des géographies où opère le Groupe. Ces effets ont été partiellement compensés par l'impact du remboursement progressif des financements des centrales en opération, et la conversion anticipée en octobre 2022 de la très grande majorité des OCEANEs 2019 (dont le solde a été remboursé), conformément à la documentation contractuelle, pour un montant d'environ 200 millions d'euros¹⁰ .

Au premier semestre 2023, le coût de l'endettement financier s'explique ainsi par des charges d'intérêts sur emprunts résultant des financements relatifs aux actifs de production pour (77,7) millions d'euros (contre (46,9) millions d'euros au premier semestre 2022), des produits financiers sur instruments financiers dérivés de taux pour 6,7 millions d'euros (contre une charge de (13,2) millions d'euros au premier semestre 2022) et des charges d'intérêts sur obligations locatives pour (4,5) millions d'euros (contre (3,0) millions d'euros au premier semestre 2022).

• l'effet positif de la variation des autres produits et charges financiers (+ 7,5 millions d'euros). Les charges sont principalement composées (i) de commissions et de frais bancaires, (ii) de coûts des cautions et des garanties, et (iii) des charges de désactualisation des provisions pour démantèlement et autres passifs non courants, en augmentation notamment sous l'effet de la croissance du nombre d'actifs en exploitation. Cette évolution a été plus que compensée au cours du premier semestre 2023 par des autres produits financiers en forte hausse, associés notamment à la rémunération des liquidités issues de l'augmentation de capital du 29 mars 2023.
• l'impact négatif de l'évolution des gains et pertes de change (– 0,3 million d'euros) :
  • Au premier semestre 2023, les gains et pertes de change s'élèvent à (3,7) millions d'euros et sont principalement associés à l'exposition du Groupe en Argentine pour (3,1) millions d'euros (notamment au titre de crédits de TVA libellés en pesos argentins).
  • Au premier semestre 2022 les gains et pertes de change s'élevaient à (3,4) millions d'euros et étaient 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), emprunts ayant été remboursés au deuxième semestre 2022 dans cadre d'un refinancement de cette mezzanine.

⁹ Le taux d'intérêt effectif de la composante dette des OCEANEs vertes 2022 s'élève à 7,0 % pour un taux nominal de 2,875 %.

¹⁰ Le taux d'intérêt effectif de la composante dette des OCEANEs 2019 s'élevait à 4,3 % pour un taux nominal de 1,875 %.

Impôts sur les résultats

La charge d'impôt s'est élevée à (27,1) millions d'euros au premier semestre 2023 contre (4,1) millions d'euros au premier semestre 2022.

Après retraitement de l'effet impôt lié à la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (6,2 millions d'euros), la charge d'impôt ajustée s'est élevée à (20,9) millions d'euros au premier semestre 2023, soit un taux effectif d'impôt ajusté de 25,0 % contre 89,4 % au premier semestre 2022.

Au premier semestre 2023, le passage entre le taux d'impôt théorique et le taux effectif d'impôt ajusté se décompose comme suit :

• (a) Compte tenu des perspectives de bénéfices, et de l'horizon limité d'utilisation possible des déficits, dans certaines géographies où opère le Groupe, principalement au Mexique, la reconnaissance des impôts différés actifs a été limitée à hauteur des impôts différés passifs.
• (b) Impact de la cession de la centrale de Cabrela au Portugal dont la plus-value a bénéficié d'une exonération d'impôt, conformément aux règles fiscales applicables.
• (c) Le taux effectif d'impôt ajusté s'entend après retraitement de l'effet impôt lié à la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, présenté au paragraphe 2.1.3 du présent document.

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 de Metoro au Mozambique, ainsi qu'à la dépréciation de la position d'impôts différés actifs existante.

Résultat net ajusté de l'ensemble consolidé

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

Compte tenu des évolutions précitées, le résultat net ajusté de l'ensemble consolidé a progressé de + 61,7 millions d'euros, passant de 1,4 million au premier semestre 2022 à 63,0 millions d'euros au premier semestre 2023.

Résultat net de l'ensemble consolidé

Compte tenu des évolutions précitées, de la progression de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (+ 63,5 millions d'euros) et de la variation de l'effet impôt afférent (– 13,5 millions d'euros) entre le premier semestre 2022 et le premier semestre 2023, le résultat net de l'ensemble consolidé a augmenté de + 111,7 millions d'euros passant de (21,1) millions d'euros au premier semestre 2022 à 90,6 millions d'euros au premier semestre 2023.

• Résultat net attribuable à la part du Groupe
  • Le résultat net attribuable à la part du Groupe a augmenté de + 113,1 millions d'euros, s'élevant à 92,2 millions d'euros au premier semestre 2023 contre (21,0) millions d'euros au premier semestre 2022. Cette évolution résulte essentiellement de l'augmentation du résultat net précité.
• Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s'est élevé à (1,6) million d'euros au premier semestre 2023 contre (0,1) 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 Suède et au Portugal.

2.3.5.4. BILAN CONSOLIDE SIMPLIFIE

(En millions d'euros)	30.06.2023	31.12.2022	Var	Var (en %)
Actifs non courants	5 646,8	5 362,9	+ 284,0	+ 5%
Dont immobilisations corporelles	4 831,1	4 566,9	+ 264,2	+ 6%
Dont instruments financiers dérivés de taux(a)	235,5	271,7	– 36,2	– 13%
Dont instruments financiers dérivés énergie(b)	57,3	41,3	+ 16,0	+ 39%
Actifs courants	1 339,8	883,9	+ 456,0	+ 52%
Dont trésorerie et équivalents de trésorerie	1 093,7	622,8	+ 470,9	+ 76%
Actifs destinés à être cédés(c)	-	26,8	– 26,8	N/A
Total de l'actif	6 986,7	6 273,5	+ 713,1	+ 11%
Dont capitaux propres(d)	2 686,2	1 914,3	+ 772,0	+ 40%
Dont dettes financières(a)	3 606,3	3 509,3	+ 97,0	+ 3%
Dont financements seniors des projets	2 775,9	2 717,6	+ 58,3	+ 2%
Dont financements juniors des projets	78,7	77,4	+ 1,3	+ 2%
Dont financements corporate	417,0	409,7	+ 7,3	+ 2%
Dont dettes locatives	291,6	264,4	+ 27,2	+ 10%
Dont instruments financiers dérivés énergie(b)	24,3	44,9	– 20,5	– 46%
Dont passifs destinés à être cédés(c)	-	28,2	– 28,2	N/A
Total du passif	6 986,7	6 273,5	+ 713,1	+ 11%

(a) Les instruments financiers dérivés de taux et les dettes financières font l'objet d'une analyse spécifique au paragraphe 2.4.2 du présent document.

(b) Au 30 juin 2023, les instruments financiers dérivés énergie actifs se sont établis à 57,4 millions d'euros dont 57,3 millions d'euros pour la part non courante et 0,1 million d'euros pour la part courante. Les instruments financiers dérivés énergie passifs se sont quant à eux établis à 24,3 millions d'euros (contre 44,9 millions d'euros au 31 décembre 2022) dont 14,6 millions d'euros pour la part courante et 9,7 millions d'euros pour la part non courante. Ils sont détaillés en section 3.1 - note 17.3 « instruments financiers dérivés ».

(c) Au 30 juin 2023, la variation des actifs et passifs destinés à être cédés s'explique par la cession de la centrale de Cabrela au Portugal le 22 février 2023 (se reporter à la section 3.1 - note 3.3 « actifs et passifs destinés à être cédés »).

(d) 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 »).

Les actifs corporels ont progressé de + 6 % depuis le 31 décembre 2022 du fait de l'augmentation du nombre de centrales en exploitation et en construction (se reporter à la section 3.1 - note 10.3 « immobilisations corporelles » et au paragraphe 2.3.4.1 du présent document). Les investissements réalisés par le Groupe sont détaillés au paragraphe 2.4.4.1 du présent document.

La hausse de la trésorerie du Groupe sur la période (+ 470,9 millions d'euros) résulte essentiellement de l'évolution des disponibilités et équivalents de trésorerie :

• détenus par Neoen S.A. (689,8 millions d'euros, en progression de + 442,9 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2022), principalement sous l'effet :
  • de l'augmentation de capital réalisée le 29 mars 2023 (+ 741,9 millions d'euros nets de frais) ;
  • des dividendes reçus et des remboursements de comptes courants effectués par les sociétés de projets (+ 27,0 millions d'euros) ;
  • du paiement par les sociétés projets de prestations de développement (+ 25,4 millions d'euros) notamment en France et en Australie ;
  • des investissements sous forme d'apports en fonds propres et en comptes courants dans les nouveaux projets et les actifs en construction (– 304,4 millions d'euros), notamment en Australie, en Finlande, au Portugal, en France, en Suède et au Canada ;
  • du financement des activités de développement et des coûts de structure (– 55,2 millions d'euros) ;
• localisés dans les sociétés projets et holdings associées (pour 403,9 millions d'euros, en hausse de + 27,9 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2022), conséquence :
  • pour les actifs en construction, de tirages de dettes seniors et d'apports en fonds propres venant financer la construction des centrales ; et
  • pour les actifs en exploitation et holdings de financement, des flux de trésorerie générés par l'activité, ayant notamment vocation à assurer le remboursement des financements de projets et la rémunération des apports effectués par les actionnaires.

Au 30 juin 2023, la trésorerie des actifs en exploitation comprend 29,9 millions d'euros correspondant à la différence, restant à reverser à EDF OA pour certaines centrales françaises, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur, entre le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat d'achat (se référer à la section 3.1 - note 18.2 des états financiers consolidés).

La hausse des capitaux propres sur la période (+ 772,0 millions d'euros) provient essentiellement :

• de l'augmentation de capital, réalisée en mars 2023, nette des frais d'émission et impôts afférents (+ 744,0 millions d'euros) ;
• du résultat de la période (+ 90,6 millions d'euros) ;
• du paiement d'un dividende d'un montant de 18,9 millions d'euros dont 15,8 millions d'euros en actions et 3,1 millions d'euros en numéraire ;
• de la variation négative des autres éléments du résultat global (– 63,3 millions d'euros), imputable à la variation de juste valeur des swaps de taux d'intérêt qualifiés d'instruments de couverture de flux de trésorerie, dans un contexte de légère baisse des taux d'intérêts forward au premier semestre 2023 (– 11,4 millions d'euros nets d'impôts) et aux écarts de conversion, essentiellement sur les filiales australiennes, dans un contexte de diminution du cours du dollar australien vis-à-vis de l'euro (– 51,9 millions d'euros).

La structure financière du Groupe demeure solide : 88 % de l'endettement financier total du Groupe à fin juin 2023 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.

2.4.1 INDICATEURS SUIVIS PAR LE GROUPE

La durée résiduelle moyenne des financements de projet consentis, au 30 juin 2023 et au 31 décembre 2022, 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	7,8	14,1	11,4
EUR	16,0	17,1	16,7
USD	13,1	N/A	13,1
TOTAL 30.06.2023	11,7	15,8	14,0
TOTAL 31.12.2022	13,4	17,7	15,9

La diminution constatée entre le 31 décembre 2022 et le 30 juin 2023 sur le segment éolien reflète l'entrée en opération de la centrale de Kaban en Australie, dont le financement de projet est de court terme (5 ans, de type mini-perm), mais qui bénéficie d'une couverture de taux à long terme.

L'évolution constatée entre le 31 décembre 2022 et le 30 juin 2023 sur le segment solaire s'explique par la cession de la centrale de Cabrela au Portugal, et l'entrée en opération de la centrale de Western Downs en Australie, dont le financement de projet est de court terme (5 ans, de type mini-perm), mais qui bénéficie d'une couverture de taux à long terme.

Le ratio moyen pondéré du montant de la dette projet levée par rapport aux dépenses d'investissement réalisées pour le développement et la construction des projets, pour l'ensemble des projets consolidés du Groupe en exploitation au 30 juin 2023 et au 31 décembre 2022, se présente comme suit :

Ratio dettes projets / Dépenses d'investissement	Solaire	Eolien	Total
AUD	63%	78%	70%
EUR	87%	70%	75%
USD	64%	N/A	64%
TOTAL 30.06.2023	69%	73%	71%
TOTAL 31.12.2022	70%	73%	72%

La légère diminution constatée entre le 31 décembre 2022 et le 30 juin 2023 sur le segment solaire s'explique principalement par la cession de la centrale de Cabrela et l'entrée en opération de la centrale de Western Downs.

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 71 % au 30 juin 2023.

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	4,5%	4,1%	4,3%
EUR	2,2%	2,7%	2,6%
USD	7,1%	N/A	7,1%
TOTAL 30.06.2023	5,1%	3,3%	4,1%
TOTAL 31.12.2022	5,0%	3,1%	4,0%

L'augmentation constatée entre le 31 décembre 2022 et le 30 juin 2023 s'explique essentiellement par un contexte de remontée des taux d'intérêts courts, ayant affecté la part non couverte des financements de projet des actifs en exploitation, notamment ceux libellés en euros et en dollars américains.

Par ailleurs, au 30 juin 2023, le taux d'intérêt moyen pondéré des différentes dettes du Groupe (dettes projets, dettes mezzanines et dettes corporate) est d'environ 2,6 % en euros, 4,3 % en dollars australiens, et 7,1 % 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 2023, (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 2022, le taux d'intérêt moyen pondéré des différentes dettes du Groupe (dettes projets, dettes mezzanines et dettes corporate) était d'environ 2,6 % en euros, 4,3 % en dollars australiens, et 6,9 % en dollars américains.

Au 30 juin 2023, le taux d'intérêt moyen global pour le Groupe est d'environ 4,0 % contre environ 3,8 % au 31 décembre 2022, en raison notamment du contexte de poursuite de la remontée des taux d'intérêts courts (se référer à la section 3.1 - note 19.1 « risques de taux »). Les conditions d'emprunts et la structure de financement du Groupe sont détaillées en section 3.1 - note 17 « financement et instruments financiers ».

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)	30.06.2023	31.12.2022	Var	Var (en %)
Total dettes financières(a)	3 606,3	3 509,3	+ 97,0	+ 3%
Investisseurs minoritaires et autres(b)	(42,9)	(40,2)	– 2,8	– 7%
Total dettes financières ajustées	3 563,4	3 469,1	+ 94,2	+ 3%
Trésorerie et équivalents de trésorerie(c)	(1 093,7)	(622,8)	– 470,9	– 76%
Dépôts de garantie(d)	(84,1)	(79,0)	– 5,1	– 6%
Instruments financiers dérivés de taux actifs(e)	(276,7)	(302,7)	+ 26,0	+ 9%
Total dette nette(f)	2 108,8	2 464,6	– 355,8	– 14%

(a) Comprend essentiellement les dettes liées au financement des projets, les composantes dettes des OCEANEs vertes et les dettes locatives qui sont incluses dans le calcul de la dette nette, en regard d'un EBITDA ajusté qui n'inclut pas les charges de loyers (application de la norme IFRS 16 « contrats de location »). Les dettes financières sont détaillées en section 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 au 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 2022 s'explique par la diminution de la juste valeur des instruments financiers dérivés de taux, dans un contexte de légère baisse des taux d'intérêts forward sur le premier semestre 2023 (se reporter à la section 3.1 - note 17.2 des comptes consolidés semestriels).
• (f) La dette nette au 30 juin 2023 et au 31 décembre 2022 inclut des disponibilités en attente de reversement à EDF OA, correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat d'achat. Sur le premier semestre 2023, en raison de l'établissement des modalités effectives de remboursements de ces sommes dues, 79,2 millions d'euros ont été reversés à EDF OA. Compte tenu de ces remboursements, et de la différence constatée entre les prix de marché et les tarifs des contrats d'achats au cours du semestre, le solde des sommes à rembourser s'élève à 29,9 millions d'euros au 30 juin 2023 (contre 90,3 millions d'euros au 31 décembre 2022), montant ayant vocation à être reversé au cours du deuxième semestre 2023. Par ailleurs, du fait de la légère baisse des taux d'intérêts forward au premier semestre 2023, la juste-valeur positive des instruments financiers de taux a diminué pour s'établir à 276,7 millions d'euros au 30 juin 2023. En excluant ces deux éléments, à caractère temporaire et volatil, la dette nette se serait établie à 2 415,5 millions d'euros au 30 juin 2023 (– 442,1 millions d'euros, soit – 15 %, par rapport à la clôture de l'exercice 2022).

Analyse des dettes financières par nature

(En millions d'euros)	Non courantes	Courantes	30.06.2023	Non	courantes Courantes	31.12.2022	Var
Financements seniors des projets	2 272,1	503,8	2 775,9	2 331,0	386,7	2 717,6	+ 58,3
Financements juniors des projets	73,6	5,1	78,7	73,9	3,5	77,4	+ 1,3
Dettes locatives	283,0	8,6	291,6	257,5	6,9	264,4	+ 27,2
Financements corporate	415,2	1,7	417,0	407,9	1,8	409,7	+ 7,2
Investisseurs minoritaires et autres	42,6	0,4	42,9	39,9	0,3	40,2	+ 2,8
Instruments financiers dérivés de taux passifs	0,2	-	0,2	-	-	-	+ 0,2
Total dettes financières	3 086,7	519,6	3 606,3	3 110,2	399,1	3 509,3	+ 97,0

Financements seniors des projets (+ 58,3 millions d'euros)

Au cours du premier semestre 2023, des tirages ont été effectués sur des emprunts mis en place dans le cadre du financement des projets du Groupe (+ 208,4 millions d'euros), essentiellement :

• au sein de la zone Australie (+ 113,4 millions d'euros), notamment pour les centrales de Goyder 1A (+ 96,0 millions d'euros), de Capital Battery (+ 10,7 millions d'euros) et de Kaban Wind (+ 6,7 millions d'euros) ;
• au sein de la zone Europe–Afrique (+ 95,5 millions d'euros), notamment au titre d'un financement de projets de type bridge, en France (+ 31,6 millions d'euros), ainsi que pour des centrales éoliennes françaises (+ 34,4 millions d'euros) et des centrales solaires françaises (+ 27,4 millions d'euros).

A cela s'ajoutent :

• les remboursements d'emprunts réalisés (– 95,5 millions d'euros) ;
• l'incidence des effets de change (– 57,5 millions d'euros) ;
• la variation du coût amorti des emprunts (+ 4,0 millions d'euros).

Au 30 juin 2023, des financements de projets seniors ont été reclassés en financements courants pour un montant total de 328,8 millions d'euros, contre 226,6 millions d'euros au 31 décembre 2022, en raison du non-respect de certains covenants de financements de projets (se référer au paragraphe 2.3.4.9 et à la section 3.1 - note 1.3).

Financements juniors des projets (+ 1,3 million d'euros)

Les financements juniors comprennent essentiellement des dettes juniors sur des entités détenant des projets. L'augmentation par rapport au 31 décembre 2022 s'explique principalement par la constatation des intérêts courus sur la période.

Dettes locatives (+ 27,2 millions d'euros)

La hausse par rapport au 31 décembre 2022 est principalement due à l'entrée en vigueur de nouveaux baux ou de réévaluations pour 31,2 millions d'euros, et à des remboursements pour (2,3) millions d'euros.

Financements corporate (+ 7,2 millions d'euros)

Au 30 juin 2023, les financements corporate correspondent essentiellement aux OCEANEs vertes émises en juin 2020 et en septembre 2022. L'augmentation du poste sur la période s'explique principalement par l'amortissement des primes d'émission relatives à ces OCEANEs vertes (+ 6,7 millions d'euros).

Investissements minoritaires et autres (+ 2,8 millions d'euros)

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

Instruments financiers dérivés de taux passifs (+ 0,2 million d'euros)

Au 31 décembre 2022, l'ensemble des instruments financiers dérivés de taux avaient une valorisation positive du fait de la hausse importante des taux d'intérêts forward sur la période dans l'ensemble des zones géographiques où opère le Groupe, et étaient donc présentés dans l'ensemble à l'actif.

Évolution 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 d'électricité et de stockage du Groupe sous forme de dettes seniors (+ 208,4 millions d'euros). Se reporter au paragraphe ci-avant « analyse des dettes financières par nature - financements seniors des projets » du présent document.
• (b) Ils comprennent principalement les remboursements d'emprunts réalisés sur la période au titre des financements seniors au niveau des actifs (– 95,5 millions d'euros). Se reporter au paragraphe ci-avant « analyse des dettes financières par nature - financements seniors des projets » du présent document.
• (c) Ce poste comprend essentiellement l'amortissement des primes d'émission relatives aux OCEANEs vertes (+ 6,7 millions d'euros).

Covenants financiers

En conséquence d'une situation de défaut de deux actifs en Australie, le Groupe a maintenu pour le premier l'accélération dans ses comptes de la dette de financement de projet sans recours afférente, présentée en endettement financier courant (121,4 millions de dollars australiens, soit 73,6 millions d'euros) au 30 juin 2023. Pour le second, le Groupe a procédé dans ses comptes au 30 juin 2023 à l'accélération de la dette de financement de projet, présentée en endettement financier courant (188,7 millions de dollars australiens, soit 114,4 millions d'euros).

Par ailleurs, les parts non courantes des dettes financières afférentes aux centrales d'El Llano et de Metoro continuent d'être présentées en dettes courantes (pour respectivement 120,4 millions de dollars américains, soit 112,6 millions d'euros et 30,1 millions de dollars américains, soit 28,2 millions d'euros) dans les comptes du Groupe au 30 juin 2023.

Les autres sociétés financées par des dettes projets, ainsi que Neoen S.A. dans le cadre de son crédit syndiqué, respectaient en revanche leurs covenants de ratios financiers de Debt Service Coverage Ratio (DSCR) minimum, ou de fonds propres minimum.

Au total, 328,8 millions d'euros de dettes ont ainsi été accélérées dans les comptes du Groupe au 30 juin 2023.

Pour plus de détails sur le non-respect de convenants de certains financements de projets, le lecteur est invité à se référer au paragraphe 2.3.4.9 du présent document.

2.4.3 SITUATION ET FLUX DE TRESORERIE

(En millions d'euros)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Var
Flux net de trésorerie lié aux activités opérationnelles	175,1	168,0	+ 7,1
Flux net de trésorerie lié aux activités d'investissement	(493,7)	(639,3)	+ 145,6
Flux net de trésorerie lié aux activités de financement	791,1	422,2	+ 368,9
Incidence de la variation des taux de change	(1,5)	15,6	– 17,1
Variation de trésorerie	471,0	(33,5)	+ 504,5

2.4.3.1. FLUX NET GENERE PAR L'ACTIVITE OPERATIONNELLE DU GROUPE

(En millions d'euros)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Var
Résultat net de l'ensemble consolidé	90,6	(21,1)	+ 111,7
Élimination de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés(a)	(35,3)	29,7	– 65,0
Autres éliminations(b)	168,9	159,7	+ 9,2
Incidence de la variation du besoin en fonds de roulement(c)	(46,0)	3,1	– 49,1
Impôts décaissés (encaissés)	(3,1)	(3,4)	+ 0,3
Flux net de trésorerie lié aux activités opérationnelles	175,1	168,0	+ 7,1

• (a) Au premier semestre 2023, l'élimination de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés comprend essentiellement l'élimination de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, sans incidence sur la trésorerie du Groupe, qui concerne principalement des centrales en Finlande pour (39,8) millions d'euros, et en Australie pour 6,0 millions d'euros.
• (b) Ce flux comprend essentiellement l'élimination des amortissements et provisions (84,8 millions d'euros au premier semestre 2023 contre 87,2 millions d'euros au premier semestre 2022), des plus et moins-values de cession ((24,1) millions d'euros au premier semestre 2023 contre 1,8 million d'euros au premier semestre 2022), du coût de l'endettement financier (75,5 millions d'euros au premier semestre 2023 contre 63,1 millions d'euros au premier semestre 2022) et de la charge (produit) d'impôt différé et exigible (27,1 millions d'euros au premier semestre 2023 contre 4,1 millions d'euros au premier semestre 2022). Le lecteur est invité à se reporter au tableau des flux de trésoreries consolidés - section 3.1 - paragraphe 3.1.5 du présent document.
• (c) Au premier semestre 2023, la variation du besoin en fonds de roulement (BFR) s'est élevée à – 46,0 millions d'euros, contre + 3,1 millions d'euros au premier semestre 2022. Ce recul (– 49,1 millions d'euros) résulte essentiellement de :
  • la diminution des autres dettes (contribution à la variation de BFR de – 74,7 millions d'euros au premier semestre 2023 contre + 39,9 millions d'euros au premier semestre 2022) correspondant principalement au paiement partiel de la dette constituée auprès d'EDF OA, pour un impact net de – 60,3 millions d'euros au cours du premier semestre 2023 (contre un impact de + 18,1 millions d'euros au cours du premier semestre 2022).
  • la baisse des créances clients (contribution à la variation de BFR de + 13,8 millions d'euros au premier semestre 2023 contre – 14,2 millions d'euros au premier semestre 2022) suite à des encaissements en Finlande et en Australie.
  • la baisse des autres créances (contribution à la variation de BFR de + 12,5 millions d'euros au premier semestre 2023 contre – 11,1 millions d'euros au premier semestre 2022), qui résulte notamment de l'encaissement de créances de TVA en France, en Argentine et en Finlande.

La progression du flux net de trésorerie généré par les activités opérationnelles (+ 7,1 millions d'euros) provient principalement de la hausse de l'EBITDA ajusté, détaillée dans le paragraphe 2.3.5.2 du présent document, hors plus-value de cession liée à l'activité de farm-down (+ 49,9 millions d'euros), hausse partiellement compensée par la variation négative du besoin en fonds de roulement détaillée ci-dessus.

2.4.3.2. FLUX NET PROVENANT DES INVESTISSEMENTS DU GROUPE

(En millions d'euros)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Var
Acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise(a)	(19,4)	(16,6)	– 2,8
Cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée(b)	26,4	11,3	+ 15,1
Acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles(c)	(469,0)	(627,8)	+ 158,8
Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles	2,2	-	+ 2,2
Variation d'actifs financiers(d)	(33,9)	(6,2)	– 27,7
Flux net de trésorerie lié aux activités d'investissement	(493,7)	(639,3)	+ 145,6

(a) Au premier semestre 2023, les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise concernent principalement des actifs en opération en France et un projet en construction en Finlande (se référer au paragraphe 2.3.4.1 « poursuite de la croissance du portefeuille » du présent document). Au premier semestre 2022, ce flux correspondait principalement à des projets en développement en Finlande, au Canada et en Equateur (se reporter au tableau des flux de trésoreries consolidés - section 3.1 - paragraphe 3.1.5 du présent document).

• (b) Au premier semestre 2023, les cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée correspondent à l'opération de farm-down de la centrale solaire de Cabrela au Portugal (se reporter au paragraphe 2.3.4.7 et à la section 3.1 - note 1.3 « événements de la période »). Au premier semestre 2022, le flux correspondait à l'encaissement d'une composante du prix de cession d'une opération de farm-down réalisée au dernier trimestre 2021.
• (c) Ces flux sont détaillés ci-dessous et dans le paragraphe 2.4.4.1 « principaux investissements réalisés » du présent document.
• (d) La variation observée s'explique essentiellement par des avances en comptes courants réalisées auprès de sociétés mises en équivalence en Finlande. Au premier semestre 2023, les acquisitions d'actifs financiers se sont élevées à (38,0) millions d'euros et les cessions à 4,1 millions d'euros. Au premier semestre 2022, les acquisitions s'élevaient à (6,7) millions d'euros et les cessions à 0,5 million d'euros.

Au premier semestre 2023, le recul des dépenses liées aux activités d'investissement (+ 145,6 millions d'euros) par rapport au premier semestre 2022, s'explique principalement par une diminution des acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles (+ 158,8 millions d'euros).

Au premier semestre 2023, 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 469,0 millions d'euros, et concernent principalement les projets Goyder 1A (86,9 millions d'euros), Blyth (63,9 millions d'euros), Goyder 1B (26,0 millions d'euros), Western Downs Storage (22,0 millions d'euros), Capital Battery (11,9 millions d'euros), Neoen Australia (11,9 millions d'euros), Kaban (9,2 millions d'euros), Mount Hopeful (7,3 millions d'euros) et Western Downs (7,1 millions d'euros) en Australie, Rio Maior (16,5 millions d'euros) et Torre Bela (12,8 millions d'euros) au Portugal, Björkliden (17,1 millions d'euros) et Mutkalampi (7,3 millions d'euros) en Finlande, Storbrännkullen (15,7 millions d'euros) en Suède, Fox Coulée (35,5 millions d'euros) au Canada, des projets solaires (47,8 millions d'euros), des projets éoliens (29,8 millions d'euros), des coûts de développement activés (9,9 millions d'euros) et des projets de stockage (0,3 million d'euros) en France.

Au premier semestre 2022, les 627,8 millions d'euros d'acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles nettes des variations de dettes de fournisseurs d'immobilisations concernaient principalement les projets 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 Storbrännkullen (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.

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 2023	er semestre 1 2022	Var
Augmentation de capital de la société mère(a)	742,5	0,5	+ 742,0
Contribution des investisseurs minoritaires aux augmentations (réductions) de capital	(1,2)	(0,5)	– 0,7
Cession (acquisition) nette d'actions propres	(1,7)	(1,3)	– 0,5
Émissions d'emprunts(b)	211,3	581,9	– 370,6
Dividendes payés	(3,1)	(2,1)	– 1,0
Remboursements d'emprunts(b)	(98,4)	(110,0)	+ 11,7
Intérêts financiers versés	(58,2)	(46,2)	– 11,9
Flux net de trésorerie lié aux activités de financement	791,1	422,2	+ 368,9

(a) Au premier semestre 2023, ce flux correspond principalement à l'augmentation de capital réalisée le 29 mars 2023 pour 741,9 millions d'euros après prise en compte des frais d'émission (se reporter au paragraphe 2.3.4.3 du présent document et à la note 1.3 des états financiers consolidés semestriels).

(b) Les émissions d'emprunts et les remboursements réalisés au premier semestre 2023 sont détaillés au paragraphe 2.4.2 du présent document.

La hausse du flux net de trésorerie lié aux activités de financement (+ 368,9 millions d'euros) par rapport au premier semestre 2022, s'explique principalement par l'augmentation de capital réalisée au cours du premier semestre 2023, effet partiellement compensé par une diminution des émissions d'emprunts.

Les investissements du premier semestre 2023 ont été financés par l'émission de nouveaux emprunts au niveau des sociétés de projet, et sur fonds propres, issus notamment de l'augmentation de capital du 29 mars 2023.

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 2022 et 2023 :

(En millions d'euros)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022	Var	Var (en %)
Acquisitions d'immobilisations incorporelles et corporelles(a)	469,0	627,8	– 158,8	– 25%
Dont acquisitions d'immobilisations incorporelles	34,1	23,0	+ 11,1	+ 48%
Dont acquisitions d'immobilisations corporelles	434,9	604,8	– 169,9	– 28%
Investissements financiers(b)	57,3	23,3	+ 34,1	+ 146%
Dont acquisitions d'actifs financiers(c)	38,0	6,7	+ 31,3	x6
Dont acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise(d)	19,4	16,6	+ 2,8	+ 17%

(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 2023 et du premier semestre 2022 se sont élevés, respectivement, à 443,1 millions d'euros et 542,7 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) Au premier semestre 2023, les acquisitions d'actifs financiers concernent principalement des avances en comptes courants réalisés auprès de sociétés mises en équivalence en Finlande. Au premier semestre 2023, les acquisitions d'actifs financiers se sont élevées à (38,0) millions d'euros et les cessions à 4,1 millions d'euros.

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

L'évolution des immobilisations corporelles du Groupe entre le 31 décembre 2022 et le 30 juin 2023 se décompose comme suit (les montants sont exprimés en millions d'euros) :

• (a) Les acquisitions au cours de la période correspondent aux centrales en construction ou en pré-construction dont principalement : Goyder 1A (86,0 millions d'euros), Blyth (63,9 millions d'euros), Goyder 1B (25,1 millions d'euros), Western Downs Storage (22,0 millions d'euros), Capital Battery (12,6 millions d'euros), Kaban (11,7 millions d'euros) et Collie (11,6 millions d'euros).
• (b) Les acquisitions au cours de la période correspondent aux centrales en construction ou en pré-construction dont principalement : des centrales solaires et éoliennes en France (respectivement 46,5 millions d'euros et 27,8 millions d'euros), la centrale solaire de Rio Maior au Portugal (24,5 millions d'euros), la centrale éolienne de Björkliden (17,1 millions d'euros) en Finlande, et la centrale de Storbrännkullen en Suède (15,7 millions d'euros).
• (c) Les acquisitions au cours de la période correspondent principalement à la centrale solaire en construction de Fox Coulée au Canada (28,3 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 2023. Les immobilisations corporelles en cours s'élèvent à 1 366,7 millions d'euros au 30 juin 2023 (se reporter à la section 3.1 - note 10 « goodwill, immobilisations incorporelles et corporelles »).

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.

Neoen est par ailleurs amené, depuis 2021, à procéder de manière régulière mais sélective à la cession totale ou majoritaire de projets de son portefeuille sécurisé (farm-down), dans la limite de 20 % de la croissance annuelle brute de son portefeuille sécurisé. Ces opérations de farm-down permettent de renforcer la capacité financière du Groupe et donc de contribuer au financement de la construction de nouveaux actifs. Neoen prévoit, dans la mesure du possible, de maintenir une détention minoritaire au sein des projets concernés, d'en assurer la gestion administrative et opérationnelle, et de conserver des droits 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 awarded¹¹ (pour un volume total de 959 MW au premier semestre 2023 contre 696 MW au premier semestre 2022) mais dont la construction n'a pas encore été lancée. Le Groupe continue, par ailleurs, de développer ses projets en phase advanced development11 et tender ready¹¹ dont le volume s'est élevé à 16 291 MW au premier semestre 2023 (contre 11 086 MW au premier semestre 2022).

¹¹ 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 2022.

2.5 PRINCIPALES TRANSACTIONS AVEC LES PARTIES LIEES

Les principales transactions avec les parties liées sont détaillées dans la note 21 des états financiers consolidés semestriels.

2.6 EVENEMENTS POSTERIEURS A LA CLOTURE

Le Groupe a reçu, à la fin du mois de juillet 2023, une offre engageante en vue de la cession de la centrale de Metoro, au Mozambique. Cette offre, qui reste soumise à la réalisation de conditions suspensives, dont certaines ne sont pas sous le contrôle direct du Groupe, et à la négociation d'un contrat de cession acceptable pour les deux parties, n'a pas d'incidence significative sur la perte de valeur constituée en 2022 par le Groupe, qui a donc été maintenue inchangée dans les comptes semestriels.

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 2022, déposé auprès de l'Autorité des Marchés Financiers (AMF) le 7 avril 2023.

Les montants relatifs aux risques financiers et de marché, au 30 juin 2023, sont exposés dans la section 3.1 - note 19 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 10 des états financiers consolidés semestriels du présent rapport.

3 ETATS FINANCIERS CONSOLIDES AU 30 JUIN 2023

41

3 ETATS FINANCIERS CONSOLIDES AU 30 JUIN 2023 41

3.1	Comptes consolidés du Groupe au 30 juin 202343
	3.1.1 Compte de résultat consolidé 43
	3.1.2 Etat du résultat global consolidé44
	3.1.3 Etat de la situation financière consolidée45
	3.1.4 Tableau de variation des capitaux propres consolidés47
	3.1.5 Tableau des flux de trésorerie consolidés48
	3.1.6 Notes annexes aux états financiers consolidés 50
3.2	Rapport des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés du Groupe au 30 juin 2023 84

3.1 COMPTES CONSOLIDES DU GROUPE AU 30 JUIN 2023

3.1.1 COMPTE DE RESULTAT CONSOLIDE

(En millions d'euros, excepté les données relatives au résultat par action)	Notes	er semestre 2023 1	er semestre 2022 1
Ventes d'énergies sous contrat		198,9	159,1
Ventes d'énergies sur le marché		68,3	55,9
Autres produits		9,8	9,1
Chiffre d'affaires	5	277,0	224,0
Achats de marchandises et variation de stocks		(6,8)	(5,2)
Charges externes et de personnel	6	(71,7)	(61,3)
Impôts, taxes et versements assimilés		(10,4)	(8,3)
Autres produits et charges opérationnels courants	7	95,4	(6,6)
Quote-part du résultat net des entreprises associées et coentreprises		0,3	0,4
Amortissements opérationnels courants	10.2 et 10.3	(86,5)	(69,8)
Résultat opérationnel courant		197,2	73,3
Autres produits et charges opérationnels non courants	8	(3,7)	(1,8)
Dépréciations d'actifs non courants	8	0,5	(17,3)
Résultat opérationnel		194,1	54,2
Coût de l'endettement financier		(75,5)	(63,1)
Autres produits et charges financiers		(0,8)	(8,0)
Résultat financier	17.1	(76,3)	(71,1)
Résultat avant impôts		117,8	(16,9)
Impôts sur les résultats	9	(27,1)	(4,1)
Résultat net des activités poursuivies		90,6	(21,1)
Résultat net de l'ensemble consolidé		90,6	(21,1)
Résultat net - part du groupe		92,2	(21,0)
Résultat net - participations ne donnant pas le contrôle		(1,6)	(0,1)
Résultat de base par action (en euros) (1)		0,65	(0,18)
Résultat dilué par action (en euros) (1)		0,60	(0,16)

1) Le calcul du résultat de base et résultat dilué par action du premier semestre 2022 a été ajusté de manière rétrospective, en raison de l'augmentation de capital du 29 mars 2023, conformément à la norme IAS 33 « résultat par action ».

3.1.2 ETAT DU RESULTAT GLOBAL CONSOLIDE

En millions d'euros	Notes	er semestre 2023 1	er semestre 2022 1
Résultat net de l'ensemble consolidé		90,6	(21,1)
Différences de conversion (1)		(51,9)	57,8
Couverture de flux de trésorerie (instruments financiers dérivés de taux)	17.3	(16,3)	225,5
Impôts différés liés aux couvertures de flux de trésorerie		4,8	(63,4)
Eléments recyclables par résultat		(63,3)	220,0
Résultat global de l'ensemble consolidé		27,3	198,9
Dont résultat global - part du groupe		30,1	191,5

Dont résultat global des participations ne donnant pas le contrôle (2,8) 7,4

1) Au premier semestre 2023, les différences de conversion s'expliquent essentiellement par l'évolution défavorable du dollar australien vis-à-vis de l'euro à hauteur de (50,9) millions d'euros. Au premier semestre 2022, les différences de conversion s'expliquaient essentiellement par l'évolution favorable du taux de change du dollar américain et du dollar australien vis-à-vis de l'euro, à hauteur respectivement de 34,3 millions d'euros et de 23,4 millions d'euros.

3.1.3 ETAT DE LA SITUATION FINANCIERE CONSOLIDEE

En millions d'euros	Notes	30.06.2023	31.12.2022
Goodwill	10.1	0,7	0,7
Immobilisations incorporelles	10.2	317,4	290,5
Immobilisations corporelles	10.3	4 831,1	4 566,9
Participations dans les entreprises associées et coentreprises	12	24,6	24,4
Instruments financiers dérivés non courants	17.3	292,7	312,9
Autres actifs financiers non courants	13	125,5	99,9
Autres actifs non courants (1)		9,8	10,7
Impôts différés actifs		45,0	56,8
Total des actifs non courants		5 646,8	5 362,9
Stocks		5,2	10,6
Clients et comptes rattachés		91,3	106,6
Autres actifs courants (2)		108,2	108,0
Instruments financiers dérivés courants	17.3	41,4	35,9
Trésorerie et équivalents de trésorerie	14	1 093,7	622,8
Total des actifs courants		1 339,8	883,9
Actifs destinés à être cédés	3.3	-	26,8

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

Total de l'actif 6 986,7 6 273,5

ces obligations contractuelles sont comptabilisés en autres passifs non courants et courants. 2) Les autres actifs courants se composent principalement de crédits de TVA en attente de récupération et d'acomptes versés à des fournisseurs dans le cadre de la construction de centrales de production d'électricité.

En millions d'euros	Notes	30.06.2023	31.12.2022
Capital		304,1	229,3
Primes		1 933,0	1 247,4
Réserves		344,1	375,1
Actions propres		(3,2)	(3,2)
Résultat de l'exercice part du groupe		92,2	45,2
Capitaux propres part du groupe	15	2 670,2	1 893,7
Participations ne donnant pas le contrôle	15	16,0	20,5
Capitaux propres	15	2 686,2	1 914,3
Provisions non courantes	16	118,4	115,3
Financements des projets non courants	17.2	2 671,3	2 702,3
Financements corporate non courants	17.2	415,2	407,9
Instruments financiers dérivés non courants	17.3	9,9	32,2
Autres passifs non courants		3,2	17,9
Impôts différés passifs		193,9	194,0
Total des passifs non courants		3 411,9	3 469,8
Provisions courantes	16	0,9	1,0
Financements des projets courants	17.2	517,9	397,3
Financements corporate courants	17.2	1,7	1,8
Instruments financiers dérivés courants	17.3	14,6	12,6
Fournisseurs et comptes rattachés		212,6	242,4
Autres passifs courants	18	140,7	206,2
Total des passifs courants		888,5	861,2
Passifs destinés à être cédés	3.3	-	28,2
Total du passif		6 986,7	6 273,5

3.1.4 TABLEAU DE VARIATION DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDES

En millions d'euros	Nombre d'actions	Capital	Primes	Réserves et résultat	Actions propres	Capitaux propres - part du groupe	Participations ne donnant pas le contrôle	Total des capitaux propres
Capitaux propres au 31 décembre 2021	107 056 685	214,1	1 053,4	100,3	(3,1)	1 364,7	9,2	1 373,9
Résultat net de la période		-	-	(21,0)	-	(21,0)	(0,1)	(21,1)
Autres éléments du résultat global		-	-	212,5	-	212,5	7,5	220,0
Résultat global de la période	-	-	-	191,5	-	191,5	7,4	198,9
Augmentation(s) et réduction(s) de capital	302 151	0,6	8,5	0,0	-	9,1	(0,5)	8,6
Distribution(s) de dividendes		-	-	(10,7)	-	(10,7)	-	(10,7)
Paiements en actions		-	-	4,1	-	4,1	-	4,1
Transactions avec les détenteurs d'intérêts ne donnant pas le contrôle		0,0	-	(1,4)	-	(1,4)	1,4	0,0
Variation des actions propres		-	-	(0,7)	(0,6)	(1,3)	-	(1,3)
Variations de périmètre et autres variations		0,0	(0,0)	(0,1)	-	(0,1)	0,0	(0,1)
Capitaux propres au 30 juin 2022	107 358 836	214,7	1 061,9	283,0	(3,7)	1 556,0	17,5	1 573,5
Résultat net de la période		-	-	66,2	-	66,2	0,6	66,7
Autres éléments du résultat global		-	-	39,7	-	39,7	3,5	43,2
Résultat global de la période	-	-	-	105,8	-	105,8	4,1	109,9
Augmentation et réduction de capital	7 310 662	14,7	185,4	(0,4)	-	199,7	(1,0)	198,7
Distribution(s) de dividendes		-	-	(0,0)	-	(0,0)	-	(0,0)
Paiements en actions		-	-	3,8	-	3,8	-	3,8
Transactions avec les détenteurs d'intérêts ne donnant pas le contrôle		0,0	-	0,1	-	0,1	(0,1)	0,0
Variation des actions propres		-	-	2,6	0,4	3,0	-	3,0
Variations de périmètre et autres variations		(0,0)	-	29,1	-	29,1	(0,0)	29,1
Capitaux propres au 31 décembre 2022	114 669 498	229,3	1 247,4	420,3	(3,2)	1 893,7	20,5	1 914,3
Résultat net de la période		-	-	92,2	-	92,2	(1,6)	90,6
Autres éléments du résultat global		-	-	(62,1)	-	(62,1)	(1,2)	(63,3)
Résultat global de la période	-	-	-	30,1	-	30,1	(2,8)	27,3
Augmentation et réduction de capital (1)	37 403 967	74,8	685,7	(0,0)	-	760,4	(1,2)	759,2
Distribution(s) de dividendes (2)		-	-	(18,9)	-	(18,9)	0,0	(18,9)
Paiements en actions		-	-	5,0	-	5,0	-	5,0
Transactions avec les détenteurs d'intérêts ne donnant pas le contrôle (3)		-	-	1,6	-	1,6	(0,5)	1,1
Variation des actions propres (4)		-	-	(1,7)	0,0	(1,7)	-	(1,7)
Variations de périmètre et autres variations		0,0	-	(0,0)	-	0,0	0,0	0,0
Capitaux propres au 30 juin 2023	152 073 465	304,1	1 933,0	436,3	(3,2)	2 670,2	16,0	2 686,2

1) Se référer à la note 15.

2) Compte tenu de l'option pour le paiement du dividende en actions, la distribution de dividende décidée par l'assemblée générale du 10 mai 2023 a entraîné la création de 641 364 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,42 % du capital) soit 15,8 millions d'euros de dividende en action, et le versement de 3,1 millions d'euros de dividende en numéraire.

3) Au cours du premier semestre 2023, les transactions avec les détenteurs d'intérêts ne donnant pas le contrôle correspondent à la réévaluation d'un engagement d'achat, ainsi qu'à la cession d'une part minoritaire de titres de participation dans une entité toujours contrôlée par le Groupe.

4) La variation des actions propres correspond aux achats d'actions de Neoen S.A. en vue de leurs attributions dans le cadre de plans d'actions gratuites, ainsi qu'aux achats et ventes effectués dans le cadre d'un contrat de liquidité.

3.1.5 TABLEAU DES FLUX DE TRESORERIE CONSOLIDES

En millions d'euros	Notes	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022
Résultat net de l'ensemble consolidé		90,6	(21,1)
Éliminations :
de la quote-part de résultat dans les entreprises associées	12	(0,3)	(0,4)
des amortissements et provisions	8, 10 et 16	84,8	87,2
de la variation de juste valeur des instruments financiers dérivés	7	(35,3)	29,7
des plus ou moins-values de cession (1)	7 et 8	(24,1)	1,8
des charges et produits calculés liés aux paiements en actions	6.2	2,2	2,2
des autres produits et charges sans incidence de trésorerie (2)		3,7	1,6
de la charge (produit) d'impôt	9	27,1	4,1
du coût de l'endettement financier	17.1	75,5	63,1
Incidence de la variation du besoin en fonds de roulement (3)		(46,0)	3,1
Impôts décaissés (encaissés)		(3,1)	(3,4)
Flux net de trésorerie lié aux activités opérationnelles		175,1	168,0
Acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise (4)		(19,4)	(16,6)
Cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée (5)		26,4	11,3
Acquisitions d'immobilisations corporelles et incorporelles (6)		(469,0)	(627,8)
Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles		2,2	0,0
Variation d'actifs financiers (7)		(33,9)	(6,2)
Flux net de trésorerie lié aux activités d'investissement		(493,7)	(639,3)
Augmentation de capital de la société mère (8)	15	742,5	0,5
Contribution des investisseurs minoritaires aux augmentations (réductions) de capital	01.4	(1,2)	(0,5)
Cession (acquisition) nette d'actions propres	01.4	(1,7)	(1,3)
Emissions d'emprunts	17.2	211,3	581,9
Dividendes payés (9)		(3,1)	(2,1)
Remboursements d'emprunts	17.2	(98,4)	(110,0)
Intérêts financiers versés		(58,2)	(46,2)
Flux net de trésorerie lié aux activités de financement		791,1	422,2
Incidence de la variation des taux de change		(1,5)	15,6
Variation de trésorerie		471,0	(33,5)
	14	622,7	592,5
Trésorerie à l'ouverture	14	1 093,7	559,0
Trésorerie à la clôture
Variation de la trésorerie nette		471,0	(33,5)

¹⁾ Au premier semestre 2023, les plus ou moins-values de cessions correspondent principalement aux produits nets issus de l'opération de farm-down de la centrale de Cabrela au Portugal pour 27,3 millions d'euros et aux mises au rebut des coûts de développement immobilisés pour (2,2) millions d'euros contre (1,8) millions d'euros au premier semestre 2022.

²⁾ Au premier semestre 2023, les autres produits et charges sans incidence de trésorerie comprennent essentiellement des charges de désactualisation.

³⁾ Au premier semestre 2023, la variation du besoin en fonds de roulement s'explique essentiellement par le paiement partiel de la dette constituée auprès d'EDF OA (se référer à la note 18.2), pour un impact net de (60,3) millions d'euros, effet partiellement, compensé par (ii) des encaissements de créances clients en Finlande et en Australie pour + 13,8 millions d'euros, (iii) et par des remboursements de créances de TVA pour + 11,8 millions d'euros en France, en Argentine et en Finlande.

⁴⁾ Au premier semestre 2023, les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise concernent des centrales éoliennes en France (se référer à la note 3.2), et le règlement d'un complément de prix au titre d'un projet en construction en Finlande. Au premier semestre 2022, les acquisitions de filiales nettes de la trésorerie acquise concernaient principalement des projets en développement en Finlande, au Canada, et en Equateur.

• 5) Au premier semestre 2023, les cessions de filiales nettes de la trésorerie cédée correspondent à l'opération de farm-down de la centrale de Cabrela au Portugal pour 26,3 millions d'euros (se référer à la note 3.2). Au premier semestre 2022, les 11,3 millions d'euros correspondaient à l'encaissement d'une composante du prix de cession d'une opération de farm-down conclue en 2021.
• 6) Les acquisitions de la période portent sur des investissements en immobilisations incorporelles pour (33,6) millions d'euros (se référer à la note 10.2) et corporelles pour (410,0) millions d'euros (se référer à la note 10.3) et intègrent la variation des dettes sur fournisseurs d'immobilisations pour (22,0) millions d'euros.
• 7) Au premier semestre 2023, la variation des actifs financiers correspond principalement à des avances en compte courant auprès de sociétés mises en équivalence. Au premier semestre 2022, la variation des actifs financiers correspondait à la constitution de dépôts de garantie liés à la construction et au financement d'actifs de production.
• 8) Ce montant correspond principalement à l'augmentation de capital réalisée le 29 mars 2023 pour 741,9 millions d'euros après prise en compte des frais d'émission (se référer à la note 1.3).
• 9) Au premier semestre 2023, Neoen S.A. a procédé au paiement de (3,1) millions d'euros de dividende en numéraire, contre (2,1) millions d'euros sur le premier semestre 2022 (se référer à la note 1.3).

3.1.6 NOTES ANNEXES AUX ETATS FINANCIERS CONSOLIDES

NOTE 1.	Informations générales et référentiel comptable	51
NOTE 2.	Saisonnalité	55
NOTE 3.	Composition du Groupe	55
NOTE 4.	Information sectorielle	56
NOTE 5.	Chiffre d'affaires	60
NOTE 6.	Charges externes et de personnel	60
NOTE 7.	Autres produits et charges opérationnels courants	63
NOTE 8.	Eléments non courants de l'activité opérationnelle	63
NOTE 9.	Impôts	64
	NOTE 10. Goodwill, immobilisations incorporelles et corporelles	65
	NOTE 11. Dépréciation des goodwills et des immobilisations	66
	NOTE 12. Participations dans les entreprises associées et coentreprises	67
	NOTE 13. Autres actifs financiers non courants	67
	NOTE 14. Trésorerie et équivalents de trésorerie	68
	NOTE 15. Capitaux propres et détail des instruments dilutifs	69
	NOTE 16. Provisions	71
	NOTE 17. Financement et instruments financiers	72
	NOTE 18. Autres passifs courants	78
	NOTE 19. Gestion des risques	79
	NOTE 20. Engagements hors bilan	82
	NOTE 21. Transactions avec les parties liées	83
	NOTE 22. Evènements postérieurs à la clôture	83

NOTE 1. INFORMATIONS GENERALES ET REFERENTIEL COMPTABLE

NOTE 1.1. INFORMATIONS GENERALES

Neoen est une société anonyme enregistrée et domiciliée en France, et cotée sur le marché Euronext, compartiment A. Son siège social est situé au 22 rue Bayard, 75008 Paris depuis le 21 février 2022. Les états financiers consolidés de la société Neoen comprennent la Société et ses filiales dont elle détient le contrôle, ainsi que les intérêts dans les entreprises associées et coentreprises (l'ensemble désigné comme « le Groupe »).

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

Avec plus de 7,0 GW de projets en opération et construction (dont 300 MW sous gestion) et près de 1,0 GW de projets awarded au 30 juin 2023 (soit près de 8,0 GW de projets sécurisés – portefeuille secured), Neoen est le premier producteur indépendant français d'énergies exclusivement renouvelables.

Le Groupe dispose par ailleurs d'un pipeline de projets en développement avancé de 16,3 GW (advanced pipeline) et de plus de 10,0 GW de projets au stade early stage.

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

NOTE 1.2. DECLARATION DE CONFORMITE ET REFERENTIEL COMPTABLE

Déclaration de conformité

Les états financiers intermédiaires du Groupe au 30 juin 2023 ont été préparés conformément aux normes IFRS (International Financial Reporting Standards) telles que publiées par l'IASB (International Accounting Standards Board) et adoptées par l'Union Européenne à cette date et plus précisément selon la norme IAS 34 relative à l'information financière intermédiaire.

L'ensemble des textes adoptés par l'Union européenne est disponible sur le site internet de la Commission européenne.

Evolution du référentiel comptable

Pour l'établissement de ses états financiers intermédiaires au 30 juin 2023, le Groupe a appliqué les mêmes normes, interprétations et méthodes comptables que dans ses états financiers de l'exercice clos au 31 décembre 2022, à l'exception des textes entrés en vigueur depuis le 1er janvier 2023, mentionnés aux paragraphes ci-après.

Nouveaux textes d'application obligatoire au 1er janvier 2023

• Amendements d'IAS 8 Définition des estimations comptables
• Amendements d'IAS 1 et du Practice Statement 2 Informations à fournir relatives aux politiques comptables communiquées en annexe
• Amendements d'IAS 12 Impôt différé relatifs à des actifs et des passifs issus d'une transaction unique
• Amendement d'IAS 12 Impôts minimum mondial, pilier II

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

Nouveaux textes d'application non obligatoire au 1er janvier 2023

• Amendements d'IAS 1 Classement des passifs en tant que passifs courants ou non courants, d'application obligatoire au 1 er janvier 2024
• Amendements d'IFRS 16 Passifs de location relatif à une cession bail, d'application obligatoire au 1er janvier 2024
• Publication des deux premières normes IFRS d'information sur la durabilité, d'application obligatoire à partir du 1er janvier 2024

Ces nouveaux textes n'ont pas été appliqués par anticipation par le Groupe ou ne sont pas applicables.

NOTE 1.3. EVENEMENTS DE LA PERIODE

Plan d'attribution d'actions gratuites

Le 28 février 2023, le Conseil d'administration a décidé d'attribuer gratuitement 221 766 actions de Neoen S.A. à certains salariés du Groupe. L'attribution des actions ne sera définitive qu'au terme d'une période d'acquisition d'une durée de 3 ans, à condition que les bénéficiaires soient toujours présents au sein du Groupe et que les conditions de performance fixées par le Conseil d'administration dans le règlement du plan, et portant notamment sur l'atteinte d'objectifs financiers et de développement, soient remplies.

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 2023.

Neoen lève avec succès 750,4 millions d'euros via une augmentation de capital

Le 29 mars 2023, Neoen a réalisé avec succès une augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription, lancée le 7 mars 2023, dont la période de souscription s'est étalée du 10 au 22 mars 2023 inclus. Le montant brut de l'augmentation de capital (prime d'émission incluse) s'est élevé à 750,4 millions d'euros et s'est traduit par l'émission de 36 694 552 actions nouvelles d'une valeur nominale de 2 euros à un prix de souscription de 20,45 euros par action nouvelle.

Le produit de l'augmentation de capital permettra à Neoen de financer son plan de développement visant à dépasser 10 GW de capacité en opération ou en construction fin 2025 mais aussi d'étendre ses capacités de stockage, notamment par l'investissement dans des batteries dotées d'une plus grande durée d'autonomie par MW installé.

Cette opération s'est traduite par un impact de 744,0 millions d'euros net de frais d'émission et net d'impôts sur les capitaux propres du Groupe.

Paiement du dividende au titre de l'exercice 2022

Lors de l'Assemblée Générale du 10 mai 2023, les actionnaires ont approuvé la mise en distribution d'un dividende de 0,125 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 19 mai 2023 au 2 juin 2023 inclus), près de 83 % des droits ont été exercés en faveur du paiement du dividende en actions.

Cette opération a entraîné la création de 641 364 actions ordinaires nouvelles (représentant après augmentation de capital environ 0,42 % du capital), et le versement de 3,1 millions d'euros de dividende en numéraire.

Augmentation de capital réservée aux salariés

Le 12 mai 2023, 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 144 actions nouvelles au prix préférentiel de souscription de 19,51 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 5 avril 2023, 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 1,3 million d'euros en capitaux propres et de (0,4) million d'euros en charges de personnel sur le premier semestre 2023.

Acquisition d'un ensemble de parcs éoliens en France

Le 1er janvier 2023, le Groupe a acquis 100 % des trois centrales éoliennes de Plouguin, d'une puissance cumulée de 14 MW, pour un montant (payé en numéraire) de 15,3 millions d'euros (incluant les frais d'acquisition). En application de la norme IFRS 3 révisée « regroupements d'entreprises », le Groupe a qualifié cette opération d'acquisition d'actifs. L'évaluation des actifs et passifs acquis a conduit à comptabiliser des écarts d'évaluation sur actifs corporels pour un montant total de 13,5 millions d'euros.

Cession de la centrale solaire de Cabrela au Portugal

Le 22 février 2023, le Groupe a formellement conclu la cession à Cubico de 100 % de ses parts dans la centrale solaire de Cabrela au Portugal, d'une puissance de 13,2 MWc. La transaction, qui s'inscrit dans la politique de farm-down du Groupe, a été réalisée sur la base d'une valeur d'entreprise de 50,7 millions d'euros pour un produit net de cession de 27,3 millions d'euros, comptabilisé en autres produits opérationnels courants (se reporter à la note 7).

Situation de la centrale solaire de Metoro au Mozambique

A la suite d'une détérioration soudaine et importante à la fin du premier semestre 2022, du contexte sécuritaire à proximité du site de la centrale solaire en construction de Metoro au Mozambique, l'ensemble des équipes mobilisées localement avaient été évacuées, les forces armées mozambicaines avaient été déployées autour du site pour en assurer la protection, et les travaux de construction avaient été arrêtés pour une durée indéterminée.

Compte tenu du très fort degré d'incertitude entourant l'avenir du projet le Groupe avait ainsi enregistré dans ses comptes au 30 juin 2022 une perte de valeur de (13,8) millions d'euros (se référer à la note 8 « éléments non courants de l'activité opérationnelle »), portée à (19,9) millions d'euros au 31 décembre 2022.

Depuis cette date, la situation sécuritaire ne s'est pas améliorée de manière notable, rendant hypothétique toute perspective de relance du chantier. La perte de valeur enregistrée en 2022 a ainsi été conservée dans les comptes au 30 juin 2023.

Non-respect de covenants de certains financements de projets

Au 30 juin 2023, deux actifs du Groupe en Australie sont en défaut au titre du covenant tenant à leur ratio minimum de couverture du service de la dette, suite notamment à une performance opérationnelle et à des niveaux de prix de marché spots inférieurs aux anticipations, phénomènes considérés comme temporaires par le Groupe.

Pour le premier projet, comme cela était déjà le cas au 31 décembre 2022, le Groupe est toujours en cours de négociation en vue d'une résolution de ce cas de défaut avec les établissements prêteurs, qui ont continué, au cours du premier semestre 2023, à assurer le financement de cet actif. Bien que le ratio de couverture de ce projet soit désormais au-dessus du niveau minimum, les banques n'ont pas accordé de « waiver » au titre des défauts antérieurs, maintenant l'actif techniquement toujours en défaut. Quant au second projet, le Groupe entend engager prochainement des négociations avec les prêteurs pour remédier au défaut.

En conséquence, le Groupe a maintenu pour le premier l'accélération dans ses comptes de la dette de financement de projet sans recours afférente, présentée en endettement financier courant, pour un montant de 121,4 millions de dollars australiens (soit 73,6 millions d'euros) au 30 juin 2023. Pour le second, le Groupe a procédé dans ses comptes au 30 juin 2023 à l'accélération de la dette de financement de projet, présentée en endettement financier courant, pour un montant de 188,7 millions de dollars australiens (soit 114,4 millions d'euros).

Par ailleurs, outre l'absence persistant d'accord en vue de la prononciation de la réception technique provisoire de la centrale mexicaine d'El Llano (PA – Provisional Acceptance), entraînant le maintien de certaines non-conformités documentaires au sens des contrats de financement, les difficultés opérationnelles rencontrées par celle-ci, au cours de l'année 2022 et du premier semestre 2023, ont entraîné la poursuite d'une situation de non-respect du ratio minimum du service de la dette de financement de projet sans recours. La part non courante de la dette financière afférente continue ainsi à être présentée en dettes courantes pour 120,4 millions de dollars américains (soit 112,6 millions d'euros) dans les comptes du Groupe au 30 juin 2023. Le Groupe travaille activement à la résolution des difficultés opérationnelles avec le contractant EPC, préalable à la prononciation de la réception technique provisoire et à la sortie de la situation de défaut financier actuelle. Les établissements prêteurs continuent par ailleurs à apporter leur soutien au projet. A ce titre, la société avait ainsi obtenu un waiver en date du 1er février 2023.

Enfin, la situation de la centrale de Metoro constitue un cas de défaut technique au sens de la documentation de financement. La dette financière afférente à cette centrale est ainsi présentée en dettes courantes pour 30,1 millions de dollars américains (soit 28,2 millions d'euros) dans les comptes du Groupe au 30 juin 2023.

Les autres sociétés financées par des dettes projets, ainsi que Neoen S.A., dans le cadre de son crédit syndiqué, respectaient en revanche leurs covenants de ratios financiers de Debt Service Coverage Ratio (DSCR) minimum, ou de fonds propres minimum.

Au total, 328,8 millions d'euros de dettes ont ainsi été accélérées dans les comptes du Groupe au 30 juin 2023.

Conflit russo-ukrainien

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

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

NOTE 1.4. ESTIMATIONS ET JUGEMENTS

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

Les principaux sujets impactant de façon significative les états financiers et dépendant d'estimations et de jugements, au 30 juin 2023, sont les suivants :

• la détermination de la valeur recouvrable des goodwills, des immobilisations incorporelles et corporelles (notes 10.1 « goodwills », 10.2 « immobilisations incorporelles » et 10.3 « immobilisations corporelles ») ;
• la durée d'amortissement des actifs de production (note 10.3 « 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 9 « 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 9 « 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 10.3 « immobilisations corporelles ») ;
• l'activation des frais de développement (note 10.2 « 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 ») ;
• la détermination de la juste valeur des actions gratuites et des stock-options (note 6.2 « charges de personnel »).

NOTE 1.5. PRISE EN COMPTE DES ENJEUX CLIMATIQUES DES L'ETABLISSEMENT DES ETATS FINANCIERS DU GROUPE

Neoen considère la prise en compte croissante des enjeux climatiques comme une opportunité, puisqu'elle favorise l'émergence de politiques nationales et internationales en faveur des énergies renouvelables. En effet, les activités de Neoen contribuent activement à la réduction des émissions de gaz à effet de serre, ce qui est souvent un objectif politique prioritaire annoncé par les gouvernements et les institutions internationales. Le développement, la construction, la détention et l'exploitation de parcs solaires, éoliens et de centrales de stockage, à travers le monde, permettent ainsi de contribuer à l'accélération du rythme de la transition énergétique. Neoen porte en conséquence une attention prioritaire, dans sa stratégie comme dans ses décisions financières, aux enjeux climatiques locaux et globaux.

Neoen a ainsi identifié, dans son processus de clôture des comptes, les principaux risques associés à ces enjeux climatiques, afin d'évaluer leurs impacts potentiels sur les états financiers, en procédant notamment à :

• la revue de la durée d'utilité de certains actifs, qui pourraient être particulièrement exposés aux enjeux climatiques ;
• l'intégration dans les tests de dépréciation des actifs des impacts attendus sur les flux futurs, au regard notamment des exigences d'entretien et de maintenance ainsi que de couverture assurantielle ;
• l'évaluation des risques afin de déterminer le montant des provisions pour risques qui s'avèreraient nécessaires.

Les principaux risques identifiés résultent à la fois de la possible matérialisation d'un risque physique et d'un risque de transition lié à l'évolution des réglementations. Le risque physique porte sur la survenance d'évènements climatiques extrêmes, dont l'intensité est susceptible d'augmenter, et qui pourraient avoir une incidence défavorable sur les installations et les activités du Groupe.

A ce titre, bien que le risque associé à la survenance d'évènements climatiques extrêmes soit d'un niveau modéré, le Groupe n'a pas observé d'incidence matérielle dans ses états financiers intermédiaires au 30 juin 2023, ayant pu bénéficier :

• de la diversification géographique et technologique de son portefeuille de projets, étant précisé que les projets construits ont tous bénéficié, pendant leur phase de développement, d'une analyse de risques climatiques qui a écarté les sites les plus exposés ;
• de la construction des actifs selon des normes (sismiques, vent, inondation, etc.) robustes ;
• du suivi en temps réel des conditions climatiques dans les zones dans lesquelles opèrent les actifs du Groupe, permettant d'effectuer des prévisions de production d'électricité à partir d'études statistiques fondées sur l'historique des conditions météorologiques locales ;

– de la couverture assurantielle de ses actifs, au sein de laquelle les questions météorologiques occupent une place fondamentale. Celle-ci comprend aussi bien la couverture des actifs physiques (dommages aux biens) que celle des revenus escomptés des actifs (pertes d'exploitation) ou de la dette et des coûts opérationnels fixes, selon les cas, ainsi que des frais supplémentaires d'opération et maintenance pendant la réparation d'un sinistre. Cette couverture adaptée permet de protéger autant que possible le Groupe et ses actifs contre l'incertitude liée aux événements météorologiques extrêmes.

Neoen est également exposé aux enjeux règlementaires de son secteur (nature et ampleur des dispositifs de soutien aux énergies renouvelables visant à accélérer la transition énergétique, contraintes en matière d'utilisation de matériels et matériaux bas carbone, ou encore obligations spécifiques de recyclages et de démantèlement). Le Groupe a exercé son jugement pour l'appréciation de l'impact de ces risques réglementaires sur les états financiers intermédiaires. Les évolutions réglementaires connues ou prévisibles à court terme et notamment la poursuite des dispositifs de Price Cap mis en œuvre par les différents pays Européens, visant à limiter la capacité des producteurs d'énergie renouvelables à bénéficier, pour la partie non contractée de leur production, de prix de marché de l'électricité élevés, sont intégrées dans les flux de trésorerie prévisionnels. Les évolutions règlementaires connues ou prévisibles à moyen terme sont quant à elles appréhendées au travers de tests de sensibilité. Compte tenu de l'impératif de poursuite de la décarbonation de la production électrique dans les différents pays où opère le Groupe, celui-ci considère que les évolutions réglementaires ne devraient pas avoir d'impact significatif sur la durée de vie de ses actifs.

La prise en compte des enjeux liés au changement climatique n'a ainsi pas eu d'impact matériel sur les jugements exercés et les principales estimations nécessaires à l'établissement des états financiers intermédiaires.

NOTE 2. SAISONNALITE

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 3. COMPOSITION DU GROUPE

NOTE 3.1. FILIALES ET ENTITES MISES EN EQUIVALENCE

Au 30 juin 2023, le Groupe est composé de 393 sociétés consolidées (« méthode de l'intégration globale ») et de 4 sociétés comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.

Pour rappel, au 31 décembre 2022, le Groupe était composé de 362 sociétés consolidées (« méthode de l'intégration globale ») et de 5 sociétés comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence.

NOTE 3.2. EVOLUTION DU PERIMETRE

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

Par ailleurs, le Groupe procède de manière régulière mais sélective, à la cession totale ou d'une quote-part majoritaire de participations dans des entités détenant des projets ou actifs de son portefeuille sécurisé (farm-down).

Opération de farm-down – cession de titres de participations

Le 22 février 2023, le Groupe a cédé 100 % de ses parts dans la centrale solaire de Cabrela au Portugal, d'une puissance de 13,2 MWc. Cette opération a généré un produit net de 27,3 millions d'euros, comptabilisé en autres produits et charges opérationnels courants (se reporter à la note 7).

Acquisitions de trois parcs éoliens en France

Le 1er janvier 2023, le Groupe a acquis 100 % des trois centrales éoliennes à Plouguin en Bretagne, d'une puissance cumulée de 14 MW, pour un montant (payé en numéraire) de 14,9 millions d'euros, auxquels s'ajoutent 0,4 million d'euros de frais d'acquisition.

Le Groupe a qualifié cette opération d'acquisition d'actifs plutôt que de regroupements d'entreprises au sens d'IFRS 3R « regroupements d'entreprises ».

L'évaluation des actifs et passifs acquis a conduit à comptabiliser des écarts d'évaluation sur actifs corporels pour un montant total de 13,5 millions d'euros au cours du premier semestre.

Autres cessions et liquidations

L'entité BRNG Neoen (Irlande), détenue à 50 % et consolidée selon la méthode de la mise en équivalence, a été liquidée au cours du premier semestre 2023. Cette opération n'a pas eu d'impact significatif sur les états financiers du Groupe.

NOTE 3.3. ACTIFS ET PASSIFS DESTINES A ETRE CEDES

Au 31 décembre 2022, les actifs et passifs destinés à être cédés présentés dans l'état de la situation financière consolidée correspondaient uniquement à ceux de la centrale solaire de Cabrela au Portugal, dont le Groupe a finalisé la cession le 22 février 2023, dans le cadre de l'activité de farm-down (se référer à la note 3.2).

Les principales catégories d'actifs et de passifs, classés en actifs et passifs destinés à la vente étaient les suivantes :

En millions d'euros	31.12.2022
Actifs non courants	22,3
Actifs courants	0,6
Trésorerie et équivalents de trésorerie	3,9
Actifs destinés à être cédés	26,8
Passifs non courants	25,7
Passifs courants	2,5
Passifs destinés à être cédés	28,2

NOTE 4. 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 les membres du Comité de direction et du Conseil d'Administration, principaux décideurs opérationnels du Groupe.

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

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

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

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

EBITDA ajusté

L'EBITDA ajusté est utilisé dans l'évaluation de la performance car le Comité de direction et le Conseil d'administration jugent que cette information est la plus pertinente pour comprendre les résultats de chaque secteur par rapport à celle d'autres entités intervenant dans ces activités.

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

• des dotations aux amortissements opérationnels courants ;
• de la charge de personnel résultant de l'application de la norme IFRS 2 « paiement fondé sur des actions » ;
• et des variations de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie (se référer à la note 17.3) enregistrées en autres produits et charges opérationnels courants.

Le Groupe a en effet été amené à signer progressivement des contrats d'achat d'électricité de moyen et long terme avec des contreparties commerciales, dits « Corporate Power Purchase Agreements » (« CPPA »). Parmi ceux-ci, certains prévoient un règlement financier entre les parties et sont des instruments financiers dérivés au sens de la norme IFRS 9 « instruments financiers ». La variation de juste valeur de ces contrats, qui n'ont pas été qualifiés d'instruments de couverture, est comptabilisée en résultat opérationnel courant dans les états financiers du Groupe. Cette variation, associée à l'évolution des prix de marché de l'électricité, a un caractère volatil et non maîtrisable, et est appelée à s'éteindre au moment de la livraison de la production physique sous-jacente. Le Groupe a donc décidé de retraiter la variation de juste valeur de ces instruments financiers dérivés énergie (qui est par ailleurs sans incidence en trésorerie) de l'EBITDA et de l'EBIT, indicateurs alternatifs de performance retenus dans son information sectorielle (se référer à la note 17.3).

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

(En millions d'euros)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022
Résultat opérationnel courant	197,2	73,3
Amortissements opérationnels courants	86,5	69,8
Charge IFRS 2	2,3	2,2
Variation de la juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	(33,8)	29,7
EBITDA ajusté	252,2	175,0

EBIT ajusté

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

(En millions d'euros)	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022
Résultat opérationnel courant	197,2	73,3
Variation de la juste valeur des instruments financiers dérivés énergie	(33,8)	29,7
EBIT ajusté	163,4	103,0

Information sectorielle

Les résultats sectoriels du premier semestre 2023 et du premier semestre 2022 pour chacun des segments opérationnels du Groupe (solaire, éolien, stockage, farm-down, développement et investissements), y compris éliminations sont présentées ci-dessous.

Les informations relatives aux zones géographiques correspondent au chiffre d'affaires réalisés dans chacun des pays et aux actifs localisés dans ces mêmes pays.

En millions d'euros		Eolien	Solaire	Stockage	Farm-down	Développement & Investissements(2)	Eliminations(3)	er 1 semestre 2023
	Compte de résultat
	Chiffre d'affaires EBITDA ajusté (1)	42,4 32,2	40,9 48,9	24,4 20,1				107,6 101,2
	EBIT ajusté	18,3	37,6	8,7				64,6
AUSTRALIE
	Bilan
	Immobilisations corporelles et incorporelles	1 125,0	670,2	407,2				2 202,4
	Tableau des flux de trésorerie
	Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	143,8	7,8	114,6				266,2
	Compte de résultat
	Chiffre d'affaires	88,0	36,5	5,8	-			130,2
	EBITDA ajusté (1)	73,1	37,5	3,5	27,3			141,4
	EBIT ajusté	51,7	27,1	2,7	27,3			108,9
EUROPE AFRIQUE	Bilan
	Immobilisations corporelles et incorporelles	1 378,8	792,3	35,6				2 206,7
	Tableau de flux de trésorerie
	Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	65,7	88,1	9,7	-			163,5
	Compte de résultat
	Chiffre d'affaires	45,9	31,1	0,9	-			77,8
	EBITDA ajusté (1)	35,9	29,7	0,4	27,3			93,3
	EBIT ajusté	27,0	21,5	0,2	27,3			75,9
dont
France	Bilan
	Immobilisations corporelles et incorporelles	626,7	552,0	11,7				1 190,4
	Tableau de flux de trésorerie Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	30,3	50,6	1,4	-			82,3
	Compte de résultat
	Chiffre d'affaires	-	38,7					38,7
	EBITDA ajusté (1)	(0,0)	28,4					28,4
	EBIT ajusté	(0,0)	15,0					15,0
AMERIQUES
	Bilan	5,4	847,9					853,2
	Immobilisations corporelles et incorporelles
	Tableau des flux de trésorerie
	Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles	0,1	29,4					29,5
	Compte de résultat
	Chiffre d'affaires	130,3	116,0	30,2	-	27,3	(26,9)	277,0
	EBITDA ajusté (1)	105,3	114,8	23,6	27,3	(32,4)	13,7	252,2
	EBIT ajusté	70,0	79,7	11,4	27,3	(39,9)	14,9	163,4
TOTAL	Bilan
	Immobilisations corporelles et incorporelles	2 509,2	2 310,4	442,8	-	27,6	(141,4)	5 148,5
	Tableau des flux de trésorerie	209,6	125,3	124,2	-	(1,1)	11,0	469,0
	Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles

En millions d'euros		Solaire	Eolien	Stockage	Farm-down	Développement & Investissements(2)	Eliminations(3)	1 er semestre 2022
	Compte de résultat
	Chiffre d'affaires	22,5	37,9	34,6				95,0
	EBITDA ajusté (1) EBIT ajusté	27,9 20,4	38,5 25,5	25,1 13,5				91,5 59,4
AUSTRALIE	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
	Compte de résultat
	Chiffre d'affaires	31,7	46,9	4,7	-			83,4
	EBITDA ajusté (1)	24,7	35,0	3,0	-			62,7
	EBIT ajusté	15,9	22,7	2,4	-			41,0
EUROPE 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	25,5	34,4	1,0	-			60,9
	EBITDA ajusté (1)	18,9	26,3	0,7	-			46,0
	EBIT ajusté	10,6	13,4	0,6	-			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	45,3	-					45,3
	EBITDA ajusté (1)	36,1	(0,0)					36,1
	EBIT ajusté	23,3	(0,0)					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	99,5	84,8	39,3	-	51,2	(50,8)	224,0
	EBITDA ajusté (1)	88,7	73,5	28,2	-	6,9	(22,2)	175,0
	EBIT ajusté	59,6	48,2	16,0	-	1,0	(21,7)	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

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

2) Le chiffre d'affaires de ce secteur est essentiellement réalisé au moyen des ventes de services effectuées par Neoen S.A. auprès des autres entités du groupe (éliminées en consolidation, à l'exception des montants facturés aux participations du Groupe qui ne sont pas consolidées) mais également à travers des ventes de services à des tiers.

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

NOTE 5. CHIFFRE D'AFFAIRES

La ventilation du chiffre d'affaires est la suivante :

	Solaire	Eolien	Stockage	Autre	er semestre 1 2023	Solaire	Eolien	Stockage	Autre	er semestre 1 2022
En millions d'euros
Electricité Certificats verts	76,5 16,8	90,7 14,9	- -	- -	167,2 31,7	75,5 10,4	61,2 12,0	- -	- -	136,7 22,4
Vente d'énergie sous contrat	93,3	105,6	-	-	198,9	85,9	73,3	-	-	159,1
Electricité	14,8	21,0	22,1	-	57,9	11,4	9,3	31,5	-	52,2
Certificats verts	6,8	3,6	-	0,0	10,3	1,9	1,8	-	0,0	3,7
Vente d'énergie sur le marché	21,6	24,6	22,1	0,0	68,3	13,3	11,1	31,5	0,0	55,9
Prestations de services (1)	-	-	-	0,3	0,3	0,0	-	-	0,3	0,3
Autres prestations (2)	1,2	0,1	8,0	0,1	9,5	0,3	0,5	7,8	0,1	8,8
Autres produits	1,2	0,1	8,0	0,4	9,8	0,3	0,5	7,8	0,4	9,1
Total Chiffres d'affaires	116,0	130,3	30,2	0,4	277,0	99,5	84,8	39,3	0,4	224,0

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

2) Correspond principalement à des services fournis aux réseaux par les batteries australiennes.

NOTE 6. CHARGES EXTERNES ET DE PERSONNEL

NOTE 6.1. CHARGES EXTERNES

En millions d'euros	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022
Entretien et réparations Autres charges externes	(22,8) (35,6)	(16,5) (32,7)
Total charges externes	(58,5)	(49,2)

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

Les autres charges externes comprennent principalement :

• des charges d'exploitation des centrales en opération (coûts de connexion aux réseaux, coûts associés à la gestion de la fréquence du réseau, coût d'assurances) ;
• des achats d'électricité par des installations de stockage dédiées ;
• des frais de structure (honoraires, consulting, sous-traitance, informatique, assurance) ;
• et des charges de développement non activées car ne répondant pas aux critères d'activation définis par la norme IAS 38 « immobilisations incorporelles ».

La hausse des charges externes s'explique essentiellement par la croissance des activités du Groupe.

NOTE 6.2. CHARGES ET AVANTAGES AU PERSONNEL

Charges de personnel

Sur le premier semestre 2023, les charges de personnel s'élèvent à (13,2) millions d'euros contre (12,1) millions d'euros sur le premier semestre 2022. L'augmentation des charges de personnel est principalement liée à l'augmentation des effectifs du Groupe.

Paiements fondés sur des actions

Sur le premier semestre 2023, la charge liée à l'attribution d'actions gratuites et de stock-options comptabilisée en charges de personnel s'élève à (2,3) millions d'euros contre (2,2) million d'euros au premier semestre 2022.

Détail des plans de souscription d'actions

	Plan 2018	Plan 2018	TOTAL
Date de l'AG	29/05/2018	04/07/2018
Date de la décision du Président	30/05/2018	05/07/2018
Nombre total d'actions pouvant être souscrites ou achetées	45 000	65 000
Début de la période d'exercice des options	31/05/2021	06/10/2020
Date d'expiration de la période d'exercice	30/05/2023	05/07/2023
Prix de souscription ou d'achat	10,00 €	10,00 €
Prix de souscription ou d'achat ajusté après l'augmentation de capital du 9 avril 2021 (1)	9,25 €	9,25 €
Prix de souscription ou d'achat ajusté après l'augmentation de capital du 29 mars 2023 (2)	8,50 €	8,50 €

Nombre d'options

Existantes au 1er janvier 2022	27 025	33 835	60 860
Notifiées	-	-	-
Annulées	-	-	-
Exercées	11 215	23 025	34 240
Existantes au 1er janvier 2023	15 810	10 810	26 620
Notifiées	-	-	-
Annulées	5 881	-	5 881
Exercées	11 321	11 674	22 995
Ajustement après l'augmentation de capital du 29 mars 2023 (2)	1 392	864	2 256
Existantes au 30 juin 2023	-	-	-

Pour évaluer la juste valeur de ces plans, le Groupe a utilisé le modèle de Black & Scholes avec les hypothèses suivantes :

• un taux de volatilité de 23 % (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 2019	Plan 2020	Plan 2021	Plan 2022	Plan 2023	TOTAL
Date de l'AG	02/10/2018	26/05/2020	26/05/2020	25/05/2021	25/05/2021
Date de la décision d'attribution du Président / Conseil d'administration	10/07/2019	02/07/2020	10/03/2021	14/03/2022	28/02/2023
Nombre total d'actions attribuées gratuitement	297 000	140 000	272 302	164 046	221 766
Date d'acquisition des actions	11/07/2022	03/07/2023	11/03/2024	14/03/2025	28/02/2026
Date de fin de période de conservation	-	-	-	-
Nombre d'actions attribuées gratuitement
Existantes au 1er janvier 2022	295 445	145 948	285 252	-	-	726 645
Notifiées	-	-	-	164 046	-	164 046
Annulées	2 703	30 657	5 946	-	-	39 306
Attribuées définitivement	292 742	-	-	-	-	292 742
Existantes au 1er janvier 2023	-	115 291	279 306	164 046	-	558 643
Notifiées	-	-	-	-	221 766	221 766
Annulées	-	-	4 606	4 986	-	9 592
Attribuées définitivement	-	-	-	-	-	-
Ajustement après l'augmentation de capital du 29 mars 2023 (2)	-	10 152	24 596	14 234	19 536	68 518
Existantes au 30 juin 2023	-	125 443	299 296	173 294	241 302	839 335

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).

2) A la suite de l'augmentation de capital avec maintien du droit préférentiel de souscription, réalisée le 29 mars 2023, 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 1,088).

NOTE 7. AUTRES PRODUITS ET CHARGES OPERATIONNELS COURANTS

En millions d'euros	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022
Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie Farm-down Autres produits opérationnels courants Autres charges opérationnelles courantes	33,8 27,3 35,6 (1,3)	(29,7) - 23,7 (0,6)
Total autres produits et charges opérationnels courants	95,4	(6,6)

Variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie

La variation de juste valeur des instruments financiers dérivés énergie, correspond à des Corporate Power Purchase Agreements (« CPPA ») non-qualifiés de couverture, conclus en vue de la couverture économique du risque associé à la variation des prix de l'électricité en Finlande et en Australie, pour respectivement 39,8 millions d'euros et (6,0) millions d'euros (contre (16,5) millions d'euros et (13,2) millions d'euros au cours du premier semestre 2022).

Farm-Down

Les produits de farm-down comptabilisés au cours du premier semestre 2023 correspondent à la cession de 100 % de la centrale solaire de Cabrela au Portugal, pour un produit net de cession de 27,3 millions d'euros.

Autres produits opérationnels courants

Les autres produits opérationnels courants comptabilisés au cours du premier semestre 2023 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. Celles-ci s'élèvent à 32,0 millions d'euros, contre 10,3 millions d'euros au cours du premier semestre 2022, au cours duquel avait en outre été obtenue une exonération partielle de pénalités reconnues historiquement au titre de contrats de vente d'électricité à hauteur de 12,2 millions d'euros.

NOTE 8. ELEMENTS NON COURANTS DE L'ACTIVITE OPERATIONNELLE

En millions d'euros	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022
Frais de développement antérieurs Résultat des cessions d'actifs Autres produits Autres charges	(1,8) (1,7) 0,2 (0,4)	(1,8) 0,1 0,0 (0,1)
Autres produits et charges opérationnels non courants	(3,7)	(1,8)
Dépréciations des coûts de développement activés Reprises de dépréciations des coûts de développement activés Autres dépréciations d'actifs Reprises de perte de valeur sur immobilisations corporelles et incorporelles	(2,5) 1,1 (0,0) 1,9	(13,0) 0,9 (5,3) -
Dépréciations d'actifs non courants	0,5	(17,3)

Autres produits et charges opérationnels non courants

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.

Dépréciations d'actifs non courants

Les dépréciations des coûts de développement du premier semestre 2023, correspondent essentiellement à la dépréciation de projets en Irlande, en Australie, et au Mexique. Au premier semestre 2022, celles-ci concernaient principalement des pertes de valeurs relatives à la centrale de Metoro au Mozambique pour (8,7) millions d'euros (se référer à la note 1.3), et à un projet intégré en Australie, ayant perdu en compétitivité du fait de la réalisation d'un autre projet dans le même secteur géographique, pour (2,5) millions d'euros.

Les reprises de dépréciations des coûts de développement activés du premier semestre 2023 et 2022 concernent les projets abandonnés par le Groupe.

Les autres dépréciations d'actifs du premier semestre 2022 correspondaient pour (5,1) millions d'euros à la perte de valeur comptabilisée sur les actifs de la centrale de Metoro au Mozambique en complément des dépréciations des coûts de développement (se référer à la note 1.3).

Les reprises de perte de valeur sur immobilisations corporelles et incorporelles du premier semestre 2023, correspondent à la reprise des pertes de valeur sur un actif corporel cédé aux Etats-Unis.

NOTE 9. 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 les résultats

En millions d'euros	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022
Résultat avant impôts	117,8	(16,9)
Impôts sur les résultats	(27,1)	(4,1)

Taux effectif d'impôt 23,1% – 24,4%

La charge d'impôt s'élève à (27,1) millions d'euros au premier semestre 2023 contre (4,1) millions d'euros au premier semestre 2022, soit respectivement un taux effectif d'impôt de 23,1 % contre – 24,4 %.

Au premier semestre 2023, la différence entre le taux d'impôt théorique de 25,0 % et le taux effectif d'impôt de 23,1 % (– 1,9 point) s'explique principalement par :

• la non-imposition de la plus-value de cession de la centrale de Cabrela au Portugal (opération de farm-down) conformément aux règles fiscales applicables ;
• l'application de taux d'impôts distincts du taux de Neoen S.A sur certaines géographies ;
• la limitation des impôts différés actifs à hauteur des impôts différés passifs sur certaines entités, en particulier au Mexique, au regard de leurs perspectives de bénéfices, et de l'horizon limité d'utilisation possible des déficits ;
• l'effet des charges encourues au titre de l'application de la norme IFRS 2 « paiements en actions ».

Au premier semestre 2022, la différence entre le taux d'impôt théorique de 25,0 % et le taux effectif d'impôt de – 24,4 % (– 49,4 points) s'expliquait 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) ;
• l'application de taux d'impôts distincts 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 10. GOODWILL, IMMOBILISATIONS INCORPORELLES ET CORPORELLES

NOTE 10.1. GOODWILL

Valeurs Brutes

Amortissements et

Valeurs

nettes

dépréciations

Le goodwill 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 2023, aucune dépréciation n'a été comptabilisée au 30 juin 2023.

NOTE 10.2. 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 (3)	Autres immobilisations incorporelles	Total
Au 31 décembre 2022	131,4	95,1	106,0	332,5
Acquisitions (1)	6,6	26,7	0,3	33,6
Cessions et mises au rebut (2)	(1,1)	(1,8)	-	(2,9)
Effet de la variation des taux de change	(1,6)	(1,8)	(2,0)	(5,4)
Reclassements et autres	9,2	(6,9)	2,6	4,9
Au 30 juin 2023	144,6	111,2	107,0	362,8
Au 31 décembre 2022	(23,3)	(9,1)	(9,5)	(42,0)
Dotation aux amortissements	(1,6)	(0,0)	(1,6)	(3,1)
Dépréciation pour perte de valeur (4)	-	(2,5)	-	(2,5)
Reprise sur provision pour perte de valeur	0,0	1,5	-	1,5
Effet de la variation des taux de change	0,1	0,2	0,3	0,7
Reclassements et autres	0,4	(0,4)	0,0	0,0
Au 30 juin 2023	(24,4)	(10,3)	(10,8)	(45,4)
Au 31 décembre 2022	108,1	85,9	96,5	290,5
Au 30 juin 2023	120,2	101,0	96,2	317,4

1) Au cours du premier semestre 2023, le Groupe a activé des charges directement imputables au développement de projets pour un montant de 33,3 millions d'euros. Ces investissements concernent principalement des projets localisés en Australie, en France, en Finlande, en Italie, en Irlande, au Portugal, au Canada, au Mexique et en Croatie.

2) Correspond aux mises au rebut des projets abandonnés sur la période et au farm-down de la centrale solaire de Cabrela.

3) Au 30 juin 2023, le poste « Frais de développement immobilisés – Etudes » s'élève à 101,0 millions d'euros en valeur nette, et comprend 16,4 millions d'euros de dépenses activées relatives aux projets dont le tarif est sécurisé.

4) Les dépréciations concernent principalement des projets en Australie, en Irlande et au Mexique.

NOTE 10.3. IMMOBILISATIONS CORPORELLES

La variation des immobilisations corporelles s'analyse comme suit :

Valeurs Brutes

Amortissements et

Valeurs

En millions d'euros	Actifs de production	Actifs de production en-cours	Droits d'utilisation sur actifs loués (4)	Autres immobilisations corporelles	Total
Au 31 décembre 2022	3 821,2	1 080,1	271,2	43,7	5 216,2
Acquisitions (1)	10,0	391,6	-	8,3	410,0
Cessions et mises au rebut Variations de périmètre (2)	-	(3,5)	(0,5)	(0,4)	(4,4)
Effet de la variation des taux de change	14,4 (71,5)	- (43,4)	0,4 (2,4)	0,0 (1,2)	14,8 (118,4)
Reclassements et autres (3)	45,1	(46,1)	30,7	0,2	30,0
Au 30 juin 2023	3 819,3	1 378,6	299,4	50,8	5 548,0
Au 31 décembre 2022	(612,0)	(13,8)	(20,2)	(3,2)	(649,2)
Dotation aux amortissements	(77,6)	0,0	(4,8)	(0,8)	(83,2)
Perte de valeur	-	1,9	-	-	1,9
Cessions et mises au rebut	-	-	0,3	0,0	0,3
Variations de périmètre (2)	(0,3)	-	0,0	(0,0)	(0,3)
Effet de la variation des taux de change	13,3	0,0	0,2	0,1	13,7
Reclassements et autres	(0,0)	0,0	(0,0)	(0,0)	(0,0)
Au 30 juin 2023	(676,6)	(11,9)	(24,5)	(3,9)	(716,9)
Au 31 décembre 2022	3 209,2	1 066,2	250,9	40,5	4 566,9
Au 30 juin 2023	3 142,7	1 366,7	274,9	46,9	4 831,1

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

• en Australie : 248,1 millions d'euros au titre principalement des centrales de Goyder 1A (86,0 millions d'euros), de Blyth (63,9 millions d'euros), de Goyder 1B (25,1 millions d'euros), de Western Downs Storage (22,0 millions d'euros), de Capital Battery (12,6 millions d'euros), de Kaban (11,7 millions d'euros) et de Collie (11,6 millions d'euros) ;
• en Europe - Afrique : 133,4 millions d'euros au titre principalement des centrales solaires et éoliennes en France (respectivement 46,5 millions d'euros et 27,8 millions d'euros), de la centrale éolienne de Björkliden (17,1 millions d'euros) en Finlande, de la centrale solaire de Rio Maior au Portugal (24,5 millions d'euros) et de la centrale de Storbrännkullen en Suède (15,7 millions d'euros) ;
• dans la zone Amériques : 28,3 millions d'euros au titre principalement de la centrale solaire de Fox Coulée au Canada.

2) Les variations de périmètre correspondent à l'acquisition de centrales éoliennes en opération en France.

• 3) Les reclassements et autres sur les actifs de production incluent principalement 1,9 million d'euros lié aux actifs de démantèlement des centrales nouvellement mises en service. Les reclassements et autres sur les droits d'utilisation (30,7 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) Il s'agit essentiellement de droits d'utilisation sur des terrains (pour les centrales en construction et en exploitation), pour un montant de 259,7 millions d'euros, ainsi que de droits d'utilisation relatifs à des immeubles de bureaux, pour un montant de 15,1 millions d'euros.

NOTE 11. DEPRECIATION DES GOODWILLS ET DES IMMOBILISATIONS

Le goodwill et les immobilisations non amorties sont testées chaque année au cours du second semestre. En complément, des tests de dépréciation du goodwill ainsi que des immobilisations corporelles et incorporelles sont effectués en cas d'indice de perte de valeur. Sur le premier semestre 2023, aucun indice de perte de valeur n'a été identifié.

NOTE 12. PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES ASSOCIEES ET COENTREPRISES

En millions d'euros	30.06.2023	31.12.2022
Participations dans les entreprises associées et coentreprises - début de période	24,4	16,6
Dividendes versés Variations de périmètre Quote-part de résultat dans les entreprises associées Variations de juste valeur	- (0,0) 0,3 (0,3)	(0,7) 7,2 0,5 0,8
Participations dans les entreprises associées et coentreprises - fin de période	24,6	24,4

Les participations dans les entreprises associés correspondent aux participations du Groupe dans la société Seixal au Portugal, et dans les sociétés Storbotet Vind AB et Pk Lumivaara Oy (participation acquise en 2022) en Finlande.

NOTE 13. AUTRES ACTIFS FINANCIERS NON COURANTS

En millions d'euros	30.06.2023	31.12.2022
Dépôts de garantie Titres non consolidés Prêts à plus d'un an	84,1 5,1 36,3	79,0 5,0 15,9
Autres actifs financiers non courants	125,5	99,9

Les dépôts de garantie correspondent principalement :

• aux comptes de réserve de financements mis en place dans le cadre des financements de projets relatifs aux actifs de production (Debt Service Reserve Account ou DSRA) ;
• aux dépôts constitués dans le cadre de réponses à des appels d'offres.

Les titres non consolidés correspondent aux participations ne donnant pas le contrôle dans les groupements solaire Cestas et, suite aux opérations de farm-down de 2021 et 2022, dans les centrales éoliennes du Berger, des Beaux Monts et de Saint-Sauvant.

Les prêts à plus d'un an sont principalement constitués d'avances en compte courants faites à des sociétés mises en équivalence, principalement en Finlande.

NOTE 14. TRESORERIE ET EQUIVALENTS DE TRESORERIE

En millions d'euros	30.06.2023	31.12.2022
Disponibilités	943,2	582,2
Placements à court terme	150,5	40,6
Trésorerie et équivalents de trésorerie	1 093,7	622,8

La trésorerie et les équivalents de trésorerie au 30 juin 2023 s'établissent à 1 093,7 millions d'euros contre 622,8 millions d'euros au 31 décembre 2022, soit une variation de + 470,9 millions d'euros, et correspondent principalement aux disponibilités et équivalents de trésorerie :

• détenus par Neoen S.A. pour 689,8 millions d'euros, dont l'évolution sur le premier semestre 2023 à hauteur de + 442,9 millions d'euros s'explique principalement par :
  • l'augmentation de capital réalisée le 29 mars 2023 pour un montant net de + 741,9 millions d'euros nets de frais ;
  • des dividendes reçus et des remboursements de comptes courants effectués par les sociétés de projets pour + 27,0 millions d'euros ;
  • le paiement par les sociétés projets de prestations de développement pour + 25,4 millions d'euros notamment en France et en Australie ;
  • des investissements sous forme d'apports en fonds propres et en comptes courants dans les nouveaux projets et les actifs en construction pour – 304,4 millions d'euros, notamment en Australie, en Finlande, au Portugal, en France, en Suède et au Canada ;
  • le financement des activités de développement et des coûts de structure pour 55,2 millions d'euros ;
• localisés dans les sociétés projets et holdings associées pour 403,9 millions d'euros, dont la variation sur le premier semestre 2023 à hauteur de + 27,9 millions d'euros résulte :
  • pour les actifs en construction, de tirages de dettes seniors et d'apports en fonds propres venant financer la construction des centrales ; et,
  • pour les actifs en exploitation et holdings de financement, des flux de trésorerie générés par l'activité, ayant notamment vocation à assurer le remboursement des financements de projets et la rémunération des apports effectués par les actionnaires.

Au 30 juin 2023, la trésorerie des actifs en exploitation comprend 29,9 millions d'euros correspondant à la différence restant à reverser à EDF OA pour certaines centrales françaises, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur, entre le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat d'achat (se référer à la note 18.2).

Les placements à court terme correspondent principalement à des comptes à termes souscrits par Neoen S.A. pour 109,7 millions d'euros.

Le rapprochement entre le montant de trésorerie et équivalents de trésorerie apparaissant au bilan et le montant de trésorerie nette figurant dans le tableau de flux de trésorerie s'établit de la façon suivante :

En millions d'euros	30.06.2023	31.12.2022
Trésorerie et équivalents de trésorerie Découverts bancaires	1 093,7 (0,0)	622,8 (0,2)
Trésorerie nette du tableau de flux de trésorerie	1 093,7	622,7

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 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 :

• la création de 36 694 552 actions dans le cadre de l'augmentation de capital réalisée le 29 mars 2023 ;
• la création de 641 364 actions pour la fraction payée en actions du dividende au titre de l'exercice 2022 ;
• la création de 45 056 actions dans le cadre d'une augmentation de capital réservée aux salariés ;
• l'exercice de 21 995 options de souscription d'actions à un prix d'exercice de 8,50 euros ;
• l'exercice de 1 000 options de souscription d'actions à un prix d'exercice de 9,25 euros ;

(se référer à la note 1.3 « évènements de la période »).

Ces opérations d'un montant total brut de 766,9 millions d'euros, dont 74,8 millions d'euros de capital social et 692,1 millions d'euros de prime d'émission, ont porté le capital social à 304,1 millions d'euros et la prime d'émission à 1 933,0 millions d'euros.

Actions propres

Au 30 juin 2023, Neoen S.A. détient directement ou indirectement 254 370 actions propres, issues de programmes de rachat d'actions en vue de leur attribution et d'un contrat de liquidité, représentant 3,2 millions d'euros en date de clôture.

Dividendes

L'Assemblée Générale des actionnaires du 10 mai 2023 a approuvé la mise en distribution d'un dividende de 0,125 euro par action avec

option pour le paiement du dividende en actions nouvelles. Cette option s'est traduite par la souscription de 641 364 actions nouvelles, soit un taux de réinvestissement d'environ 83 % et le versement de 3,1 millions d'euros de dividende en numéraire (se référer à la note 1.3 « évènements de la période »).

Participations ne donnant pas le contrôle

En millions d'euros			Pourcentage d'intérêt non contrôlé	Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle	Participations ne donnant pas le contrôle	Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle	Participations ne donnant pas le contrôle
Nom de l'entité	Pays d'activité	30.06.2023	31.12.2022	1 er semestre 2023	30.06.2023	1 er semestre 2022	31.12.2022
HWF 1 & Holdco HWF 2 & Holdco HWF 3 & Holdco Hedet Hexagone EREC Metoro Aura Power - Rio Maior SA (1) Bosona Madon - Moselle Bangweulu Power Company Autres	Australie Australie Australie Finlande France Jamaïque Mozambique Portugal Suède France Zambie	30,0% 20,0% 20,0% 19,9% 40,0% 50,0% 25,0% 51,0% 49,0% 9,0% 19,7%	30,0% 20,0% 20,0% 19,9% 40,0% 50,0% 25,0% 51,0% 49,0% 0,0% 19,7%	0,1 (0,0) (0,1) (0,1) (0,0) (0,1) (0,1) (0,5) (0,6) 0,1 0,0 (0,2)	5,6 3,8 4,8 (0,4) 3,6 (1,7) (0,4) (0,2) (0,0) (0,4) 1,8 (0,4)	0,2 0,3 0,2 0,0 (0,0) (0,2) (0,5) (0,0) (0,0) - (0,0) (0,0)	6,2 4,4 5,8 (0,2) 3,6 (1,6) (0,4) 0,5 0,5 - 1,8 (0,2)
Participations ne conférant pas le contrôle				(1,6)	16,0	(0,1)	20,5

1) Depuis le 7 juillet 2023, le Groupe détient 100 % des titres de la société Aura Power – Rio Maior suite au rachat des parts du co-actionnaire.

Instruments dilutifs

(En nombre d'actions)		30.06.2023	31.12.2022	30.06.2022	31.12.2021
Avant prise en compte des instruments dilutifs
nombre d'actions		152 073 465	114 669 498	107 358 836	107 056 685
nombre d'actions auto-détenues		254 370	146 347	253 527	204 510
nombre d'actions hors auto-détenues		151 819 095 114 523 151		107 105 309	106 852 175
Nombre moyen d'actions sur la période avant dilution (1)			133 171 123	106 978 742
Nombre moyen d'actions ajustées avant dilution (3)			139 300 858		115 876 331
	Actions Gratuites	839 335	558 643	865 400	726 645
	Stocks Options	-	26 620	43 645	60 860
	OCEANE 2019	-	-	7 146 169	7 126 283
Instruments dilutifs (2)	OCEANE 2020	4 305 194	3 966 664	3 966 664	3 955 626
	OCEANE 2022	6 322 608	5 825 253	-	-
	TOTAL	11 467 137	10 377 180	12 021 878	11 869 414
Après prise en compte des instruments dilutifs
nombre d'actions		163 540 602	125 046 678	119 380 714	118 926 099
nombre d'actions auto-détenues		254 370	146 347	253 527	204 510
nombre d'actions hors auto-détenues		163 286 232	124 900 331	119 127 187	118 721 589
Nombre moyen d'actions sur la période après dilution (1)			144 093 282	118 924 388
Nombre moyen d'actions ajustées après dilution (3)			150 664 925	128 815 515

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

2) A la suite de l'augmentation de capital du 29 mars 2023 avec maintien du droit préférentiel de souscription, conformément aux dispositions légales applicables, aux stipulations des plans d'actions attribués gratuitement et des plans d'options de souscription d'actions ainsi qu'aux termes et conditions des OCEANEs émises par Neoen S.A. le 2 juin 2020 (les « OCEANEs vertes 2020 ») et le 14 septembre 2022 (les « OCEANEs vertes 2022 »), le Président-directeur général a procédé, sur délégation du Conseil d'administration, à l'ajustement des droits i) des bénéficiaires d'actions gratuites et d'options de souscription d'actions (coefficient de 1,088) et ii) des porteurs d'OCEANEs vertes 2020 et d'OCEANEs vertes 2022 (coefficient de 1,081).

A la suite de la distribution d'un dividende au cours du premier semestre 2023, conformément aux dispositions légales applicables et aux stipulations des termes et conditions des OCEANEs vertes 2020 et des OCEANEs vertes 2022, le Président-directeur général a procédé, sur délégation du Conseil d'administration, à l'ajustement des OCEANEs vertes 2020 et des OCEANEs vertes 2022 (coefficient de 1,004).

A la suite de la distribution d'un premier dividende au cours du premier semestre 2022, conformément aux dispositions légales applicables et aux stipulations des termes et conditions des OCEANEs et des OCEANEs vertes 2020, le Président-directeur général a procédé, sur délégation du Conseil d'administration, à l'ajustement des OCEANEs 2019 et des OCEANEs vertes 2020 (coefficient de 1,003).

A la suite de l'augmentation de capital du 9 avril 2021 avec maintien du droit préférentiel de souscription, conformément aux dispositions légales applicables, aux stipulations des plans d'actions attribués gratuitement et des plans d'options de souscription d'actions ainsi qu'aux des termes et conditions des OCEANEs émises par Neoen S.A. le 7 octobre 2019 (les « OCEANEs 2019 ») et le 2 juin 2020 (les « OCEANEs vertes 2020 »), le Président-directeur général a procédé, sur délégation du Conseil d'administration, à l'ajustement des droits i) des bénéficiaires d'actions gratuites et d'options de souscription d'actions (coefficient de 1,081) et ii) des porteurs d'OCEANEs 2019 et d'OCEANEs vertes 2020 (coefficient de 1,075).

Les OCEANEs 2019 ont par ailleurs fait l'objet au cours de l'année 2022 d'une conversion dans leur très grande majorité, et pour la fraction résiduelle, d'un remboursement (se référer à la note 1.3 « évènements de la période »).

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 29 mars 2023 est corrigé d'un facteur d'ajustement, traduisant l'effet de l'augmentation de capital et s'élevant à 1,083.

NOTE 16. PROVISIONS

Les principaux mouvements ayant affecté les provisions au cours du premier semestre 2023 se présentent comme suit :

		Provisions non courantes			Provisions courantes
En millions d'euros	Provisions pour démantèlement	Autres provisions	Total	Provisions pour démantèlement	Autres provisions	Total	Total
Au 31 décembre 2022	115,0	0,4	115,3	1,0	0,0	1,0	116,3
Constituées sur la période	1,9	0,0	1,9	-	-	-	1,9
Désactualisation	2,5	-	2,5	-	-	-	2,5
Variations de périmètre	0,9	-	0,9	-	-	-	0,9
Effet de la variation des taux de change	(2,3)	-	(2,3)	(0,0)	-	(0,0)	(2,3)
Au 30 juin 2023	118,1	0,4	118,4	0,9	0,0	0,9	119,3

NOTE 17. FINANCEMENT ET INSTRUMENTS FINANCIERS

NOTE 17.1. RESULTAT FINANCIER

En millions d'euros	er semestre 1 2023	er semestre 1 2022
Charges d'intérêts sur emprunt	(77,7)	(46,9)
Produits ou charges financières sur instruments dérivés	6,7	(13,2)
Charges d'intérêts sur obligations locatives	(4,5)	(3,0)
Coût de l'endettement financier	(75,5)	(63,1)
Produits et charges d'intérêts sur prêts d'actionnaires	(0,5)	(0,5)
Gains et pertes de change	(3,7)	(3,4)
Autres produits et charges financiers	3,4	(4,1)
Total autres produits et charges financiers	(0,8)	(8,0)
Résultat financier	(76,3)	(71,1)

L'augmentation du coût de l'endettement financier s'explique principalement par :

• l'émission des OCEANEs vertes 2022 en septembre 2022 pour un montant de 300 millions d'euros¹² ;
• la hausse du nombre de centrales en exploitation sous financement ;
• la hausse des taux d'intérêts à court terme sur emprunts à taux variables, pour leur part non couverte par des instruments de couverture de taux, sur l'ensemble des géographies où opère le Groupe entre le premier semestre 2022 et le premier semestre 2023 (se référer à la note 19.1 « risques de taux »).

Ces effets ont été partiellement compensés par l'impact du remboursement progressif des financements des centrales en opération, et la conversion anticipée en octobre 2022 de la très grande majorité des OCEANEs 2019 (dont le solde a été remboursé), conformément à la documentation contractuelle, pour un montant d'environ 200 millions d'euros¹³ .

Au premier semestre 2023, les autres produits et charges financières sont principalement composés :

• de gains et pertes de change s'élevant à (3,7) millions d'euros, principalement associés à l'exposition du Groupe en Argentine pour (3,1) millions d'euros (notamment au titre de crédits de TVA libellés en pesos argentins). Au cours du premier semestre 2022 les gains et pertes de change s'élevaient à (3,4) millions d'euros et étaient 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), emprunts ayant été remboursés au deuxième semestre 2022 dans le cadre d'un refinancement de cette mezzanine.
• d'autres charges financières principalement composés de commissions et de frais bancaires, de coûts des cautions et des garanties, de charges de désactualisation des provisions pour démantèlement et autres passifs non courants, en augmentation notamment sous l'effet de la croissance du nombre d'actifs en exploitation. Cette évolution a été plus que compensée au cours du premier semestre 2023 par des autres produits financiers en forte hausse, associés notamment à la rémunération des liquidités issues de l'augmentation de capital du 29 mars 2023.

¹² Le taux d'intérêt effectif de la composante dette des OCEANEs verte 2022 s'élève à 7,0 %, pour un taux nominal de 2,875 %.

¹³ Le taux d'intérêt effectif de la composante dette des OCEANEs 2019 s'élevait à 4,3 % pour un taux nominal de 1,875 %.

NOTE 17.2. DETTE NETTE

En millions d'euros	30.06.2023	31.12.2022
Financements seniors des projets	2 775,9	2 717,6
Financements juniors des projets	78,7	77,4
Dettes locatives	291,6	264,4
Financements corporate	417,0	409,7
Investisseurs minoritaires et autres	42,9	40,2
Instruments financiers dérivés de taux passifs	0,2	-
Total dettes financières	3 606,3	3 509,3
Investisseurs minoritaires et autres	(42,9)	(40,2)
Total dettes financières ajustées	3 563,4	3 469,1
Placements à court terme	(150,5)	(40,6)
Disponibilités	(943,2)	(582,2)
Total trésorerie et équivalents de trésorerie	(1 093,7)	(622,8)
Dépôts de garantie	(84,1)	(79,0)
Instruments financiers dérivés de taux actifs	(276,7)	(302,7)
Total autres actifs
	(360,8)	(381,7)

La dette nette a diminué de – 355,8 millions d'euros au 30 juin 2023 par rapport au 31 décembre 2022. Cette évolution s'explique principalement par l'effet de l'augmentation de capital en numéraire réalisée au cours du semestre, effet partiellement compensé par la diminution de la juste valeur positive des instruments financiers dérivés de taux actifs sur la période, dans un contexte de légère baisse des taux d'intérêts forward sur le premier semestre 2023, et par une hausse des financements seniors des projets en lien avec la croissance du portefeuille d'actifs sécurisés du Groupe.

Au 31 décembre 2022, les disponibilités prises en compte dans le calcul de la dette nette incluaient 90,3 millions d'euros, correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat d'achat, en attente de reversement à EDF OA.

Sur le premier semestre 2023, en raison de l'établissement des modalités effectives de remboursements des sommes dues, 79,2 millions d'euros ont été reversés à EDF OA.

Au 30 juin 2023, compte tenu de ces remboursements, et de la différence constatée entre les prix de marché et les tarifs des contrats d'achats sur le semestre, le solde des sommes à rembourser s'élève à 29,9 millions d'euros, montant ayant vocation à être reversé au cours du deuxième semestre 2023.

Ventilation des dettes financières courantes / non courantes

	Non courantes	Courantes (1)	30.06.2023	Non courantes	Courantes (1)	31.12.2022
En millions d'euros
Financements seniors des projets	2 272,1	503,8	2 775,9	2 331,0	386,7	2 717,6
Financements juniors des projets	73,6	5,1	78,7	73,9	3,5	77,4
Dettes locatives	283,0	8,6	291,6	257,5	6,9	264,4
Financements corporate	415,2	1,7	417,0	407,9	1,8	409,7
Investisseurs minoritaires et autres	42,6	0,4	42,9	39,9	0,3	40,2
Instruments financiers dérivés de taux passifs	0,2	-	0,2	-	-	-
Total dettes financières	3 086,7	519,6	3 606,3	3 110,2	399,1	3 509,3

1) Les financements seniors des projets courants incluent l'accélération des dettes de certaines centrales (se référer au tableau ci-dessous de ventilation des dettes par échéances).

Ventilation des dettes financières par devises

(contre-valeur en millions d'euros au cours de clôture)	EUR	USD	AUD	Autres	30.06.2023
Financements seniors des projets	1 131,8	516,7	1 127,4	-	2 744,3
Financements juniors des projets	78,7	-	-	-	78,7
Dettes locatives	213,8	4,0	48,3	25,5	291,6
Financements corporate	417,0	-	0,0	-	448,6
Investisseurs minoritaires et autres	26,9	14,0	2,0	-	42,9
Instruments financiers dérivés de taux passifs	0,2	-	-	-	0,2
Total dettes financières	1 868,4	534,8	1 177,6	25,5	3 606,3
(contre-valeur en millions d'euros au cours de clôture)	EUR	USD	AUD	Autres	31.12.2022
Financements seniors des projets	1 076,2	529,1	1 112,4	-	2 717,6
Financements juniors des projets	77,4	-	-	-	77,4
Dettes locatives	200,4	4,0	48,8	11,2	264,4
Financements corporate	409,7	0,0	0,0	0,0	409,7
Investisseurs minoritaires et autres	24,0	13,9	2,2	0,1	40,2
Instruments financiers dérivés de taux passifs	-	-	-	-	-

Ventilation des dettes financières par typologie de taux

En millions d'euros	30.06.2023	31.12.2022
Dettes à taux fixes	1 710,5	1 690,0
Dettes à taux variables	1 895,7	1 819,3
Instruments financiers dérivés de taux passifs	0,2	-
Instruments financiers dérivés de taux actifs	(276,7)	(302,7)
Total des dettes financières après effet des couvertures	3 329,6	3 206,6

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	30.06.2023
Financements seniors des projets	503,8	716,7	1 555,4	2 775,9
Financements juniors des projets	5,1	12,3	61,2	78,7
Dettes locatives	8,6	21,7	261,3	291,6
Financements corporate	1,7	156,6	258,7	417,0
Investisseurs minoritaires et autres	0,4	3,7	38,9	42,9
Instruments financiers dérivés de taux passifs	-	1,5	(1,3)	0,2
Total dettes financières	519,6	912,4	2 174,2	3 606,3

En millions d'euros	A moins d'un an	Entre un et cinq ans	A plus de cinq ans	31.12.2022
Financements seniors des projets	386,7	713,9	1 617,1	2 717,6
Financements juniors des projets	3,5	16,7	57,2	77,4
Dettes locatives	6,9	20,3	237,3	264,4
Financements corporate	1,8	156,1	251,8	409,7
Investisseurs minoritaires et autres	0,3	3,6	36,3	40,2
Instruments financiers dérivés de taux passifs	-	-	-	-
Total dettes financières	399,1	910,6	2 199,6	3 509,3

1) Au 30 juin 2023, les financements seniors des projets à moins d'un an incluent l'accélération des dettes des centrales d'El Llano au Mexique pour 112,6 millions d'euros (120,3 millions de dollars américains), de deux centrales en Australie pour 188,0 millions d'euros (310,1 millions de dollars australiens), et de la centrale de Metoro au Mozambique pour 28,2 millions d'euros (30,1 millions de dollars américains) (se référer à la note 1.3 « évènements de la période »).

Ventilation par flux des dettes financières

			Variations sans effet de trésorerie
En millions d'euros	31.12.2022	Flux de trésorerie	Effet de la variation des taux de change	Variation de périmètre	Variation de juste valeur et coût amorti	Intérêts courus	Autres variations	30.06.2023
Financements seniors des projets	2 717,6	112,8	(57,5)	(0,0)	4,0	(1,1)	(0,0)	2 775,9
Financements juniors des projets	77,4	(0,5)	(0,0)	-	0,1	1,7	-	78,7
Dettes locatives	264,4	(2,3)	(2,4)	0,4	-	0,3	31,2	291,6
Financements corporate	409,7	(0,0)	(0,0)	-	0,6	0,1	6,5	417,0
Investisseurs minoritaires et autres Instruments financiers dérivés de	40,2	2,9	(0,1)	0,0	-	-	0,0	42,9
taux passifs	-	-	(0,0)	-	0,2	-	-	0,2
Total dettes financières	3 509,3	112,9	(60,0)	0,4	4,9	1,0	37,8	3 606,3

Financements seniors des projets

Au cours du premier semestre 2023, les financements seniors de projets ont augmenté de + 58,3 millions d'euros, ceci s'explique principalement par :

• des tirages effectués sur des emprunts émis dans le cadre du financement des projets du Groupe à hauteur de 208,4 millions d'euros, dont notamment :
  • en Australie pour 113,4 millions d'euros (dont principalement les centrales de Goyder 1A pour 96,0 millions d'euros, de Capital Battery pour 10,7 millions d'euros et de Kaban Wind pour 6,7 millions d'euros) ;
  • en Europe pour 95,5 millions d'euros notamment au titre d'un financement de projets de type bridge, en France pour 31,6 millions d'euros ainsi que pour des centrales éoliennes françaises à hauteur de 34,4 millions d'euros et des centrales solaires françaises à hauteur de 27,4 millions d'euros.
• des remboursements d'emprunts réalisés pour (95,5) millions d'euros ;
• l'incidence des effets de change pour (57,5) millions d'euros ;
• la variation du coût amorti des emprunts pour 4,0 millions d'euros.

Au 30 juin 2023, des financements de projets seniors ont été reclassés en financements courants pour un montant total de 328,8 millions d'euros, contre 226,6 millions d'euros au 31 décembre 2022, en raison du non-respect de certains covenants de financements de projets (se référer à la note 1.3 « évènements de la période »).

Financements juniors des projets

Les financements juniors comprennent essentiellement des dettes juniors sur des entités détenant des projets. L'augmentation des financements juniors pour + 1,3 millions d'euros s'explique principalement par la constatation des intérêts courus sur la période.

Dettes locatives

La hausse de + 27,2 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2022 est principalement due à l'entrée en vigueur de nouveaux baux ou de réévaluations pour 31,2 millions d'euros, et à des remboursements pour (2,3) millions d'euros.

Financements corporate

Au 30 juin 2023, les financements corporate correspondent principalement aux OCEANEs vertes émises en juin 2020 et en septembre 2022. L'augmentation de + 7,2 millions d'euros sur la période correspond principalement à l'amortissement des primes d'émission relatives à ces OCEANEs vertes pour + 6,7 millions d'euros.

Investissements minoritaires et autres

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

Instruments financiers dérivés de taux passifs

Au 31 décembre 2022, l'ensemble des instruments financiers dérivés de taux avaient une valorisation positive du fait de la hausse importante des taux d'intérêts forward sur la période dans l'ensemble des zones géographiques où opère le Groupe, et étaient donc présentés dans l'ensemble à l'actif.

NOTE 17.3. INSTRUMENTS FINANCIERS DERIVES

	Actifs				Passifs
Au 30 juin 2023 (En millions d'euros)	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Instruments financiers dérivés énergie	57,3	0,1	57,4	9,7	14,6	24,3
Instruments financiers dérivés de taux	235,5	41,3	276,7	0,2	-	0,2
Total	292,7	41,4	334,2	9,9	14,6	24,5

	Actifs				Passifs
Au 31 décembre 2022 (En millions d'euros)	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Instruments financiers dérivés énergie Instruments financiers dérivés de taux	41,3 271,7	4,8 31,1	46,1 302,7	32,2 -	12,6 -	44,9 -
Total	312,9	35,9	348,8	32,2	12,6	44,9

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 et 17.3.

La juste valeur des dettes fournisseurs et des créances clients correspond à la valeur comptable indiquée au bilan, l'effet de l'actualisation des flux futurs de trésorerie n'étant pas significatif.

Analyse de la juste valeur des actifs et passifs financiers

Au 30 juin 2023 (En millions d'euros)	Niveau	Valeur comptable	Juste valeur	Coût amorti	Juste valeur par résultat	Dérivés documentés en Cash-Flow Hedge
Instruments financiers dérivés de taux	2	276,7	276,7		1,5	275,2
Instruments financiers dérivés énergie	3	57,4	57,4		57,4
Actifs financiers non-courants	2	125,5	125,5	125,5
Autres actifs (courants et non-courants)	2	118,0	118,0	118,0
Clients et comptes rattachés	2	91,3	91,3	91,3
Trésorerie et équivalents de trésorerie	1	1 093,7	1 093,7		1 093,7
Total actifs financiers		1 762,7	1 762,7	334,9	1 152,7	275,2
Dettes financières non courantes	2	3 086,5	2 859,1	3 086,5
Autres passifs (courants et non courants)	2	143,9	143,9	143,9
Instruments financiers dérivés de taux	2	0,2	0,2			0,2
Instruments financiers dérivés énergie	3	24,3	24,3		24,3
Dettes financières courantes	2	519,6	519,6	519,6
Fournisseurs et comptes rattachés	2	212,6	212,6	212,6
Total passifs financiers		3 987,2	3 759,8	3 962,7	24,3	0,2
Au 31 décembre 2022 (En millions d'euros)	Niveau	Valeur comptable	Juste valeur	Coût amorti	Juste valeur par résultat	Dérivés documentés en Cash-Flow Hedge
Instruments financiers dérivés de taux	2 3	302,7	302,7			302,7
Instruments financiers dérivés énergie	2	46,1	46,1		46,1
Actifs financiers non-courants	2	99,9	99,9	99,9
Autres actifs (courants et non-courants) Clients et comptes rattachés	2	118,7 106,6	118,7 106,6	118,7 106,6
Trésorerie et équivalents de trésorerie	1	622,8	622,8		622,8
Total actifs financiers		1 296,8	1 296,8	325,2	668,9	302,7
Dettes financières non courantes	2	3 110,2	2 938,9	3 110,2
Autres passifs (courants et non courants)	2	224,2	224,2	224,2

Total passifs financiers 4 020,7 3 849,3 3 975,8 44,9 -

Instruments financiers dérivés énergie 3 44,9 44,9 44,9

Dettes financières courantes 2 399,1 399,1 399,1 Fournisseurs et comptes rattachés 2 242,4 242,4 242,4

NOTE 18. AUTRES PASSIFS COURANTS

NOTE 18.1. DETTE FISCALES ET SOCIALES

En millions d'euros	30.06.2023	31.12.2022
Dettes fiscales	37,7	35,6
Dettes sociales	12,5	13,1
Total dettes fiscales et sociales	50,2	48,6

NOTE 18.2. AUTRES PASSIFS COURANTS

En millions d'euros	30.06.2023	31.12.2022
Produits constatés d'avance	14,0	15,1
Autres créditeurs	76,5	142,5
Total autres passifs courants	90,6	157,6

Les produits constatés d'avance se composent essentiellement de subventions d'exploitation qui sont transférées au compte de résultat de façon linéaire selon la durée d'utilité de l'actif sous-jacent.

Au 31 décembre 2022, les autres créditeurs comprenaient 90,3 millions d'euros correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat d'achat. Au cours du premier semestre 2023, le Groupe a reversé à EDF OA 79,2 millions d'euros à ce titre, et ce, conformément aux dispositions réglementaires en vigueur.

Au 30 juin 2023, les autres créditeurs sont principalement constitués de dettes envers EDF OA (solde 2022 résiduel et montants générés sur le premier semestre 2023, pour un solde net de 29,9 millions d'euros), de dettes liées à des acquisitions d'actifs en développement, principalement en Europe pour 18,6 millions d'euros, et d'une dette à caractère contractuel, dans le cadre de l'exécution d'un contrat de vente d'électricité long terme en Australie, pour 12,7 millions d'euros.

NOTE 19. GESTION DES RISQUES

NOTE 19.1. 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 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 ses financements à taux variables, avec pour cible de couvrir à taux fixe un minimum de 75 % du besoin de financement à taux variable des projets. A ce titre, le Groupe a contracté des swaps de taux qui sont qualifiés de couverture de flux de trésorerie.

Montants notionnels par échéance
Au 30.06.2023 (En millions d'euros)	Inférieur à 5 ans	Supérieur à 5 ans	Total	Juste valeur (1)	Enregistré en autres éléments du résultat global (2)	Enregistré en résultat (3)
Swaps de taux - Solaire	(171,6)	(448,8)	(620,4)	103,1	107,7	-
Swaps de taux - Eolien	(563,0)	(464,3)	(1 027,3)	163,5	158,4	-
Swaps de taux - Holdings	(175,0)	-	(175,0)	9,8	8,3	1,5
Caps de taux	-	-	-	-	1,8	-
Total	(1 257,6)	(913,0)	(1 822,6)	276,4	276,2	1,5

1) La juste valeur est composée de 276,5 millions d'euros d'instruments financiers dérivés de taux actifs et (0,2) million d'euros d'instruments dérivés de taux passif à la clôture.

2) Il s'agit du stock enregistré en autres éléments du résultat global dans les capitaux propres du Groupe.

3) Le cas échéant, la part inefficace des instruments financiers dérivés de taux est enregistrée en résultat.

Analyse de sensibilité au risque de taux d'intérêt

L'analyse de sensibilité a été établie sur la base de la situation de l'endettement net (y compris instruments financiers dérivés de taux d'intérêt liés à la dette nette), et ce pour l'ensemble des financements associés à des actifs en opération à la date de clôture.

Pour le risque de taux d'intérêt, la sensibilité correspond à une variation de la courbe de taux de plus ou moins 100 points de base par rapport aux taux d'intérêt en vigueur à la date de clôture.

	Impact sur le résultat		Impact sur les capitaux propres
Au 30.06.2023 (En millions d'euros)	+100 points de base	-100 points de base	+100 points de base	-100 points de base
Charge nette d'intérêts sur le nominal de la dette nette à taux variable et les jambes à taux variables des dérivés	(2,2)	2,2	NA	NA
Variation de juste valeur des dérivés non qualifiés de couverture	-	-	NA	NA
Variation de la juste valeur des dérivés de couverture de flux de trésorerie	NA	NA	77,9	(86,1)
Total	(2,2)	2,2	77,9	(86,1)

NOTE 19.2. RISQUES 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.

Une hausse de 5 % des prix de l'électricité entrainerait une diminution de la juste valeur des instruments financiers dérivés énergie de – 8,1 millions d'euros.

Une diminution de 5 % des prix de l'électricité entrainerait une augmentation de la juste valeur des instruments financiers dérivés énergie de + 8,1 millions d'euros.

NOTE 19.3. 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 19.4. 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 19.5. 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.

La trésorerie détenue par les sociétés holdings et de développement s'élève au 30 juin 2023 à 767,3 millions d'euros, contre 326,4 millions d'euros pour les sociétés projets (actifs en opération et en construction).

Au 30 juin 2023, la trésorerie des sociétés projets comprenait 29,9 millions d'euros correspondant à la différence, pour certaines centrales françaises, entre le prix de marché encaissé par celles-ci et le tarif de leur contrat d'achat conformément aux dispositions réglementaires en vigueur. Au 31 décembre 2022, la trésorerie des sociétés projets comprenait 90,3 millions d'euros relatifs à cette différence, et dont 79,2 millions d'euros ont été reversés à EDF OA au cours du premier semestre 2023.

En millions d'euros	30.06.2023	31.12.2022
Trésorerie et équivalents de trésorerie Lignes de crédit corporate disponibles	1 093,7 288,0	622,7 288,0
Total	1 381,7	910,7

Lignes de crédit corporate disponibles

Le Groupe possède des lignes de crédit court terme d'un montant de 288,0 millions d'euros, dont 250,0 millions d'euros de crédit syndiqué non mobilisé à date, composé d'un prêt corporate de 175,0 millions d'euros et d'une ligne de crédit revolving de 75,0 millions d'euros, pour assurer notamment les besoins en fonds de roulement de la société mère.

Lignes de crédit accordées aux projets

Au 30 juin 2023, le Groupe bénéficie d'engagements reçus au titre de ses financements de projets et d'exploitation pour un montant de 394,0 millions d'euros non utilisés à cette date (se référer note 20.2 « engagements hors bilan reçus »).

NOTE 19.6. 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 20.1. ENGAGEMENTS HORS BILAN DONNES

En millions d'euros	30.06.2023	31.12.2022
Garanties accordées à des fournisseurs	892,3	1 036,1
Maintenance	1 760,6	1 712,1
Autres engagements	289,6	358,8
Engagements donnés liés aux activités opérationnelles	2 942,5	3 107,0
Actifs donnés en garantie	4 670,3	4 728,4
Engagements donnés liés aux activités de financement	4 670,3	4 728,4
Total des engagements hors bilan donnés	7 612,8	7 835,4

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 20.2. ENGAGEMENTS HORS BILAN REÇUS

En millions d'euros	30.06.2023	31.12.2022
Engagements d'achat d'énergie	9 708,5	7 079,1
Autres engagements reçus	4 473,6	4 162,2
Engagements reçus liés aux activités opérationnelles	14 182,1	11 241,4
Lignes de crédits accordées aux projets	394,0	547,3
Lignes de crédits corporate accordées	288,0	288,0
Engagements reçus liés aux activités de financement	682,0	835,3
Total des engagements hors bilan reçus	14 864,1	12 076,6

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 21. TRANSACTIONS AVEC LES PARTIES LIEES

Les comptes consolidés du groupe Neoen sont intégrés par intégration globale dans les comptes consolidés de la société mère de Neoen, Impala qui détient 42,18 % de son capital. Au cours du premier semestre 2023, des transactions ont été réalisées avec la société Impala. Les charges encourues auprès d'Impala concernent principalement des management fees. Les transactions avec Impala et ses filiales ont été effectuées à des conditions normales de marché, pour des montants peu significatifs.

NOTE 22. EVENEMENTS POSTERIEURS A LA CLOTURE

Le Groupe a reçu, à la fin du mois de juillet 2023, une offre engageante en vue de la cession de la centrale de Metoro, au Mozambique. Cette offre, qui reste soumise à la réalisation de conditions suspensives, dont certaines ne sont pas sous le contrôle direct du Groupe, et à la négociation d'un contrat de cession acceptable pour les deux parties, n'a pas d'incidence significative sur la perte de valeur constituée en 2022 par le Groupe, qui a donc été maintenue inchangée dans les comptes semestriels.

3.2 RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES COMPTES CONSOLIDES DU GROUPE AU 30 JUIN 2023

Période du 1er janvier 2023 au 30 juin 2023

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 2023 au 30 juin 2023, 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 27 juillet 2023

Les commissaires aux comptes

RSM Paris Deloitte & Associés

Etienne de BRYAS Benoit PIMONT