Solairedirect
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Solairedirect Société anonyme au capital de 25 638 000,00 euros Siege Social : 18, rue du Quatre-Septembre, 75002 Paris 492 490 057 R.C.S. Paris DOCUMENT DE BASE En application de son règlement général, notamment de l’article 212-23, l’Autorité des marchés financiers a enregistré le présent document de base le 4 mars 2015 sous le numéro I.15-010. Ce document ne peut être utilisé à l’appui d’une opération financière que s’il est complété par une note d’opération visée par l’AMF. Il a été établi par l’émetteur et engage la responsabilité de ses signataires. L’enregistrement, conformément aux dispositions de l’article L. 621-8-1-1 du Code monétaire et financier, a été effectué après que l’AMF a vérifié que le document est complet et compréhensible et que les informations qu’il contient sont cohérentes. Il n’implique pas l’authentification par l’AMF des éléments comptables et financiers présentés. Des exemplaires du présent document de base sont disponibles sans frais auprès de Solairedirect, 18, rue du Quatre Septembre, 75002 Paris, ainsi que sur les sites Internet de Solairedirect (www. solairedirect.com) et de l’AMF (www.amf-france.org). NOTE Dans le présent document de base, les expressions la « Société » et « Solairedirect » désignent la société Solairedirect S.A. et le « Groupe » et le « Groupe Solairedirect » désignent Solairedirect et ses filiales consolidées prises dans leur ensemble. Le présent document de base présente les états financiers consolidés du Groupe établis selon les normes IFRS pour les exercices clos les 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 (les « Etats Financiers Annuels ») ainsi que les états financiers consolidés condensés intermédiaires aux 30 septembre 2014 et 2013 (les « Etats Financiers Semestriels »). Sauf indication contraire, les informations financières relatives au Groupe contenues dans le présent document de base sont extraites des comptes consolidés. Informations prospectives Le présent document de base contient des indications sur les perspectives et axes de développement du Groupe. Ces indications sont parfois identifiées par l'utilisation du futur, du conditionnel et de termes à caractère prospectif tels que « considérer », « envisager », « penser », « avoir pour objectif », « s’attendre à », « entendre », « devoir», « ambitionner », « estimer », « croire », « souhaiter », « pouvoir », ou, le cas échéant, la forme négative de ces mêmes termes, ou toute autre variante ou expression similaire. Ces informations ne sont pas des données historiques et ne doivent pas être interprétées comme des garanties que les faits et données énoncés se produiront. Ces informations sont fondées sur des données, des hypothèses et des estimations considérées comme raisonnables par le Groupe. Elles sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel et règlementaire du Groupe. Ces informations sont mentionnées dans différentes sections du présent document de base et contiennent des données relatives aux intentions, estimations et objectifs du Groupe concernant, notamment, le marché, la stratégie, la croissance, les résultats, la situation financière et la trésorerie du Groupe. Les informations prospectives mentionnées dans le présent document de base sont données uniquement à la date du présent document de base. Sauf obligation légale ou règlementaire qui s'appliquerait, le Groupe ne prend aucun engagement de publier des mises à jour des informations prospectives contenues dans le présent document de base afin de refléter tout changement affectant ses objectifs ou les événements, conditions ou circonstances sur lesquels sont fondées les informations prospectives contenues dans le présent document de base. Le Groupe opère dans un environnement concurrentiel et en évolution rapide ; il peut donc ne pas être en mesure d’anticiper tous les risques, incertitudes ou autres facteurs susceptibles d’affecter son activité, leur impact potentiel sur son activité ou encore dans quelle mesure la matérialisation d’un risque ou d'une combinaison de risques pourrait avoir des résultats significativement différents de ceux mentionnés dans toute information prospective, étant en outre rappelé qu'aucune de ces informations prospectives ne constitue une garantie de résultats réels. Informations sur le marché et la concurrence Le présent document de base contient des données statistiques et cite des projections de tiers en rapport avec le secteur de l’énergie solaire. Ces données proviennent ou sont dérivées d’études réalisées par des sources externes, y compris le Ministère de l’Écologie, du Développement Durable et de l’Énergie, IHS Inc., cabinet d’études stratégiques et des études de marché relatif à l’industrie photovoltaïque, l’Agence Internationale de l’Énergie, organisation intergouvernementale spécialisée dans la réalisation de rapports sur la politique énergétique de ses pays membres, l’Observatoire de l’Énergie Solaire Photovoltaïque, site Internet de statistiques géré par France Territoire Solaire ainsi que le cabinet de conseil en stratégie et management Kurt Salmon. Les publications, études et prévisions du secteur, indiquent généralement que les informations qui y sont contenues proviennent de sources considérées comme fiables même s’il ne peut y avoir aucune certitude quant à leur exactitude ou exhaustivité, et de telles données sont sujettes à des risques et incertitudes qui pourraient entraîner des différences entre les données réelles et les projections. Ces informations 2 publiquement disponibles n’ont pas été vérifiées ni par le Groupe ni par un expert indépendant, et l’industrie photovoltaïque étant une industrie jeune et évolutive, l’obtention de données précises est difficile. Il ne peut y avoir d’assurance que ces estimations seront atteintes et l’investisseur est invité à ne pas se fier indûment aux données statistiques et projections de tiers citées dans le présent document de base. Le secteur dans lequel opère le Groupe est sujet à des incertitudes et risques, y compris ceux décrits à la Section « Informations Prospectives » et au Chapitre 4 « Facteurs de Risques » du présent document de base. Facteurs de risques Les investisseurs sont invités à lire attentivement les facteurs de risques décrits au Chapitre 4 « Facteurs de risques » du présent document de base. La réalisation de tout ou partie de ces risques est susceptible d’avoir un effet défavorable sur les activités, l’image, les résultats, la situation financière ou les perspectives du Groupe. En outre, d’autres risques, non encore identifiés ou considérés comme non significatifs par le Groupe à la date d’enregistrement du présent document de base, pourraient également avoir un effet défavorable. Arrondis et unités de mesure Certaines données chiffrées (y compris les données exprimées en milliers ou millions) et pourcentages présentés dans le présent document de base ont fait l'objet d’arrondis. Le cas échéant, les totaux présentés dans le présent document de base peuvent légèrement différer de ceux qui auraient été obtenus en additionnant les valeurs exactes (non arrondies) de ces données chiffrées. Les tableaux représentant l’évolution dans le temps de certaines données financières ou de données contenues au Chapitre 9 « Examen de la situation financière et du résultat » du présent document de base, sont extraits des comptes consolidés du Groupe ou ont été réalisés à l’aide de données contenues dans le présent document de base (et donc potentiellement arrondies). Dans le présent document de base, la puissance électrique d’une installation photovoltaïque est exprimée en watt (W), kilowatt (kW), Mégawatt (MW) et Gigawatt (GW) correspondant à la somme des puissances crêtes unitaires des panneaux photovoltaïques mesurée dans des conditions de test standards (pour une définition des conditions de test standards, le lecteur est invité à se reporter au glossaire figurant en Annexe I du présent document de base) composant une installation donnée et utilisée le plus souvent dans les pratiques de marché pour permettre des comparaisons. Le cas échéant, les niveaux de puissance présentés dans le présent document de base peuvent légèrement différer des puissances électriques des équipements de conversion et de transformation auquel il est fait référence pour l’application de certaines réglementations. Glossaire Un glossaire définissant certains termes techniques utilisés dans le présent document de base figure en Annexe I du présent document de base. 3 TABLE DES MATIÈRES Page 1. 2. PERSONNES RESPONSABLES DU DOCUMENT DE BASE ........................................... 12 1.1 NOM ET FONCTION DU RESPONSABLE DU DOCUMENT DE BASE............ 12 1.2 ATTESTATION DE LA PERSONNE RESPONSABLE DU DOCUMENT DE BASE ................................................................................................................... 12 1.3 NOM ET FONCTION DES RESPONSABLES DE L’INFORMATION FINANCIÈRE ............................................................................................................ 12 RESPONSABLES DU CONTRÔLE DES COMPTES ......................................................... 13 2.1 COMMISSAIRES AUX COMPTES TITULAIRES ................................................ 13 2.2 COMMISSAIRES AUX COMPTES SUPPLÉANTS ............................................... 13 3. INFORMATIONS FINANCIÈRES SÉLECTIONNÉES ....................................................... 14 4. FACTEURS DE RISQUES .................................................................................................... 22 4.1 4.1.1 Risques relatifs au développement et au financement ............................ 22 4.1.2 Risques relatifs à la stratégie de croissance du Groupe .......................... 32 4.1.3 Risques relatifs à la réglementation et aux politiques publiques ............ 36 4.1.4 Autres risques relatifs à l’activité du Groupe ......................................... 37 4.2 RISQUES RELATIFS AU SECTEUR DE L’ÉNERGIE SOLAIRE ........................ 40 4.3 RISQUES DE MARCHÉ .......................................................................................... 43 4.4 5. RISQUES RELATIFS AUX ACTIVITÉS DU GROUPE ........................................ 22 4.3.1 Risque de change .................................................................................... 43 4.3.2 Risque de taux d’intérêt.......................................................................... 44 4.3.3 Risque de contrepartie ............................................................................ 45 4.3.4 Risque relatif aux actions et autres instruments financiers .................... 45 4.3.5 Risque de Liquidité ................................................................................ 45 ASSURANCES ET GESTION DES RISQUES ....................................................... 46 4.4.1 Vue d’ensemble ...................................................................................... 46 4.4.2 Assurances.............................................................................................. 46 4.4.3 Politique de prévention des risques du Groupe ...................................... 49 INFORMATION CONCERNANT LE GROUPE ................................................................. 51 5.1 5.2 HISTOIRE ET ÉVOLUTION DU GROUPE............................................................ 51 5.1.1 Dénomination sociale et nom commercial de la Société ........................ 51 5.1.2 Lieu et numéro d’immatriculation de la Société .................................... 51 5.1.3 Date de constitution et durée de la Société............................................. 51 5.1.4 Siège social, forme juridique et législation applicable ........................... 51 5.1.5 Histoire et évolution du Groupe ............................................................. 51 INVESTISSEMENTS ............................................................................................... 54 4 TABLE DES MATIÈRES Page 6. 5.2.1 Investissements réalisés depuis 2011 ..................................................... 54 5.2.2 Principaux investissements en cours de réalisation ................................ 55 5.2.3 Principaux investissements envisagés .................................................... 55 APERÇU DES ACTIVITÉS DU GROUPE ........................................................................... 57 6.1 PRÉSENTATION GÉNÉRALE DU GROUPE ........................................................ 57 6.2 ATOUTS CONCURRENTIELS ET STRATÉGIE ................................................... 59 6.3 6.4 6.5 6.2.1 Atouts concurrentiels.............................................................................. 59 6.2.2 Stratégie.................................................................................................. 63 DESCRIPTION DU MARCHÉ DE L’ÉNERGIE PHOTOVOLTAÏQUE ............... 64 6.3.1 Vue d’ensemble ...................................................................................... 64 6.3.2 Croissance du marché photovoltaïque .................................................... 65 6.3.3 L’énergie photovoltaïque comme source d’énergie compétitive ........... 68 6.3.4 Facteurs clés de l’amélioration de la structure de coûts de l’énergie photovoltaïque ......................................................................... 70 6.3.5 Marchés de l’énergie photovoltaïque dans les pays où le Groupe opère ....................................................................................................... 73 DESCRIPTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE .................................................... 88 6.4.1 Marchés géographiques .......................................................................... 88 6.4.2 Segments opérationnels du Groupe ........................................................ 90 6.4.3 Parcs solaires en opération, en construction et en développement ....... 103 6.4.4 Unité d’assemblage de panneaux photovoltaïques ............................... 110 6.4.5 Organisation régionale ......................................................................... 111 6.4.6 Participations minoritaires dans des petits projets d’installations photovoltaïques sur toitures.................................................................. 112 6.4.7 Concurrence ......................................................................................... 112 RÉGLEMENTATION ............................................................................................. 113 6.5.1 Conventions internationales sur les gaz à effet de serre ....................... 113 6.5.2 Les règles générales régissant le marché de l’électricité ...................... 113 6.5.3 Les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables ......................... 115 6.5.4 La conformité des dispositifs de soutien à la filière photovoltaïque à l’encadrement des aides d’Etats par l’Union européenne ........................................................................................... 121 6.5.5 Les mesures anti-dumping et anti-subventions prises par l’Union européenne ........................................................................................... 123 6.5.6 Le régime administratif applicable au développement et à la construction d’installations photovoltaïques ........................................ 123 6.5.7 La réglementation applicable aux investissements étrangers en France ................................................................................................... 125 5 TABLE DES MATIÈRES Page 7. 8. 9. 6.5.8 La règlementation fiscale française applicable..................................... 125 6.5.9 Réglementation applicable en dehors de France .................................. 128 ORGANIGRAMME DU GROUPE ..................................................................................... 134 7.1 ORGANIGRAMME SIMPLIFIÉ DU GROUPE .................................................... 134 7.2 FILIALES ET PARTICIPATIONS ......................................................................... 136 7.2.1 Les Entités « Core », structures-métier du Groupe .............................. 136 7.2.2 Acquisitions et cessions récentes significatives ................................... 139 PROPRIÉTÉS IMMOBILIÈRES, USINES ET ÉQUIPEMENTS ....................................... 140 8.1 IMMOBILISATIONS CORPORELLES IMPORTANTES EXISTANTES OU PLANIFIÉES .................................................................................................... 140 8.2 ENVIRONNEMENT, DÉVELOPPEMENT DURABLE ET RESPONSABILITÉ SOCIÉTALE DE SOLAIREDIRECT ................................... 141 8.2.1 L’intégration du développement durable au cœur des activités ........... 141 8.2.2 La stratégie RSE de Solairedirect ......................................................... 142 8.2.3 Données RSE et périmètre de reporting ............................................... 147 EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIÈRE ET DU RÉSULTAT ................................ 148 9.1 9.2 PRESENTATION GÉNÉRALE .............................................................................. 148 9.1.1 Introduction .......................................................................................... 148 9.1.2 Consolidation des sociétés de projets ................................................... 148 9.1.3 Composition du chiffre d’affaires et de la marge brute par segment ................................................................................................ 148 9.1.4 Contribution des segments au chiffre d’affaires et à la marge brute consolidée.................................................................................... 153 9.1.5 Calcul de l’EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) et de l’EBIT Sectoriel par Division (hors plus-value de cessions) ............... 156 9.1.6 Etude de Cas – Esparron 1 ................................................................... 157 9.1.7 Facteurs ayant une incidence significative sur la comparaison des résultats entre périodes ......................................................................... 159 9.1.8 Facteurs ayant une incidence significative sur les résultats du Groupe .................................................................................................. 162 9.1.9 Facteurs ayant une incidence significative sur la demande de capacité de production d’énergie photovoltaïque ................................. 165 9.1.10 Présence géographique ......................................................................... 174 9.1.11 Saisonnalité et variabilité de l’activité d’un trimestre à un autre ......... 175 9.1.12 Variation des taux de change................................................................ 175 9.1.13 Éléments du compte de résultat ............................................................ 176 RÉSULTATS DES OPÉRATIONS ........................................................................ 179 6 TABLE DES MATIÈRES Page 10. 12. 13. Résultats des opérations pour les semestres clos les 30 septembre 2014 et 2013 ......................................................................................... 179 9.2.2 Analyse par segment pour les semestres clos les 30 septembre 2014 et 2013 ......................................................................................... 185 9.2.3 Résultats consolidés pour les exercices clos les 31 mars 2014 et 2013 ...................................................................................................... 191 9.2.4 Analyse par segment pour les exercices clos les 31 mars 2014 et 2013 ...................................................................................................... 198 9.2.5 Résultats consolidés pour les exercices clos les 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 ................................................................................ 204 TRÉSORERIE ET CAPITAUX PROPRES ......................................................................... 211 10.1 11. 9.2.1 PRÉSENTATION GÉNÉRALE .............................................................................. 211 10.1.1 Besoins en trésorerie au stade de développement d’un projet .............. 211 10.1.2 Besoins en trésorerie dans le cadre de la construction d’un parc solaire pour compte de tiers.................................................................. 211 10.1.3 Besoins en trésorerie dans le cadre d’investissements pour compte propre dans les parcs solaires .................................................. 212 10.2 ENDETTEMENT .................................................................................................... 213 10.3 RESSOURCES FINANCIÈRES ............................................................................. 214 10.4 ALLOCATION DES RESSOURCES FINANCIÈRES .......................................... 214 10.5 ANALYSE DES FLUX DE TRÉSORERIE ........................................................... 216 10.5.1 Flux net généré par l’activité opérationnelle du Groupe ...................... 217 10.5.2 Flux net provenant des investissements du Groupe ............................. 219 10.5.3 Flux net provenant du financement du Groupe .................................... 220 10.5.4 Flux d’investissement du segment Gestion des Participations ............. 221 RECHERCHE ET DÉVELOPPEMENT, BREVETS ET LICENCES ................................ 223 11.1 RECHERCHE ET DÉVELOPPEMENT ................................................................. 223 11.2 PROPRIÉTÉ INTELLECTUELLE ......................................................................... 223 INFORMATIONS SUR LES TENDANCES ET LES OBJECTIFS ................................... 224 12.1 TENDANCES D’ACTIVITÉS ................................................................................ 224 12.2 PERSPECTIVES D’AVENIR ................................................................................. 224 12.3 PERSPECTIVES D’AVENIR À MOYEN TERME ............................................... 224 PRÉVISIONS OU ESTIMATIONS DU BÉNÉFICE .......................................................... 228 13.1 HYPOTHÈSES ........................................................................................................ 228 13.2 PRÉVISIONS DU GROUPE POUR L’EXERCICE CLOS LE 31 MARS 2015 ......................................................................................................................... 230 13.3 PRÉVISIONS DU GROUPE POUR L’EXERCICE CLOS LE 31 MARS 2016 ......................................................................................................................... 231 7 TABLE DES MATIÈRES Page 13.4 14. ORGANES D’ADMINISTRATION ET DE DIRECTION ................................................. 234 14.1 14.2 15. COMPOSITION DES ORGANES D’ADMINISTRATION ET DE DIRECTION ............................................................................................................ 234 14.1.1 Conseil d’administration ...................................................................... 234 14.1.2 Directeur général et Directeur général délégué de la Société............... 242 14.1.3 Déclaration relative aux membres du Conseil d’administration et de la Direction générale........................................................................ 243 CONFLITS D’INTÉRÊTS ...................................................................................... 243 RÉMUNÉRATION ET AVANTAGES DES DIRIGEANTS .............................................. 245 15.1 15.2 16. RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES PRÉVISIONS DE RÉSULTATS ............................................................................ 232 RÉMUNÉRATIONS ET AVANTAGES VERSÉS AUX DIRIGEANTS ET MANDATAIRES SOCIAUX.................................................................................. 245 15.1.1 Rémunération des dirigeants mandataires sociaux ............................... 245 15.1.2 Jetons de présence et autres rémunérations perçues par les membres du Conseil d’administration au cours des exercices 2013 et 2014 ......................................................................................... 248 15.1.3 Options de souscription ou d’achat d’actions attribuées durant l’exercice 2014 à chaque dirigeant mandataire social par la Société ou par toute société du Groupe ................................................ 249 15.1.4 Options de souscription ou d’achat d’actions levées durant l’exercice 2014 par chaque dirigeant mandataire social....................... 249 15.1.5 Actions de performance attribuées durant l’exercice 2014 aux mandataires sociaux ............................................................................. 250 15.1.6 Actions de performance devenues disponibles durant l’exercice 2014 pour chaque mandataire social .................................................... 250 15.1.7 Historique des attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions ou de bons de souscription d’actions (BSA) ou de bons de souscription de parts de créateurs d’entreprise (BCE) .................... 250 15.1.8 Options de souscription ou d’achat d’actions ou BCE consentis aux dix premiers salariés de la Société ................................................. 251 15.1.9 Historique des attributions d’actions gratuites ..................................... 252 15.1.10 Avantages des dirigeants mandataires sociaux .................................... 253 15.1.11 Conformité de la rémunération globale des dirigeants mandataires sociaux aux recommandations du Code Middlenext........ 254 MONTANT DES SOMMES PROVISIONNEES OU CONSTATEES PAR LA SOCIETE OU SES FILIALES AUX FINS DE VERSEMENT DE PENSIONS, DE RETRAITES OU D’AUTRES AVANTAGES ............................ 254 FONCTIONNEMENT DES ORGANES D’ADMINISTRATION ET DE DIRECTION ......................................................................................................................... 255 16.1 MANDATS DES MEMBRES DES ORGANES D’ADMINISTRATION ET DE DIRECTION...................................................................................................... 255 8 TABLE DES MATIÈRES Page Conseil d’administration ...................................................................... 255 16.3 RÈGLEMENT INTÉRIEUR DU CONSEIL D’ADMINISTRATION ................... 256 16.3.1 Participation aux réunions du Conseil d’administration par visioconférence ou des moyens de télécommunication........................ 256 16.3.2 Matières réservées du Conseil d’administration................................... 256 COMITÉS DU CONSEIL D’ADMINISTRATION................................................ 257 16.4.1 Comité d’audit ...................................................................................... 257 16.4.2 Comité des nominations et des rémunérations ..................................... 260 16.5 COMITÉ EXÉCUTIF .............................................................................................. 264 16.6 DÉCLARATION RELATIVE AU GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE ........... 265 16.7 CONTRÔLE INTERNE .......................................................................................... 265 SALARIÉS ........................................................................................................................... 266 GESTION DES RESSOURCES HUMAINES ....................................................... 266 17.1.1 Évolution des effectifs .......................................................................... 266 17.1.2 Politique de ressources humaines ......................................................... 271 17.2 PARTICIPATIONS ET OPTIONS DE SOUSCRIPTION OU D’ACHAT D’ACTIONS DÉTENUES PAR LES DIRIGEANTS ET CERTAINS SALARIÉS DU GROUPE....................................................................................... 273 17.3 ACCORDS DE PARTICIPATION ET D’INTÉRESSEMENT .............................. 274 ACTIONNAIRES ................................................................................................................. 275 18.1 19. 16.1.2 INFORMATIONS SUR LES CONTRATS DE SERVICE LIANT DES MEMBRES DES ORGANES D’ADMINISTRATION ET DE DIRECTION A LA SOCIÉTÉ OU A L’UNE QUELCONQUE DE SES FILIALES................... 255 17.1 18. Direction générale ................................................................................ 255 16.2 16.4 17. 16.1.1 ACTIONNARIAT ................................................................................................... 275 18.1.1 Principaux actionnaires ........................................................................ 275 18.1.2 Répartition du capital et des droits de vote .......................................... 275 18.2 DROITS DE VOTE DES ACTIONNAIRES .......................................................... 277 18.3 PACTES ET CONVENTIONS D’ACTIONNAIRES ............................................. 277 18.4 DÉCLARATION RELATIVE AU CONTRÔLE DE LA SOCIÉTÉ...................... 277 18.5 ACCORDS SUSCEPTIBLES D’ENTRAINER UN CHANGEMENT DE CONTRÔLE ............................................................................................................ 277 OPÉRATIONS AVEC LES APPARENTÉS ....................................................................... 279 19.1 PRINCIPALES OPÉRATIONS AVEC LES APPARENTÉS ................................ 279 19.1.1 Conventions conclues entre la Société et les entités « Core » du Groupe .................................................................................................. 279 19.1.2 Conventions conclues entre entités « Core » et entités « Portfolio » ......................................................................................... 279 9 TABLE DES MATIÈRES Page 19.2 20. 21. RAPPORTS SPÉCIAUX DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES CONVENTIONS RÈGLEMENTÉES ............................................................. 282 19.2.1 Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions règlementées pour l’exercice clos le 31 décembre 2011 ...................................................................................................... 282 19.2.2 Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions règlementées pour l’exercice clos le 31 mars 2013.......... 289 19.2.3 Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions règlementées pour l’exercice clos le 31 mars 2014.......... 295 INFORMATIONS FINANCIÈRES CONCERNANT LE PATRIMOINE, LA SITUATION FINANCIÈRE ET LES RÉSULTATS DE LA SOCIÉTÉ ............................. 299 20.1 COMPTES CONSOLIDES DU GROUPE ............................................................. 299 20.2 HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES ................................... 299 20.3 INFORMATIONS FINANCIÈRES INTERMÉDIAIRES ET AUTRES................ 299 20.4 DATE DES DERNIÈRES INFORMATIONS FINANCIÈRES ............................. 300 20.5 POLITIQUE DE DISTRIBUTION DES DIVIDENDES ........................................ 300 20.6 PROCÉDURES JUDICIAIRES ET D’ARBITRAGE ............................................ 300 20.6.1 Litiges commerciaux ............................................................................ 300 20.6.2 Contentieux prud’homaux .................................................................... 300 20.6.3 Investigations liées au chantier de construction des centrales photovoltaïques du Salzet à Arsac........................................................ 301 INFORMATIONS COMPLÉMENTAIRES ........................................................................ 303 21.1 21.2 CAPITAL SOCIAL ................................................................................................. 303 21.1.1 Capital social souscrit et capital social autorisé mais non émis ........... 303 21.1.2 Titres non représentatifs du capital social ............................................ 303 21.1.3 Auto-contrôle, auto-détention et acquisition par la Société de ses propres actions...................................................................................... 303 21.1.4 Autres titres donnant accès au capital social ........................................ 303 21.1.5 Historique du capital social .................................................................. 307 ACTES CONSTITUTIFS ET STATUTS ............................................................... 307 21.2.1 Objet social (article 2 des statuts)......................................................... 307 21.2.2 Exercice social (article 6 des statuts) ................................................... 308 21.2.3 Conseil d’administration ...................................................................... 308 21.2.4 Directeur général et Directeur général délégué (article 18 des statuts) .................................................................................................. 309 21.2.5 Droits, privilèges et restrictions attachés aux actions ........................... 310 21.2.6 Assemblées générales (article 20 des statuts)....................................... 311 21.2.7 Censeurs (article 19 des statuts) ........................................................... 312 10 TABLE DES MATIÈRES Page 21.2.8 Clauses statutaires ou du règlement intérieur susceptibles d’avoir une incidence sur la survenance d’un changement de contrôle ............ 312 21.2.9 Franchissements de seuils et identification des actionnaires ................ 312 21.2.10 Clauses particulières régissant les modifications du capital social ...... 313 22. CONTRATS IMPORTANTS ............................................................................................... 314 23. INFORMATIONS PROVENANT DES TIERS, DÉCLARATIONS D’EXPERTS ET DÉCLARATIONS D’INTÉRÊTS ........................................................................................ 315 24. DOCUMENTS ACCESSIBLES AU PUBLIC..................................................................... 316 25. INFORMATIONS SUR LES PARTICIPATIONS .............................................................. 317 ANNEXE I GLOSSAIRE ................................................................................................................... I-1 ANNEXE II COMPTES CONSOLIDÉS DU GROUPE POUR LES EXERCICES CLOS LES 31 MARS 2014, 31 MARS 2013 ET 31 DÉCEMBRE 2011 ....................................... II-1 ANNEXE III RAPPORT D’AUDIT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES COMPTES CONSOLIDÉS DU GROUPE POUR LES EXERCICES CLOS LES 31 MARS 2014, 31 MARS 2013 ET 31 DÉCEMBRE 2011 ...................................................III-1 ANNEXE IV COMPTES CONSOLIDÉS SEMESTRIELS CONDENSÉS DU GROUPE POUR LE SEMESTRE CLOS LE 30 SEPTEMBRE 2014 ............................................... IV-1 ANNEXE V RAPPORT D’EXAMEN LIMITÉ DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES COMPTES CONSOLIDÉS SEMESTRIELS CONDENSÉS DU GROUPE POUR LE SEMESTRE CLOS LE 30 SEPTEMBRE 2014 ................................................. V-1 11 1. PERSONNES RESPONSABLES DU DOCUMENT DE BASE 1.1 NOM ET FONCTION DU RESPONSABLE DU DOCUMENT DE BASE Monsieur Thierry Lepercq, Président-Directeur général de la Société. 1.2 ATTESTATION DE LA PERSONNE RESPONSABLE DU DOCUMENT DE BASE J’atteste, après avoir pris toute mesure raisonnable à cet effet, que les informations contenues dans le présent document de base sont, à ma connaissance, conformes à la réalité et ne comportent pas d’omission de nature à en altérer la portée. J'ai obtenu de chacun des contrôleurs légaux des comptes une lettre de fin de travaux, dans laquelle ils indiquent avoir procédé à la vérification des informations portant sur la situation financière et les comptes données dans le présent document de base ainsi qu’à la lecture d'ensemble du présent document de base. Les informations financières historiques et prévisionnelles présentées dans le présent document de base ont fait l’objet de rapports des contrôleurs légaux de la société. Le rapport d’audit des contrôleurs légaux relatif aux états financiers consolidés pour les exercices clos les 31 décembre 2011, 31 mars 2013 et 31 mars 2014 figure à la Section 20.1 du présent document de base et contient l’observation suivante: « Sans remettre en cause l’opinion exprimée ci-dessus, nous attirons votre attention sur : - la note 3.2 « Changement comptable relatif à la comptabilisation de certaines participations pour l’exercice clos le 31 mars 2014 » qui décrit le changement intervenu dans la comptabilisation de certaines participations détenues par le Groupe au 31 mars 2014 ; - la note 5 « Périmètre de consolidation et durée des exercices » de l’annexe qui précise que la durée de l’exercice clos le 31 mars 2014 est de 12 mois (du 1er avril 2013 au 31 mars 2014), celle de l’exercice clos le 31 mars 2013 est de 15 mois (du 1er janvier 2013 au 31 mars 2013) et celle de l’exercice clos le 31 décembre 2011 est de 12 mois (du 1er janvier 2011 au 31 décembre 2011). » Le rapport d’examen limité relatif aux états financiers consolidés semestriels condensés pour la période du 1er avril au 30 septembre 2014 figure à la Section 20.3 du présent document de base, et ne contient aucune observation ou réserve. Thierry Lepercq, Président-Directeur général de la Société. 1.3 NOM ET FONCTION DES RESPONSABLES DE L’INFORMATION FINANCIÈRE Monsieur Julien Pourquéry, Directeur administratif et financier de la Société 18, rue du Quatre Septembre, 75002 Paris Tel : +33 1 40 06 19 96 12 2. RESPONSABLES DU CONTRÔLE DES COMPTES 2.1 COMMISSAIRES AUX COMPTES TITULAIRES PricewaterhouseCoopers Audit, Membre de la compagnie régionale des commissaires aux comptes de Versailles. Représenté par Monsieur Philippe Kubisa, 63, rue de Villiers, 92200 Neuilly-sur-Seine, Nommé commissaire aux comptes par décision de l’Assemblée Générale Ordinaire en date du 20 décembre 2010 pour une durée de six exercices sociaux, soit jusqu’à l’Assemblée Générale qui sera appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2016. Fidus, Membre de la compagnie régionale des commissaires aux comptes de Paris. Représenté par Monsieur Francis Bernard, 12, rue de Ponthieu, 75008 Paris, Nommé commissaire aux comptes dans les statuts constitutifs de la Société en date du 13 octobre 2006, puis renouvelé dans ses fonctions par décision de l’Assemblée Générale Ordinaire en date du 17 septembre 2013, pour une durée de six exercices sociaux, soit jusqu’à l’Assemblée Générale qui sera appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2019. 2.2 COMMISSAIRES AUX COMPTES SUPPLÉANTS Monsieur Yves Nicolas, Membre de la compagnie régionale des commissaires aux comptes de Versailles, 63, rue de Villiers, 92200 Neuilly-sur-Seine, Nommé commissaire aux compte suppléant par décision de l’Assemblée Générale Ordinaire en date du 20 décembre 2010 pour une durée de six exercices sociaux, soit jusqu’à l’Assemblée Générale qui sera appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2016. Monsieur Eric Lebègue, Membre de la compagnie régionale des commissaires aux comptes de Paris, 12, rue de Ponthieu, 75008 Paris, Nommé commissaire aux compte suppléant par décision de l’Assemblée Générale Ordinaire en date du 17 septembre 2013, pour une durée de six exercices sociaux, soit jusqu’à l’Assemblée Générale qui sera appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2019. 13 3. INFORMATIONS FINANCIÈRES SÉLECTIONNÉES Les informations financières sélectionnées pour les exercices clos les 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 ont été tirées des Etats Financiers Annuels du Groupe figurant au Chapitre 20 « Informations financières concernant le patrimoine, la situation financière et les résultats de la Société » du présent document de base. Les Etats Financiers Annuels ont été établis conformément aux normes IFRS telles qu’adoptées par l’Union européenne et ont été audités par PricewaterhouseCoopers Audit et Fidus, commissaires aux comptes de la Société. Le rapport des commissaires aux comptes sur les états financiers consolidés pour les exercices clos le 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 figure au Chapitre 20 « Informations financières concernant le patrimoine, la situation financière et les résultats de la Société » du présent document de base. Dans le cadre de son analyse de la mise en œuvre des normes IFRS 10, 11 et 12 et IAS 27 et 28 amendées (le « paquet consolidation ») à partir du 1er avril 2014, le Groupe a réexaminé l’ensemble de son périmètre de consolidation et notamment des participations minoritaires qu’il détenait dans certaines sociétés de projets et qui étaient jusqu’à présent comptabilisées comme des actifs financiers disponibles à la vente conformément à la norme IAS 39. Selon cette analyse, et la clarification apportée par l’IFRS Interpretations Committee en janvier 2015 sur un sujet connexe (appréciation de l’influence notable par un fonds qui agit comme agent pour le compte des investisseurs), le Groupe a déterminé que ces participations entraient dans le champ d’application de la norme IAS 28, qu’il détenait une influence notable dans ces entités, et qu’elles devaient être comptabilisées comme des entreprises associées conformément à la norme IAS 28 actuellement applicable. Pour l’exercice clos le 31 mars 2014, le Groupe a donc comptabilisé ces participations selon la méthode de la mise en équivalence. Conformément à la norme IAS 8, le Groupe a réalisé ce changement de manière rétroactive mais, comme le permet la norme IAS 8, il n’a pas retraité les exercices comparatifs présentés compte tenu du caractère impraticable d’une telle correction avec les éléments dont le Groupe dispose à ce jour. Voir la note 3.2 « Changement comptable relatif à la comptabilisation de certaines participations pour l’exercice clos le 31 mars 2014 » aux Etats Financiers Annuels figurant en Annexe II du présent document de base. En décembre 2012, l’Assemblée Générale Extraordinaire de la Société a pris la décision de modifier la date de clôture des exercices comptables de la Société, celle-ci passant du 31 décembre au 31 mars de chaque année. En conséquence, les comptes consolidés audités relatifs à l’exercice clos le 31 mars 2013 couvrent une période de 15 mois. Les informations financières sélectionnées pour les semestres clos les 30 septembre 2014 et 2013 ont été tirées des Etats Financiers Semestriels du Groupe, établis conformément à la norme IAS 34 « Information financière intermédiaire », norme du référentiel IFRS applicable aux comptes intermédiaires, et figurant (avec le rapport d’examen limité des commissaires aux comptes y affèrent) au Chapitre 20 « Informations financières concernant le patrimoine, la situation financière et les résultats de la Société » du présent document de base. Les informations financières sélectionnées présentées ci-dessous doivent être lues conjointement avec (i) les Etats Financiers Annuels et les Etats Financiers Semestriels du Groupe figurant au Chapitre 20 « Informations financières concernant le patrimoine, la situation financière et les résultats de la Société » du présent document de base, (ii) l’analyse de la situation financière et du résultat du Groupe présentée au Chapitre 9 « Examen de la situation financière et du résultat » du présent document de base et (iii) l’analyse de la trésorerie et des capitaux du Groupe présentée au Chapitre 10 « Trésorerie et capitaux propres » du présent document de base. 14 Informations financières sélectionnées du compte de résultat du Groupe Exercice clos le En millions d’euros 31 mars 2014 (12 mois)(1) 31 mars 2013 (15 mois)(1) Semestre clos le 31 décembre 2011 (12 mois)(1) 30 septembre 2014 30 septembre 2013 (non audités) Produit des activités ordinaires 156,4 126,2 213,5 69,6 45,6 (113,5)(2) (68,6) (146,9) (60,9) (31,6) Charges de personnel (18,9) (23,5) (18,3) (8,1) (10,2) Charges externes (15,6) (17,1) (18,2) (5,3) (5,4) Impôts et taxes (0,6) (0,8) (0,8) (0,3) (0,4) Autres charges opérationnelles courantes (1,1) (3,5) (1,4) (1,7) (2,8) Autres produits opérationnels courants 0,8 2,9 -- 0,2 0,3 Excédent brut opérationnel 7,3 15,5 27,8 (6,6) (4,5) Dotations aux amortissements (1,7) (1,5) (1,2) (0,8) (0,9) 1,6 (1,5) (2,6) (0,4) (0,6) (3,7) -- (0,9) -- -- Résultat opérationnel 3,5 12,6 23,1 (7,8) (6,0) Résultat financier 0,1 0,9 0,7 0,8 (1,5) Résultat avant impôt 3,6 13,5 23,9 (7,0) (7,5) (2,6) (4,3) (5,0) 1,2 1,4 (0,1)(2) 0,5 0,4 0,4 1,7 Résultat net de l'exercice 0,9 9,7 19,3 (5,4) (4,5) Résultat net - part du Groupe 0,7 9,7 19,3 (5,2) (4,4) Achats consommés Dotations nettes aux dépréciations et aux provisions Autres charges opérationnelles non courantes (Charges) / produits d’impôt Quote-part du résultat net des entreprises associées _______________ (1) A partir de l’exercice clos le 31 mars 2014, en application de la norme IAS 28, le Groupe comptabilise selon la méthode de la mise en équivalence des participations minoritaires qu’il détient dans certaines sociétés de projets comptabilisées par le passé comme des actifs financiers disponibles à la vente conformément à la norme IAS 39. Conformément à la norme IAS 8, le Groupe a réalisé ce changement de manière rétroactive mais, comme le permet la norme IAS 8, il n’a pas retraité les exercices comparatifs 2013 et 2011 compte tenu du caractère impraticable d’une telle correction avec les éléments dont le Groupe dispose à ce jour. Voir la note 3.2 « Changement comptable relatif à la comptabilisation de certaines participations pour l’exercice clos le 31 mars 2014 » aux Etats Financiers Annuels figurant en Annexe II du présent document de base. (2) Le montant des achats consommés pour l’exercice 2014 inclut 0,3 million de charges supplémentaires liées à la mise en équivalence à partir du 1er avril 2013 des participations minoritaires que le Groupe détient dans certaines sociétés de projets. Ce même changement du traitement comptable a entraîné une augmentation des quotes-parts de résultat net des entreprises associées de 0,1 million d’euros. 15 Informations sectorielles Pour les besoins de son reporting interne et de la note sectorielle aux états financiers établie conformément à la norme IFRS 8 (voir la note 19 aux Etats Financiers Annuels et la note 7 aux Etats Financiers Semestriels), le Groupe évalue la performance de ses segments sur la base d’un chiffre d’affaires et d’une marge brute avant éliminations des transactions intra-Groupe et certains autres ajustements décrits dans la note 19 aux Etats Financiers Annuels et la note 7 aux Etats Financiers Semestriels. Cette approche peut générer des différences significatives entre les chiffres sectoriels et les chiffres consolidés préparés conformément à la norme IFRS. Voir la Section 9.1.4. « Contribution des segments au chiffre d’affaires et à la marge brute consolidée » du présent document de base. Les tableaux ci-dessous présentent le passage du chiffre d’affaires sectoriel au chiffre d’affaires IFRS et de la marge brute sectorielle à la marge brute IFRS pour chaque segment pour les périodes indiquées. En millions d'euros Chiffre d’affaires sectoriel Éliminations de consolidation Ventes d’électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de chiffre d’affaires Contributif IFRS sectoriel Marge brute sectorielle Neutralisation de la marge de consolidation Ventes d’électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de marge Marge brute IFRS externe Coûts de structure non alloués Excèdent brut opérationnel Développement & Construction Services aux Actifs Gestion des Participations Exercice clos le 31 mars 2014 (12 mois) Autres 142,3 (2,7) 5,6 (0,0) 1,8 (0,0) 24,6 (14,2) 174,3 (17,0) -- -- 0,9 -- 0,9 -- -- (1,8) -- (1,8) -139,5 -5,5 -0,9 -10,5 -156,4 28,7 2,5 1,8 4,5 37,5 (0,8)(1) -- (0,0) (0,0) (0,8) -- -- 0,8 -- 0,8 --27,9 --2,5 (1,8) -0,8 --4,5 (1,8) -35,7 (28,3) 7,3 (1) Le montant de la neutralisation de la marge de consolidation dans le passage de la marge brute sectorielle du segment Développement et Construction à la marge brute IFRS externe pour ce segment inclut 0,3 million d’euros de charges supplémentaires liées à la mise en équivalence à partir du 1er avril 2013 des participations minoritaires que le Groupe détient dans certaines sociétés de projets. Voir la note 3.2 « Changement comptable relatif à la comptabilisation de certaines participations pour l’exercice clos le 31 mars 2014 » aux Etats Financiers Annuels figurant en Annexe II du présent document de base. 16 En millions d'euros Chiffre d’affaires sectoriel Éliminations de consolidation Ventes d’électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de chiffre d’affaires Contributif IFRS sectoriel Marge brute sectorielle Neutralisation de la marge de consolidation Ventes d’électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de marge Marge brute IFRS externe Coûts de structure non alloués Excèdent brut opérationnel En millions d'euros Chiffre d’affaires sectoriel Éliminations de consolidation Ventes d’électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de chiffre d’affaires Contributif IFRS sectoriel Marge brute sectorielle Neutralisation de la marge de consolidation Ventes d’électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de marge Marge brute IFRS externe Coûts de structure non alloués Excèdent brut opérationnel Développement & Construction Services aux Actifs Gestion des Participations Exercice clos le 31 mars 2013 (15 mois) Autres 102,9 (8,8) 4,9 -- 8,3 -- 3,1 (1,0) 119,3 (9,9) -- -- -- -- -- -- -- (1,4) -- (1,4) 18,2 112,3 -4,9 -6,9 -2,1 18,2 126,2 29,9 2,9 7,8 0,7 41,3 (1,2) -- -- -- (1,2) -- -- -- -- -- -18,2 46,9 --2,9 (1,4) -6,4 --0,7 (1,4) 18,2 56,9 (41,4) 15,5 Développement & Construction Services aux Actifs Gestion des Participations Période close le 31 mars 2013 (12 mois) Autres 97,5 (8,8) 4,1 -- 8,0 -- 2,2 (1,0) 111,8 (9,8) -- -- -- -- -- -- -- (1,1) -- (1,1) 18,2 106,9 -4,1 -6,9 -1,2 18,2 119,1 28,4 2,3 7,5 0,5 38,6 (1,2) -- -- -- (1,2) -- -- -- -- -- -18,2 45,4 --2,3 (1,1) -6,4 --0,5 (1,1) 18,2 54,5 (32,6) 22,0 17 En millions d'euros Développement & Construction Services aux Actifs Gestion des Participations Semestre clos le 30 septembre 2014 Autres (non audités) Chiffre d’affaires sectoriel Éliminations de consolidation Ventes d’électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de Chiffre d’Affaires Contributif IFRS sectoriel 73,2 (11,2) 3,0 (0,1) 0,9 (0,0) 4,3 (0,2) 81,5 (11,6) -- -- 0,6 -- 0,6 -- -- (0,9) -- (0,9) -62,0 -2,9 -0,6 -4,1 -69,6 Marge brute sectorielle Neutralisation de la marge de consolidation Ventes d’électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de marge Marge brute IFRS externe Coûts de structure non alloués Excèdent brut opérationnel 5,0 1,7 0,9 2,0 9,7 (2,1) -- (0,0) -- (2,1) -- -- 0,4 -- 0,4 --3,0 --1,7 (0,9) -0,4 --2,0 (0,9) -7,0 En millions d'euros (13,6) (6,6) Développement & Construction Services aux Actifs Gestion des Participations Semestre clos le 30 septembre 2013 Autres (non audités) Chiffre d’affaires sectoriel Éliminations de consolidation Ventes d’électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de chiffre d’affaires Contributif IFRS sectoriel 42,6 (1,1) 2,6 -- 0,6 -- 6,8 (5,7) 52,6 (6,7) -- -- 0,3 -- 0,3 -- -- (0,6) -- (0,6) -41,5 -2,6 -0,3 -1,1 -45,6 Marge brute sectorielle Neutralisation de la marge de consolidation Ventes d’électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de marge Marge brute IFRS externe Coûts de structure non alloués Excèdent brut opérationnel 6,2 1,6 0,6 1,8 10,2 (0,3) -- -- -- (0,3) -- -- 0,3 -- 0,3 --5,9 --1,6 (0,6) -0,3 --1,8 (0,6) -9,6 (14,0) (4,5) 18 Le tableau suivant présente le calcul de l’EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) pour les périodes indiquées. Voir la Section 9.1.5 « Calcul de l’EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) et de l’EBIT Sectoriel par Division (hors plus-value de cessions) ». En millions d’euros Marge brute totale Couts de structure non alloués Dotations aux amortissements hors sociétés de projets Dotations nettes aux dépréciations et aux provisions Autres produits et charges opérationnels non courants Plus-values de cession Total EBIT Sectoriel (hors plus-value de cession) Dont Développement et Construction(1) Dont Services aux Actifs(1) Dont Gestion des Participations (hors plus-value de cession) Dont Autres Exercice clos le 31 mars 2014 Exercice clos le 31 mars 2013 Variation (%) Semestre clos le 30 septembre 2013 10,2 Variation (%) (9%) Semestre clos le 30 septembre 2014 9,7 37,5 41,3 (28,3) (41,4) (31%) (13,6) (14,0) (3%) (1,4) (1,5) (7%) (0,6) (0,8) (22%) 1,6 (1,5) n.s. (0,4) (0,6) (31%) (3,7) - (6,9) n.s. (100%) - - n/a - 5,6 (10,0) n.s. (5,0) (5,3) (5%) (2,0) (12,4) (84%) (9,0) (8,4) 7% 1,3 0,9 52% 1,1 0,7 61% 1,8 4,5 0,8 0,7 113% 508% 0,9 2,0 0,6 1,8 52% 10% (5%) _________ (1) Après allocation aux segments Développement et Construction et Services aux Actifs, au prorata des chiffres d’affaires sectoriels, des coûts de structure non-alloués et des dotations aux amortissements (hors dotations aux amortissements provenant des sociétés de projets consolidées). 19 Informations financières sélectionnées du bilan du Groupe En millions d’euros Au 31 mars 2014(1) Au 1er avril 2013(1) Au 31 mars 2013(1) Au 31 décembre 2011(1) Au 30 septembre 2014 (non audités) Total des actifs non courants 28,9 17,1 31,4 26,7 48,3 Dont immobilisations corporelles Dont actifs financiers non courants Dont titres mis en équivalence Total des actifs courants Dont Trésorerie et équivalents de trésorerie Total de l’actif Total des capitaux propres Total des passifs non courants Dont dettes financières non courantes Total des passifs courants Dont dettes financières courantes Total du passif Dont dettes financières courantes et non-courantes Dont endettement sans recours souscrit par les sociétés de projets consolidées 11,8 11,1 0,8 95,8 10,1 0,1 0,8 125,5 10,1 15,1 0,3 125,5 4,1 21,0 -92,9 32,5 9,4 0,8 105,9 39,0 33,5 33,5 17,2 19,6 124,7 41,3 11,0 142,6 41,5 7,3 156,9 55,8 7,3 119,5 45,0 19,3 154,2 38,9 21,2 5,7 3,6 3,6 4,2 17,8 72,5 14,4 124,7 93,8 2,6 142,6 93,8 2,6 156,9 55,3 11,8 119,5 94,0 8,9 154,2 20,1 6,2 6,2 16,0 26,7 3,5 -- -- -- 16,0 _______________ (1) A partir de l’exercice clos le 31 mars 2014, en application de la norme IAS 28, le Groupe comptabilise selon la méthode de la mise en équivalence des participations minoritaires qu’il détient dans certaines sociétés de projets comptabilisées par le passé comme des actifs financiers disponibles à la vente conformément à la norme IAS 39. Conformément à la norme IAS 8, le Groupe a réalisé ce changement de manière rétroactive mais, comme le permet la norme IAS 8, il n’a pas retraité les exercices comparatifs 2013 et 2011 compte tenu du caractère impraticable d’une telle correction avec les éléments dont le Groupe dispose à ce jour. Voir la note 3.2 « Changement comptable relatif à la comptabilisation de certaines participations pour l’exercice clos le 31 mars 2014 » aux Etats Financiers Annuels figurant en Annexe II du présent document de base. Informations financières sélectionnées du tableau des flux de trésorerie du Groupe Exercice clos le En millions d’euros Capacité d'autofinancement Variation du besoin en fonds de roulement Impôt décaissé Flux nets de trésorerie générés par l’activité opérationnelle Flux net provenant des investissements Flux net provenant du financement Variation de trésorerie Semestre clos le 31 mars 2014 (12 mois) 31 mars 2013 (15 mois) 31 décembre 2011 (12 mois) 9,4 (9,7) 31,5 1,3 32,3 (58,5) 2,5 (14,1) (0,8) (1,5) (4,8) (0,7) 0,0 9,9 21,1 (31,8) (5,3) (18,7) (17,0) 5,8 (7,3) (18,5) (3,9) 13,1 5,5 (10,5) 16,2 (8,0) (31,1) 3,9 (19,7) 1,7 (21,7) 20 30 30 septembre septembre 2014 2013 (non audités) (7,0) (4,7) Données opérationnelles Le tableau suivant présente les données opérationnelles indiquées pour les périodes indiquées. Exercice clos le 31 décembre Nouveaux projets démarrés en France à l’international MW construits (1) pour des sociétés de projets contrôlées par des parties tierces (2) en France à l’international MW construits pour des sociétés de projets contrôlées par le Groupe en France à l’international Montant total de MW construits en France à l’international dont Inde dont Moyen-Orient et Afrique dont Amérique latine Montant total de MW atteignant le stade de réception provisoire sur la période en France à l’international Prix de vente moyen du MW construit (base consolidée) Prix de vente moyen du MW construit (base sectorielle avant élimination de transactions intersegments)(4) MW sous gestion en France à l’international MW net sur bilan en France à l’international 12 mois clos le 31 mars Exercice clos le 31 mars Semestre clos le 30 septembre Semestre clos le 30 septembre 2011 10 10 - Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 11 9 2 2013 11 9 2 2014 12 9 3 2013 5 3 2 2014 13 8 5 54,2 62,8 58,8 104,4 34,9 56,4 54,2 -- 52,8 10,0 48,8 10,0 84,4 20,1 27,6 7,3 55,5 1,0 7,5 4,8 4,8 2,1 0,0 10,6 7,5 -61,7 61,7 ----- -4,8 67,6 52,8 14,8 14,8 --- -4,8 63,6 48,8 14,8 14,8 --- -2,1 106,5 84,4 22,1 0,8 20,1 1,3 --34,9 27,6 7,3 -7,3 -- 10,6 -67,0 66,1 1,0 -1,0 -- 53,5 49,8 45,3 61,3 17,4 81,7 53,5 -- 44,2 5,6 39,7 5,6 50,0 11,2 6,2 11,2 71,2 10,5 n/a 1,49(3) 1,49(3) 1,31 1,19 0,93 n/a 1,52 1,53 1,34 1,22 1,09 69,9 69,9 -27,3 27,3 -- 119,7 114,1 5,6 27,0 20,2 6,9 119,7 114,1 5,6 27,0 20,2 6,9 180,9 164,1 16,8 34,4 23,4 11,0 137,0 120,2 16,8 33,2 22,2 11,0 262,6 235,3 27,3 61,8 50,9 11,0 _______________________ (1) (2) (3) (4) Les MW construits pour un projet donné sont calculés en multipliant le pourcentage de construction achevée pendant la période concernée par la puissance totale du projet, exprimée en MW. Comprend des installations sur toitures (>1MW) pour 3,8 MW en 2011 et 1,9 MW en 2013. Calculé sur la base de la contribution du segment Développement et Construction au chiffre d’affaires consolidé du Groupe après déduction de la portion du chiffre d’affaires (18,2 millions d’euros) attribuable à la Transaction Solaire Durance. Voir la Section 9.1.7.2 « Modifications du périmètre de consolidation » du présent document de base. Calculé sur la base du chiffre d’affaires sectoriel pour le segment Développement et Construction avant élimination du chiffre d’affaires inter-segments. 21 4. FACTEURS DE RISQUES Les investisseurs sont invités à prendre en considération l’ensemble des informations contenues dans le présent document de base, y compris les facteurs de risques suivants afin d’évaluer les risques liés aux activités du Groupe. La Société a procédé à une revue des risques qui pourraient avoir un effet défavorable significatif sur son activité, sa situation financière ou ses résultats (ou sur sa capacité à réaliser ses objectifs) et considère qu’il n’y a pas d’autres risques significatifs hormis ceux présentés. Des risques additionnels, inconnus à la date du présent document de base, ou que le Groupe considère comme étant insignifiants en vertu des informations dont il dispose, peuvent avoir un effet défavorable significatif sur le Groupe, son activité, sa situation financière, ses résultats ou ses perspectives. 4.1 RISQUES RELATIFS AUX ACTIVITÉS DU GROUPE 4.1.1 Risques relatifs au développement et au financement Le Groupe pourrait ne pas être en mesure de trouver des acheteurs pour l’électricité produite par ses projets photovoltaïques à des prix attractifs ou à des conditions acceptables, particulièrement au regard de l’évolution des conditions du marché de l’électricité et du cadre réglementaire qui s’y applique, ce qui pourrait, le cas échéant, affecter la viabilité ou la valeur des parcs solaires développés ou détenus par le Groupe. La valeur et la viabilité des parcs solaires développés par le Groupe dépendent de sa capacité à vendre l’électricité produite par ces parcs à des acquéreurs solvables et à des niveaux de prix adaptés, soit en vertu de contrats de vente d’électricité soit sur le marché de gros. Voir Section 6.4.2 « Segments opérationnels du Groupe », sous-section « Signature des contrats de vente d’électricité » du présent document de base. Les conditions et le cadre réglementaire du marché ont un impact significatif sur la façon dont le Groupe identifie et attire des acheteurs pour l’électricité produite et structure les mécanismes de fixation des prix de cette énergie. Si le Groupe n’est pas en mesure d’identifier des acquéreurs solvables disposés à conclure des contrats d’achat d’électricité ou de vendre cette électricité sur le marché de gros à des niveaux de prix adaptés, la valeur des projets photovoltaïques pourrait diminuer, réduisant ainsi leur attractivité pour les investisseurs, le chiffre d’affaires potentiel du Groupe pourrait se dégrader et certains projets pourraient ne plus être viables. En France, la quasi-totalité des projets du Groupe construits à ce jour s’appuie sur un régime de tarif d’achat obligatoire qui impose à EDF ou aux entreprises locales de distribution d’acheter l’électricité conformément à des contrats d’achat d’électricité, selon un tarif d’achat obligatoire fixé par la loi ou les règlements. Les parcs solaires du Groupe en Afrique du Sud et en Inde ont été construits sur la base de contrats de vente d’électricité conclus au terme de procédures d’appel d’offres à l’issue desquelles les prix d’achat ont été fixés. Des variations défavorables de ces mécanismes d’appel d’offres et de tarifs d’achat obligatoires, telles que celles qui se sont produites en 2011 et 2013 pourraient avoir une incidence significative sur le chiffre d’affaires du Groupe. En particulier : • des réductions du niveau des tarifs d’achat obligatoires ou des prix d’achat établis au terme de procédures d’appel d’offres pourraient avoir une incidence défavorable sur la valeur des projets reposant sur de tels tarifs ou prix d’achat, et si lesdits tarifs ou prix d’achat ne sont pas suffisamment élevés pour couvrir les coûts du projet (notamment les coûts de remboursement de l’endettement souscrit) et garantir un rendement adapté, un projet reposant sur de tels tarifs ou prix d’achat pourrait ne pas être viable. Les changements apportés par les pouvoirs publics à ces tarifs d’achat obligatoires peuvent être significatifs. Depuis 2010, par exemple, le gouvernement français a procédé à plusieurs réductions importantes des tarifs d’achat obligatoires qui s’appliquent aux 22 grands projets photovoltaïques tels que ceux construits par le Groupe, dont une réduction de 57% des tarifs en 2011 et de 20% supplémentaires en 2013. Les tarifs en vigueur ont continué à baisser d’un pourcentage précis chaque trimestre depuis lors. L’actuel tarif T5 qui s’applique aux nouvelles centrales au sol et qui garantit certains tarifs d’achat pour le premier trimestre 2015 est fixé à 6,63 c€/kWh, soit 28,2% plus bas que le plus faible des tarifs d’achat obligatoires en vigueur pour les projets du Groupe ayant démarré leurs opérations de commercialisation d’électricité en France et 5,0% plus bas que les tarifs applicables les plus faibles déjà obtenus pour les projets du Groupe actuellement en « backlog » en France. Même si le gouvernement en France a continué à soutenir les appels d’offres avec des prix potentiellement plus élevés, la fréquence de ces offres a été irrégulière et certaines procédures ont limité la partie de l’appel d’offres ouverte aux centrales au sol. Si le Groupe ne parvient pas à réduire ses coûts assez rapidement pour compenser la baisse des tarifs d’achat obligatoires en France, les projets fondés sur de tels tarifs pourraient ne pas être viables. Par ailleurs, aux termes d’un projet de loi (projet de loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte) récemment adopté par l’Assemblée nationale française, le mécanisme de tarification actuel pour le régime de tarif obligatoire d’achat a vocation à être complété par un nouveau système reposant sur les prix de marché majorés d’une prime spécifiée par le gouvernement. Les prix qui vont en résulter seront probablement plus volatiles que les tarifs obligatoires actuels, et aucune garantie ne peut être donnée quant au fait de savoir s’ils seront ou resteront aussi élevés que les tarifs d’achat obligatoires actuels ou s’ils seront ou resteront suffisamment élevés pour garantir la viabilité des projets reposant sur de tels tarifs à l’avenir ; et • si la politique de tarif d’achat obligatoire ou les mécanismes d’appel d’offres sont supprimés ou modifiés de telle manière que la construction de parcs solaires reposant sur des contrats de vente d’électricité conclus conformément à cette politique ou ces mécanismes cesse d’être viable : o Le Groupe devra trouver d’autres acheteurs pour l’électricité produite par les projets qu’il construit. Le Groupe estime que les conditions de marché en France, en Afrique du Sud, en Inde et sur d’autres marchés, sont favorables au développement d’un marché privé de contrats de vente d’électricité à long terme. Le Groupe entend à l’avenir négocier plus de contrats de ce type sur ces marchés, le Groupe pourrait donc rencontrer des difficultés à trouver des acheteurs solvables ou à en trouver qui soient disposés à conclure des contrats d’achat d’électricité à long terme, à des prix et selon des conditions qui soient aussi avantageux ou meilleurs que ceux de la politique actuelle de tarif d’achat obligatoire, l’une quelconque de ces possibilités pouvant avoir une incidence significative défavorable sur la valeur des projets et rendre certains projets nonviables, et pouvant également se traduire par une diminution du chiffre d’affaires ou par une réduction ou cessation des activités de développement de projets du Groupe sur ces marchés. o Ces changements pourraient avoir une incidence défavorable sur la perception que les investisseurs ont du risque lié à l’investissement dans l’énergie solaire. Cela rendrait plus difficile la levée de capitaux et l’endettement ou moins attractives les conditions de ces opérations. o Même si le Groupe parvient finalement à mettre en œuvre sa stratégie de négociation de contrats de vente d’électricité à long terme pour remplacer les tarifs d’achat obligatoires ou les mécanismes d’appel d’offres, le processus d’évolution de l’activité vers un modèle fondé sur les contrats de vente d’électricité pourrait prendre du temps et nécessiter la mise en œuvre d’autres ressources. Cela pourrait retarder certains projets potentiels ou les rendre non viables. En effet, la négociation et la signature de ces contrats pourraient exiger 23 davantage de dépenses commerciales, de marketing et autres, affectant ainsi de manière défavorable les marges du Groupe. De même, sur divers marchés et notamment au Chili, le Groupe prévoit d’être en mesure de financer et de construire des projets reposant sur les prix du marché de gros en vigueur plutôt que sur des contrats à long terme de vente d’électricité. Si les prix et les conditions sur le marché de gros au Chili, ou dans d’autres pays dans lesquels le Groupe prévoit de bénéficier des prix du marché de gros, n’évoluent pas comme prévu, ou si le Groupe rencontre plus de difficultés qu’attendu à obtenir un financement reposant sur les prix du marché de gros, il pourrait devoir trouver des acheteurs solvables susceptibles de vouloir conclure des contrats à long terme d’achat d’électricité afin de construire et de vendre avec succès des projets sur lesdits marchés. Cela pourrait s’avérer difficile ou nécessiter du temps ou des dépenses conséquentes. Si le Groupe n’est pas en mesure de conclure des contrats de vente d’électricité adaptés (qu’il s’agisse de contrats à long-terme de vente d’électricité, ou de contrats de vente au prix du marché de gros), cela pourrait porter atteinte de manière significative à la valeur ou à la viabilité de ses projets, l’une ou l’autre de ces hypothèses pouvant avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. La viabilité des parcs solaires en pré-construction dépend fortement de l’obtention de financements auprès de diverses sources, et en particulier du financement par endettement externe. Un tel financement pourrait ne pas être disponible ou l’être uniquement à des conditions défavorables ou dans des quantités insuffisantes. Le développement par le Groupe de projets photovoltaïques et la construction ultérieure de parcs solaires nécessitent des dépenses d’investissement importantes et des financements significatifs pour chaque projet, comprenant des financements en capital et par endettement souscrit sans recours contre les autres entités du Groupe sur le marché bancaire. Le Groupe pourrait ne pas être en mesure d’obtenir un financement par endettement de ses projets, ou ledit financement pourrait être assorti de conditions restrictives qui augmentent les coûts d’exploitation et réduisent la valeur des projets. En outre, la capacité du Groupe à obtenir un financement de ses projets photovoltaïques par endettement pourrait varier en fonction des pays. Compte tenu de l’expansion du Groupe sur de nouveaux marchés, aucune garantie ne peut être donnée quant au fait de savoir si les banques qui ont garanti le financement par emprunt des projets photovoltaïques du Groupe par le passé, en particulier en France, continueront à le faire à l’avenir. Se reporter à « Le Groupe est exposé à un certain nombre de risques liés à l’internationalisation de ses activités du fait de ses opérations à l’échelle mondiale et de sa stratégie d’expansion à l’international » ci-dessous. Si le Groupe n’est pas en mesure de trouver un financement par emprunt ou si ce dernier est uniquement disponible selon des conditions défavorables, le Groupe pourrait être dans l’incapacité de construire certains de ses projets photovoltaïques en « backlog », ce qui pourrait entraîner une baisse du chiffre d’affaires ou des bénéfices du Groupe ou son incapacité à exécuter pleinement son business plan. Ceci pourrait avoir une incidence défavorable significative sur son activité, ses résultats ou sa situation financière. Le Groupe pourrait rencontrer des difficultés à vendre des participations dans les sociétés de projets qu’il constitue et qui détiennent les projets du Groupe. En plus du financement par endettement, le financement de projets de parcs solaires du Groupe se fait généralement par des financements en capital auprès de tiers, que ce soit lors de la phase de pré-construction ou de celle de post-construction de projets. Le Groupe se réfère à ces levées de capitaux en parlant de « vente de participation » dans ces projets. Historiquement, le Groupe a généralement levé des capitaux pour ses projets auprès du secteur privé ou d’investisseurs publics spécialisés dans l’énergie solaire via la vente de participations majoritaires dans la plupart des sociétés de projets spécialement créées à cet effet avant la construction, tout en conservant une participation de 10-15% dans ces sociétés. Si le Groupe est incapable de lever des capitaux dans des quantités suffisantes, dans des conditions favorables et/ou au moment opportun lors de la phase de pré-construction des projets, il pourrait être dans l’incapacité de 24 financer un projet ou de le faire sans contribuer davantage avec ses propres capitaux. En conséquence, le Groupe pourrait ne pas être en mesure de construire certains de ses projets photovoltaïques en « backlog », ce qui pourrait entraîner une baisse du chiffre d’affaires ou des bénéfices du Groupe, une incapacité à exécuter pleinement son business plan, ou une perte de parts de marché, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable significative sur son activité, ses résultats ou sa situation financière. Au cours de son développement, le Groupe a commencé à développer un certain nombre de projets dans l’intention d’en mener la construction à terme et d’en céder le contrôle à des investisseurs en phase de post-construction afin de capter davantage de valeur sur chaque projet en réalisant des plus-values de cession plus importantes du fait du risque réduit des investissements dans les projets dont la construction est achevée. Lorsque le Groupe choisit de conserver une participation minoritaire ou majoritaire dans une société de projet jusqu’à ce que la construction du projet soit achevée, aucune garantie ne peut être donnée quant à la possibilité pour le Groupe de céder ses participations ou de les céder selon les conditions ou le calendrier souhaité(es). Le Groupe prévoit de céder ses participations majoritaires d’une manière opportuniste. Sans fixer des limites strictes, le Groupe cherche généralement à céder des projets en phase de post-construction situés dans des pays de l’OCDE approximativement six mois après la date de début des opérations de commercialisation et sur les autres marchés approximativement 24 mois après la date de début des opérations de commercialisation, même si aucune garantie ne peut être donnée quant au respect de ces délais par le Groupe. Si le Groupe n’est pas en mesure d’attirer des acquéreurs pour ses participations dans des projets en phase de post-construction dans des conditions favorables, il pourrait être contraint de conserver ses participations pendant une période plus longue que celle initialement prévue, ce qui pourrait entraîner une baisse de son chiffre d’affaires, une augmentation de son niveau d’endettement (dans la mesure où le Groupe détiendra une participation majoritaire) ou une diminution des capitaux destinés à être investis dans de nouveaux projets. Cela pourrait également provoquer des ventes « forcées » dans des conditions défavorables se traduisant par une perte sur investissement ou par des rendements inférieurs à ceux attendus. La plupart des participations dans les sociétés de projets créées par le Groupe depuis 2010 a été vendue à un nombre limité d’investisseurs, comprenant, entre autres, BlackRock, KGAL, 123 Ventures, Old Mutual et CDC. Si les relations du Groupe avec ces investisseurs existants se détériorent ou si ces derniers manifestent un intérêt moindre à l’égard des projets futurs du Groupe (y compris pour des raisons qui échappent à son contrôle, notamment la fin de la durée de vie d’un fonds, des changements dans ses politiques d’investissement, ou l’atteinte des limites de concentration des investissements ou – concernant l’expansion internationale prévue du Groupe – des limites éventuelles à l’investissement dans des pays non membres de l’OCDE) le Groupe devra trouver d’autres capital-investisseurs pour ses projets. Plus généralement, le Groupe a actuellement une expérience limitée concernant la vente de ses participations dans ces sociétés de projets hors de France ou concernant la vente de participations majoritaires dans des projets en phase de postconstruction, et pourrait rencontrer des difficultés à trouver des acquéreurs pour son portefeuille croissant de sociétés internationales détenues à 100% en respectant le calendrier et les modalités de sa stratégie commerciale. Voir ci-dessous « L’activité du Groupe est en pleine croissance et connaît une évolution rapide, source de défis en termes de stratégie, d’exploitation et de contrôle ». De nombreux autres facteurs pourraient affecter la capacité du Groupe à céder ses participations majoritaires ou minoritaires dans ses sociétés, y compris : • Le coût et la disponibilité du crédit, des prêts et de toute autre forme de financement qui pourrait être nécessaire pour financer l’acquisition par un investisseur tiers d’une participation dans une société de projet ; • Une hausse des taux d’intérêt, qui (en augmentant le coût du financement par emprunt du projet) pourrait réduire le retour sur investissement d’un parc solaire, accroître les exigences en matière de rentabilité des capitaux ou rendre des investissements alternatifs plus attractifs ; 25 • Les pactes d’actionnaires et accords connexes concernant les participations dans les sociétés de projets qui empêcheraient le Groupe, lorsque celui-ci est minoritaire, de céder sa participation sans l’accord des investisseurs majoritaires ; et • L’incapacité à trouver un acquéreur pour l’ensemble d’un projet selon des conditions acceptables par l’investisseur majoritaire, lorsque le Groupe est un investisseur minoritaire. L’incapacité du Groupe à gérer efficacement les risques relatifs à sa capacité à attirer des capital-investisseurs, lors de la phase de pré-construction, et des acquéreurs de participations dans ses projets en phase de post-construction, pourrait avoir une incidence défavorable significative sur son activité, ses résultats ou sa situation financière. Lorsque le Groupe procède à des investissements initiaux significatifs préalablement à la signature de contrats de développement et de construction et au lancement de la construction de ses parcs solaires, son incapacité à recouvrer complètement ou en temps utile ces investissements pourrait avoir une incidence défavorable sur son activité et ses résultats. Les cycles de développement d’un parc solaire, qui couvrent la période allant de la première classification par le Groupe d’un parc solaire dans la catégorie des « prospects qualifiés » au début de la construction du parc, varient substantiellement et peuvent prendre de 6 à 36 mois en moyenne pour s’achever, en fonction des pays. Le Groupe pourrait devoir procéder à des investissements initiaux demandant des ressources financières et non financières significatives (y compris, notamment, les honoraires des conseils, les paiements au titre des études et des droits fonciers, les coûts relatifs à l’obtention des autorisations, licences et agréments gouvernementaux requis, le raccordement au réseau, les garanties financières au titre des contrats de vente d’électricité ou autres paiements, tout ou partie de ces frais pouvant être non-remboursables) préalablement à la signature des contrats de développement et de construction et à la perception de tout produit au titre des activités de développement et de construction. Dans la mesure où les contrats de financement du projet prévoient généralement le décaissement des fonds empruntés pour payer les coûts de développement et de construction, selon un échéancier fondé sur les étapes de construction du projet, la réception de fonds du contrat de développement et construction est généralement liée à l’avancement de la construction. De la même manière, selon les principes comptables en vigueur, les produits et les charges générés par le développement et la construction d’un projet sont comptabilisés à mesure que la construction du projet progresse. En conséquence, l’état d’avancement de la construction d’un projet a un impact sur la date à laquelle le Groupe est en mesure de recouvrer les coûts initiaux de développement qu’il a engagés, affectant à la fois sa trésorerie et son compte de résultat. Par ailleurs, si le Groupe ne cède pas de participations dans ses projets de parcs solaires en temps utile après avoir procédé aux investissements initiaux, cela pourrait porter atteinte à son niveau de liquidité et ses résultats. Cette situation pourrait résulter d’une décision tactique de conserver une participation majoritaire sur une plus longue période ou un affaiblissement du marché des projets photovoltaïques. Se reporter ci-dessus à « Le Groupe pourrait rencontrer des difficultés à vendre des participations dans les sociétés de projets qu’il constitue et qui détiennent les projets du Groupe ». Face à un tel scénario, le Groupe pourrait choisir ou être contraint de conserver une participation majoritaire dans certains parcs solaires sur une période plus longue que prévue avant de céder les participations à des tiers. Les cycles longs de certains projets, le report de la cession des projets et/ou l’impact des principes comptables sur la comptabilisation des produits d’un contrat pourraient entraîner une diminution du chiffre d’affaires généré par les projets au stade préliminaire. Par ailleurs, dans certains pays tels que l’Inde et la France, le Groupe est tenu de verser une garantie de soumission d’appel d’offres afin de participer à des procédures d’appel d’offres. Dans la mesure où les banques qui fournissent ces garanties de soumission d’appel d’offres exigent du Groupe la constitution de contre-garanties, la participation à des appels d’offres peut immobiliser d’importantes ressources en capital sans assurance pour le Groupe de figurer parmi les candidats 26 retenus. L’incapacité du Groupe à gérer efficacement la liquidité et les autres risques liés au versement de garanties de soumission d’appel d’offres pour participer à des appels d’offres ou, plus généralement à les gérer durant la période précédant la comptabilisation de produits issus d’un contrat de développement et de construction, pourrait avoir une incidence défavorable significative sur son activité, ses résultats ou sa situation financière. Si le Groupe n’est pas en mesure d’achever avec succès ses projets en cours de construction, de développer avec succès ses projets en « pipeline » ou de trouver régulièrement d’autres projets à développer, cela pourrait avoir une incidence défavorable significative sur son activité, sa situation financière et ses résultats. À tout moment, le portefeuille de projets en cours de construction ou de développement du Groupe est composé de projets à des stades de réalisation différents : au stade de prospect qualifié, en pipeline, en backlog et au stade de construction en cours. Aucune garantie ne peut être donnée quant à la probabilité que les « prospects qualifiés » passeront en « pipeline », que les projets en « pipeline » évolueront en « backlog », et enfin que les projets en « backlog » évolueront en projets de construction, ou sur la probabilité que les projets en cours de construction seront achevés. Si, parmi les projets en pré-construction, un plus grand nombre de projets que prévu ne parvient pas à évoluer vers des projets en construction ou n’est pas achevé, cela pourrait avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. Le développement et la construction d’une installation photovoltaïque peuvent être retardés ou être affectés défavorablement par de nombreux facteurs, y compris : • Des difficultés à obtenir et à conserver les autorisations, licences et agréments des pouvoirs publics, requis par les lois et règlements en vigueur ou par des exigences réglementaires complémentaires qui n’ont pas été préalablement anticipées ; • Des retards liés aux contestations concernant les autorisations et les agréments réglementaires ; • Des imprévus concernant des problèmes d’ingénierie, des retards dans la construction ou tout autre retard imprévu ou défaut d’un sous-traitant dans l’exécution de ses prestations contractuelles ; • L’incapacité à obtenir un financement de projet suffisant en temps opportun ou selon des conditions attractives ; • Des difficultés et retards à conclure des baux à long terme ou à acquérir du foncier ; • Des difficultés à trouver des acheteurs pour l’électricité produite ; • Des difficultés ou des retards imprévus concernant le raccordement au réseau de transport de l’électricité ; • Des conditions de terrain imprévues découvertes au terme du déboisement des zones forestières ; • Des manquements ou retards de la part de contractants ou de sous-traitants dans l’exécution de leurs prestations ; • Des retards, des manques ou perturbations en termes de main-d’œuvre, d’équipements et de matériel, ou des arrêts de travail ; • La fraude, le vol et le vandalisme ; 27 • Des conditions climatiques, environnementales et géologiques défavorables, des cas de force majeure et autres événements échappant au contrôle du Groupe ; et • Des dépassements de coûts, dus à un ou plusieurs des facteurs susmentionnés. Des retards dans la construction d’un projet peuvent entraîner une augmentation significative des coûts du projet et, parfois, provoquer une réduction de la durée pendant laquelle un projet peut bénéficier d’un tarif d’achat obligatoire ou provoquer une perte des sommes laissées en garantie. Outre le fait de devoir supporter l’impact financier de tout dépassement de coûts, si le Groupe n’est pas en mesure d’achever le développement d’un parc solaire, ou s’il ne respecte pas une ou plusieurs des dates butoirs convenues concernant la construction du projet, ou tout engagement financier d’ajustement de prix ou garantie de disponibilité énergétique technique du projet, le Groupe pourrait voir sa responsabilité engagée de manière significative. L’incapacité à gérer efficacement les risques liés au développement des projets photovoltaïques et à la construction subséquente des parcs solaires pourrait entraîner des pertes de parts de marché, nuire à la réputation du Groupe et avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. Par ailleurs, le Groupe doit régulièrement renouveler son portefeuille de projets en pipeline avec de nouveaux projets compte tenu de la durée potentiellement longue comprise entre l’identification d’un projet et la date de début des opérations de commercialisation. Le Groupe trouve des projets à étudier en recourant soit au développement interne, soit, lorsque l’opportunité se présente, à travers l’acquisition de projets dont l’étude a été commencée par d’autres développeurs dont les moyens sont devenus insuffisants pour achever leur développement. Cette dernière option s’est révélée particulièrement fructueuse ces dernières années car les changements règlementaires et les évolutions du marché en France ont entrainé des ventes de projets par des développeurs ayant une base de coûts plus élevés et ne disposant pas des compétences et/ou capacités financières suffisantes pour poursuivre le projet. Aucune garantie ne peut être donnée quant à la pérennité de cette source de projets à l’avenir, ce qui pourrait diminuer le nombre de projets en développement et en conséquence avoir un effet négatif sur l’activité du Groupe, ses résultats ou situation financière. Le Groupe peut avoir à faire face à des réclamations imprévues au titre d’engagements financiers tels que les engagements d’ajustement de prix qui peuvent avoir une incidence défavorable sur sa situation financière et ses résultats. Dans le cadre de ses activités de développement de parcs solaires, le Groupe fournit diverses garanties de validité des autorisations, licences et contrats obtenus pour le compte des sociétés de projets. Dans le cadre de ses activités de construction, le Groupe prend divers engagements et fournit diverses garanties financières. En particulier, le prix de vente des services de fourniture et montage d’installations photovoltaïques fournis par le Groupe est facturé sur la base d’une puissance et d’un niveau de performance contractuels. Si la puissance et/ou le niveau de performance contractuels ne sont pas satisfaits, le Groupe s’engage à ajuster son prix de vente en conséquence. Dans la mesure où le niveau de performance est mesuré sur une à deux années, l’obligation d’ajuster le prix peut être mise en œuvre plus d’un à deux ans après la mise en service du parc solaire. Dans le cadre de ses activités de construction, le Groupe peut également conclure avec un investisseur qui prend une participation dans une société de projet avant le début de la construction sur la base d’hypothèses servant au calcul d’un taux de rendement interne (TRI) prospectif initial, un accord d’ajustement de l’investissement en vertu duquel une des parties versera à l’autre, à la date de mise en service du parc solaire, une somme permettant de compenser les conséquences négatives pour l’autre partie de l’évolution de certaines des hypothèses ayant servi au calcul du TRI prospectif initial. Outre ces engagements financiers d’ajustement de prix, le Groupe fournit également, dans ses activités de construction, des garanties de construction limitées ainsi que d’autres garanties contre tout 28 vice de fabrication, de conception technique, et de services d’installation dans des conditions normales d’utilisation pendant une période d’un à deux ans à compter de la réception provisoire d’un parc solaire. Dans le cadre de ses contrats d’exploitation et de maintenance (« O&M »), le Groupe fournit diverses garanties système aux termes desquelles le Groupe garantit généralement un taux de disponibilité énergétique technique annuel particulier durant les 20 à 25 ans de durée de vie de l’accord, et indemnise la société de projet si ce taux n’est pas atteint. L’atteinte du taux contractuel dépend de la capacité du Groupe à mettre en œuvre rapidement les garanties des équipements défaillants consenties par les fournisseurs de ceux-ci. Si le Groupe est généralement en mesure d’obtenir des contreparties de la part des fabricants des principaux équipements tels que les onduleurs, dans certains cas, la durée de la garantie offerte par le Groupe peut dépasser la durée de la garantie offerte par le fabricant, ou les garanties du fabricant peuvent ne pas intégralement compenser les pertes afférentes aux réclamations des clients au titre des garanties de disponibilité énergétique technique offertes par le Groupe. La plupart des garanties offertes par les fabricants excluent, par exemple, un grand nombre des pertes que peut provoquer la défaillance ou le défaut d’un composant, notamment les coûts liés à la désinstallation, à la réinstallation, à la livraison, aux coupures électriques, à la perte des crédits d’énergie renouvelable ou autres mesures incitatives liées à la filière photovoltaïque, aux lésions corporelles, aux dommages matériels et à d’autres pertes. Par ailleurs, dans la mesure où le Groupe a recours aux garanties offertes par les fabricants, il sera également dépendant de la solvabilité et de la pérennité de ses fournisseurs. Les réclamations concernant les engagements financiers et garanties en général ou autres garanties financières d’ajustement pourraient exposer le Groupe à des charges ou des dépenses substantielles qui pourraient avoir une incidence défavorable significative sur la situation financière et les résultats du Groupe. Par ailleurs, les problématiques relatives à la qualité peuvent avoir bien d’autres conséquences, parmi lesquelles la perte d’opportunités de ventes futures, une hausse des coûts liés à la réparation ou au remplacement de produits, ainsi qu’un effet négatif sur la réputation du Groupe, l’un quelconque de ces éléments pouvant avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. Certains des produits et services proposés par le Groupe au titre des contrats qu’il conclut avec ses clients, y compris les contrats de développement et construction, prévoient des garanties et dans certains cas une indemnisation au titre des actions qui pourraient être intentées contre ses clients se rapportant à la violation de droits de propriété intellectuelle, y compris brevets, de parties tierces. Comme indiqué ci-dessus, le Groupe est généralement en mesure de s’assurer le bénéfice de contre garanties, de la part des fabricants, limitant sa responsabilité si de telles actions venaient à être intentées à son encontre. Néanmoins, les mêmes limites s’appliqueraient alors aux garanties fabricants telles que décrites ci-dessus. Par conséquent, le Groupe s’expose à des frais pouvant être engagés au titre de la défense contre ces actions ou du remplacement ou de la réinstallation de l’équipement pertinent le cas échéant. De la même manière, dans le cadre des accords de développement conclus avec des sociétés de projets et/ou des accords aux termes desquels le Groupe vend des participations dans des projets photovoltaïques à des investisseurs, le Groupe fournit généralement des garanties classiques de développement de projets relatives aux autorisations, aux agréments des projets et à d’autres sujets connexes. Les accords prévoient généralement une indemnisation pour les dommages résultant de toute violation de garantie, pour une durée habituelle de un à deux ans, sous réserve des seuils, des plafonds et des exclusions convenus. En cas de défaut de régularité dans les autorisations ou agréments de projets qui ne serait pas couvert par une assurance, le Groupe pourrait avoir à verser des dommages-intérêts conséquents susceptibles d’avoir une incidence défavorable significative sur son activité, ses résultats ou sa situation financière. 29 Le Groupe peut être exposé à des coûts, des charges ou des obligations imprévues lorsqu’il fournit ses services aux installations des sociétés de projets. Le Groupe fournit des services aux installations des sociétés de projets et en particulier des services d’exploitation et de maintenance (« O&M ») pour les parcs solaires qu’il construit, et ce généralement dans le cadre de contrats de services à prix fixe conclus pour une durée de 20 ou 25 ans, aux termes desquels il procède généralement à toute la maintenance, prévue ou non, du système, fournit des services de gestion opérationnelle pour l’installation et propose une garantie de disponibilité du système. Les coûts engagés par le Groupe, dans la fourniture de ces services, sont estimés au moment de la conclusion du contrat O&M pour un projet précis, et se reflètent dans les prix fixes que le Groupe facture à ses clients aux termes dudit contrat. Si des erreurs de calcul survenaient dans l’estimation de ces coûts, la stratégie de croissance et les résultats du Groupe pourraient être impactés de manière défavorable. Ces erreurs pourraient se produire en raison : • De hausses imprévues de l’inflation, du coût du travail ou du coût des pièces détachées ; • De l’incapacité à obtenir réparation au titre des garanties offertes par les fournisseurs (voir « Le Groupe peut avoir à faire face à des réclamations imprévues au titre d’engagements financiers tels que les engagements d’ajustement de prix qui peuvent avoir une incidence défavorable sur sa situation financière et ses résultats » ci-dessus) ; ou • De changements imprévus nécessaires afin de répondre aux changements dans le code de réseau ou à d’autres exigences techniques. Du fait du caractère long terme de ces contrats O&M, l’incidence défavorable de ces erreurs de calcul sur les résultats du Groupe pourrait être significative, notamment si les responsabilités du Groupe ne sont pas plafonnées aux termes du contrat O&M. Le Groupe pourrait également être exposé à des dépenses, des charges ou des obligations significatives si ses parcs solaires ne respectaient pas les garanties de disponibilité ou les engagements financiers d’ajustement de prix convenus. L’incapacité du Groupe à gérer efficacement les dépenses, charges ou obligations non prévues aux termes des contrats O&M pourrait avoir une incidence défavorable significative sur son activité, ses résultats ou sa situation financière. A l’heure actuelle, le Groupe dépend d’un nombre limité de fournisseurs tiers pour l’équipement de ses parcs solaires. Le Groupe s’appuie sur un nombre limité de fournisseurs tiers pour certains composants et équipements utilisés dans la construction de ses parcs solaires. Même si le Groupe estime que les panneaux et autres composants du système peuvent être fournis par toute une série de fournisseurs de premier plan, un changement de fournisseurs pourrait conduire à des changements dans la conception des équipements de montage ou d’autres composants du système, qui se traduiraient par des coûts plus élevés, ou amener le Groupe à recourir à des fournisseurs ayant une présence à l’international moindre ou des niveaux de services après-vente moins intéressants. L’incapacité d’un fournisseur à proposer des composants et des équipements, à les proposer en temps utile ou à fournir des composants et des équipements qui respectent les exigences du Groupe en termes de qualité, de quantité et de coût, pourrait entraîner des retards dans les projets, des dépassements de coûts, porter atteinte à la réputation du Groupe, nuire à la capacité du Groupe à installer des parcs solaires ou rendre ces parcs moins compétitifs. Si un fournisseur cesse ses activités, le Groupe pourrait rencontrer des difficultés à obtenir des pièces détachées ou pourrait devoir faire face à des dépenses de maintenance plus élevées que prévues, en plus des coûts inhérents à l’identification et à l’obtention de nouvelles sources d’approvisionnement. 30 Un certain nombre de pays dans lesquels le Groupe opère actuellement et dans lesquels il envisage d’opérer disposent de règles de contenu local qui s’appliquent à ses activités. Ces règles de contenu local applicables aux activités du Groupe dans certains pays imposent au Groupe d’utiliser des produits fabriqués localement (par exemple des panneaux photovoltaïques). Ces règles peuvent avoir pour effet de limiter la possibilité pour le Groupe de recourir à l’ensemble de la gamme des technologies disponibles sur le marché international et, dans la mesure où les produits locaux sont moins compétitifs ou sont disponibles dans des quantités moindres, elles peuvent entraîner des surcoûts, une performance moindre ou se traduire par des retards dans les projets, l’un quelconque de ces éléments étant susceptible de réduire la valeur ou la viabilité desdits projets. Aucune garantie ne peut être donnée quant au fait de savoir si ces règles de contenu local auront une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. Le fait de s’appuyer sur des sous-traitants tiers expose le Groupe à des risques. Afin d’améliorer son efficacité et de réduire ses coûts, la stratégie du Groupe consiste à recourir à des sous-traitants pour un certain nombre de tâches inhérentes à la fourniture de services de développement et de construction ainsi que de services aux actifs. Si les sous-traitants du Groupe ne remplissent pas leurs obligations, si les prestations qu’ils fournissent ne respectent pas les standards de qualité du Groupe ou bien ne se conforment pas aux lois et règlements en vigueur, ce dernier pourrait subir des retards conséquents, atteindre des ratios de disponibilité technique plus faibles, des dépassements de dépenses ou des atteintes à sa réputation, l’un quelconque de ces éléments pouvant avoir une incidence défavorable sur son activité, sa situation financière et ses résultats. Le Groupe fait actuellement face à une illustration de ce risque, à l’issue d’un contrôle opéré par les services de l’Etat sur le chantier de construction de centrales photovoltaïques du Salzet à Arsac (33) en France (voir la Section 20.6 « Procédures judiciaires et d’arbitrage » du présent document de base). La capacité du Groupe à demander des dommages-intérêts à ses sous-traitants peut être limitée par leur solvabilité financière ou des restrictions contractuelles. L’incapacité par le Groupe à gérer efficacement les risques liés au recours à des sous-traitants tiers pourrait avoir une incidence défavorable significative sur son activité, ses résultats ou sa situation financière, notamment en raison du risque de sanctions pénales (y compris le risque d’exclusion des marchés publics à titre définitif ou temporaire) ou du risque de solidarité financière s’agissant du paiement des charges sociales et fiscales, des rémunérations et indemnités dues par un sous-traitant. Les conditions météorologiques, le changement climatique ou les catastrophes naturelles pourraient avoir une incidence défavorable sur les parcs solaires du Groupe. Les parcs solaires sont tributaires de la quantité et de l’intensité de la lumière du soleil, ellemême dépendant des conditions météorologiques et climatiques. Parmi les hypothèses que le Groupe et ses co-investisseurs utilisent pour estimer la valeur des sociétés de projets, figure le niveau d’irradiation d’un site donné. En règle générale, le Groupe obtient des informations lui permettant de déterminer une fourchette du niveau de radiation solaire pour chaque site, et négocie avec les investisseurs pour fixer le niveau de radiation hypothétique qui sera retenu. L’incapacité à atteindre les niveaux attendus de radiation solaire aura une incidence défavorable sur le chiffre d’affaires généré par le projet concerné, ce qui pourrait réduire la valeur des participations conservées par le Groupe dans les projets en question. Des niveaux de radiation solaire plus faibles que prévu pourraient éventuellement être causés par, entre autres, des changements climatiques marqués ou d’autres facteurs tels que de mauvaises conditions météorologiques, environnementales et géologiques et d’autres évènements non-contrôlables par le Groupe. En outre, lorsque le Groupe conserve une participation majoritaire dans un projet au terme de sa construction dans l’optique de le revendre ultérieurement, le chiffre d’affaires du Groupe au cours de la période durant laquelle il détient le projet sera affecté par les niveaux de radiation solaire, et si, au cours de ladite période, ces niveaux sont inférieurs aux prévisions, le Groupe pourrait être contraint de revoir à la baisse la radiation solaire hypothétique du projet lorsqu’il vendra le projet, ce qui pourrait réduire la valeur de la vente. 31 Par ailleurs, le Groupe peut opérer dans des zones menacées d’inondations, de tremblements de terre, d’éruptions volcaniques, de glissements de terrain, de coulées de boue, de tempêtes de sable, de sécheresses ou autres conditions météorologiques et climatiques peu clémentes ou de catastrophes naturelles. Si des conditions météorologiques et climatiques difficiles, des catastrophes naturelles ou d’autres événements survenaient dans les zones où sont situés des parcs solaires et des équipes de projet, ils pourraient avoir une incidence défavorable sur le développement de projet, le raccordement au réseau et la fourniture de services d’exploitation et de maintenance. À titre d’exemple, les matériels pourraient ne pas être livrés comme prévu, les panneaux ou autres équipements pourraient être endommagés et la main-d’œuvre pourrait ne pas être disponible. La plupart des parcs solaires développés par le Groupe étant actuellement implantés en France, ces parcs solaires pourraient, simultanément, être touchés par une série de conditions météorologiques et climatiques, de catastrophes naturelles et d’autres événements de force majeure. L’assurance souscrite par le Groupe pourrait ne pas couvrir certains de ces risques, et le Groupe pourrait être amené à supporter tout ou partie des pertes afférentes à ces événements imprévus. Le Groupe est exposé aux risques relatifs au coût et à l’étendue de son assurance. L’assurance souscrite par le Groupe pourrait ne pas couvrir tous les risques liés à son activité. Le Groupe a souscrit une assurance au niveau du Groupe et a pris des dispositions en termes d’assurance spécifique pour chaque projet photovoltaïque. La nature et l’étendue de l’assurance au niveau des projets sont déterminées en concertation avec les investisseurs et ces derniers peuvent exiger que l’assurance des projets soit renforcée, ce qui pourrait être plus onéreux et avoir une incidence défavorable sur la viabilité financière du projet. L’assurance souscrite au niveau du Groupe peut devenir plus coûteuse au fil du temps et, si le Groupe n’est pas en mesure de répercuter ces coûts sur ses clients, l’incidence sur ses marges pourrait être négative. En outre, aucune garantie de peut être donnée quant au fait que le Groupe sera en mesure de renouveler son assurance actuelle, y compris en raison de facteurs échappant à son contrôle. Les pertes non couvertes par l’assurance pourraient avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. 4.1.2 Risques relatifs à la stratégie de croissance du Groupe L’activité du Groupe est en pleine croissance et connaît une évolution rapide, source de défis en termes de stratégie, d’exploitation et de contrôle. Le Groupe a commencé à s’étendre et cherche à étendre davantage ses activités de manière significative sur une série de marchés existants et sur de nouveaux marchés qu’il considère comme attractifs ainsi qu’à adapter son approche sur son marché historique qui est la France. Il a choisi ces marchés sur la base de diverses hypothèses : si ces hypothèses s’avèrent infondées, le Groupe pourrait devoir ajuster sa stratégie et restructurer ses opérations et ses effectifs comme cela a été le cas en 2011 puis en 2014. Le Groupe a par ailleurs l’intention d’accroître de manière significative la proportion des parcs solaires qu’il détient et exploite en phase de post-construction (phase dite « brownfield »). A mesure que l’expansion de l’activité se poursuit et que sa stratégie commerciale évolue, le Groupe s’attend à rencontrer des défis supplémentaires concernant ses processus internes, la gestion de la construction externe, les procédures d’engagement de capitaux, la structure du financement des projets et ses capacités de financement. Les opérations, les effectifs, les systèmes et le contrôle interne actuels du Groupe pourraient ne pas être adaptés à la poursuite de sa croissance et de son expansion. Le Groupe pourrait être amené, du fait de sa croissance et de l’évolution de sa stratégie, à faire des investissements complémentaires imprévus dans ses infrastructures et à améliorer ses systèmes, procédures et contrôles administratifs, opérationnels et financiers. A défaut de gérer efficacement ces changements, le Groupe pourrait ne pas être en mesure de tirer parti des opportunités se présentant sur le marché, de mettre en œuvre avec succès ses stratégies commerciales ou de faire face à la pression concurrentielle, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable significative sur ses perspectives, son activité, ses résultats ou sa situation financière. 32 Le Groupe est exposé à un certain nombre de risques liés à l’internationalisation de ses activités du fait de ses opérations à l’échelle mondiale et de sa stratégie d’expansion à l’international. Le Groupe est actuellement présent et construit des parcs solaires sur un nombre limité de marchés, principalement en France et, dans une moindre mesure, en Inde, en Afrique du Sud et au Chili. Il prévoit d’étendre considérablement ses opérations hors de France, dans les pays susmentionnés et dans d’autres pays. Les activités internationales existantes du Groupe et sa stratégie d’expansion l’exposent à un certain nombre de risques liés à la pénétration de nouveaux marchés et à la gestion de ses opérations internationales, parmi lesquels : • Le fait que l’expérience, les connaissances et les avantages concurrentiels du Groupe sur son marché historique qui est la France peuvent ne pas être totalement transposables à de nouveaux marchés ; • Les changements dans les politiques publiques de tarification de l’énergie renouvelable (avec de possibles effets rétroactifs) ; • Les diminutions des coûts de production des autres sources d’énergie par rapport à l’énergie photovoltaïque sur les marchés locaux ; • Le fait que les lois et les pratiques commerciales locales peuvent favoriser des concurrents locaux, inclure des exigences en termes de contenu local, ou limiter ou interdire l’exercice ou la détention par des étrangers de certaines activités ou de certains biens ; • Des lois ou des règlements limitant l’accès au réseau de distribution d’électricité ; • Des difficultés à identifier et à bâtir de solides relations, dans des conditions favorables avec des partenaires et des conseillers techniques, financiers et juridiques locaux fiables et/ou à gérer des opérations internationales et d’y affecter le personnel adéquat ; • L’exposition accrue à des différends, des litiges ou autres procédures (incluant des procédures judiciaire, administrative, gouvernementale, règlementaire ou arbitrale), qui peuvent détourner l’attention de la direction, donner lieu à des dommages ou bien se traduire par des décisions et des transactions défavorables au Groupe ; • Le fait que des contraintes juridiques et commerciales diverses peuvent créer des difficultés pour l’établissement ou le maintien de l’efficacité opérationnelle sur les divers marchés ; • Le fait que la gestion d’une activité à l’échelle mondiale donne lieu à un accroissement de la charge de travail du management en termes de gestion, de comptabilité financière et de reporting, et peut occasionner des difficultés dans la mise en œuvre et le maintien de contrôles internes adaptés ; • Le fait que les pratiques commerciales habituelles sur certains marchés peuvent ne pas être compatibles avec la politique du Groupe au sujet de l’éthique, du droit ou de la conformité, et inciter le Groupe à renoncer à ou à abandonner certains projets potentiels ; • Les droits de propriété intellectuelle sont par nature d’application territoriale et l’expansion internationale du Groupe peut conduire à rendre plus difficile l’exposition à des contentieux se rapportant à la violation des droits de propriété intellectuelle de parties tierces ou du Groupe ; 33 • Le fait que la réalisation par le Groupe d’opérations au sein de pays dont la devise n’est pas l’euro augmente son exposition aux risques de change ; • Le fait que sur certains marchés, les autorités publiques ont un pouvoir discrétionnaire concernant la délivrance d’autorisations, de licences et d’agréments nécessaires aux activités du Groupe et que ces mêmes autorités peuvent exercer ce pouvoir de manière arbitraire et imprévisible ; et • Le fait que les activités à l’international supposent de comprendre, de respecter et de suivre toute une série de lois, normes et règlements étrangers, y compris les formalités pour les entreprises, les restrictions à l’import et à l’export, le droit du travail, l’occupation des sols, les exigences en matière de protection de l’environnement et les exigences réglementaires. Aucune garantie ne peut être donnée sur le succès de la stratégie d’expansion internationale du Groupe. L’investissement et les ressources complémentaires nécessaires à l’établissement de ces activités et à la gestion de la croissance dans d’autres pays pourraient ne pas permettre d’atteindre les niveaux de chiffre d’affaires et de rentabilité escomptés. L’incapacité à gérer efficacement les risques liés à l’expansion internationale pourrait avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. L’expansion du Groupe sur des marchés émergents expose ce dernier à des risques juridiques, politiques, opérationnels et autres qui pourraient avoir une incidence défavorable sur ses opérations et sa rentabilité. Les opérations actuelles et prévues du Groupe dans les pays émergents d’Afrique subsaharienne, d’Amérique latine, d’Asie du Sud-Est, du Moyen-Orient et d’Afrique expose celui-ci à des risques spécifiques inhérents aux investissements et aux opérations sur des marchés émergents, et notamment : • les pays émergents dans lesquels le Groupe opère ou envisage d’opérer se situent à divers stades de développement et pourraient subir d’importantes variations de leur performance économique, ainsi que des troubles politiques ou des mouvements sociaux, des guerres, des actes de terrorisme ou toute autre violence, des défaillances ou des insuffisances en termes d’infrastructures, et présenter des risques de pertes en raison de l’expropriation, de la nationalisation, de la confiscation des biens et des avoirs, de l’imposition de restrictions aux investissements étrangers et du rapatriement des capitaux investis. De telles situations pourraient avoir une incidence défavorable sur les opérations ou les actifs du Groupe dans les pays concernés ou sur l’obtention de financement pour les parcs solaires et leur construction dans lesdits pays. • les crises économiques frappant un ou plusieurs des pays émergents pourraient réduire l’intérêt global des investisseurs à investir dans les sociétés de projets du Groupe implantées dans lesdits pays. Les crises économiques passées sur ces marchés tels que l’Asie du Sud-Est, la Russie et l’Argentine, ont bien souvent entraîné d’importantes sorties de capitaux internationaux de ces marchés, causé des surcoûts aux levées de fonds des projets implantés sur ces marchés, et même dans certains cas, ont débouché sur une impossibilité d’accéder aux marchés de capitaux internationaux pendant de longues périodes. A l’avenir, les crises financières dans les pays émergents pourraient se traduire par un recul des investissements directs étrangers dans les pays dans lesquels le Groupe opère, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur la disponibilité des financements en capital ou par endettement pour les projets du Groupe dans lesdits pays. • l’imposition de contrôles des changes dans un ou plusieurs des pays émergents dans lesquels le Groupe opère ou prévoit d’opérer pourrait entraîner des restrictions sur le 34 change de la monnaie locale en devise étrangère et le transfert de fonds vers l’étranger, ce qui pourrait limiter les versements en amont de dividendes à la Société. • certains pays émergents ont mis en œuvre des mesures pour encourager les investissements étrangers, notamment des avantages fiscaux, dont la suppression pourrait avoir un impact négatif sur les résultats du Groupe dans les pays en question ou sur la disponibilité ou le coût des financements de projets dans ces pays. D’autres pays pourraient imposer des limites, nouvelles ou supplémentaires, aux investissements directs étrangers, auquel cas le Groupe devrait faire face à des frais supplémentaires ou aurait un accès limité aux financements de projets dont les conditions sont attractives. • les faiblesses des systèmes juridiques et des législations peuvent créer une certaine incertitude pour les investissements et les activités du Groupe dans certains pays, en raison de l’évolution des exigences qui pourrait s’avérer coûteuse, incohérente et contradictoire, en raison des budgets limités des systèmes judiciaires, en raison des interprétations judiciaires défavorables et/ou en raison des systèmes réglementaires inadaptés ou incertains. Cela pourrait exposer le Groupe à davantage de risques concernant l’exécution des contrats et pourrait accroître la perception du risque de la part des investisseurs, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable sur le coût ou la disponibilité du financement pour les projets du Groupe. • le Groupe opère ou prévoit d’opérer dans certains pays dans lesquels la corruption peut être plus répandue que dans d’autres. Bien que le Groupe ait mis en œuvre un code d’éthique et des bonnes pratiques commerciales conçu pour répondre à ces problématiques, les contrôles et procédures du Groupe pourraient ne pas parvenir à empêcher la violation des lois et règlements anti-corruption. Tout manquement aux lois et règlements anti-corruption applicables pourrait se traduire par des amendes substantielles, des sanctions civiles ou pénales, et des atteintes à la réputation qui pourraient avoir une incidence défavorable sur le coût et la disponibilité du financement pour les projets ainsi que sur les activités et résultats du Groupe. L’incapacité du Groupe à faire face de manière adéquate aux risques liés aux opérations et à l’investissement sur des marchés émergents pourrait avoir une incidence défavorable significative sur son activité, sa réputation, ses résultats ou sa situation financière. L’activité du Groupe est exposée aux cycles de financement et de construction et donc à une certaine volatilité de ses résultats d’une période sur l’autre. L’activité du Groupe est sujette aux cycles de financement et de construction. Historiquement, de nombreux financements de projets du Groupe ont été conclus les, ou autour des 30 juin ou 31 décembre de chaque année. Ainsi comme les constructions ne commencent généralement pas avant l’obtention d’un financement, les trimestres clos les 31 mars et 30 septembre se caractérisent souvent par une activité de construction plus intense qu’au cours des autres trimestres et, de manière générale, le Groupe tend à réaliser une plus grande proportion de son chiffre d’affaires au second semestre de l’année. L’activité et le chiffre d’affaires du Groupe peuvent également être affectés par les calendriers de construction, ces derniers étant eux-mêmes impactés par les conditions climatiques (qui ralentissent le rythme des constructions de nombre de projets au cours des mois d’hiver) et également par les réglementations environnementales qui interdisent les constructions durant certaines périodes de l’année. Outre les effets saisonniers, le Groupe peut subir d’importantes fluctuations d’une période à l’autre et ce, au niveau du Groupe dans son ensemble ou au niveau d’une activité en particulier. La cession d’un actif important au cours d’une période donnée pourrait, notamment, avoir une incidence significative sur les résultats de cette période, en raison des plus ou moins-values de cession et de la comptabilisation des produits préalablement éliminés lors de la consolidation. Le Groupe conservant 35 ses prises de participation dans les sociétés de projets sur des périodes plus longues, l’impact des ventes de ces participations sur son résultat pourrait devenir plus important et plus fréquent. L’incapacité du Groupe à gérer efficacement les fluctuations de sa trésorerie et du chiffre d’affaires de ses projets photovoltaïques pourrait avoir une incidence défavorable significative sur son activité, ses résultats ou sa situation financière. 4.1.3 Risques relatifs à la réglementation et aux politiques publiques Les évolutions réglementaires et les politiques publiques pourraient avoir une incidence défavorable sur l’activité du Groupe. L’activité du Groupe est affectée par un large éventail de lois et règlements internationaux et nationaux qui couvrent des sujets aussi divers que la politique en matière de changement climatique, la politique énergétique, le plan d’occupation des sols et l’aménagement du territoire, les questions environnementales, les règles de raccordement au réseau, les restrictions en matière d’investissements étrangers, les réglementations anti-dumping, les politiques fiscales et autres facteurs qui concernent divers aspects du développement, du financement, de la construction et de la gestion des parcs solaires. Le Groupe est également soumis aux lois et règlements relatifs à la délivrance et au renouvellement d’autorisations, de licences et d’agréments des pouvoirs publics nécessaires à la construction et à l’exploitation d’un parc solaire. Les gouvernements nationaux et les autorités internationales peuvent faire preuve d’un pouvoir totalement discrétionnaire concernant l’application des lois et règlements ou l’octroi d’agréments vis-à-vis du Groupe, et ils pourraient exercer ce pouvoir discrétionnaire de façon arbitraire ou imprévisible. De la même manière, un certain nombre des réglementations relatives à la production et à la distribution d’électricité ayant été adopté pour d’autres sources d’énergies, plusieurs problématiques et incertitudes quant à l’interprétation de ces textes pourraient se présenter à l’occasion de leur application aux parcs solaires. Les incertitudes réglementaires, ou la façon dont les réglementations évoluent ou sont appliquées, pourraient avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. En outre, historiquement, le marché de l’énergie photovoltaïque a été favorisé par toute une série de politiques et de mécanismes, parmi lesquels figurent les tarifs d’achat obligatoires, les objectifs en matière d’énergie renouvelable, les procédures d’appel d’offres, les dérogations réglementaires, les exemptions fiscales, les subventions et mesures incitatives, ainsi que d’autres politiques et mécanismes de soutien conçus pour promouvoir l’utilisation de l’énergie solaire. Ces politiques et mécanismes renforcent généralement la viabilité commerciale des parcs solaires et facilitent souvent l’obtention de financement. Voir ci-dessus « Le Groupe pourrait ne pas être en mesure de trouver des acheteurs pour l’électricité produite par les projets photovoltaïques à des prix attractifs ou à des conditions acceptables, particulièrement au regard de l’évolution des conditions du marché de l’électricité et du cadre réglementaire qui s’y applique, ce qui pourrait, le cas échéant, affecter la viabilité ou la valeur des parcs solaires développés ou détenus par le Groupe » et ci-dessous « Le Groupe pourrait être exposé à des risques fiscaux ». La possibilité pour le Groupe de bénéficier de ces politiques et leur caractère favorable varient en fonction des pays et dépendent, dans une large mesure, des orientations politiques et stratégiques relatives aux problématiques environnementales de pays ou de régions donné(e)s, qui sont susceptibles d’être impactés par un large éventail de facteurs, parmi lesquels les conditions économiques, les évolutions au sein des gouvernements et les efforts de lobbying de la part des diverses parties concernées, y compris le secteur de l’énergie photovoltaïque, d’autres producteurs et consommateurs d’électricité, des groupes environnementaux, des entreprises agricoles et autres. Ces politiques et mécanismes pourraient également être contestés aux termes des lois et réglementations internationales et nationales en vigueur (par exemple, une récente contestation des tarifs d’achat obligatoires applicables à l’électricité éolienne en France a conduit à la publication de lignes directrices de la Commission européenne sur les aides d’État acceptables en matière d’énergies renouvelables). Se reporter à la Section 6.5 « Réglementation » pour une synthèse des principales lois et réglementations applicables au marché de l’énergie photovoltaïque sur les principaux marchés dans lesquels opère le Groupe. Des évolutions de ces politiques ou mécanismes, 36 ou des problématiques et incertitudes à propos de leur interprétation pour la mise en œuvre de ces politiques et mécanismes de soutien, pourraient avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. A l’avenir, dans certains pays, le Groupe pourrait être soumis aux réglementations relatives aux entreprises de service public. A l’heure actuelle, le Groupe n’est soumis aux réglementations relatives aux entreprises de service public dans aucun pays. Cependant, en sa qualité de propriétaire et d’exploitant de certains parcs solaires, le Groupe fournit de l’électricité aux réseaux publics de transport et de distribution d’électricité. L’exploitation de ces parcs solaires et la vente de l’électricité produite par ces parcs pourraient, à l’avenir, modifier la qualification réglementaire du Groupe dans certains pays et ce dernier pourrait être soumis aux réglementations relatives aux entreprises de services publics. Ces entreprises sont généralement soumises à des réglementations complexes susceptibles de restreindre considérablement les opérations du Groupe ou d’accroître ses coûts d’exploitation, et donc d’avoir une incidence défavorable significative sur son activité, ses résultats ou sa situation financière. Se reporter à la Section 6.5 « Réglementation » du présent document de base. 4.1.4 Autres risques relatifs à l’activité du Groupe L’historique d’exploitation limité du Groupe dans sa configuration actuelle pourrait ne pas constituer une base adéquate pour juger de ses perspectives d’avenir et de ses résultats. L’activité en rapide évolution du Groupe ainsi que son historique d’exploitation relativement limité pourraient ne pas fournir une base adéquate pour évaluer ses perspectives économiques et sa performance financière, et compliquent les prévisions concernant ses résultats futurs. Le Groupe a commencé ses activités en 2006, et par conséquent, son historique d’exploitation est limité. Les opérations du Groupe en France avant 2011 ont bénéficié de tarifs d’achat obligatoires élevés, significativement réduits depuis. Depuis sa création, le Groupe a procédé à d’importants changements dans sa stratégie afin de répondre aux évolutions réglementaires et aux conditions de marché, y compris en sortant des marchés des installations sur toitures résidentielles et commerciales et en se recentrant sur un segment unique (parcs solaires de taille industrielle et compétitifs) et en axant sa stratégie sur le développement de ses activités hors de France. A l’avenir, le Groupe mise sur une croissance conséquente dans un certain nombre de pays autres que la France et représentant, à l’heure actuelle, une modeste part de son chiffre d’affaires et de sa puissance installée. Tous ces facteurs pourraient limiter l’utilité des résultats historiques du Groupe comme fondement à l’évaluation de ses perspectives d’avenir. La réussite à venir du Groupe dépend fortement du maintien de sa direction générale et des membres de son équipe de management, et de sa capacité à attirer, former et retenir le personnel qualifié. L’expérience, l’expertise et les apports en connaissances industrielles de l’équipe de direction générale du Groupe, de sa direction internationale et d’autres membres du personnel clé qualifié sont déterminants pour la pérennité de la réussite du Groupe. Le Groupe continuera à s’appuyer sur les apports de sa direction générale, internationale et d’autres membres du personnel clé qualifié pour mettre en œuvre ses plans de croissance. Si le Groupe venait à perdre les services de l’un quelconque des membres de sa direction générale ou internationale et s’il n’était pas en mesure de former, de recruter et de retenir du personnel ayant des qualifications comparables, la gestion et la croissance de son activité pourraient en être défavorablement impactées. Le Groupe pourrait être dans l’incapacité de poursuivre la formation, de poursuivre la recherche et de retenir un personnel hautement qualifié, y compris le personnel en charge du 37 développement de projets, de la gestion de projets et autre personnel clé qualifié ayant une expérience et une expertise nécessaires et indispensables. A l’heure où le Groupe entre sur de nouveaux marchés sur différents territoires, il pourrait être confronté à des difficultés pour trouver et retenir un personnel local qualifié coutumier des régimes réglementaires locaux et suffisamment expérimenté dans le domaine du développement et de l’exploitation de projets. Dans le secteur de l’énergie photovoltaïque, la recherche de personnel qualifié fait l’objet d’une importante concurrence. Les concurrents du Groupe pourraient être en mesure de proposer des conditions plus compétitives ou encore en mesure d’attirer le personnel du Groupe. Les frais supportés par le Groupe pour retenir le personnel qualifié pourraient également s’accroître pour faire face à cette concurrence. L’incapacité à attirer et à retenir le personnel ayant l’expertise managériale, technique ou commerciale nécessaire ou à maintenir constamment des effectifs adaptés pourrait avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. Le Groupe pourrait être exposé aux défaillances des systèmes des technologies de l’information (IT), aux perturbations du réseau ou aux failles dans ses systèmes IT susceptibles de nuire à ses activités commerciales, à sa situation financière ou à sa réputation. Le Groupe utilise son système dit SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) pour surveiller à distance les performances et la sécurité de ses parcs solaires en temps réel et collecter les données nécessaires afin de fournir les rapports de surveillance de l’exploitation et de la maintenance relatifs aux parcs solaires aux sociétés de projets, et de ce fait, aider à optimiser la production d’énergie provenant des parcs solaires qu’il gère. Le Groupe peut être exposé aux défaillances de son système IT, aux perturbations sur le réseau ou aux failles de son système IT, y compris son système SCADA. Ces événements pourraient résulter de catastrophes naturelles, d’accidents, de pannes électriques, de défaillances au niveau des télécommunications, d’actes de terrorisme (y compris de cyber-terrorisme) ou de guerre, de virus informatiques, d’intrusions physiques ou électroniques, ou de tout événement ou perturbation similaire. Si des défaillances survenaient dans le système SCADA du Groupe, ce dernier serait dans l’incapacité de détecter à distance les problèmes ou autres défaillances des systèmes de ses parcs solaires, ce qui l’empêcherait d’avoir connaissance de ces dysfonctionnements ou de leur origine et retarderait leur réparation. En outre, le Groupe pourrait subir une brèche dans ses systèmes et ne pas être en mesure de protéger ses données sensibles. La sauvegarde du système pourrait être inefficace ou inadaptée, et le processus de récupération en cas de sinistre pourrait ne pas suffire à parer toute éventualité. Les défaillances ou perturbations affectant les systèmes IT ou les systèmes de suivi de projets du Groupe pourraient engendrer des pénalités financières au titre des contrats de maintenance et d’exploitation du Groupe ou se traduire par des atteintes à sa réputation ce qui pourrait avoir une incidence défavorable significative sur son activité, ses résultats ou sa situation financière. Le Groupe pourrait être exposé à des risques fiscaux. En tant que groupe international exerçant ses activités dans de nombreux Etats, le Groupe a structuré ses activités commerciales et financières conformément aux diverses obligations réglementaires auxquelles il est soumis et à ses objectifs commerciaux et financiers. La structure du Groupe est par ailleurs appelée à évoluer au fur et à mesure du développement des activités du Groupe, notamment à l’international. Dans la mesure où les lois et règlements fiscaux des différents pays dans lesquels des entités du Groupe sont situées ou opèrent, ne permettent pas d’établir des lignes directrices claires ou définitives, le régime fiscal appliqué à ses activités, à ses transactions ou réorganisations intra-groupes (passées ou futures) est ou pourrait parfois être fondé sur des interprétations des lois et réglementations fiscales françaises ou étrangères. Le Groupe ne peut garantir que ces interprétations ne seront pas remises en question par les administrations fiscales compétentes. Plus généralement, tout manquement aux lois et réglementations fiscales en vigueur dans les pays dans lesquels le Groupe ou des entités du Groupe sont situés ou opèrent peut entraîner 38 des redressements, ou le paiement d’intérêts de retard, amendes et pénalités. En outre, les lois et réglementations fiscales peuvent changer ou être modifiées dans l’interprétation et dans l’application qui en est faite par les juridictions ou les administrations concernées, en particulier dans le cadre des initiatives communes prises à l’échelle internationale ou communautaire (OCDE, G20, Union européenne). Chacun des éléments qui précèdent est susceptible de se traduire par une augmentation de la charge fiscale du Groupe et d’avoir une incidence défavorable significative sur sa situation financière et ses résultats. Le Groupe bénéficie actuellement (directement ou par l’intermédiaire de ses sociétés de projets) de régimes fiscaux de faveur en France et dans certains des pays étrangers dans lesquels il exerce ses activités, conçus pour faciliter le développement et promouvoir l’utilisation de sources d'énergie renouvelables, en particulier de l’énergie photovoltaïque. Ces régimes de faveur comprennent, en France, des exonérations partielles de taxe foncière/de contribution économique territoriale. La disponibilité, la substance et l’ampleur des régimes d’incitation fiscale ne sont pas garanties et des changements dans ces politiques pourraient avoir un effet défavorable sur l’activité du Groupe, ses résultats et sa situation financière et fiscale. Le Groupe est, à l’inverse, soumis à des taxes spécifiques applicables aux entreprises du secteur de l’énergie en général et de l’énergie photovoltaïque en particulier et à des taxes locales applicables à la construction d’installations photovoltaïques. L’ampleur de ces taxes pourrait évoluer en raison de la modification de la sensibilité politique et sociale des enjeux environnementaux et au vu de la maturité et de la rentabilité croissante de l'industrie de l’énergie photovoltaïque dans son ensemble. Toute augmentation des taxes spécifiques et des impositions locales pourrait avoir un effet défavorable sur l'activité du Groupe, ses résultats, sa situation financière et sa situation fiscale, en particulier dans l’hypothèse où une telle augmentation s’appliquerait spécifiquement à l’énergie photovoltaïque sans viser les autres sources d’énergie, ce qui pourrait entraîner une diminution potentielle de la compétitivité de l'énergie photovoltaïque. Le Groupe peut être exposé à des risques liés à différentes procédures judiciaires, administratives ou provenant d’autorités fiscales et de régulation. Le Groupe est actuellement impliqué dans des procédures judiciaires et des actions en justice et potentiellement concerné par une enquête en cours, telles que décrit à la Section 20.6 « Procédures judiciaires et d’arbitrage » du présent document de base. En outre, le Groupe peut être impliqué dans tout type de contentieux ou toute autre procédure judiciaire, gouvernementale, administrative, d’arbitrage ou provenant d’autorités fiscales ou de régulation dans le cours normal de son activité. Ces procédures peuvent donner lieu à une condamnation du Groupe au paiement de dommages-intérêts ou d’amendes et entacher sa réputation et ainsi avoir une incidence défavorable significative sur son activité, ses résultats ou sa situation financière. Le Groupe peut voir sa responsabilité engagée vis-à-vis de tiers au titre de ses différents liens avec les sociétés de projets. A l’égard des sociétés de projets, le Groupe peut cumuler, selon les cas et les phases du projet, les qualités d’actionnaire, de dirigeant, de créancier, de fournisseur et/ou de prestataire de services. Même si le Groupe s’efforce de tenir compte des intérêts en présence, cette situation est susceptible de générer des conflits d’intérêts. Le risque que des tiers cherchent à engager la responsabilité du Groupe à ce titre est inhérent à cette situation. Si une faute était avérée et retenue à l’encontre du Groupe, ceci pourrait avoir un impact défavorable significatif sur sa réputation, son activité, ses résultats ou sa situation financière. 39 4.2 RISQUES RELATIFS AU SECTEUR DE L’ÉNERGIE SOLAIRE Le marché de l’énergie photovoltaïque est un marché jeune et en pleine évolution qui pourrait ne pas se développer aussi rapidement ou de la manière attendue par le Groupe dans le cadre du développement de sa stratégie et de ses objectifs commerciaux. Le marché de l’énergie photovoltaïque est un marché relativement jeune par rapport à celui de la production d’électricité à partir d’énergies fossiles. Ce marché peut se développer moins rapidement ou différemment que ne le prévoient actuellement les analystes du secteur. De nombreux facteurs peuvent porter atteinte à la croissance en termes de capacité de production de l’énergie photovoltaïque et à l’attractivité de l’énergie photovoltaïque par rapport à d’autres sources d’énergie, notamment : • La compétitivité de l’électricité générée par des installations photovoltaïques par rapport aux sources d’énergie conventionnelles telles que le gaz naturel et le charbon, et aux sources d’énergie renouvelable autres que photovoltaïque telles que l’énergie éolienne ; • La performance, la fiabilité et la disponibilité de l’énergie générée par les installations photovoltaïques par rapport aux autres sources d’énergie conventionnelles et aux sources d’énergie renouvelable autres que photovoltaïque ; • Le rythme des améliorations au cours du temps dans la production de panneaux photovoltaïques et la réduction des coûts afférents à ces derniers ; • Le succès des autres technologies productrices d’énergie renouvelable, notamment l’énergie hydroélectrique, marémotrice, éolienne, géothermique, solaire thermique, photovoltaïque concentrée et issue de la biomasse ; • Les fluctuations des conditions économiques et de marché ayant un impact sur le prix et la demande de l’énergie conventionnelle et renouvelable non photovoltaïque, et notamment les hausses ou baisses de prix concernant les sources d’énergie primaire telles que le gaz naturel, le charbon, le pétrole et autres combustibles fossiles, ainsi que les développements sur la structure de coûts, sur l’efficacité et dans les investissements en équipement nécessaires à d’autres technologies de production d’électricité, y compris d’autres sources d’énergie renouvelable ; et • Les variations dans la disponibilité, le contenu et l’ampleur des programmes de soutien, incluant les objectifs des pouvoirs publics, subventions, mesures incitatives, et normes relatives à l’énergie renouvelable favorables à l’essor du secteur de l’énergie solaire et incluant les possibles changements défavorables concernant les programmes applicables à d’autres formes de production, conventionnelle ou non, d’électricité. L’un quelconque des facteurs susmentionnés pourrait connaître une évolution non anticipée à l’heure actuelle par le Groupe. De nouvelles conditions de marché pourraient se développer et être susceptibles d’impacter la planification stratégique du Groupe de façon imprévue. Si le marché du photovoltaïque se développe moins rapidement ou différemment que prévu, l’intérêt des investisseurs à investir dans le domaine de l’énergie solaire en tant que classe d’actif pourrait s’éroder, et le Groupe pourrait éprouver des difficultés à atteindre ses objectifs de développement ou ses objectifs commerciaux. 40 L’incapacité à répondre aux évolutions rapides du marché dans le secteur de l’énergie photovoltaïque, notamment l’identification de nouvelles technologies et leur incorporation dans les services proposés par le Groupe, pourrait avoir une incidence défavorable sur l’activité du Groupe, sa situation financière ou ses résultats. Le secteur de l’énergie photovoltaïque se caractérise par des avancées rapides et une accélération de la diversité et de la complexité des technologies, produits et services. Le développement constant d’installations photovoltaïques plus avancées requiert, notamment, de nouveaux produits moins onéreux et plus performants proposant, entre autres, une meilleure efficacité, une meilleure intégration de l’installation au réseau et une production électrique supérieure. Par ailleurs, des entreprises pourraient développer de nouvelles technologies énergétiques plus concurrentielles ou à même de générer des revenus plus élevés que les solutions aujourd’hui offertes par l’énergie photovoltaïque. Si le Groupe est dans l’incapacité d’identifier ou d’avoir accès à ces avancées technologiques ou d’adapter ses opérations existantes à ces progrès technologiques, il peut perdre en compétitivité et cela aurait une incidence défavorable significative sur son activité, sa situation financière ou ses résultats. Les investisseurs étant souvent réticents à financer des projets construits grâce aux nouvelles technologies, faute de données historiques, le Groupe pourrait avoir des difficultés à obtenir des financements pour des projets faisant usage des nouvelles technologies, jusqu’à l’adoption généralisée de ces technologies. Le Groupe pourrait se retrouver dans une situation concurrentielle désavantageuse par rapport à des concurrents qui disposeraient de suffisamment de ressources pour financer eux-mêmes des projets nécessitant ces technologies, notamment si ces nouvelles technologies présentent des avantages significatifs en termes de coûts, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. Le Groupe est exposé aux risques liés aux fluctuations des prix des panneaux photovoltaïques, des autres composants du système et des coûts de conception, de construction et de main d’œuvre. Le Groupe s’approvisionne auprès de fournisseurs tiers pour la construction de ses parcs solaires, notamment en panneaux photovoltaïques et autres composants du système (« Balance of System » ou « BOS »). Généralement, le Groupe conclut des contrats avec des fournisseurs et des entrepreneurs soit pour un projet donné soit pour plusieurs projets lors de la conclusion des contrats de développement et de construction afférents ou peu de temps après. En règle générale, le Groupe ne conclut pas de contrats à long terme avec ses fournisseurs. Les contrats de développement et de construction du Groupe ne lui permettent généralement pas de demander le remboursement des frais supplémentaires engagés suite à l’augmentation imprévue du coût des fournitures, exposant ainsi le Groupe à la hausse des prix de ses panneaux photovoltaïques et autres composants du système qui peut survenir entre le moment où les prix de construction sont fixés et celui où les prix des panneaux photovoltaïques ou des autres composants du système sont fixés. Les prix des panneaux photovoltaïques ou des autres composants du système pourraient augmenter ou fluctuer en raison de nombreux facteurs qui échappent au contrôle du Groupe et notamment en raison de l’adoption de mesures anti-dumping visant les fabricants de panneaux chinois (tel que décrit ci-après au sein du Chapitre 9 « Examen de la situation financière et du résultat », Section 9.1.9.2 « Facteurs ayant une incidence significative sur la structure de coûts du Groupe », sous-section « Coût des panneaux photovoltaïques »). Une hausse des prix des panneaux photovoltaïques ou des autres composants du système, ou les fluctuations dans les coûts de conception, de construction, de main d’œuvre et d’installation pourraient augmenter les coûts d’approvisionnement en équipements et les coûts liés au recours à des sous-traitants, ce qui pourrait porter atteinte à la valeur des projets ou en rendre certains non viables, chacune de ces circonstances pouvant avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. 41 Une capacité de transport d’électricité insuffisante, de possibles coûts de rénovation du réseau de transport, et d’autres contraintes liées aux installations pourraient avoir une incidence significative sur la capacité du Groupe à construire des parcs solaires et à vendre l’électricité produite par ces parcs solaires. Afin de fournir l’électricité produite par les parcs solaires du Groupe à ses clients, les projets du Groupe doivent avoir accès au réseau de transport d’électricité. La capacité insuffisante de ce réseau pourrait porter une atteinte significative aux projets du Groupe et entraîner la réduction de la taille des projets, des retards dans la mise en œuvre des projets, l’annulation de projets, une augmentation des coûts en raison de la mise à niveau du réseau, et la confiscation potentielle des provisions que le Groupe a versé dans le cadre d’un projet donné. Une capacité insuffisante du réseau pourrait également limiter les niveaux de la demande en électricité pouvant être effectivement fournie par les opérateurs des réseaux électriques, ce qui pourrait avoir un impact négatif sur les prix du marché ou freiner la croissance du marché. Respecter les changements de codes de réseau pourrait nécessiter des dépenses substantielles qui affectent la viabilité d’un projet ou son rendement. Ces problématiques relatives au transport, à l’instar des questions concernant la disponibilité des grandes infrastructures telles que les transformateurs et les commutateurs, pourraient avoir une incidence significative sur la capacité du Groupe à construire des parcs solaires et à réaliser des ventes d’électricité photovoltaïque, ce qui pourrait avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. Le Groupe fait face à une concurrence importante sur chacun des marchés de l’énergie photovoltaïque sur lesquels il opère. Le marché de l’énergie photovoltaïque est très concurrentiel et en constante évolution, et le Groupe fait face à une concurrence importante sur chacun des marchés sur lesquels il opère. Le Groupe est confronté à la concurrence d’autres développeurs de parcs solaires dans un certain nombre de domaines, parmi lesquels la recherche de sites intéressants, de capital-investisseurs, de financement externe, la conclusion de contrats de vente d’électricité, et le recrutement et la conservation du personnel qualifié. De nombreux développeurs locaux et internationaux de parcs solaires sont intégrés verticalement avec des fabricants, et certains des concurrents actuels, potentiels ou futurs du Groupe pourraient bénéficier de ressources en capitaux plus importantes, d’un coût du capital inférieur à celui du Groupe, ou d’avantages par rapport au Groupe en termes de ressources opérationnelles, techniques, managériales ou autres, sur un marché en particulier ou en général. Par ailleurs, les règles locales et les autres mesures portant sur les investissements commerciaux qui, protègent les entreprises d’énergie solaire nationales, pourraient offrir à certains des concurrents du Groupe un avantage concurrentiel sur les marchés du Groupe, autres que la France. En de nombreux points de la chaîne de création de valeur, les barrières à l’entrée sont limitées, sur le marché de la production d’énergie solaire, selon les marchés, ce qui pourrait encourager d’autres concurrents à entrer sur le marché, ou des concurrents nouveaux ou historiques à conclure des partenariats renforçant leur position sur le marché. Bien souvent, la concurrence se montre agressive afin de remporter de nouveaux projets et contrats de vente d’électricité, usant d’hypothèses à bas coûts pour déterminer les prix des panneaux photovoltaïques, des autres composants du système (BOS), de l’installation, de la maintenance, les coûts du capital et les autres coûts, tous ces éléments étant susceptibles de réduire le prix moyen des parcs solaires ou des contrats de vente d’électricité ou de rendre plus difficile pour le Groupe de remporter des appels d’offres à des prix garantissant les rendements souhaités ou nécessaires. L’incapacité à rivaliser efficacement avec les autres développeurs de parcs solaires ou producteurs d’électricité pourrait avoir une incidence défavorable significative sur l’activité du Groupe, ses résultats ou sa situation financière. 42 4.3 RISQUES DE MARCHÉ 4.3.1 Risque de change Les contrats de développement et de construction et de services aux actifs du Groupe sont généralement libellés dans la devise du pays de localisation du parc solaire. Historiquement, la plupart des parcs solaires du Groupe a été construite en France, et la majeure partie du chiffre d’affaires a été libellée en euros. À mesure que le Groupe a commencé à construire des parcs solaires dans d’autres États, une proportion croissante de son chiffre d’affaires a été générée dans d’autres devises, notamment en roupies indiennes pour ses projets en Inde et en rands sud-africains pour ses projets en Afrique du Sud. Le chiffre d’affaires généré par le contrat de travail à façon conclu entre le Groupe et ReneSola en Afrique du Sud a été libellé en rand sud-africain. La proportion de chiffre d’affaires du Groupe libellée dans une devise autre que l’euro devrait augmenter au cours du temps, considérant la proportion des projets en backlog, pipeline et prospects qualifiés du Groupe situés en dehors de la zone euro. Pour l’exercice clos le 31 mars 2014, 76,4% du chiffre d’affaires consolidé du Groupe a été libellé en euros et 23,6% a été libellé dans des devises autres que l’euro, principalement en rand sud-africain et en roupie indienne. Bien qu’une part substantielle des coûts de construction du Groupe soit libellée dans la même devise que son chiffre d’affaires, y compris les coûts de maîtrise d’œuvre et le coût des matériaux de construction, l’approvisionnement de certains composants est effectué de manière centralisée et peut ainsi être facturé au Groupe dans d’autres devises. Par exemple, les achats de panneaux photovoltaïques se font principalement en dollars alors que les principaux achats d’équipements électriques (autres composants du système) du Groupe ont historiquement été effectués en euros. Les prix pratiqués en vertu des contrats de développement et de construction et de services aux actifs du Groupe sont généralement fixés dès la signature des contrats. Dans l’hypothèse où le cours de la devise locale dans laquelle le chiffre d’affaires du Groupe est libellé se déprécie par rapport au cours de la devise dans laquelle les achats des panneaux photovoltaïques ou des principaux achats d’équipements électriques (autres composants du système) sont effectués, alors le coût de ces composants exprimé en devise locale augmentera, et dans la mesure où le Groupe serait dans l’incapacité d’imputer la hausse des coûts sur les prix qu’il propose à ses clients, sa marge en serait négativement affectée. Le Groupe gère son risque de change en concluant des contrats de couverture. Au 31 mai 2014, les contrats de couverture du Groupe étaient principalement constitués de contrats à terme à maturité variable pour un montant notionnel cumulé de 60 millions d’euros pour ce qui concerne la parité avec le dollar. Ces contrats de couverture sont comptabilisés conformément à la norme IAS 39, et de ce fait les plus ou moins-values latentes correspondant à ces contrats sont comptabilisées directement dans les capitaux propres du Groupe. Se reporter à la Section 9.1.12 « Variation des taux de change » du présent document de base. Le Groupe est exposé à un risque de change opérationnel qui correspond aux variations de change qui affectent les transactions enregistrées en résultat opérationnel (flux de chiffre d’affaires, de cout de ventes, etc.). Le tableau suivant résume l’exposition au risque de change sur les actifs et passifs opérationnels au 31 mars 2014. En millions d’euros Dollar U.S. Rand sudafricain Roupie indienne Peso chilien Total Actifs Passifs 8,3 4,0 21,5 4,7 Position nette avant couverture (13,2) (0,8) 0,3 2,6 (2,3) (2,3) 4,4 17,0 2,9 31,6 1,6 (14,7) 1,6 (5,0) 43 Instruments financiers de couverture 9,7 Position nette après couverture (3,5) (0,8) Le Groupe est également exposé à un risque de change financier qui est lié aux passifs financiers (ou actifs financiers) en devises dont les variations de change affectent le résultat financier. Le tableau suivant résume l’exposition au risque de change sur les actifs et passifs financiers au 31 mars 2014. En millions d’euros Dollar U.S. Rand sudafricain Roupie indienne Peso chilien Total -7,5 Position nette avant couverture -(7,5) Instruments financiers de couverture --- Position nette après couverture -(7,5) -- 1,3 (1,3) -- (1,3) -- -8,9 -(8,9) -- -(8,9) Actifs Passifs --- En outre, la préparation des états financiers consolidés du Groupe nécessite la conversion en euros des états financiers de ses filiales qui sont établis en devises locales. Le Groupe octroie généralement à ses filiales des avances en compte courant d’associés en euros. Pour autant que l’euro s’apprécie par rapport à la devise locale dans lesquelles les filiales préparent leurs états financiers, alors la filiale étrangère enregistre une perte de change du fait de l’augmentation de la valeur du prêt en devise locale. Dans la mesure où les avances en compte courant d’associé font partie de l’investissement net du Groupe dans la filiale, la différence de change est dès le départ intégrée dans son revenu global puis retraitée en perte ou profit (au lieu de capitaux propres) au moment du retrait de l’investissement net de la filiale étrangère. Les écarts de change sur les avances en compte courant d’associé qui ne sont pas traités comme investissement net du Groupe sont traités comme perte de change dans le compte de résultat. Au cours de l’exercice 2014, le Groupe a enregistré 1,8 million d’euros de pertes de change principalement dues aux prêts accordés à ses filiales en Afrique du Sud. Le tableau suivant résume l’exposition au risque de change sur les investissements du Groupe au 31 mars 2014. En millions d’euros Dollar U.S. Rand sudafricain Roupie indienne Peso chilien Total 4.3.2 -10,8 Position nette avant couverture -(10,8) Instruments financiers de couverture --- Position nette après couverture -(10,8) -- 2,6 (2,6) -- (2,6) -- 5,5 18,9 (5,5) (18,9) -- (5,5) (18,9) Actifs Passifs --- Risque de taux d’intérêt La plupart des emprunts du Groupe porte intérêt à taux fixe. Sur une dette financière d’un total de 20,1 millions d’euros au 31 mars 2014, 4,5 millions d’euros portent intérêt à taux variable. La dette à taux d’intérêt variable correspond à un prêt de 300 millions de roupies indiennes (3,6 millions d’euros) contracté par la société de projet indienne détenant le projet Pokaran. Considérant la faible part de dette en cours portant intérêt à taux variable, le Groupe estime que son exposition directe aux fluctuations de taux d’intérêt n’est pas significative. Bien que l’exposition directe du Groupe aux risques de fluctuations des taux d’intérêt ne soit pas significative, ces fluctuations peuvent avoir un impact significatif sur la valeur et la viabilité des projets. Pour autant que ces fluctuations de taux intérêts réduisent la valeur ou rendent non-viables 44 certains projets, les évolutions des marchés des taux d’intérêt peuvent avoir un impact significatif sur le résultat des opérations du Groupe. 4.3.3 Risque de contrepartie Le risque de crédit et/ou de contrepartie correspond au risque de défaut d’un co-contractant dans l’exécution de ses obligations contractuelles, susceptible de causer une perte financière pour le Groupe. Les co-contractants les plus importants du Groupe pour ce qui concerne les créances clients sont les sociétés de projets qui détiennent et rémunèrent le Groupe pour développer et construire des parcs solaires, et ReneSola pour ce qui concerne le contrat de travail à façon du Groupe. Bien que les autres actionnaires des sociétés de projets soient composés d’un cercle restreint d’investisseurs comprenant notamment BlackRock et KGAL, la construction des projets ne démarre en général pas avant la mise en œuvre du financement du projet. Cela permet de réduire le risque de défaut d’une société de projet dans l’exécution de ses obligations envers le Groupe. L’intégralité du chiffre d’affaires du Groupe généré par le contrat de travail à façon provient d’un seul client, ReneSola. Le chiffre d’affaires du contrat de travail à façon représentait 10,5 millions d’euros pour l’exercice 2014, soit 6,7% du chiffre d’affaires total du Groupe. 4.3.4 Risque relatif aux actions et autres instruments financiers A la date du présent document de base, le Groupe ne détient aucun titre admis aux négociations sur un marché réglementé. En conséquence, le Groupe estime ne pas être exposé à un risque de marché substantiel concernant les actions et autres instruments financiers qu’il détient en portefeuille. 4.3.5 Risque de Liquidité Les besoins en capitaux du Groupe proviennent principalement de son activité d’investissement au capital des sociétés de projets sous forme de titres de participation et d’avances en compte courant ou équivalents. Dans une moindre mesure les besoins proviennent de son besoin en fonds de roulement et du remboursement de son endettement. Historiquement, le Groupe a répondu à ces besoins principalement par sa trésorerie disponible, le flux net généré par l’activité opérationnelle, la cession de ses participations au sein de sociétés de projets détenant des parcs solaires, et par un recours aux emprunts bancaires à court terme. Le tableau suivant résume les profils de maturité de l’endettement financier du Groupe, les dettes fournisseurs exigibles et les obligations à court terme au 31 mars 2014. Le tableau résume également la situation de trésorerie du Groupe, les lignes de crédit autorisées non utilisées et les actifs à court terme et le profil de maturité des créances clients exigibles du Groupe au 31 mars 2014. En millions d’euros Créances clients – net Autres actifs courants Trésorerie et équivalents de trésorerie Actifs Dettes financières Dettes fournisseurs Autres passifs courants(1) Passif Lignes de crédit autorisées non utilisées Hors bilan _________ (1) Au 31 mars 2014 Inférieure à 1 an 1-5 ans Supérieure à 5 ans 28,5 11,4 39,0 78,8 20,1 40,7 15,2 76,1 2,0 2,0 28,5 11,4 39,0 78,8 14,4 40,7 15,2 70,3 --- ----2,6 --2,6 --- ----3,2 --3,2 --- Les autres passifs courants ne comprennent pas les revenus prépayés 45 La Société a procédé à une revue spécifique de son risque de liquidité et considère être en mesure de faire face à ses échéances à venir. Le Groupe couvre la plupart de ses besoins en liquidités à court terme en utilisant sa trésorerie et équivalents de trésorerie disponibles, les flux de trésorerie générés par ses activités opérationnelles, et, dans une moindre mesure, des emprunts à court terme. Au 31 mars 2014, le Groupe disposait également de lignes de crédit autorisées non utilisées pour un montant de 2 millions d’euros. Dans la gestion de son besoin en fonds de roulement, le Groupe bénéficie également d’échéanciers de paiements prévus au sein des contrats de développement et de construction en vertu desquels ses projets sont construits, ce qui lui permet de planifier ses commandes d’approvisionnement en matériaux importants pour ses parcs solaires tout en bénéficiant de la prévisibilité conférée par ces échéanciers. 4.4 ASSURANCES ET GESTION DES RISQUES 4.4.1 Vue d’ensemble En tant que producteur d’énergie verte, le Groupe porte une attention particulière à l’impact sociétal de ses activités et de ses opérations et entend se comporter comme un acteur pleinement responsable. Le Groupe est engagé dans la production d’une énergie propre et compétitive ayant un impact social positif. A cette fin, le Groupe a entamé un processus de développement d’un programme dit « ERM » (Enterprise Risk Management), destiné à se conformer aux meilleurs pratiques et standards internationaux, qui s’appliquera à toutes ses opérations futures ou en cours, et contribuera à assurer un niveau optimal de contrôle des risques à chaque étape de ses activités et au sein de chacune de ses entités. La gestion des risques est partie intégrante des activités opérationnelles du Groupe en tant que constructeur et exploitant d’installations photovoltaïques afin de pouvoir s’assurer l’octroi de financements aux meilleures conditions possibles pour ses projets en diminuant le coût du capital pour les prêteurs et les investisseurs. En outre, l’implication, aux côtés du Groupe, des investisseurs et des autres parties prenantes dans l’évaluation de ses pratiques de gestion des risques lui permet d’adapter son dispositif de contrôle des risques, soit en interne soit via le transfert de ces risques par le recours à l’assurance. En matière de gestion des risques, l’organisation interne du Groupe correspond à la dualité de structure de ses entités, chaque niveau ayant un degré propre d’exposition aux risques, entre les entités « Core » (gestion générale, conception, activités de back-office) comprenant les filiales françaises ou étrangères et les entités « Portfolio » (comprenant les entités détenant les installations photovoltaïques construites et exploitées par le Groupe). Le dispositif existant de gestion des risques du Groupe, comprenant son programme d’assurances, reflète cette structure et tire parti de la complémentarité de ces deux niveaux d’entités. L’internalisation et la centralisation des activités de gestion des risques au niveau du Groupe lui permet de contrôler son exposition aux risques en garantissant aux diverses parties prenantes que l’environnement de risque résiduel reste cantonné et est bien maitrisé. 4.4.2 Assurances Le programme d’assurances du Groupe est destiné à le protéger des conséquences opérationnelles et financières négatives pouvant découler de ses activités. Après une phase d’identification et d’évaluation minutieuse des risques et des expositions correspondantes, le Groupe souscrit certaines polices pour les entités « Core » telles que décrites ci-dessous, délimite et détermine des niveaux de primes qui lui permettent d’optimiser le coût total des risques, à la fois en prenant en compte ses moyens existants de diminution des risques et en optant pour les contrats les plus avantageux. Dans chacun des cas, la politique du Groupe est de souscrire des polices d’assurance uniquement auprès d’assureurs reconnus sur le marché et présentant une notation élevée. Au regard de son implication dans les opérations quotidiennes des installations photovoltaïques qu’il construit et exploite, le Groupe souscrit également des polices pour ses entités 46 « Portfolio » telles que décrites ci-dessous. Là encore, il a mis en place des procédures internes de diminution des risques, en particulier, mais pas seulement, à travers ses conventions d’exploitation et maintenance (contrats O&M), en choisissant les assurances à souscrire. Ce faisant, le Groupe, lorsqu’il investit dans une société de projet, offre la garantie aux parties prenantes que le risque est limité. Selon le Groupe, la couverture d’assurance existante, y compris les montants couverts et les conditions d’assurance, lui procure une protection suffisante contre les risques potentiels pour la poursuite de ses activités. Toutefois, le Groupe ne peut garantir qu’il ne subira aucune perte ou qu’aucune action en justice ne sera intentée à son encontre, ni que ces actions s’inscriront dans le champ de couverture des assurances existantes. Aucun sinistre significatif n’a été déclaré au cours des trois dernières années par le Groupe au titre des contrats d’assurance décrits ci-dessous. Le Groupe jouit d’une manière générale d’une faible sinistralité qui lui permet de maintenir un niveau de prime relativement bas et des conditions de couverture favorables. 4.4.2.1 Programme d’assurance des entités « Core » Le programme d’assurances pour les entités « Core » du Groupe comprend les programmes d’assurances responsabilités et dommages-intérêts. Ces assurances prennent en compte, selon leurs termes et conditions respectifs, la gestion interne des risques au niveau « Core », comprenant les activités QHSE (Qualité, Hygiène, Sécurité, Environnement) (ce qui a conduit le Groupe à se voir accorder, entre autres, la certification ISO 9001) et ont été conçues pour donner une garantie raisonnable quant à la capacité du Groupe à atteindre ses objectifs stratégiques. Le sous-programme responsabilités comprend les polices suivantes : - Assurance Responsabilité Civile des Mandataires Sociaux, souscrite auprès de HDi Gerling dont l’objet est principalement de couvrir les mandataires sociaux d’une part des conséquences pécuniaires des réclamations introduites à leur encontre et imputables à toute faute professionnelle commise dans l’exercice de leur fonction et d’autre part de leurs frais de défense civile et pénale ; - Assurance Responsabilité Civile Générale, souscrite auprès de XL, dont l’objet est de garantir le Groupe contre les conséquences financières de toute responsabilité que celui-ci pourrait encourir en raison de tout dommage corporel, matériel ou immatériel, consécutif ou non, causé aux tiers et imputable aux activités du Groupe. Cette assurance est une police « master », complétée par des polices « locales », dans les pays où le Groupe dispose de filiales. Cette police « master » a vocation à intervenir en complément ou en lieu et place des polices « locales » pour des couvertures que celles-ci ne procureraient pas ; - Assurance Responsabilité Civile des Bureaux d’Études, souscrite auprès d’AXA couvrant la responsabilité professionnelle du Groupe pour ses études scientifiques et ses activités de conception ; - Assurance Responsabilité Civile Décennale, qui est une assurance obligatoire dans le secteur de la construction en France, souscrite auprès d’AXA et couvrant les responsabilités qui peuvent survenir dans le cadre de dommages découlant de l’engagement de la responsabilité décennale après la phase de construction. 47 De manière similaire, le programme dommages-intérêts inclut : - Assurance Multirisques Bureaux et Habitations, souscrite auprès d’AXA, protégeant le Groupe contre les dommages aux biens et la cessation d’activités ; - Assurance Marchandises Transportée, souscrite auprès de Tokio Marine, couvrant le transport et le stockage de biens (cargo maritime) ; et - Assurance Tous Risques Informatiques, souscrite auprès d’AXA, protégeant le Groupe contre les dommages subis par les équipements IT et pertes consécutives dues à la cessation d’activités. Les polices en matière d’avantages sociaux comprennent : - Assurance Santé, souscrite auprès de Legal & General, couvrant les maladies des salariés ; et - Assurance Prévoyance, souscrite auprès de Legal & General, couvrant les retraites des salariés. Enfin, le champ d’application territorial de certaines polices est étendu, ou de nouvelles polices spécifiques sont souscrites lorsque la règlementation locale le requiert, comme c’est le cas aux États-Unis ou en Inde. Ces polices sont souscrites comme un préalable à la conduite d’opérations et, en particulier, la phase de construction d’un projet. 4.4.2.2 Programme d’assurance des entités « Portfolio » En France, le Groupe a contracté des conventions cadres pour les phases de construction et d’exploitation des parcs solaires auprès d’AXA et Royal and Sun Alliance. Ces polices couvrent les parcs solaires du Groupe situés en France (comprenant les nouveaux projets qui sont automatiquement soumis aux dispositions des conventions), et prévoient des polices ad hoc qui sont en conformité avec ces conventions et approuvées par les auditeurs des parties prenantes pour les parcs solaires situés à l’étranger (Inde, Afrique du Sud, Chili). Dans chaque cas, la police ad hoc choisie a vocation à être conforme avec les meilleures pratiques et est souscrite auprès d’assureurs de premier plan pour s’assurer que l’exposition résiduelle ainsi que les risques de contrepartie sont réduits. De plus, le Groupe est en mesure d’adapter des programmes spéciaux pour des risques spécifiques, tels que ceux qui pèsent sur les installations photovoltaïques situées dans les sites classés SEVESO (sites qui présentent un risque d’accident industriel significatif). Le Groupe a souscrit trois conventions cadres pour ses installations photovoltaïques situées en France, et un certain nombre de polices ad hoc pour ses installations situées à l’étranger comprenant, sans limitation, les couvertures suivantes : - Assurances Tous Risques Chantier, correspondant à CAR/ALOP et dont l’objet est principalement la couverture de tout dommage pouvant survenir dans le cadre du chantier; - Assurances De Machines / Pertes d’Exploitation couvrant le Groupe contre les dommages survenus aux machines et les pertes d’exploitation qui peuvent en découler, correspondant à OAR/BI ; - Assurances Responsabilité Civile Maîtrise d’Ouvrage / Responsabilité Civile Exploitation, couvrant le Groupe contre ses risques de responsabilité découlant de ses activités en phase de construction et d’exploitation de ses parcs solaires. 48 4.4.3 Politique de prévention des risques du Groupe Le Groupe a élaboré et mis en œuvre des procédures strictes de prévention des risques, conçues pour réduire son exposition aux risques résiduels. La politique du Groupe en matière de prévention et protection contre les risques est guidée par l’expérience des managers senior dans l’industrie lourde et, en particulier, dans l’industrie automobile. L’apport méthodologique de la qualité totale déployée dans l’industrie automobile avec les outils de l’amélioration continue et du risk management est déterminant pour la compétitivité et le succès à long terme d’une organisation. Ces outils servent la stratégie de réduction des coûts ainsi que la satisfaction des clients. Son but est d’identifier, évaluer et réduire la probabilité et l’impact des risques opérationnels. A cette fin, le Groupe déploie un nombre d’outils et de méthodes à la fois au niveau « Core » et « Portfolio » qui lui permettent de déterminer le type de risques transférés sur le marché de l’assurance et le niveau de couverture souscrite. 4.4.3.1 Niveau « Core » Le Groupe a centralisé un certain nombre de dispositifs appliqués pour chaque entité au niveau « Core » et dont le but est de fournir l’assurance que l’engagement du Groupe d’exercer ses activités de manière responsable et de prévenir les risques auxquels il est soumis résultent en un niveau plus élevé de contrôle des risques. Parmi ces initiatives, le Groupe s’est récemment concentré sur : - Un engagement de Qualité, Hygiène, Sécurité, Environnement, pour lequel le Groupe a mis en œuvre une structure et des procédures internes d’organisation, en conformité avec la norme ISO 9001, démontrant ainsi son engagement pour satisfaire aux attentes des parties prenantes et aux principes de Bonnes Pratiques d’Entreprises (Good Business Practices principles) (voir ci-dessous pour plus d’informations) ; - Un engagement de développement et de mise à jour régulière de la cartographie des risques salariaux inclus au sein d’un document unique, et de développement et maintien d’une structure organisationnelle qui garantit la gestion des problèmes de sécurité et santé au travail, allant de la définition de procédures claires au contrôle constant et à l’amélioration des systèmes de sécurité (Voir Section 8.2 « Environnement, développement durable et responsabilité sociétale » et Chapitre 17 « Salariés » du présent document de base pour plus d’informations). - Un engagement de respecter les principes de Bonnes Pratiques d’Entreprises (Good Business Practices principles) qui ont été formalisés au sein de lignes directrices officielles établies en 2013 et inspirées des standards internationaux et des meilleures pratiques en matière de responsabilité sociale des entreprises. Cet engagement, en plus d’illustrer la valeur que le Groupe attache aux droits de l’homme et à l’éthique, guide le Groupe dans ses relations avec les parties prenantes, qu’il s’agisse d’investisseurs, de prêteurs, de fournisseurs ou de contractants (pour plus de détails, voir Section 8.2 « Environnement, développement durable et responsabilité sociétale » du présent document de base). - Un engagement de mettre en œuvre un dispositif ambitieux de responsabilité sociale des entreprises, destiné à occuper une place centrale dans les activités du Groupe, non seulement via la mise en œuvre et le contrôle d’indicateurs clés au sein du Groupe, mais également par l’application de ces dispositifs dans les relations du Groupe avec les parties prenantes (pour plus de détails, voir Chapitres 8.2 « Environnement, développement durable et responsabilité sociétale », ci-dessous). - Un engagement de mettre en œuvre un haut degré de contrôle des risques liés aux activités du Groupe via une sélection rigoureuse de nouveaux projets et la gestion des partenariats, nouveaux ou existants à travers des projections financières, la gestion et 49 le contrôle constant des parties prenantes locales, ainsi qu’une attention sur les spécificités des projets avec un objectif de minimisation des risques opérationnels et de maximisation de la probabilité de réussite d’un projet ; et - Un engagement d’intégrer les éléments qui précèdent au sein des divers contrats opérationnels conclus par le Groupe (contrats d’Engineering, Procurement and Construction ou EPC, contrats d’Operations & Maintenance ou O&M, contrats d’achat d’électricité etc). 4.4.3.2 Niveau « Portfolio » Ces dispositifs centralisés du Groupe s’appliquent également au niveau « Portfolio », c’est-àdire pour chaque installation photovoltaïque construite et exploitée par le Groupe. D’un point de vue opérationnel, ils se traduisent dans des actions supplémentaires prises pour s’assurer de l’efficacité des politiques de prévention des risques du Groupe, telles que : - Le contrôle continu de la performance pour chaque installation photovoltaïque, comprenant des audits réguliers (exploitation, Qualité, Hygiène, Sécurité, Environnement) pour s’assurer que des services de qualité et une certaine valeur ajoutée sont fournis aux clients du Groupe et aux consommateurs finals d’énergie (Pour plus d’informations, voir Chapitre 6 « Aperçu des activités du Groupe », sous-section « Segment Services aux Actifs » du présent document de base) ; - Des procédures transparentes et des lignes directrices claires concernant la responsabilité environnementale du Groupe et leur mise en œuvre au sein de chaque installation photovoltaïque, comprenant la définition de la stratégie de traitement des installations photovoltaïques en fin de vie, via leur déclassement. Afin de garantir l’application de cette stratégie au plus grand nombre d’installations, le Groupe a opté pour l’utilisation exclusive de composants et matériaux détachables dans la mesure du possible (Pour plus d’informations, voir Chapitre 6 « Aperçu des activités du Groupe » du présent document de base) ; et - L’implication et la consultation constante des parties prenantes locales à chaque étape des activités du Groupe (conception, offre, construction, exploitation, démantèlement etc) pour développer des partenariats long-terme et augmenter la valeur sociale du Groupe et de ses activités (Voir Section 8.2 « Environnement, développement durable et responsabilité sociétale » du présent document de base). 50 5. INFORMATION CONCERNANT LE GROUPE 5.1 HISTOIRE ET ÉVOLUTION DU GROUPE 5.1.1 Dénomination sociale et nom commercial de la Société La dénomination sociale et le nom commercial de la Société est « Solairedirect ». 5.1.2 Lieu et numéro d’immatriculation de la Société La Société est immatriculée au Registre du commerce et des sociétés de Paris sous le numéro d’identification 492 490 057. 5.1.3 Date de constitution et durée de la Société La Société a été constituée le 25 octobre 2006 sous la forme d’une société par actions simplifiée pour une durée expirant le 24 octobre 2105 (sauf cas de dissolution anticipée ou de prorogation). Elle a été transformée en société anonyme le 26 mars 2007. 5.1.4 Siège social, forme juridique et législation applicable Le siège social de Solairedirect est situé au 18, rue du Quatre-Septembre, 75002 Paris, France. Solairedirect est une société anonyme à conseil d’administration de droit français régie notamment par les dispositions du Livre II du Code de commerce. 5.1.5 Histoire et évolution du Groupe Solairedirect a été créée en octobre 2006 par une équipe pluridisciplinaire de sept associésfondateurs souhaitant rendre l’électricité solaire accessible à tous. Solairedirect s’est donnée, dès l’origine, l’ambition d’être un acteur majeur du solaire compétitif. Comme détaillé ci-après, le développement du Groupe peut se résumer en trois phases : (i) (ii) (iii) 2006-2009 – démarrage (start-up) ; 2009-2011 – activité soutenue en France et démarrage à l’international ; depuis 2012 – transition vers un modèle de solaire compétitif. En avril 2007, Solairedirect a réalisé sa première levée de fonds auprès de trois fonds d’investissements spécialisés, représentés par leurs sociétés de gestion respectives, Demeter Partners, TechFund Europe Management SAS et Schneider Electric Ventures (devenu Aster Capital), qui ont participé, aux côtés des fondateurs, à une augmentation de capital de la Société à hauteur de 6,1 millions d’euros. Ces investisseurs du premier tour ont permis à la Société de lancer le développement de ses parcs solaires et de ses premières offres sur toitures auprès des particuliers. En octobre 2008, la MACIF ainsi que Vernier Participation (UMR et AGPM) et Avenir Sol (groupe OFI), mutuelles d’assurances et de retraites, sont entrées au capital de Solairedirect pour accompagner la croissance des activités du Groupe, et ont participé, aux côtés des investisseurs du premier tour, à une seconde augmentation de capital d’un montant de 20,0 millions d’euros. Au cours de ses premières années, le Groupe opérait sur deux secteurs d’activités : (i) le développement, la construction, l’exploitation et la maintenance de parcs solaires et (ii) la conception, 51 la réalisation, l’exploitation et la maintenance d’installations photovoltaïques sur toitures pour les marchés résidentiels et professionnels. Dans le cadre du développement de ses premiers parcs solaires, le Groupe a conclu plusieurs accords de partenariat avec des acteurs de premier plan. Dès décembre 2007 Solairedirect s’est associée avec la Caisse des Dépôts et Consignations pour fonder Solaire Durance, une co-entreprise qui a levé un montant de 140 millions d’euros pour le développement d’un portefeuille de parcs solaires dans la région Provence-Alpes-Côte d’Azur (PACA). À travers Solaire Durance, le Groupe a construit et mis en service son premier parc solaire à Vinon-sur-Verdon (4,4 MW) en mars 2009, suivi par deux parcs aux Mées (24 MW au total et mis en service en juillet 2010 et février 2011) ainsi qu’un quatrième parc à Varages (9,0 MW au total ont été mis en service à Varages en août 2011 dont 6,0 MW via Solaire Durance). Fort de son succès avec ces premiers projets, le Groupe a élargi l’univers d’investisseurs dans ses projets, construisant notamment un portefeuille de trois parcs solaires dans la région PACA et la région Rhône-Alpes avec l’investissement de 123Venture (22,0 MW mis en service en 2011), un portefeuille de trois parcs solaires en Corse avec l’investissement de Vatel, Via Invest et la Caisse des Dépôts et Consignations (13,5 MW mis en service en 2011) et un portefeuille de trois parcs solaires en Auvergne avec l’investissement d’Ampère (34 MW mis en service en 2011 et 2012). Ces projets ont été suivis plus récemment par des projets avec la participation d’autres investisseurs institutionnels solaires de premier plan (et de nature différente des investisseurs dans les premiers projets du Groupe), dont notamment BlackRock, avec lequel le Groupe a construit et mis en service au 31 janvier 2015, 9 parcs solaires pour une capacité total de 68,2 MW, et KGAL (cinq parcs solaires pour 48,8 MW). Pour une présentation complète des parcs solaires du Groupe, construits ou en construction, le lecteur est invité à se reporter à la Section 6.4.3 « Parcs solaires en opération, en construction et en développement » du présent document de base. A la date du présent document de base, le Groupe a levé approximativement 984 millions d’euros par voie de financements de projets (dont environ 712 millions d’euros en endettement et 272 millions d’euros en capital). Très tôt, le développement du Groupe l’a conduit à internationaliser ses activités, notamment par la constitution de plusieurs filiales à partir de 2009 dans des zones géographiques qui, au regard de leurs caractéristiques d’irradiation, macroéconomiques, règlementaires et d’infrastructures de réseau ont semblé propices au développement d’une production d’énergie solaire compétitive. Le Groupe s’est implanté à l’étranger à travers la constitution de filiales, notamment en Afrique du Sud en novembre 2009, en Inde en juillet 2010, au Chili en janvier 2011 et a procédé, dans chacun de ces pays, au développement de parcs solaires, construits ou en construction, à la date du présent document de base. Depuis 2011, le Groupe a constitué des filiales ou ouvert des bureaux aux Etats-Unis, en Chine, au Mexique et en Thaïlande. À chaque implantation dans un nouveau pays, le Groupe noue des liens avec les acteurs locaux, autorités, collectivités, associations, société civile, fournisseurs et soustraitants potentiels locaux et fait appel à des experts ayant une connaissance approfondie du marché local. Cela permet au Groupe de garder une souplesse opérationnelle tout en tirant avantage des connaissances et des réseaux de ses interlocuteurs locaux afin, entre autres, de répondre aux appels d’offres passés sur le marché de l’électricité. Le Groupe a également inauguré en mars 2009 une usine située au Cap, en Afrique du Sud, qui est spécialisée dans l’assemblage de panneaux solaires, afin notamment d’améliorer sa compétitivité dans les appels d’offres en Afrique du Sud pour lesquels la production locale est un facteur important. Tout en poursuivant sa stratégie internationale sur des zones géographiques ciblées, le Groupe a connu une forte expansion de son activité en France entre 2009 et 2011, notamment en tirant profit des politiques publiques existantes favorables à l’essor d’une filière photovoltaïque compétitive sur le territoire national, qui se sont traduites par la construction de près de 110,5 MW par le Groupe au cours de cette période, dont 61,7 MW en 2011. La période allant du début de l’année 2011 au début de l’année 2013 a été marquée par un changement important de la politique gouvernementale en France destiné à réduire l’impact de 52 l’obligation d’achat sur les dépenses publiques. Ce changement s’est traduit d’abord par un moratoire temporaire de trois mois entrainant la suspension de l’obligation d’achat entre décembre 2010 et mars 2011, suivi de baisses significatives en mars 2011 et janvier 2013 des tarifs d’achat obligatoires, fixés par arrêté ministériel, de l’électricité solaire bénéficiant de l’obligation d’achat (voir Section 6.5.3.2 « Cadre réglementaire français sur les énergies renouvelables »). Pour autant, si ces mesures ont eu un impact sur le marché de la construction de puissance photovoltaïque en France (dans le secteur des grandes installations (de plus de 250 kW), la capacité totale raccordée en France en 2013 a été de 294 MW contre 632 MW en 2012 et 752 MW en 2011 (source : commissariat général au développement durable - service de l’observation et des statistiques)), elles ont également permis au Groupe de restreindre sa dépendance aux mécanismes publics de promotion des énergies renouvelables, d’améliorer sa compétitivité et de consolider sa position sur ce marché. Le Groupe a su s’adapter aux nouvelles conditions de marché et œuvrer à améliorer la compétitivité de ses opérations en matière de parcs solaires notamment (i) en amoindrissant le coût de son approvisionnement en panneaux photovoltaïques et en autres composants du système (composants dits « BOS » pour « Balance of system ») ainsi que ses dépenses d’exploitation (Opex) (ii) en optimisant la valorisation du MW construit et (iii) en réduisant le coût de capital des projets. Au niveau de l’optimisation du financement et de la structuration de ses projets, le Groupe a notamment mis en place en 2011 un partenariat public-privé innovant dénommé Électricité Solaire des Territoires (ESTER) avec la Région Poitou-Charentes pour promouvoir le développement industriel de cette Région en construisant de la capacité solaire (voir Section 6.4.2 « Segments opérationnels du Groupe », sous-section « Partenariats public-privé » du présent document de base). En décembre 2012, le Groupe a signé son premier accord d’achat d’électricité négocié de gré à gré dans le cadre du projet ESTER avec les sociétés Sorégies et Séolis, permettant aux parcs solaires construits par ESTER de sécuriser l’achat de leur électricité sur une période de 30 ans en associant à l’obligation réglementaire d’achat pour les 20 premières années, un contrat de gré à gré couvrant les 10 ans postérieurs à l’expiration de de la période couverte par l’obligation d’achat. Par ailleurs, les coûts d’acquisition clients élevés dans le secteur des toitures de moins de 1 MW ont conduit le Groupe à recentrer son activité sur les parcs solaires et à mettre fin à son activité toitures de moins de 1 MW au cours des exercices 2011 et 2012. Le Groupe a continué son activité de toitures de grande taille de plus de 1 MW en l’assimilant à son activité de parcs solaires. Les efforts du Groupe lui ont permis de montrer une résistance aux évolutions règlementaires du marché français pendant la période allant du début 2011 au début 2013 et de consolider sa position sur le marché français. Le Groupe a construit 84,4 MW de capacité en France pendant l’exercice clos le 31 mars 2014 et bénéficie d’un portefeuille important de projets en « backlog » et aux stades antérieurs de développement. Les efforts du Groupe visant à fonder une offre d’électricité solaire durable et compétitive ont notamment débouché en France sur le financement, en novembre 2014, d’un projet sur la commune d’Arsac (Gironde) d’une puissance totale de 83,6 MW qui devrait être opérationnel début 2015 ainsi que deux autres projets sur les communes d’Ollières (Var) et de Fontienne (Alpes de Haute Provence) d’une puissance respective de 23,4 MW et 10,4 MW qui devront aussi être opérationnels début 2015. Pendant toute cette période d’évolution règlementaire sur le marché français, le Groupe a continué à poursuivre son expansion à l’international. Le Groupe a généré ses premiers revenus en Inde pendant l’exercice 2013, pour 13,5 millions d’euros, avec la construction de deux parcs solaires au Rajasthan pour une capacité totale de 15,6 MW, à l’issue d’une procédure d’appel d’offres lancée par le gouvernement indien dans le cadre du projet JNNSM (Jawaharlal Nehru National Solar Mission). Au cours de l’exercice 2014, le Groupe a procédé à la construction de deux parcs solaires en Afrique du Sud, à l’issue d’une procédure d’appel d’offres qu’il a remporté, dans le cadre des projets Aurora et Vredendal, pour une puissance totale de 21,0 MW. Au Chili, le Groupe a achevé la construction de son premier parc solaire de 1,3 MW en 2013 ce qui lui a permis de conclure son 53 premier accord d’achat d’électricité (PPA privé), portant sur l’électricité produite par ce parc solaire, signé en janvier 2012 avec une compagnie minière locale. Au-delà des projets en service ou en construction, le Groupe a également continué à étoffer les projets futurs en France et à l’international, y compris dans de nouveaux pays et dans de nouvelles régions. Le Groupe a su continuer à étendre ses activités à l’international, notamment par l’expansion des activités de développement aux Etats-Unis, où il a établi une filiale en 2014, ainsi que dans la région Moyen-Orient et Afrique et la région Asie du Sud-Est. Au total, 47,5% des projets en « backlog » au 31 janvier 2015 étaient situés à l’international, et 87,2% projets aux stades de développement « pipeline » et « prospects qualifiés » étaient situés à l’international. 5.2 INVESTISSEMENTS 5.2.1 Investissements réalisés depuis 2011 Les dépenses d’investissements du Groupe se sont élevées à 7,4 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 décembre 2011, 11,6 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2013 et 18,1 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014. Voir la Section 10.5.2 « Flux net provenant des investissements du Groupe » du présent document de base. Les dépenses d’investissements du Groupe se composent d’une part des investissements dans ses actifs corporels et incorporels, et d’autre part d’investissements financiers représentant principalement l’investissement du Groupe dans les projets de parcs construits et dans lesquels le Groupe conserve une quote-part du capital. Les immobilisations corporelles du Groupe se constituent principalement des parcs solaires détenus majoritairement par le Groupe, équipements industriels de l’usine d’assemblage de panneaux photovoltaïques gérée par le Groupe au Cap en Afrique du Sud, et des véhicules en location financement. Les immobilisations incorporelles du Groupe sont principalement composées de logiciels détenus par le Groupe, notamment ses logiciels SAP. Les investissements financiers prennent essentiellement la forme d’acquisitions de titres dans des sociétés de projets, les avances en compte courant accordées à ces sociétés de projets étant comptabilisées comme créances rattachées à des participations du Groupe. Au cours de l’exercice clos le 31 décembre 2011, les investissements du Groupe se sont répartis de la façon suivante : - 1,3 million d’euros d’investissements corporels et incorporels correspondant pour l’essentiel à des équipements industriels de l’usine d’assemblage de panneaux photovoltaïques du Cap en Afrique du Sud et des mises à jour logiciels au sein du Groupe ; - 6,1 millions d’euros d’acquisitions d’actifs financiers correspondant pour l’essentiel à des investissements dans les projets construits par le Groupe, ce montant ayant été notamment affecté aux projets Corsica 1, 2 et 3 et Solaire Auvergne I en France. Au cours de l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013, les investissements du Groupe se sont répartis de la façon suivante : - 8,3 millions d’euros d’investissements corporels et incorporels comprenant principalement, outre les équipements industriels et logiciels, les encours de construction de divers projets consolidés, notamment le projet Pokaran en Inde et l’acquisition d’un terrain d’environ 44 hectares sur la commune de Lüe pour les projets Lucet et Béconnais en France et d’un terrain d’environ 14 hectares en Haute-Corse en France ; - 3,3 millions d’euros d’acquisitions d’actifs financiers correspondant pour l’essentiel à des investissements dans les projets construits par le Groupe, ce montant ayant été notamment 54 affecté aux projets Charleval, Cuges, Istres, La Verdière, Chalmoux, St Antonin du Var et Brignoles en France. Au cours de l’exercice clos le 31 mars 2014, les investissements du Groupe se sont répartis de la façon suivante : - 5,0 millions d’euros d’investissements corporels et incorporels, qui se composent principalement des encours des projets en développement et construction consolidés, notamment les projets Andacollo, Ollières et Arsac ; de l’acquisition d’un terrain d’environ 199 acres dans l’Etat de Californie aux États-Unis pour les besoins du projet Adera ; et de nouveaux investissements en matériel et outillage au sein de l’usine d’assemblage de panneaux photovoltaïques du Cap en Afrique du Sud ; - 13,0 millions d’euros d’acquisitions d’actifs financiers correspondant pour l’essentiel à des investissements dans les projets construits par le Groupe, ce montant ayant été notamment affecté aux projets Iovi 1 and 3, Equinox IV (holding des projets Soleol III et Château Solar III) en France ainsi qu’aux projets Aurora et Vredendal en Afrique du Sud. Au cours du semestre clos le 30 septembre 2014, les investissements du Groupe se sont repartis de la façon suivante : - 20,9 millions d’euros d’investissements corporels et incorporels correspondant à des investissements dans les projets en cours de construction et contrôlés par le Groupe (projets Arsac 6, Arsac 8 et Caillavet) ; - 1,7 million d’euros d’acquisitions d’actifs financiers correspondant pour l’essentiel à des investissements dans les projets en cours de construction par le Groupe, ce montant ayant été notamment affecté aux projets Arsac 2, Arsac 5, Ollières, Fontienne, Tiper 3 en France. 5.2.2 Principaux investissements en cours de réalisation Au 31 janvier 2015, les principaux investissements du Groupe en cours de réalisation se composent d’investissements dans des projets photovoltaïques en cours de construction qui sont détenus à 100%, notamment les projets Caillavet, Arsac 6 et Arsac 8 en France, SPIPL (Punjab), NSPL et SSPPL en Inde. Les investissements en cours du Groupe au 31 janvier 2015 consistent aussi en des participations minoritaires dans les projets photovoltaïques en cours de construction, tels Arsac 4, 5, Fontienne, Ollières et Tiper 1. 5.2.3 Principaux investissements envisagés En supposant que le Groupe conservera une participation majoritaire dans tous ses projets actuellement en backlog jusqu’au stade « brownfield », il consolidera les sociétés de projets en question pendant toute la période de construction et, le cas échéant, pendant une période d’exploitation jusqu’à la vente du contrôle de celles-ci au stade « brownfield » et enregistra en conséquence sur son bilan consolidé le coût des investissements de construction réalisés par les sociétés de projets, ainsi que l’endettement associé (qui sera, à titre de rappel, sans recours au Groupe). Cette supposition est l’hypothèse de travail actuelle du management du Groupe, en précisant que des ventes de contrôle des sociétés de projets au stade « greenfield » pourront avoir lieu en fonction de la politique du Groupe d’optimisation de son portefeuille d’investissements selon les conditions économiques et financières. Le Groupe prévoit d’investir un montant cumulé d’environ 150 millions d’euros sur les exercices clos les 31 mars 2016 et 31 mars 2017. Cet objectif d’investissement prend pour hypothèse une augmentation de capital au cours de l’exercice clos le 31 mars 2016 de l’ordre de 175 millions 55 d’euros et le développement d’une stratégie patrimoniale de détention d’actifs photovoltaïques à plus ou moins long terme. Voir le Chapitre 12 « Informations sur les tendances et les objectifs » et le Chapitre 13 « Prévisions ou estimations du bénéfice » du présent document de base. 56 6. APERÇU DES ACTIVITÉS DU GROUPE 6.1 PRÉSENTATION GÉNÉRALE DU GROUPE Solairedirect est une entreprise mondiale du secteur de l’énergie solaire qui, forte d’une position la classant parmi les leaders du marché français de l’énergie photovoltaïque en termes de MW mis en service (source : ERDF) et de son expérience acquise en matière de développement et d’exploitation de parcs solaires en France et à l’étranger, saisit des opportunités de développement sur le secteur émergent de l’énergie solaire à coût compétitif sur des marchés attractifs à travers le monde. Solairedirect concentre ses activités sur le développement, la construction, l’exploitation, la maintenance et l’entretien de parcs solaires de grande envergure (comprenant à la fois des centrales solaires au sol et des installations photovoltaïques sur toitures dont la puissance dépasse 1 MW), compétitifs et financièrement viables, qu’elle vend à des investisseurs du secteur de l’énergie, soit durant la phase de pré-construction, soit après le démarrage des opérations de commercialisation de l’énergie produite, en fonction de la stratégie du Groupe relative au projet. Au 31 janvier 2015, le Groupe a développé, construit et commercialisé avec succès 39 parcs solaires d’une puissance installée cumulée de 294,9 MW en France et 5 parcs solaires d’une puissance installée cumulée de 37,8 MW en Afrique du Sud, en Inde et au Chili. Le Groupe construit actuellement 13 parcs solaires en France et en Inde qui totaliseront une puissance installée cumulée de 153,6 MW une fois achevés. Au cours de l’exercice clos le 31 mars 2014, le Groupe a généré un chiffre d’affaires consolidé de 156,4 millions d’euros, un excédent brut opérationnel de 7,3 millions d’euros et un résultat net part du Groupe de 0,7 million d’euros. Au cours du semestre clos le 30 septembre 2014, le Groupe a généré un chiffre d’affaires consolidé de 69,6 millions d’euros et une perte nette part du Groupe de 5,2 millions d’euros. Capitalisant sur son expérience acquise en France et au travers de son réseau d’investisseurs et d’institutions financières de premier plan sur le marché de l’énergie solaire, le Groupe se positionne pour profiter des opportunités émergentes offertes par des marchés combinant une irradiation élevée, un accès aisé aux financements et une dynamique de marché favorisant la compétitivité de l’énergie solaire par rapport aux autres sources d’énergie. Outre les parcs solaires visés ci-dessus, qui ont déjà démarré leurs opérations de commercialisation d’énergie ou qui sont en cours de construction au 31 janvier 2015, le Groupe dispose de projets potentiels d’une puissance cumulée de 4 076,0 MW aux différents stades de pré-construction, dont 376,8 MW sont au stade backlog, 948,8 MW sont au stade pipeline et 2 750,5 MW sont au stade de prospect qualifié (qualified lead). Signe de l’internationalisation croissante de ses activités, le Groupe développe 47,5% de ses projets en backlog, 82,2% de ses projets en pipeline et 88,9% de ses prospects qualifiés sur des marchés photovoltaïques hors de France. Le Groupe propose aux investisseurs de l’industrie photovoltaïque une gamme complète de solutions clés en mains leur permettant d’investir dans des parcs solaires produisant une énergie renouvelable et propre dans des conditions financières permettant une forte prévisibilité des flux de trésorerie. Pour chaque projet photovoltaïque, le Groupe choisit, de manière stratégique, soit de céder le contrôle de la société de projet qu’il a constituée à des capital-investisseurs au stade de préconstruction du projet (stade dit « greenfield »), auquel cas, il développe et construit le parc solaire pour le compte des investisseurs aux termes d’un contrat clés en mains, soit de procéder à cette cession après que le parc solaire a démarré ses opérations de commercialisation de l’énergie qu’il produit et a atteint sa phase de réception provisoire (stade dit « brownfield ») auquel cas, le Groupe commence par développer et construire le projet, et bénéficie dans ses états financiers consolidés de revenus récurrents de vente d’électricité à partir de la mise en service du parc, avant de céder aux investisseurs le contrôle de la société de projet détenant un parc solaire pleinement opérationnel. Dans les deux cas, le Groupe fournit des services d’exploitation et de maintenance des parcs solaires en vertu de contrats long-terme proposés, dans le cadre d’une offre globale, en même temps que les contrats de construction ou de cession. 57 Les opérations du Groupe se divisent en quatre secteurs d’activités, cette structure étant destinée à capter le plus de valeur possible à chaque étape de la vie d’un projet photovoltaïque. • Développement et Construction (chiffre d’affaires sectoriel de 142,3 millions d’euros et marge brute sectorielle de 28,7 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014 ; chiffre d’affaires sectoriel de 73,2 millions d’euros et marge brute sectorielle de 5,0 millions d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2014 ). Dans l’exercice de ses activités de Développement et Construction, le Groupe développe et fournit des services de conception, de fourniture et d’installation pour la construction de parcs solaires. Ayant à son actif au 31 janvier 2015 la construction de 44 parcs solaires en France, en Afrique, en Inde et en Amérique latine depuis 2009, ce segment a constitué un véritable réservoir d’expérience en développant des parcs solaires sur quatre continents. • Services aux Actifs (chiffre d’affaires sectoriel de 5,6 millions d’euros et marge brute sectorielle de 2,5 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014 ; chiffre d’affaires sectoriel de 3,0 millions d’euros et marge brute sectorielle de 1,7 million d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2014). Dans le cadre de ses opérations de Services aux Actifs, le Groupe fournit des services d’exploitation et de maintenance à l’ensemble des parcs solaires qu’il construit, ainsi que des services administratifs et financiers aux sociétés de projets qu’il a constituées pour détenir ces parcs solaires. Le Groupe propose ses services d’exploitation et de maintenance à travers des contrats de long-terme (20-25 ans) pour chaque parc solaire qu’il construit, offrant ainsi aux investisseurs une gamme complète de solutions clés en mains pour l’exploitation et la maintenance des parcs solaires pendant leur cycle de vie et procurant aux investisseurs une visibilité élevée sur les coûts opérationnels. En contrepartie, le Groupe perçoit, au titre de ces accords, un flux régulier de revenus tout au long du cycle de vie des parcs solaires ce qui contribue à l’établissement de relations durables avec les investisseurs et les parties prenantes locales. Au 31 janvier 2015, le Groupe exploitait et gérait 38 parcs solaires d’une puissance installée cumulée de 273,1 MW. Une fois que tous les parcs en construction au 31 janvier 2015 seront construits et leur réception provisoire certifiée, le Groupe gérera un total de 486,3 MW. • Gestion des Participations (chiffre d’affaires sectoriel de 1,8 million d’euros et marge brute sectorielle de 1,8 million d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014 ; chiffre d’affaires sectoriel de 0,9 million d’euros et marge brute sectorielle de 0,9 million d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2014). Dans le cadre de ses activités de Gestion des Participations, le Groupe assure la gestion de son portefeuille de participations composé d’une part, des investissements réalisés dans les projets construits pour être cédés lors de la phase de post-construction (« brownfield »), d’autre part, des participations minoritaires résiduelles dans des projets ayant déjà donné lieu à une cession lors de la phase de préconstruction (« greenfield »). L’équipe en charge de la gestion des participations gère le portefeuille du Groupe afin de maximiser le rendement des capitaux investis dans des sociétés de projets dédiées aux projets photovoltaïques et valoriser au mieux ces investissements, notamment en cédant ces participations au meilleur moment et à des conditions attractives. Le Groupe estime que son portefeuille de titres de participations dans les entreprises associées, avec 0,8 million d’euros de titres mis en équivalence plus des créances rattachées à des participations d’une valeur nette de 10,8 millions d’euros (qui résultent d’une valeur brute de 22,2 millions d’euros diminuée des dépréciations de créances pour 11,4 millions d’euros) plus 0,1 million d’euros de titres AFS, dans chaque cas au 31 mars 2014, présente des opportunités de réaliser des plus-values significatives lors des cessions futures à des investisseurs tiers mais aussi d’importants flux provenant des intérêts des avances en compte courant et de leur remboursement. • Autres (chiffre d’affaires sectoriel de 24,6 millions d’euros et marge brute sectorielle de 4,5 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014 ; chiffre d’affaires sectoriel de 4,3 millions d’euros et marge brute sectorielle de 2,0 millions d’euros pour le semestre clos 58 le 30 septembre 2014). Le Groupe détient et exploite une usine d’assemblage de panneaux photovoltaïques en Afrique du Sud dont l’ensemble de la production est vendue depuis 2013 au fabricant de panneaux ReneSola aux termes d’un contrat de travail à façon. Le Groupe achète une fraction du volume ainsi fabriqué pour les besoins des projets qu’il mène en Afrique du Sud, pour lesquels la capacité à s’approvisionner en panneaux photovoltaïques assemblés localement est un atout pour la compétitivité de ses offres dans le cadre des appels d’offres lancés par le gouvernement sud-africain. 6.2 ATOUTS CONCURRENTIELS ET STRATÉGIE 6.2.1 Atouts concurrentiels Grâce à des fondamentaux de marché attractifs, l’énergie photovoltaïque devient de plus en plus compétitive sur les marchés ciblés par Solairedirect. • Un marché en forte croissance, soutenu par une transition énergétique mondiale vers le photovoltaïque. Porté par de fortes tendances de fond, le marché de l’énergie photovoltaïque a connu une phase de croissance et a vocation à se développer dans les années à venir. Entre fin 2008 et fin 2014, la puissance photovoltaïque installée cumulée à l’échelle mondiale a augmenté, enregistrant un taux de croissance annuel moyen de 41%, ayant ainsi été multipliée par sept sur cette période (source : IHS). Sur la période 2014-2018, IHS prévoit que les augmentations nettes annuelles de puissance photovoltaïque mondiale continueront à augmenter, passant de 45,1 GW par an en 2014 à 69,6 GW par an en 2018, soit une augmentation de près de 54%. Dans les régions ciblées par le Groupe (France, Amérique latine, Etats-Unis, Moyen Orient, Afrique et Asie du Sud-est), IHS prévoit une augmentation de plus de 52,6 GW des projets à échelle industrielle (supérieurs à 1 MW) pour la période 2015-2018, avec la plus forte croissance issue des régions des marchés émergents (Amérique latine, Inde, Afrique) constituant le plus gros du montant de projets en développement global du Groupe. Voir la Section 6.3 « Description du marché de l’énergie photovoltaïque » du présent document de base. • Un marché en transition, passant d’une forte présence des subventions publiques à des solutions de production à coûts de plus en plus compétitifs. Au départ stimulé par les subventions publiques destinées à soutenir et à promouvoir la croissance du marché, le marché de l’énergie photovoltaïque est de plus en plus guidé par des facteurs de marché, et sa croissance est soutenue par des structures de coûts de plus en plus compétitives par rapport aux autres sources de production d’énergie. D’après une comparaison entre les prix fixés à l’issue des procédures appels d’offres les plus récentes sur le marché de l’énergie photovoltaïque et les coûts moyens rapportés par l’Agence Internationale de l’Energie pour les autres formes de production d’énergie, l’énergie solaire est d’ores-et-déjà compétitive en termes de coûts sur certains marchés comparée à la fois aux méthodes traditionnelles de production d’énergie telles que les nouvelles centrales au charbon ou au gaz et aux sources d’énergies renouvelables telles que la biomasse, la géothermie, les grandes centrales hydroélectriques et l’éolien. Les tendances favorables en termes de coûts de production devraient mener à de nouveaux progrès de l’énergie solaire en termes de compétitivité dans les années à venir. IHS prévoit une baisse continue des prix de développement et de construction des centrales à grande échelle, un taux de croissance annuel moyen négatif de 10% du prix par watt étant notamment prévue par IHS entre 2014 et 2018. 59 Une plateforme globale dotée d’une expérience confirmée en matière de développement, financement et exploitation de projets photovoltaïques implantés sur quatre continents. • Une expérience reconnue en matière de développement et de construction d’installations photovoltaïques localisées sur quatre continents. Avec 57 parcs solaires en construction ou ayant démarré leurs opérations de commercialisation au 31 janvier 2015, soit un total de 486,3 MW sur quatre continents, le Groupe bénéficie d’un bassin d’expertise très important à travers une expérience accumulée en matière de développements de parcs solaires et de partenariats financiers noués avec des investisseurs de premier rang. Le Groupe a accompagné les sociétés de projets détenant les parcs solaires qu’il développe pour l’obtention d’approximativement 984 millions d’euros de financement par endettement et en capital depuis 2009, dont une grande partie provient des investisseurs ayant déjà investi dans plusieurs projets. Le Groupe a augmenté les MW construits au cours de chaque exercice depuis 2009, passant de 16 MW construits en 2009 à 106,5 MW construits au cours de l’exercice 2014, soit un taux de croissance annuel moyen (TCAM) de plus de 55%. • Une croissance régulière du parc d’actifs sous gestion, à travers l’exploitation et la maintenance de tous les parcs solaires développés par le Groupe. L’historique du Groupe en termes de développement et de construction de parcs solaire lui a permis de générer une croissance régulière de ses parcs solaires sous gestion, avec un TCAM de 125% des MW sous gestion entre 2009 et fin janvier 2015. Le Groupe exploite et assure la maintenance de tous les parcs solaires qu’il a développés et construits, ce qui reflète la confiance des investisseurs dans ses capacités d’exploitation et de maintenance, qui sont renforcées par la forte expérience du Groupe en matière de performances techniques disponibles dont le taux moyen s’élève à plus de 98%. Assurer l’exploitation et la maintenance des parcs solaires après leur construction fournit au Groupe une source de revenus et de profits réguliers au cours de la vie de chaque parc solaire, à travers des contrats d’exploitation et de maintenance à long terme, généralement de 20 à 25 ans. Au 31 janvier 2015, le Groupe exploite et gère 38 parcs solaires représentant 273,1 MW. Une fois que tous les parcs en construction au 31 janvier 2015 seront construits et que la réception provisoire sera certifiée, le Groupe exploitera et gérera un total de 57 parcs représentant 486,3 MW. • Une gestion active des participations majoritaires du Groupe visant à maximiser le rendement des capitaux investis en structurant les cessions des participations dans les projets photovoltaïques aux moments appropriés et à des conditions attractives. Au 31 janvier 2015, les participations du Groupe dans les sociétés de projets se sont traduites par l’inscription au bilan d’un portefeuille de 123 MW sur une base de participation nette (les « MW nets »). Les MW nets du Groupe ont augmenté, passant de 14 MW nets en 2009 à 27 MW nets au 31 mars 2013 et 34 MW nets au 31 mars 2014 puis à 123 MW nets au 31 janvier 2015, soit un TCAM de 129% sur la période de 31 mars 2013 au 31 janvier 2015. Le Groupe possède le contrôle de certains de ses projets en opération. Ces projets ont une capacité totale de 18,7 MW au 31 janvier 2015. • Le portefeuille de participations dans des parcs solaires du Groupe lui procure une source stable de revenus sous la forme d’intérêts perçus notamment au titre d’avances en compte courant d’associés (1,8 million d’euros pour l’exercice clos au 31 mars 2014). Au 31 mars 2014 et 30 septembre 2014, le Groupe avait un stock d’investissements en capital et comptes courants d’associés, net des remboursements (ensemble, le « capital investi ») de respectivement 20,0 millions d’euros et 24,6 millions d’euros, calculé sur une base conforme à celle utilisée pour les tableaux de flux d’investissement présentés dans les notes sectorielles présentées sous la norme IFRS 8 dans les états financiers consolidés du Groupe. Le portefeuille représente également une source de plus-value potentielle pour le Groupe. 60 Une approche industrielle de la production d’énergie solaire tournée l’accomplissement de projets photovoltaïques compétitifs et une optimisation des rendements. • vers Une concentration sur l’industrialisation de la chaîne de valeur photovoltaïque et sur la baisse des coûts, avec une culture d’amélioration constante. o En partie grâce à l’optimisation de ses opérations d’approvisionnement, le Groupe est parvenu à des réductions substantielles des coûts d’approvisionnement en panneaux photovoltaïques et en autres composants du système depuis 2008. Signe de cette tendance de fond, les achats consommés par watt du Groupe ont diminué, passant de 2,71 euros par watt construit en 2011 à 1,09 euro par watt construit pour l’exercice 2014, soit une réduction de 60%. o Le Groupe se concentre également sur l’amélioration constante du coût de ses opérations de services aux actifs. Depuis 2009, le Groupe a fait diminuer substantiellement ses coûts d’exploitation et de maintenance, et continue à les réduire. Au cours de l’exercice 2014 par exemple, le segment Services aux Actifs du Groupe a réduit son coût moyen par watt sous gestion de 0,9% par rapport à l’exercice 2013. o En standardisant son approche du financement, le Groupe a été capable d’optimiser le processus de financement de ses projets, réduisant ainsi le temps de préparation et abaissant les coûts auxiliaires associés au processus de financement. Combiné à l’expérience du Groupe en matière de construction de parcs solaires fiables générant des flux de trésorerie stables, cette optimisation a contribué à la baisse substantielle du coût du capital des projets construits par le Groupe depuis 2008. Une organisation flexible et innovante, présentant de forts leviers d’exploitation. • Une approche concentrée sur les processus à forte valeur ajoutée, permettant une exécution rapide et flexible des projets du Groupe. La structure allégée et souple du Groupe, qui conserve les fonctions à haute valeur ajoutée en interne tout en sous-traitant les autres fonctions, permet de gérer des projets de plus en plus vastes, sans augmentation substantielle de l’effectif du Groupe, ce qui procure un fort levier d’exploitation. o Le Groupe tire parti d’une structure organisationnelle qui combine les avantages d’un centre administratif et opérationnel fort prenant en charge les opérations telles que l’approvisionnement, la stratégie, le business development et la direction financière du Groupe, avec une forte présence dans chaque région appuyée par des équipes locales qui prennent en charge tant la recherche d’opportunités et de relations avec les parties prenantes locales que l’exécution des projets, leur exploitation et leur maintenance. o Le Groupe a mis à profit ces atouts pour étendre ses activités à de nouveaux marchés. En Inde par exemple, le Groupe a développé, financé et construit, son premier parc solaire à Pokaran, en à peine plus d’un an. Avec une équipe de seulement cinq salariés de Solairedirect, le Groupe a géré le processus d’approvisionnement en panneaux photovoltaïques fabriqués localement, l’obtention du terrain et le financement local, s’appuyant sur les meilleures pratiques et sur l’expérience accumulée sur les autres marchés pour parvenir à la construction rapide d’un parc solaire de 10 MW pour un client local ainsi qu’un parc solaire de 5,6 MW sur un terrain adjacent pour son propre compte. L’exécution rapide et rigoureuse du projet Pokaran a permis au Groupe de s’implanter sur le marché indien lui conférant un avantage décisif pour la sécurisation des trois projets (de puissance supérieure à Pokaran) qu’il construit actuellement en Inde. 61 • Un réseau solide de partenaires tout au long de la chaîne de valeur de développement et de financement. Dans l’exécution de ses projets sur chaque marché local, le Groupe compte sur ses compétences mondiales et sur un réseau de partenaires tout au long de la chaîne de valeur de développement et de financement. Le Groupe a établi des relations fortes sur le long terme avec des fournisseurs de panneaux photovoltaïques de premier plan tels que BenQ Solar, CSUN, Jinko Solar, Q CELLS, ReneSola, SolarWorld et Yingli Solar et des fournisseurs en autres composants du système comme ABB, Bouygues, General Electric, Krinner et Schneider Electric, tout en promouvant la qualité et l’optimisation des coûts à travers des processus compétitifs d’appel d’offres. Dans le même temps, sa connaissance privilégiée des attentes des investisseurs et banques de premier plan du secteur photovoltaïque, associée à l’expertise de ses équipes de financements structurés, lui a permis d’établir et de mettre à profit de fortes relations avec des prêteurs et investisseurs renommés, notamment BlackRock, KGAL, la Caisse des Dépôts et Consignations, KFW, HSH Nordbank, Union Investment and State Bank of India. Le Groupe bénéficie également d’une réputation d’acteur engagé sur le long terme pour l’intérêt général, et a forgé de fortes relations avec les pouvoirs publics locaux, allant de la mise en place de structures innovantes public-privé telles que la jointventure ESTER, qui associe le Groupe à la Région Poitou Charentes, jusqu’à la participation à des procédures d’appel d’offres avec le soutien du Department of Energy d’Afrique du Sud. • Une équipe d’entrepreneurs dotée d’une grande expérience. Le Groupe bénéficie d’une culture entrepreneuriale forte, les sept fondateurs du Groupe étant encore en fonctions au sein de la Société, et un bon nombre d’employés détenant des actions et options de souscription et d’achat d’actions, avec un noyau historique d’actionnaires corporate et financiers très impliqués. Ses équipes très expérimentées combinent des compétences en matière de développement, de construction, de financement de projet, d’exploitation et de maintenance de parcs solaires, permettant au Groupe d’extraire un maximum de valeur à chaque étape du cycle de vie d’un parc solaire. Positionné pour capter la croissance et la valeur. • Concentré sur les marchés à forte croissance, avec un panel de critères bien définis pour l’entrée sur un marché. Le Groupe a une approche disciplinée concernant sa croissance géographique, ciblant des marchés qui sont mûrs pour le développement d’un marché photovoltaïque compétitif. Le Groupe se concentre sur les marchés présentant une forte irradiation, une disponibilité de financement, des coûts de production de l’énergie solaire compétitifs par rapport aux autres sources d’énergie, et un libre accès au réseau. IHS prévoit une augmentation de plus de 52,6 GW des projets à échelle industrielle (supérieurs à 1 MW) pour la période 2015-2018 dans les régions ciblées par le Groupe (France, Amérique latine, Etats-Unis, Moyen Orient, Afrique et Asie du Sud-est), avec la plus forte croissance issue des régions des marchés émergents (telles que l’Inde et l’Amérique latine) constituant le plus gros du montant de projets en développement global du Groupe. • 4 GW de projets en cours de développement et de construction à ce jour. Le Groupe a d’ores-et-déjà un total de projets en développement de plus de 4 GW dans les régions ciblées, et la taille du marché potentiel fournit l’opportunité de croissance de ce pipeline à l’avenir. Au 31 janvier 2015, le Groupe détenait un total de 4 229,7 MW en cours de développement, avec 2 750,5 MW en phase de prospect qualifié, 948,8 MW en phase de pipeline, 376,8 MW à l’étape de backlog, et 153,6 MW actuellement en cours de construction. Le Groupe cherche à amener ses projets en backlog à l’étape de construction en 6 à 18 mois, et achève la plupart du temps la construction des parcs solaires 6 à 9 mois après le début des opérations de construction. 62 6.2.2 Stratégie Se concentrer sur les marchés photovoltaïques compétitifs où le Groupe peut s’assurer une place parmi les leaders. Le Groupe estime que le marché mondial de l’énergie solaire vit actuellement une transformation fondamentale, passant d’un marché dépendant des subventions et des politiques publiques d’incitations à un marché où la demande est soutenue par une compétitivité croissante de la structure de coûts de l’énergie solaire vis-à-vis des autres formes de production d’énergie. D’un point de vue global, certains marchés sont à des stades plus avancés de cette évolution que d’autres. Pour tirer profit de ces tendances, le Groupe continuera à concentrer ses efforts de développement sur les pays qu’il considère comme suffisamment mûrs pour l’émergence d’une énergie solaire compétitive, combinant un haut niveau d’irradiation, une demande de nouvelles capacités de production, une disponibilité de financement, une compétitivité des prix de l’énergie solaire comparée aux autres sources de production d’énergie et un libre accès au réseau. Dans le même temps, le Groupe tirera profit de sa structure de coûts compétitive et de sa position parmi les entreprises photovoltaïques de premier plan en France pour continuer à saisir les opportunités offertes par les tarifs d’achat obligatoires et régimes d’appel d’offres existants et à venir, tout en se positionnant pour bénéficier de tendances à long terme sur le marché français de l’électricité qui favorisent la croissance de la demande d’énergie photovoltaïque compétitive. Tirer profit des avantages concurrentiels de l’énergie solaire pour bouleverser les marchés de l’énergie. Au fur et à mesure que le coût de production de l’énergie solaire vis-à-vis des autres formes de production d’énergie continue de baisser, le Groupe estime qu’un marché considérable émergera pour des accords de fourniture privée d’énergie, notamment dans des marchés caractérisés par des prix de marché « wholesale » d’électricité élevés. Le Groupe a l’intention de tirer profit des attributs compétitifs de l’énergie solaire – notamment son bas coût, son potentiel en tant que protection contre l’augmentation des prix de l’électricité, ses caractéristiques de distribution décentralisée – afin de s’assurer de la conclusion de contrats d’achats d’électricité avec des consommateurs à la recherche d’alternatives face à la montée des prix des fournisseurs d’énergie traditionnels due à des coûts plus élevés de maintenance et de construction de nouvelles capacités de production. En parallèle, afin d’améliorer davantage sa capacité à profiter du potentiel de l’énergie photovoltaïque pour la couverture des besoins en électricité des régions les plus reculées, le Groupe continuera à explorer activement des opportunités de développement de parcs solaires hybrides combinant l’énergie photovoltaïque à d’autres formes de production d’énergie. Poursuivre l’effort d’innovation des processus pour retirer un maximum de valeur des projets. Le Groupe continuera à améliorer et à tirer profit de ses processus hautement industrialisés, efficaces et reproductibles pour le développement, le financement, la construction et la gestion des parcs solaires afin d’optimiser à la fois le chiffre d’affaires et la structure de coûts de ses projets et d’en maximiser la valeur. Conformément à ses pratiques, le Groupe continuera à tirer parti de l’expérience de ses équipes d’ingénierie et d’approvisionnement, de sa philosophie « design-to-costand-quality » (conception en vue du coût et de la qualité) ainsi que des tendances de coûts de l’industrie dans son ensemble pour optimiser les coûts des panneaux photovoltaïques et des autres composants du système tout en continuant de proposer des projets fiables susceptibles d’être financés. Dans le même temps, le Groupe continuera à identifier et saisir les opportunités de réduction des coûts du capital notamment en tirant profit de la viabilité croissante des contrats de fourniture d’électricité privés pour allonger la durée de vie estimée de ses parcs solaires, sur la base de laquelle les investisseurs prennent ou non la décision d’investir dans les parcs solaires. Le Groupe continuera également à explorer les options en vue de réduire le profil de risque de ses projets en renforçant d’autant plus l’assurance des projets et le panel des garanties proposées dans les domaines où il peut 63 mettre à profit son expertise de la gestion des coûts associés. Le Groupe explorera également les opportunités de réduction des coûts du capital en industrialisant les processus de sortie de ses investissements et en tirant profit de la stabilité des profits générés par ses parcs solaires pour établir et renforcer les partenariats avec les investisseurs se concentrant sur les actifs peu risqués aux rendements stables sur le long terme. Tirer parti de l’historique du Groupe dans le développement des projets en « pipeline » pour les mener à bien et continuer à remporter des appels offres. Le Groupe continuera à tirer profit de l’expertise et de l’expérience de ses équipes de développement et de ses succès en matière de développement, de construction et d’exploitation de parcs solaires pour convertir son portefeuille de projets au stade de prospect qualifié et de pipeline en projets en phase de backlog et donc susceptibles d’être financés, et pour conduire ses projets en backlog jusqu’à l’étape de construction, ainsi que de remporter des appels d’offres pour de nouveaux projets. Dans le même temps, afin d’accélérer d’autant plus le processus de développement, le Groupe continuera à identifier et à saisir les opportunités attractives pour mener des acquisitions ciblées de projets à l’étape de développement, et pour en dégager la valeur en utilisant ses compétences pour réunir les conditions nécessaires à la conversion de ces projets en backlog et donc susceptibles d’être financés. Entretenir une culture d’utilisation prudente du capital et de contrôle rigoureux des coûts en vue de proposer des rendements durables. Le Groupe continuera à concentrer ses ressources et ses efforts de développement sur les projets qui pourront, selon ses estimations, fournir des rendements stables et durables pour ses investisseurs, tout en profitant de sa présence intégrée tout au long de la chaîne de valeur du projet photovoltaïque afin de créer de la valeur et de saisir des opportunités à chaque étape du cycle de vie du projet. Le segment Développement et Construction du Groupe continuera à affiner et à tirer profit de sa capacité à proposer des parcs solaires fiables et rentables à des prix hautement compétitifs pour rechercher des gains de parts de marché et promouvoir la croissance en volume sur les marchés existants et à venir. Son segment Services aux Actifs profitera de son nombre croissant de parcs solaires sous gestion et de ses relations à long terme avec les investisseurs pour offrir de nouveaux services à valeur ajoutée conçus pour accroître l’attractivité des parcs solaires du Groupe et générer des revenus supplémentaires. Dans l’exercice de son activité de Gestion des Participations, le Groupe s’efforcera d’extraire davantage de valeur des projets qu’il développe en gardant le contrôle des projets sélectionnés jusqu’à ce que la construction du projet soit complètement achevée et que celui-ci commence ses opérations de commercialisation d’électricité, réduisant ainsi le profil de risque du projet ce qui permet de capter la prime accrue en résultant, pour ensuite réinvestir ces fonds dans de nouveaux investissements. 6.3 DESCRIPTION DU MARCHÉ DE L’ÉNERGIE PHOTOVOLTAÏQUE 6.3.1 Vue d’ensemble Source d’énergie renouvelable à croissance rapide, l’énergie photovoltaïque permet la mise en place d’une structure de coûts de plus en plus compétitive et présente de nombreux avantages économiques, opérationnels et environnementaux. Les installations de production d’énergie photovoltaïque ne requièrent aucun autre combustible que la lumière du soleil et, une fois construites, sont capables de fonctionner pendant 25 ans ou plus avec un niveau de maintenance et de surveillance moins important que les sources traditionnelles de production d’électricité. Contrairement à la plupart des sources traditionnelles de production d’électricité, les installations photovoltaïques peuvent convertir l’énergie radiative du soleil directement en électricité sans avoir recours à l’usage de turbines, n’émettent aucun gaz à effet de serre, n’engendrent aucune nuisance sonore, vibration ou pollution et ont une consommation minimale voire inexistante d’eau. De plus, elles présentent 64 l’avantage d’être aisément adaptables et beaucoup plus rapides et faciles à construire que bien d’autres systèmes de production d’électricité. L’énergie photovoltaïque bénéficie également d’une capacité importante de production d’électricité près des endroits de la demande. Bien que certains emplacements soient plus appropriés que d’autres, les installations photovoltaïques peuvent être implantées et générer de l’électricité dans presque tous les endroits. Cette faculté permet de délivrer l’énergie photovoltaïque à un coût relativement bas dans des endroits qui auparavant étaient difficilement accessibles ou dont l’accès nécessitait des coûts élevés de transport et de distribution. Grâce à l’amélioration continue de sa structure de coûts, l’énergie photovoltaïque dispose d’un potentiel significatif pour remplacer ou, tout au moins, réduire significativement l’utilisation de technologies de production d’électricité plus coûteuses telles que les générateurs de gazole, qui sont largement utilisés à travers le monde dans les endroits où le transport d’électricité depuis la centrale de production est limité voire impossible en raison de la distance qui sépare la centrale du lieu de consommation. Les installations photovoltaïques sont alimentées par l’énergie solaire, source d’énergie considérable présentant un potentiel qui excède largement la demande énergétique actuelle. Selon l’Agence Internationale de l’Energie (AIE), environ 885 millions de TWh d’énergie solaire atteignent la terre chaque année, soit 6 200 fois la quantité totale d’énergie primaire consommée par l’homme en 2008. En un peu plus d’une journée, l’énergie solaire reçue par la terre excède l’énergie représentée par la totalité des réserves prouvées de pétrole dans le monde. En un peu plus de 4 heures et demi, les terres émergées reçoivent plus d’énergie provenant du soleil que l’énergie totale consommée dans le monde en une année (source : AIE). A ce jour, l’énergie solaire disponible s’élève à 89 000 TW, contre 870 TW pour l’énergie éolienne, la capacité actuelle de production mondiale d’électricité s’élevant à 6 TW. Néanmoins, les installations photovoltaïques actuelles ne capturent qu’une faible partie de cette énergie solaire disponible et ne représentent qu’une faible part de la capacité mondiale de production totale d’énergie, ouvrant ainsi la voie à de fortes opportunités de croissance. Bien que la production d’énergie solaire soit limitée aux heures naturelles d’ensoleillement, les installations photovoltaïques génèrent en principe la majeure partie de l’électricité produite durant les heures de l’après-midi, lorsque l’énergie radiative du soleil est à son plus haut niveau, ce qui correspond le plus souvent au pic de demandes auquel sont associés les prix les plus élevés. 6.3.2 Croissance du marché photovoltaïque L’énergie solaire est une des nouvelles sources de production d’électricité dont la croissance est la plus rapide à travers le monde. D’après des données provenant de IHS, la capacité de production annuelle d’énergie solaire dans le monde n’a cessé de croître, passant de 5,8 GW en 2008 à 45,1 GW en 2014, soit un taux de croissance annuel moyen (TCAM) de 41%. Le graphique ci-après illustre l’augmentation de la puissance cumulée des installations photovoltaïques dans le monde sur la période 2008-2014 d’après des données provenant de IHS. 65 La production d’énergie photovoltaïque a connu sa croissance initiale en Europe, où un certain nombre de pays parmi lesquels l’Allemagne, la France, l’Italie ou l’Espagne ont introduit des tarifs d’achats obligatoires et autres mécanismes d’incitation destinés à promouvoir le développement de capacités additionnelles de production et ce, afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre et d’augmenter la part d’énergies renouvelables dans la production totale d’énergie. Depuis 2013, alors que le nombre d’installations photovoltaïques a continué d’augmenter en Europe, la Chine a pris la tête du marché mondial de l’énergie photovoltaïque en matière de puissance annuelle installée. D’autres pays émergents sur ce marché ont annoncé d’ambitieux objectifs de croissance de leur capacité de production d’énergie photovoltaïque à court terme, notamment l’Inde, qui s’est récemment fixée un objectif de 100 GW de capacité supplémentaire d’ici 2022. Le graphique ci-après résume la croissance de la puissance photovoltaïque installée pour les pays sélectionnés entre 2008 et 2014, selon les données de IHS. 66 Prévisions sur la croissance du marché Les tendances sous-jacentes décrites à la Section 6.3.3 « L’énergie photovoltaïque comme source d’énergie compétitive » du présent document de base annoncent une hausse de la capacité de production d’énergie photovoltaïque dans les années à venir. Pour la période 2014-2018, IHS prévoit que les ajouts nets annuels à la puissance photovoltaïque mondiale totale (incluant les installations industrielles, domestiques, sur toitures ou hors-réseau) continueront à augmenter, passant de 45,1 GW en 2014 à 69,6 GW en 2018, conduisant à une augmentation de la capacité totale installée de près de 2,3 fois son niveau actuel. Le graphique ci-après résume les estimations de IHS concernant la puissance photovoltaïque annuelle nette et les prévisions envisagées pour les périodes indiquées. Il est prévu que la majeure partie de la croissance future du marché de l’énergie photovoltaïque provienne de pays émergents, notamment des régions fortement exposées aux radiations du soleil, telles que l’Inde, l’Amérique latine, le Moyen-Orient, l’Afrique et l’Asie du SudEst. Le graphique ci-après illustre les prévisions de IHS concernant la croissance globale de la puissance photovoltaïque (tous segments de marché confondus) ainsi que la croissance du marché des projets photovoltaïques de grande ampleur (> 1MW) pour les périodes 2015-2018 (puissance additionnelle) et 2014-2018 (TCAM). 67 Total marché photovoltaïque Puissance additionnelle TCAM 2015-2018 2014-2018 Installations photovoltaïques > 1MW Puissance additionnelle TCAM 2015-2018 2014-2018 Europe.............................. Dont: 48,8 14 % 15,0 1% Allemagne .................... 10,8 12 % 2,3 -3 % Italie............................. 4,6 18 % 1,8 57 % Royaume-Uni ............... 10,3 -1 % 3,7 -28 % France ......................... 4,5 14 % 1,9 5% Europe de l’Est ............ 6,0 29 % 2,0 19 % Reste de l’Europe ......... 11,9 26 % 3,3 39 % Amériques........................ 48,9 9% 27,3 0% 33,6 3% 17,1 -10 % 12,7 41 % 8,8 37 % 131,8 9% 76,3 7% Chine ........................... 65,4 9% 53,8 6% Japon ........................... 35,7 -1 % 5,5 -27 % Inde .............................. 16,1 49 % 2,4 -2 % 12,4 0,5 53 % Australie....................... Thailand ....................... 2,6 13 % 0,7 -14 % Asie du Sud-Est ............ 3,6 37 % 1,7 40 % Reste de l’Asie.............. 6,1 20 % 1,8 36 % 13,5 34 % 8,3 30 % Afrique du Sud ............. 2,6 -2 % 2,1 -6% Moyen-Orient .............. 5,2 56 % 3,5 73% Monde .............................. 243,1 11 % 126,9 6% Dont: Etats-Unis .................... Amérique centrale & du Sud ......................... Asie ................................... Dont: Moyen-Orient et Afrique ............................. Dont: 6.3.3 -4 % L’énergie photovoltaïque comme source d’énergie compétitive Au départ stimulé par les subventions publiques destinées à soutenir et à promouvoir la croissance du marché, le marché de l’énergie photovoltaïque est de plus en plus guidé par des facteurs de marché, et sa croissance est soutenue par des structures de coûts de plus en plus compétitives par rapport aux autres sources de production d’énergie. Conduite par des réductions de coûts des panneaux photovoltaïques et des autres composants du système (composants BOS) ainsi que par l’amélioration des conditions de financement, telle que décrite plus en détails ci-après, l’amélioration de la structure de coûts des installations photovoltaïques de dimension industrielle a été remarquable depuis 2011. Cette situation a permis de réduire de manière significative le prix moyen par watt facturé lors de la construction des projets photovoltaïques de dimension industrielle. IHS estime que 68 le prix moyen de l’électricité, pour les installations de dimension industrielle, a diminué de 2,6 dollars par watt en 2011 à 1,5 dollar par watt en 2014, ce qui représente une diminution annuelle moyenne de 16% sur la période, et prévoit que cette diminution se prolongera sur la période s’étendant de 2014 à 2018, au taux annuel moyen d’environ 10%, pour atteindre un coût de 1,0 dollar par watt en 2018. Le graphique ci-après résume les estimations de IHS concernant les prix historiques et futurs des installations de dimension industrielle pour les périodes indiquées. Conséquence de la diminution des coûts de production de l’énergie photovoltaïque, le coût moyen total de production d’électricité (ou « LCOE » pour levelized cost of energy) de l’énergie photovoltaïque devient de plus en plus compétitif par rapport aux autres formes de production d’électricité. En comparant les prix les plus bas proposés dans les procédures récentes d’appel d’offres conduites sur le marché de l’énergie photovoltaïque et les coûts moyens des autres formes de production rapportés par l’AIE, on s’aperçoit que l’énergie photovoltaïque apparaît déjà compétitive sur certains marchés par rapport aux méthodes traditionnelles de production, à savoir les nouvelles centrales électriques au charbon ou au gaz, et aux sources d’énergie renouvelables telles que la biomasse, la géothermie, les grandes centrales hydroélectriques et l’éolien. Les offres les plus compétitives présentées par les participants de l’industrie lors des récents appels d’offres concurrentiels effectués à Panama, à Dubaï, en Inde, au Brésil, aux Etats-Unis et en Afrique du Sud se situaient dans une fourchette de prix comprise entre 60 et 90 dollars par MWh, soit un niveau inférieur ou égal au LCOE de la plupart des autres sources traditionnelles de production, ainsi qu’aux estimations faites par l’AIE en ce qui concerne l’éventail de ces coûts moyens totaux de production pour le photovoltaïque à l’échelle industrielle, comme synthétisé dans le graphique ci-après. 69 Compte tenu de la hausse des prix de l’électricité proposée aux consommateurs de détail, la structure de coûts de plus en plus compétitive de l’énergie photovoltaïque transforme peu à peu la parité réseau en un objectif réalisable dans un grand nombre de pays du monde. La parité réseau est atteinte lorsqu’une source d’énergie alternative parvient à générer de l’électricité à un LCOE qui est inférieur ou égal au prix d’achat d’énergie depuis un réseau de transport et de distribution d’électricité. Lorsqu’une telle parité réseau existe, en particulier dans un environnement où une augmentation des prix au détail de l’électricité est anticipée, les consommateurs d’électricité résidentiels, commerciaux ou industriels sont incités à construire leurs propres installations photovoltaïques en vue de produire une partie de l’électricité dont ils ont besoin ou bien à signer un contrat d’achat d’électricité pour une longue durée avec les exploitants d’un parc solaire aux fins d’approvisionnement en énergie photovoltaïque. Les prix au détail de l’énergie ont augmenté dans de nombreux pays, en raison d’un grand nombre de facteurs, parmi lesquels la nécessité de remplacer les installations électriques âgées par de nouvelles infrastructures, souvent plus onéreuses, augmentant ainsi les coûts de transport et de distribution, mais aussi l’augmentation des prix des matières premières sur certains marchés, les investissements nécessaires à la mise en place d’un réseau intelligent (smart grid) et bien d’autres facteurs encore. A mesure que le coût de l’énergie photovoltaïque continue de diminuer tandis que le prix au détail de l’énergie électrique connaît une constante augmentation, la parité réseau est déjà atteinte dans certains pays selon l’AIE. 6.3.4 Facteurs clés de l’amélioration de la structure de coûts de l’énergie photovoltaïque Diminution du coût des panneaux photovoltaïques Les installations et panneaux photovoltaïques présentent un historique solide de diminution progressive des coûts, avec un taux historique d’environ 20% pour les panneaux, selon l’AIE. Cela signifie que, chaque fois que la puissance installée cumulée a doublé, cela a entraîné, si l’on se réfère aux données analysées, une diminution des coûts des panneaux d’environ 20%. Le graphique ci-après provenant de l’AIE montre la courbe historique de la diminution du prix des panneaux photovoltaïques ainsi que des prévisions de diminution futures. Comme le montre le graphique, le prix des cellules et des panneaux a chuté rapidement de 4 dollars/W en 2008 à 0,8 dollar/W en 2012, pour se stabiliser depuis lors. Selon l’AIE, les prix en 2008 ont été plus élevés que prévus, en dépit de cette tendance baissière générale, en raison à la fois d’une pénurie de poly-silicium et probablement du fait que les prix les plus bas en 2012 et 2013 ont été inférieurs au coût de revient total. Néanmoins, l’AIE prévoit que les coûts des cellules et des panneaux déclineront de nouveau dans les deux prochaines décennies, conséquence de l’augmentation du nombre d’installations et des progrès technologiques en la matière. 70 Un certain nombre de facteurs est à l’origine de la diminution des coûts des panneaux photovoltaïques, parmi lesquels : • Une amélioration de l’efficacité des panneaux axée sur la technologie. Contrairement aux autres formes de production d’électricité, qui reposent sur des turbines ou des solutions mécaniques similaires destinées à générer de l’électricité, les cellules photovoltaïques qui composent les panneaux photovoltaïques sont des semi-conducteurs qui convertissent directement l’énergie solaire en courant électrique continu. Cette technologie reposant sur les semi-conducteurs a permis une réduction significative du coût par watt grâce aux avancées technologiques, à l’instar de ce qui a été observé dans d’autres secteurs de l’électronique tels que celui des puces mémoire. Une part importante de la réduction du coût par watt des panneaux photovoltaïques provient de cette avancée technologique, qui a augmenté le rendement avec lequel les panneaux photovoltaïques convertissent l’énergie photovoltaïque en électricité. Le rendement moyen d’un module en silicium vendu dans le commerce a progressé d’environ 0,3% par an pendant une période de 10 ans, jusqu’en 2013, pour atteindre 16% en 2013, selon l’AIE. L’obtention en laboratoire de recherche de ratios de rendement bien plus élevés encore permet d’anticiper des marges importantes pour de nouvelles évolutions technologiques. En laboratoire, les panneaux les plus performants obtenus à partir de silicium cristallin permettent d’atteindre actuellement une efficacité d’environ 23%, selon un rapport datant d’octobre 2014 publié par le Research Institute Fraunhofer ISE. D’autres technologies, telles que les panneaux utilisant une concentration élevée de cellules photovoltaïques multi-jonction ont réalisé des rendements pouvant atteindre 36,7% en laboratoire, selon le même rapport. • Des augmentations significatives de la capacité de production. Un autre facteur clé de réduction des prix des panneaux photovoltaïques de ces dernières années réside dans l’augmentation de la capacité de production, combinée à un transfert de cette capacité depuis l’Europe et les Etats-Unis vers l’Asie, en particulier vers la Chine. En réponse à l’augmentation prévue de la demande de panneaux photovoltaïques, la capacité de production mondiale a crû rapidement, créant un excès de capacité ce qui a exercé une pression à la baisse sur les prix des panneaux. Le graphique ci-après de l’AIE résume l’évolution de la capacité globale de production observée sur la période 2005-2013. • Prix du poly-silicium, progrès dans les procédés de fabrication des panneaux et économies d’échelle. La plupart des panneaux photovoltaïques commercialisés aujourd’hui est basée sur l’utilisation de plaquettes et de minces couches de silicium cristallin (c-Si). La technologie fondée sur le silicium cristallin domine actuellement le marché représentant une part de marché de 90% (source : AIE). Le silicium est le second élément le plus présent sur terre, représentant 28% de la croûte terrestre. Les panneaux 71 photovoltaïques créés à partir de silicium sont fabriqués en utilisant une forme purifiée de poly-silicium similaire à celle utilisée dans les semi-conducteurs, bien que les exigences en matière de pureté pour les cellules photovoltaïques soient plus faibles que celles requises pour la fabrication des semi-conducteurs. Le prix du silicium purifié est déterminé par les conditions de l’offre et de la demande. Entre 2004 et la seconde moitié de l’année 2008, des pénuries de poly-silicium engendrées par la croissance de la demande en panneaux photovoltaïques, ont conduit à de fortes augmentations des prix du poly-silicium. Les fabricants de poly-silicium ayant cherché à étendre la capacité de production, la tendance s’est inversée, conduisant à une forte diminution des prix du polysilicium au cours de la seconde moitié de l’année 2008 ainsi qu’en 2009, suivie d’une tendance générale à la baisse des prix qui a continué jusqu’au premier semestre 2013, avant d’entamer une légère reprise en 2014. Cette tendance générale de baisse des prix du silicium depuis 2009, combinée aux progrès de fabrication qui ont permis une réduction de la quantité de silicium purifié nécessaire à la production des panneaux photovoltaïques, ont contribué à la baisse des prix des panneaux photovoltaïques (source : AIE). Les fabricants de panneaux photovoltaïques ont aussi réalisé une réduction de la quantité utilisée pour les autres matières premières nécessaires à la fabrication des cellules photovoltaïques, ainsi qu’une réduction des coûts de main d’œuvre et d’énergie requise, tous ces facteurs ayant contribué à la diminution des prix. Bien que cette tendance sur le long terme affectant l’industrie photovoltaïque ait été l’un des facteurs les plus significatifs de réduction du coût des panneaux photovoltaïques, le coût effectif des panneaux photovoltaïques dans certaines régions, notamment en Europe et aux Etats-Unis, a été affecté ces dernières années par les procédures antidumping engagées contre les fabricants chinois. En Europe par exemple, un accord conclu avec les fabricants de panneaux photovoltaïques chinois au cours de l’été 2013 a conduit à imposer un prix plancher effectif de 0,56 euro par watt (soit un prix 10 à 15% plus élevé que le prix du marché en vigueur avant les procédures), qui sera maintenu au moins jusqu’en décembre 2015 (se reporter à la Section 6.5.5 « Les mesures anti-dumping et antisubventions prises par l’Union européenne » du présent document de base). Réduction du coût des autres composants du système et des coûts de financement Réduction du coût des autres composants du système. En plus des panneaux photovoltaïques, les parcs solaires nécessitent d’autres composants, en particulier des onduleurs qui transforment le courant continu directement reçu des panneaux photovoltaïques en courant alternatif (AC), des transformateurs, des dispositifs de protection électrique, des équipements de câblage et de contrôle, ainsi que des éléments de structure tels que des cadres de montage et des systèmes de suivi (si nécessaires). Ces composants supplémentaires sont considérés comme formant la catégorie des « autres composants du système » (ou composants BOS). Parmi les autres composants du système, les coûts des onduleurs ont historiquement eu tendance à baisser en parallèle des coûts des panneaux, selon l’AIE. La plupart des coûts des autres composants du système, notamment les structures de montage, les coûts d’installation et des autres composants électriques, sont eux-mêmes hautement dépendants du rendement des panneaux photovoltaïques utilisés dans la mesure où des panneaux plus efficients peuvent conduire à améliorer l’efficacité des coûts de montage des structures au sol, de câblage et de main d’œuvre nécessaires pour atteindre le niveau souhaité de mégawatt. La plupart des coûts des autres composants du système sont standardisés et peuvent donc être optimisés à travers une politique d’achats centralisée ou d’autres stratégies de management de la chaîne d’approvisionnement. Le graphique ci-après montre les prévisions de baisse du coût des autres composants du système pour l’Europe et les Etats-Unis sur les dix prochaines années, comparé au niveau atteint en 2013, selon les prévisions de l’International Technology Roadmap for Photovoltaic (ITRPV). Comme l’illustre le graphique ci-dessous, l’ITRPV prévoit un impact important de la baisse des coûts des onduleurs et des composants de structure sur la baisse globale des coûts des autres composants du système sur les 10 prochaines années. 72 La réduction des coûts de financement Les investisseurs ayant une meilleure compréhension et plus de confiance dans le développement du photovoltaïque, ils perçoivent désormais l’énergie solaire comme présentant un degré de risque moins élevé, ce qui engendre une réduction des coûts de financement. Les facteurs à l’origine de l’amélioration de l’attractivité de l’énergie photovoltaïque en tant que classe d’actif sont notamment la production fiable et prévisible d’énergie, les coûts de maintenance et d’exploitation faibles et prévisibles, la limitation du risque lié à l’utilisation de technologies dont l’efficacité est prouvée, et l’absence de risque lié au prix des matières premières. De nouvelles options de financement qui permettent une comptabilisation immédiate des flux prévisibles de trésorerie des projets photovoltaïques, ainsi qu’un contexte de taux d’intérêt plus bas, ont aussi contribué à réduire les coûts du capital. En particulier, l’émergence récente d’entités « yieldco » et autres structures adossées à des actifs photovoltaïques, impliquant notamment des fonds de pensions ou des compagnies d’assurance, attirés par la régularité des flux et la perspective de remplir leurs obligations à long terme, ont contribué à réduire dans l’ensemble les coûts de financement de l’industrie photovoltaïque et d’en faire une classe d’actifs à part, créant ainsi de nouvelles sources de demande et de liquidité pour les actifs photovoltaïques. 6.3.5 Marchés de l’énergie photovoltaïque dans les pays où le Groupe opère France Le marché français de l’énergie photovoltaïque a connu une croissance significative ces dernières années, avec une augmentation du nombre d’installations passant de 271 MW en mars 2010 à 4 705 MW en septembre 2014. Le graphique ci-après montre l’augmentation de la puissance installée totale sur cette période (source : observatoire de l’énergie solaire photovoltaïque). 73 Les premières phases de croissance du marché français ont été supportées par des tarifs d’achat obligatoires à un niveau élevé, ce qui a particulièrement contribué à la forte croissance observée sur la période 2008-2011. En 2010, le gouvernement français a révisé sa politique en réduisant les tarifs d’achat obligatoires et, après un moratoire de trois mois imposé en décembre 2010, a adopté une nouvelle politique basée sur des réductions significatives de ces tarifs d’achat. En janvier 2013, le gouvernement français a décidé une nouvelle diminution de 20% du tarif applicable aux installations photovoltaïques de grande dimension (tarif dit « T5 »), et mis en œuvre un système de réduction trimestrielle automatique de ce tarif à partir de cette date. Ces réductions significatives des tarifs d’achat obligatoires ont conduit à une forte diminution des constructions d’installations durant l’année 2012 et la première moitié de l’année 2013 au point que les acteurs du marché ont été contraints de s’adapter à ce nouveau cadre. Depuis la seconde moitié de l’année 2013, la construction d’installations, sur une base trimestrielle, a commencé à reprendre, le troisième trimestre de l’année 2014 ayant vu apparaître des projets de parcs solaires avec des puissances comparables à celles de la période pré-moratoire. Le graphique ci-après montre les installations trimestrielles de parcs solaires avec des puissances dépassant 1MW pour les périodes indiquées (source : observatoire de l’énergie solaire photovoltaïque). 74 Par ailleurs, IHS prévoit que les ajouts annuels de puissance photovoltaïque atteindront 1 261 MW en 2018. Le graphique suivant résume les estimations et les prévisions de IHS en ce qui concerne les ajouts annuels de puissance photovoltaïque en France pour les périodes indiquées Environnement de marché Comme décrit plus en détails à la Section 6.5.3.2 « Cadre réglementaire français sur les énergies renouvelables » du présent document de base, le système français est caractérisé par un mécanisme d’obligation d’achat qui impose à EDF et aux entreprises locales de distribution de conclure avec les producteurs qui en font la demande un contrat d’achat portant sur l’électricité produite par les installations photovoltaïques et ce, à un tarif d’achat obligatoire imposé par le gouvernement. Ces contrats sont conclus pour une durée de vingt ans à compter de la date de demande complète de raccordement au réseau public par le producteur. Pour l’essentiel, toutes les grandes installations photovoltaïques actuellement en fonctionnement ou en construction en France ont été développées sur la base de ces accords. Bien que les tarifs d’achat obligatoires français aient 75 initialement été fixés à un niveau relativement élevé (au-dessus de 300 euros par MWh pour une demande de raccordement au réseau effectuée durant la période 2006-janvier 2010), la diminution progressive du niveau des tarifs d’achat obligatoires depuis 2011 a conduit à réduire le tarif T5 de manière significative pour les installations photovoltaïques les plus importantes. Au prix actuel du tarif T5 (68,20 euros par MWh pour une demande de raccordement au réseau effectuée au cours du quatrième trimestre 2014), l’énergie photovoltaïque apparaît de plus en plus compétitive par rapport aux autres formes de production d’électricité. Dans le cadre du projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte, un nouveau dispositif de soutien aux énergies renouvelables est prévu, fondé sur la possibilité de vendre directement sur le marché de gros (notamment aux fournisseurs et négociants) l’électricité produite par une installation photovoltaïque tout en bénéficiant du versement d’une prime, appelée « complément de rémunération ». Bien que les acteurs du marché photovoltaïque français vendent aujourd’hui la quasi-totalité de l’électricité qu’ils génèrent à EDF au titre de contrats d’achat d’électricité conclus avec tarifs d’achat obligatoires, les efforts qu’ils ont entrepris pour réduire les coûts permettent une exploitation rentable des parcs solaires à un tarif d’achat obligatoire actuellement bas. Combiné aux augmentations attendues des prix au détail de l’électricité, cela devrait peu à peu créer des conditions favorables à l’émergence d’une parité-réseau en France, susceptible de générer des opportunités significatives de conclusions de contrats de fourniture d’électricité de gré à gré avec des consommateurs industriels et commerciaux. Les évolutions clés sur le marché français incluent : • La transition énergétique. Le gouvernement français a récemment annoncé de nouveaux objectifs ambitieux en matière de production d’énergie renouvelable, visant un objectif de 40% d’énergies renouvelables dans la production totale d’électricité en France en 2030 (contre 16% aujourd’hui), tout en diminuant dans le même temps la part d’énergie nucléaire. Compte tenu de son faible coût et de son caractère propre, l’énergie photovoltaïque devrait jouer un rôle important dans la réalisation de ces objectifs. • L’augmentation des coûts de l’énergie nucléaire et la pression à la hausse exercée sur les prix au détail de l’énergie. La France génère actuellement une part significative de son électricité via les centrales nucléaires, la plupart d’entre elles devant être renouvelée ou remplacée dans les années à venir. Des dépenses significatives associées au remplacement et à la rénovation des centrales nucléaires devraient exercer une pression à la hausse sur les prix de détail de l’électricité. • La déréglementation des prix de l’électricité. Actuellement fixés par le gouvernement français, les prix de l’électricité en France pour les consommateurs industriels et commerciaux cesseront d’être réglementés à la fin du mois de décembre 2015. Cette évolution législative devrait conduire la plupart des consommateurs industriels et commerciaux à rechercher de nouveaux fournisseurs d’électricité en tirant parti des nouvelles possibilités d’obtention de prix négociés, ainsi que des nouveaux outils de couverture contre les augmentations des prix de l’électricité. Prix de marché de l’électricité produite A mesure que les coûts du photovoltaïque ont diminué, les prix de production de l’énergie photovoltaïque sont devenus de plus en plus compétitifs par rapport à ceux des autres formes de production d’électricité en France. Dans le même temps, même si les prix du photovoltaïque en France (établis sur la base du tarif d’achat obligatoire le plus faible applicable aux projets en backlog du Groupe (68,20 euros/MWh)) demeurent toujours plus élevés que les prix du marché de gros français (37 euros/MWh pour le prix de base ; 46 euros/MWh pour le pic atteint le 14 janvier 2015), ce qui reflète l’impact de l’héritage laissé par la production d’énergie nucléaire, ils se situent bien en dessous du prix de production de l’énergie nucléaire (118 euros/MWh obtenu récemment par EDF 76 pour le nouveau réacteur nucléaire EPR construit au Royaume-Uni à Hinkley Point) et de la nouvelle production d’énergie éolienne (tarif d’achat obligatoire actuel de 82 euros/MWh pour la production d’énergie éolienne terrestre). Concurrence Le Groupe figure parmi les leaders du marché français de l’énergie photovoltaïque en termes de MW mis en service (source : ERDF), en ayant construit 14% des projets dépassant 1 MW actuellement exploités en France, et 21% des projets dépassant 5 MW, considération fondée sur la puissance totale à la fin du mois de septembre 2014 (source : comparaison entre les MW mis en service par le Groupe et les MW totaux publiés par l’ERDF). En région Provence-Alpes- Côte d’Azur, qui présente le plus fort degré d’irradiation en France, le Groupe occupe une part de marché supérieure à 25% pour tous les projets dépassant 250 KW (source : comparaison entre les MW mis en service par le Groupe et les MW totaux publiés par l’ERDF). A l’intérieur du marché français, le Groupe s’est axé sur trois segments de marché principaux : • Projets basés sur les tarifs d’achat obligatoires (ou sur le dispositif prix du marché avec complément de rémunération à partir de 2016). Le Groupe estime que les facteurs clés du succès sur ce segment de marché sont l’accès au terrain nécessaire au développement et aux projets, de faibles coûts de conception, fourniture et installation (EPC) et la capacité à trouver des financements peu onéreux. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère bénéficier de son large portefeuille de projets situés dans des zones exposées à une forte irradiation photovoltaïque dans le Sud-Est et le Sud-Ouest de la France (jusqu’à 1 500 kWh/kW), de sa base compétitive de coûts EPC et de son accès au financement à des prix intéressants. Les principaux concurrents du Groupe sur ce segment sont GP Joule, Neoen, et Sonnedix. • Appels d’offres soumis par le gouvernement sur proposition de la Commission de régulation de l'énergie (CRE). Le Groupe estime que les facteurs clés du succès sur ce segment de marché sont l’accès à des emplacements non-standards et la capacité à intégrer des technologies peu courantes et à effectuer des activités de lobbying auprès des agences gouvernementales. Le Groupe a choisi d’adopter une approche hautement sélective des procédures d’appel d’offres gouvernementales, après avoir pris la décision stratégique de ne pas se focaliser sur les emplacements et les technologies non standards, pour se concentrer sur l’établissement de relations avec les gouvernements et les autorités locales par opposition aux agences spécialisées. Le Groupe estime que ses principaux concurrents dans ces procédures d’appel d’offres sont CNR, Quadran et Urbasolar. • Contrats d’achat d’électricité conclus avec les entreprises locales de distribution et les consommateurs finals. Il s’agit d’un marché qui est encore phase de lancement en France mais que le Groupe espère voir devenir de plus en plus important à mesure que l’énergie photovoltaïque approche de la parité-réseau. Le Groupe estime que les facteurs clés du succès sur ce segment de marché incluront la capacité à produire de l’énergie à des prix compétitifs, à structurer des contrats d’achat d’électricité sur le long terme ainsi qu’à nouer des partenariats avec les entités locales. Sur ce segment, le Groupe espère pouvoir profiter de son expérience de travail avec des entités régionales telles que la région Poitou-Charentes et en mettant en place des montages de contrats hybrides mêlant tarifs d’achat obligatoires et contrats d’achat d’électricité de gré à gré avec les entreprises locales de distribution. Inde Avec un degré important d’irradiation, une demande significative en électricité et une économie en expansion, l’Inde est l’un des marchés mondiaux d’énergie photovoltaïque dont la croissance est la plus rapide. 77 IHS estime que les ajouts annuels de puissance photovoltaïque en Inde n’ont cessé de croître passant de 40 MW en 2008 et 43 MW en 2009 à 1 108 MW en 2014, tel qu’indiqué au sein du graphique suivant. Par ailleurs, IHS prévoit que les ajouts annuels de puissance photovoltaïque en Inde continueront à augmenter pour atteindre 5 434 MW par an en 2018 comme le résume le graphique suivant pour les périodes indiquées. Environnement de marché La politique énergétique de l’Inde a été élaborée tant pour assurer la sécurité énergétique du pays que pour parvenir à l’équilibre en matière de production et de consommation d’énergie. Il existe aujourd’hui un décalage significatif entre l’offre et la demande d’énergie en Inde. Or l’essor économique du pays devrait conduire à accroître la demande énergétique, ce qui élargira encore le fossé existant. Afin de diversifier l’offre énergétique et de la mettre en adéquation avec des besoins 78 croissants en énergie, le gouvernement indien a accordé une priorité importante au développement des sources d’énergies renouvelables. En 2010, le gouvernement a lancé le programme Jawaharlal Nehru National Solar Mission, qui fixe un objectif ambitieux de 20 000 MW raccordés au réseau et de 2 000 MW hors réseau d’ici 2022 et d’élever l’Inde au rang de leader mondial en matière d’énergie photovoltaïque, en créant notamment les conditions nécessaires au déploiement de l’énergie photovoltaïque à travers tout le pays. En novembre 2014, le ministre de l’énergie indien, a annoncé que l’objectif fixé pour 2022 était étendu à 100 000 MW, reflétant ainsi une politique énergétique encore plus ambitieuse du nouveau gouvernement en la matière. Les gouvernements régionaux en Inde ont, pour leur part, organisé des appels d’offres sur l’énergie photovoltaïque, avec les ajouts de puissances les plus importants et les offres les plus nombreuses centrées sur les régions du Gujarat et du Rajasthan. Tandis que les procédures d’appel d’offres du gouvernement poursuivent leur rôle de moteur du marché de l’énergie solaire, un marché émergent de contrats d’achat d’électricité conclus de gré à gré avec des sociétés commerciales et industrielles semble se développer alors que l’Inde approche de la parité-réseau. Le gouvernement indien et les autorités locales ont fait du développement de la puissance photovoltaïque un objectif économique et politique de premier plan, et ont alloué des ressources significatives pour en faire une réalité. En parallèle des appels d’offres menés par le gouvernement et les autorités locales, une des initiatives concurrentes actuellement développée par le ministre des énergies renouvelables en Inde consiste en un plan visant à construire une série de parcs solaires de haute puissance en Inde, dans 25 zones à haute radiation photovoltaïque. Chaque parc solaire constituerait une zone concentrée de développement de projets photovoltaïque destinée à fournir aux développeurs une zone bien délimitée, avec ses propres infrastructures ainsi qu’un accès aux équipements et où le risque lié aux projets peut être minimisé. Les parcs solaires faciliteront aussi ce développement en réduisant le nombre d’autorisations requises. Selon ce schéma, le gouvernement installerait 25 parcs solaires dans les cinq prochaines années pour une puissance totale d’environ 20 000 MW, chaque parc possédant une centrale pour une puissance comprise entre 500 et 1 000 MW. 12 des 25 emplacements ont déjà été identifiés pour une puissance de 14 GW. A l’intérieur de chaque parc solaire, le gouvernement fournira le terrain et les infrastructures de base pour installer la centrale ainsi que les infrastructures nécessaires au transport de l’électricité depuis le parc solaire jusqu’au réseau électrique. L’objectif de cette initiative de parc solaire est de réduire les coûts et accélérer la vitesse de déploiement de l’énergie photovoltaïque en encourageant le développement des projets photovoltaïques dans des zones bien définies, diminuant ainsi les coûts des projets par MW, réduisant le besoin de nouvelles lignes de transmission, créant des infrastructures dans des zones désertes et éloignées et réduisant les délais associés à l’obtention d’un terrain et des permis nécessaires. Prix de marché de l’électricité produite. L’énergie photovoltaïque en Inde est de plus en plus compétitive, affichant des prix inférieurs à ceux des nouvelles formes de production d’énergie éolienne, et proches de ceux des nouvelles centrales électriques au gaz. Dans la plupart des récents contrats d’achat d’électricité conclus par le Groupe à l’issue de procédures d’appel d’offres en Inde, pour ses projets actuellement en cours de construction dans l’état du Punjab, le prix retenu s’est élevé à 7,99 Rs (roupies indiennes) par KWh, soit environ 87 euros/MWh, ce qui est plus élevé que le prix de production d’énergie existante à base de charbon (36 euros/MWh) et de gaz (76 euros/MWh) (dans chacun des cas, sur la base de charbon et de gaz produits en Inde), mais demeure plus faible que le prix de production d’énergie éolienne (99 euros/MWh). Néanmoins, ces prix peuvent être plus élevés que ceux décrits ci-dessus pour les nouvelles centrales de production d’électricité, utilisant du gaz ou du charbon importé, modèle qui reste un composant majeur de la production d’énergie en Inde (source : AIE). Concurrence Le marché de l’énergie photovoltaïque en Inde est fragmenté et comprend à la fois des entreprises locales et internationales. Les procédures d’appel d’offres concurrentes améliorent la 79 capacité des candidats de taille petite et moyenne à concourir aux côtés de sociétés plus importantes nationales et internationales et ce, dans des procédures gouvernementales comme locales. Le Groupe possède actuellement une part de marché relativement faible en Inde, avec un total de 15,6 MW sous gestion et un projet en cours de construction d’une puissance de 21 MW, si l’on compare à la puissance installée totale en Inde de l’ordre de 3,8 GW (source : IHS) à la fin de l’année 2014. Néanmoins, l’Inde est un marché cible pour la croissance future du Groupe, celui-ci affichant 112 MW de projets en backlog et en pipeline. A l’intérieur du marché indien, le Groupe se concentre sur trois principaux segments de marché : • Procédures d’appel d’offres conduites dans le cadre de la National Solar Mission. Le Groupe estime que les facteurs clés du succès sur ce segment sont une bonne compréhension de la dynamique des appels d’offres et de l’établissement des prix, un faible coût de conception, de fourniture et d’installation (EPC), une capacité à trouver des financements et une part importante de contenu local. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère tirer profit de ses expériences réussies dans des procédures précédentes, de son accès au financement, de ses emplacements attractifs, et de ses relations avec les fournisseurs présentant une part importante de contenu local tels que ReneSola et Webel Solar. Les principaux concurrents du Groupe sur ce segment sont Welspun Energy, SunEdison, Acme et Azure Power. • Procédures d’appel d’offres locales. Le Groupe estime que les facteurs clés du succès sur ce segment incluent, à l’instar de ce qui existe pour les procédures d’appel d’offres conduites dans le cadre de la National Solar Mission, une bonne compréhension de la dynamique des appels d’offre et de l’établissement des prix, un faible coût de conception, de fourniture et d’installation (EPC), et l’implantation sur des emplacements attractifs ainsi qu’une capacité à trouver des financements. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère tirer profit de ses expériences réussies dans des procédures précédentes, de son accès au financement, de ses emplacements attractifs et de son approche sélective des offres, qui se concentre sur les régions que le Groupe pense être acceptable par une banque. Les principaux concurrents du Groupe sur ce segment sont Welspun Energy, SunEdison, Acme et Azure Power. • Contrats d’achat d’électricité conclus avec des consommateurs industriels et commerciaux. Le Groupe estime que les facteurs clés du succès sur ce segment sont l’accès aux potentiels acquéreurs, la capacité à produire de l’énergie à des prix compétitifs et à structurer des contrats d’achat d’électricité à long terme. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère tirer profit de son accès aux entreprises industrielles françaises implantées en Inde et de son expérience en matière de structuration de contrats d’achat d’électricité acquise sur d’autres marchés. Les principaux concurrents du Groupe sur ce segment sont Welspun Energy, SunEdison et Azure Power. En Inde, le Groupe poursuit son développement à travers des réponses à des appels d’offres, avec un développement actif au Rajasthan, Punjab et Telangana et suit une démarche opportuniste dans les autres régions Amérique latine L’Amérique latine, avec son niveau élevé d’irradiation, contribuant à l’accroissement de la demande en électricité et des prix de l’électricité, est un des marchés photovoltaïques dont la croissance est la plus rapide au monde. IHS estime que les ajouts annuels de puissance photovoltaïque en Amérique latine ont augmenté, passant de 20 MW en 2008 à 973 MW en 2014, comme indiqué dans le graphique ci-dessous. 80 Par ailleurs, IHS prévoit que les ajouts annuels de puissance photovoltaïque en Amérique latine atteindront 3 927 MW en 2018 comme le résume le graphique suivant pour les périodes indiquées. Environnement de marché Les marchés énergétiques dans chaque pays d’Amérique latine diffèrent largement en termes d’ouverture et de diversité des productions. En général, la région est caractérisée par un niveau élevé d’irradiation ainsi qu’une augmentation de la demande énergétique et des prix de l’électricité. La région offre aussi des opportunités significatives pour le développement d’installations non raccordées au réseau par les sociétés minières dans des régions éloignées qui sont mal desservies par la puissance de production et souffrent de coûts de transmission élevés. Parmi ces régions, IHS estime que le Chili, le Mexique et le Brésil contribueront à la majeure partie de la croissance du nombre d’installations sur la période 2015-2018. • Le Chili. Le Chili est un marché d’énergie photovoltaïque attractif et en pleine croissance, caractérisé par un essor rapide de la demande en électricité, des prix de l’électricité élevés, et l’un des niveaux d’ensoleillement les plus importants au monde. IHS estime que les ajouts de puissance nets annuels au Chili n’ont cessé d’augmenter passant de 7 MW par an en 2012 à 100 MW par an en 2013 et à 511 MW en 2014. IHS prévoit que 81 ces ajouts de puissance nets annuels au Chili continueront à augmenter au cours de l’année 2015, atteindront un sommet de 769 MW, avant de chuter à 494 MW en 2016, puis augmenteront de nouveau graduellement pour atteindre 590 MW en 2018. Une légère diminution dans les ajouts de puissance nets est attendue pour 2016 en raison d’une offre excédentaire temporaire d’énergie photovoltaïque sur certains marché pendant la réception d’une ligne de transmission qui est actuellement en construction destinée à faire la jonction entre les deux principaux réseaux interconnectés du pays. En raison des ressources domestiques limitées en énergie, le Chili importe actuellement une part significative de son alimentation en énergie primaire à travers le gaz naturel liquéfié. Pour corriger ce déséquilibre entre l’offre et la demande d’énergie domestique et réduire sa dépendance aux importations d’électricité, le Chili met en valeur ses sources d’énergie domestiques alternatives, notamment les énergies renouvelables telles que l’énergie photovoltaïque. Le marché énergétique chilien est un marché libéral et privatisé avec des marchés de gros particulièrement actifs. Au sein du marché chilien, les prix de l’énergie photovoltaïque sont déjà inférieurs aux prix de gros et aux prix de l’énergie générée à base de charbon, de gaz, et d’énergie éolienne, élevant l’énergie photovoltaïque au rang de source de production la plus compétitive sur ce marché. Les contrats d’achat d’électricité au Chili sont actuellement conclus à un prix de 87 dollars/MWh, en comparaison avec les 112 dollars/MWh sur le marché de gros, 73-155 dollars/MWh pour l’énergie générée par les centrales à charbon de nouvelle génération, 56-100 dollars/MWh pour l’énergie générée par les centrales à gaz de nouvelle génération et 129 dollars/MWh pour l’énergie éolienne (source : Bloomberg New Energy Finance). La compétitivité du coût de l’énergie photovoltaïque est alimentée par la croissance significative de la demande pour cette énergie. Le Chili est un des premiers marchés au monde où le financement de projets de parcs solaires est disponible au prix du marché de gros. Avec 1,3 MW en exploitation et 53,8 MW dans son backlog, sur un marché qui a connu une puissance supplémentaire de 511 MW en 2014 selon IHS, le Groupe possède actuellement une part de marché limitée sur le marché chilien, mais vise une croissance future significative, affichant 253,1 MW de projets en backlog et en pipeline. A l’intérieur de ce marché, le Groupe se concentre sur trois segments principaux : o Marchés de gros. A l’intérieur de ce segment de marché, le Groupe estime que les facteurs clés du succès incluent la sécurisation des sites présentant un niveau élevé d’ensoleillement avec de fortes possibilités de raccordement au réseau et une capacité à accéder à des financements avantageux lorsqu’ils sont disponibles. A l’intérieur de ce segment de marché, le Groupe espère tirer profit de son important portefeuille de sites attractifs situés dans le réseau central du Chili (Sistema Interconectado Central), lequel a vocation à bénéficier prochainement d’une nouvelle capacité de transmission, de sa capacité à sécuriser les financements grâce à son historique et de sa capacité à trouver des financements par endettement. Les principaux concurrents du Groupe sur ce segment de marché sont First Solar, SunEdison, SunPower et Enel Green Power. o Contrats d’achat d’électricité standards conclus avec des consommateurs industriels et commerciaux. A l’intérieur de ce segment de marché, le Groupe estime que les facteurs clés du succès incluront l’accès aux potentiels acquéreurs et la capacité à trouver des financements. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère tirer profit de son expérience en matière de conclusion de contrats d’achat d’électricité acquise à travers son projet avec la société minière Minera Dayton et de sa capacité à trouver les financements nécessaires. Le principal concurrent du Groupe sur ce segment est SunEdison. 82 o Contrats d’achat d’électricité hybrides conclus avec des consommateurs industriels et commerciaux. A l’intérieur de ce segment de marché, qui se focalise sur les consommateurs d’énergie situés dans des endroits isolés actuellement alimentés par des générateurs diésel, le Groupe estime que les facteurs-clés du succès incluront l’accès aux potentiels acquéreurs, la conception réussie de techniques hybrides mêlant photovoltaïque et diésel et la capacité à trouver des financements. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère tirer profit de son accès aux petites et moyennes entreprises minières de la région. Il s’agit d’un marché qui est encore en phase de lancement. • Mexique et Amérique Centrale. Le marché de l’énergie photovoltaïque au Mexique et Amérique Centrale a connu une croissance significative au cours des dernières années. IHS estime que les ajouts annuels de puissance photovoltaïque au Mexique et en Amérique centrale sont passés de 2 MW en 2008 à 202 MW en 2014. • Le Groupe poursuit activement ses projets au Mexique et dans un certain nombre de pays d’Amérique centrale. Le Groupe considère que ces pays ont développé un cadre juridique adéquat, notamment le Panama et le Salvador. A l’intérieur de ces marchés, le marché mexicain représente une opportunité significative, particulièrement dans les zones industrielles bénéficiant d’un niveau élevé d’irradiation comme le nord du Mexique, et le Groupe espère voir émerger des opportunités intéressantes, favorisées par la mise en place d’un nouveau cadre juridique marqué par l’adoption d’amendements à la loi mexicaine sur l’énergie récemment adoptés. Les deux autres marchés clés en Amérique centrale que sont le Panama et le Salvador ont organisé récemment des appels d’offres. A l’intérieur de ces régions, le Groupe ne possède pas de parcs solaires en exploitation, en cours de construction ou en phase backlog, mais a récemment gagné un appel d’offres au Panama (de 21 MW) et possède déjà 134,0 MW de projets en phase backlog et en phase pipeline. Le Groupe bénéficie, au Panama pour le projet El Roble, d’un contrat hybride comprenant un PPA de 20 ans puis l’application du tarif de gros de l’électricité par la suite. Le Groupe se concentre sur trois principaux segments de marché dans ces régions : o Marchés de gros. Le Groupe estime que les facteurs clés du succès sur ce marché incluent les sites fortement exposés aux radiations du soleil, la disponibilité du financement et l’accès au marché de gros avec des méthodes attractives de formation des prix. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère tirer profit de partenariats stratégiques avec des partenaires locaux bien implantés, de sa capacité à trouver des financements par endettement grâce à son historique notamment en matière d’attribution d’appels d’offres au Panama. Les principaux concurrents du Groupe sur ce segment de marché sont SunEdison, First Solar, 83 OPDE et Grupotech au Mexique et SunEdison, Enel Green Power et FRV en Amérique centrale. o Procédures d’appel d’offres des entreprises de distribution et des entreprises de service public. Le Groupe estime que les facteurs clés du succès sur ce marché incluent l’accès aux potentiels acquéreurs, une capacité à trouver des financements et la création de partenariats stratégiques pour accélérer la phase de développement. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère tirer profit de son partenariat stratégique avec un important développeur de projets d’énergies renouvelables au Mexique, d’un réseau de développeurs au Panama et de son historique acquis en remportant un important appel d’offres au Panama. Les principaux concurrents du Groupe sur ce segment de marché sont SunEdison, First Solar et Grupotech au Mexique et SunEdison, Enel Green Power et FRV en Amérique centrale. o Contrats d’achat d’électricité standards conclus avec les clients importants. Le Groupe estime que les facteurs clés du succès nécessaires pour se positionner sur ce marché incluent l’accès aux potentiels acquéreurs, une capacité à trouver des financements et la création de partenariats stratégiques, comme celui avec Thermion Energia, pour accélérer la phase de développement. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère tirer profit de son partenariat stratégique avec des développeurs locaux et de ses activités de développement renforcée par sa présence mondiale. Les principaux concurrents du Groupe sur ce segment de marché sont SunEdison, Cemex, First Solar, OPDE, Grupotech et Grupo Salinas au Mexique et SunEdison, Enel Green Power et FRV en Amérique centrale. En Amérique latine, le Groupe poursuit activement son développement au Chili, au Mexique et au Panama et suit une démarche opportuniste dans les autres régions, telles qu’au Brésil, au Costa Rica et au Pérou tout en participant à des appels d’offres Afrique du Sud Le marché de l’énergie photovoltaïque en Afrique du Sud a connu une croissance significative au cours des dernières années. IHS estime que les ajouts annuels de puissance photovoltaïque en Afrique du Sud sont passés de 1 MW en 2008 à 891 MW en 2014, pour redescendre, selon ses prévisions, à une puissance de 837 MW en 2018. 84 La demande d’énergie photovoltaïque est conduite en grande partie par le programme Renewable Energy Independent Power Producer Programme (REIPP), qui est un programme public d’approvisionnement par lequel le gouvernement sud-africain s’est fixé pour objectif d’atteindre un seuil d’approvisionnement total en énergie photovoltaïque dans le pays de 8 400 MW en 2030. L’IPP Project Office, division appartenant au Department of Energy du gouvernement sud-africain, est l’autorité en charge de l’administration du REIPP. L’énergie photovoltaïque est vendue via une procédure gouvernementale d’appel d’offres à l’issue de laquelle les candidats retenus se voient généralement offrir la possibilité de conclure un contrat d’achat d’électricité (PPA) avec Eskom, entreprise sud-africaine en charge d’une mission de service public. Les prix de l’énergie photovoltaïque sont de plus en plus compétitifs en Afrique du Sud. L’offre la plus basse émise par le Groupe à ce jour remonte au troisième tour des appels d’offres dans le cadre du programme REIPP et s’est élevée à 74 euros/MWh, soit un prix honorable par rapport aux prix de production d’électricité des centrales à charbon de nouvelle génération situés entre 61 et 85 euros/MWh et non loin du prix de production du charbon existant situé à 46 euros/MWh (source : Bloomberg New Energy Finance). La procédure d’appel d’offres pour les projets photovoltaïques en Afrique du Sud est destinée à promouvoir une large participation des candidats de façon à obtenir l’établissement d’un prix compétitif. Il en résulte que la concurrence dans les appels d’offres en matière d’énergie photovoltaïque en Afrique du Sud est fragmentée et comprend un éventail de sociétés locales et internationales. Le Groupe possède actuellement une part de marché dans l’ensemble relativement faible sur le marché sud-africain, avec 17,8 MW en exploitation, si l’on compare avec l’estimation de la puissance totale en exploitation faite par IHS qui atteint 891 MW à la fin de l’année 2014. Cependant, le Groupe a pour objectif dans ce pays une extension dans les années à venir, disposant déjà de 211 MW de projets en backlog et en pipeline. A l’intérieur de ce marché, le Groupe se concentre principalement sur deux segments de marché : • Appels d’offres REIPP du gouvernement sud-africain. A l’intérieur de ce segment de marché, le Groupe estime que les facteurs clés du succès incluent une bonne compréhension de la dynamique de formation des prix dans un appel d’offres, le contrôle de sites à forte irradiation, de faibles coûts de conception, de fourniture et d’installation (EPC), un financement en capital à bas coût, des partenariats locaux et une part importante de contenu local. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère s’appuyer en priorité sur ses participations à des appels d’offres antérieurs, son portefeuille de sites attractifs, sa capacité à trouver des financements sans recours, son partenariat avec une entreprise locale J&J Group et sa capacité de fabrication locale de panneaux photovoltaïques. Les principaux concurrents du Groupe sur ce segment de marché sont Enel, Scatec Solar, Solar Reserve, Sonnedix et SunEdison. • Contrats d’achat d’électricité bilatéraux conclus avec les clients industriels et autres consommateurs finals. Le Groupe estime que les facteurs clés du succès sur ce segment de marché sont l’accès aux potentiels acquéreurs, la conception de solutions hybrides mêlant photovoltaïque et diésel et sa capacité à trouver des financements. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère tirer parti de ses relations avec les entreprises industrielles françaises présentes dans la région et de sa présence historique sur les marchés du photovoltaïque compétitif. Il s’agit d’un marché qui est encore en phase de lancement. Etats-Unis Guidée par une politique gouvernementale soutenant son développement et son coût de plus en plus compétitif, l’énergie photovoltaïque connaît une croissance rapide aux Etats-Unis. IHS estime que les ajouts annuels de puissance photovoltaïque aux Etats-Unis ont augmenté, passant de 340 MW en 2008 à 6 992 MW en 2014, comme indiqué dans le graphique ci-dessous. 85 Par ailleurs, IHS prévoit que les ajouts annuels de puissance photovoltaïque aux Etats-Unis s’élèveront à 10,4 GW en 2016. IHS prévoit que ces ajouts annuels de puissance photovoltaïque (tous segments inclus) baisseront à 6,8 GW en 2017 après l’expiration du crédit d’impôt pour l’investissement, avant de croître de nouveau pour se stabiliser par la suite aux alentours de 8,0 GW en 2018. Le graphique suivant résume les estimations et les prévisions de IHS pour les ajouts annuels de puissance photovoltaïque aux Etats-Unis sur la période mentionnée. Environnement de marché Les projets photovoltaïques de grande envergure ont vu leur nombre et leur taille croître rapidement aux Etats-Unis au cours des dernières années, guidés en partie par les programmes dits « RPS » (Renewable Portfolio Standards) et les incitations fédérales destinées à stimuler l’investissement dans les technologies d’énergie renouvelable. Les politiques au niveau fédéral et au niveau des Etats ont apporté un soutien significatif à l’industrie photovoltaïque sous la forme d’incitations fiscales, de subventions, de prêts garantis, de RPS et d’incitations à la production. Deux politiques en particulier se sont montrées favorables au développement général des équipements photovoltaïques de grande envergure : (i) les bénéfices fiscaux fédéraux incluant la mise en place d’un crédit d’impôt bénéficiant aux développeurs et constructeurs de parcs solaires, fixé à 30% (passant à 10% au 31 décembre 2016) des dépenses d’investissement engagées dans la construction du projet et 86 (ii) les programmes RPS qui imposent aux fournisseurs d’électricité de s’approvisionner depuis une source d’énergies renouvelables à hauteur d’un pourcentage minimum fixé. En parallèle de ces programmes de soutien, qui ont joué un rôle significatif dans l’augmentation de la puissance photovoltaïque aux Etats-Unis, et considérant que la date d’expiration du crédit-d’impôt pour l’investissement fixée en 2016 aura un impact négatif temporaire sur la croissance du marché, la structure compétitive des coûts de l’énergie photovoltaïque devient de plus en plus importante et stimule la demande de puissance photovoltaïque, notamment dans les Etats exposés à un niveau important d’irradiation. Ceci devrait alimenter la croissance sur le long terme. A titre d’illustration, les prix des récents contrats d’achat d’électricité au Texas et en Californie ont atteint le niveau des prix du marché de gros, par exemple, ce qui laisse supposer le maintien d’une croissance future significative dans ces Etats. Prix de marché de l’électricité produite Bien que l’énergie photovoltaïque aux Etats-Unis soit de plus en plus compétitive, les prix demeurent plus élevés que ceux de l’énergie générée par des centrales à charbon et au gaz de nouvelle génération. Les tarifs les plus bas dans les récents appels d’offres étaient situés entre 50 et 70 dollars/MWh, soit un niveau favorable par rapport aux prix des centrales de gaz naturel CCGT (59 dollars/MWh), des centrales à charbon de nouvelle génération (75 dollars/MWh) et des centrales nucléaires de nouvelle génération (119 dollars/MWh) ainsi que les prix du marché de gros (42 dollars/MWh au Texas, 53 dollars/MWh en Californie) (source : Bloomberg New Energy Finance). Concurrence Le marché de l’énergie photovoltaïque aux Etats-Unis est hautement compétitif, réunissant des participants de dimension internationale et des participants régionaux plus petits. Les Etats-Unis représentent un nouveau marché pour le Groupe, et ce dernier n’y possède pas encore de parcs solaires en exploitation ou en cours de construction. Le Groupe a cependant un projet en backlog en Californie pour une puissance de 26,5 MW, et un autre projet de 123 MW en phase pipeline au Texas. Sur ces deux marchés, le Groupe se concentre sur trois principaux segments de marché : • Appels d’offres de grande envergure pour les contrats d’achats d’électricité bilatéraux conclus avec des entreprises de service public et entités réglementées. A l’intérieur de ce segment de marché, les leviers opérationnels clés sont l’accès à des terrains ruraux permettant le développement, de faibles coûts de conception, de fourniture et d’installation (EPC), l’accès à du « tax equity » (investissement en capital bénéficiant de déductions fiscales) et la capacité à trouver des financements à bas coût. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère s’appuyer en priorité sur un portefeuille de projets présentant de bonnes conditions d’irradiation (en particulier au Texas) et son historique financier avec les institutions américaines. Les principaux concurrents du Groupe sur ce marché sont E.On, First Solar, SunEdison, SunPower, OCI Solar Power, Recurrent Energy et NRG. • Les contrats d’achat bilatéraux avec les clients industriels. Sur ce segment de marché, les leviers opérationnels clés sont l’accès aux potentiels acquéreurs, la capacité à générer de l’électricité à des prix très compétitifs et à structurer des contrats d’achat d’électricité à long terme. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère tirer profit de son expérience mondiale en matière de marchés photovoltaïques compétitifs ainsi que de son expérience dans le développement de montages innovants s’appuyant sur des contrats d’achats d’électricité. A l’intérieur de ce marché, les principaux concurrents du Groupe sont Sun Power et SunEdison. • Marchés de gros. Sur ce segment de marché, les leviers opérationnels clés sont un faible niveau de LCOE et la capacité à conclure des contrats de couverture et à monter des 87 structures de financements appropriées. En se positionnant sur ce marché, le Groupe espère tirer profit de sa capacité d’innovation en matière de PPA privés et des partenariats avec des négociateurs et spécialistes dans la vente d’électricité. Aux Etats-Unis, le Groupe poursuit activement son développement au Texas et en Californie et suit une démarche de développement au moyen d’acquisition en phase greenfield et en répondant à des appels d’offre et la vente d’électricité en gros ou au moyen de contrats d’achat bilatéraux avec des clients industriels. 6.4 DESCRIPTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE 6.4.1 Marchés géographiques Présentation Fondé en octobre 2006 en France, le Groupe s’est développé rapidement pour être aujourd’hui l’un des acteurs majeurs de l’industrie photovoltaïque sur le marché français. Fort de son succès sur le marché français, le Groupe a entamé, rapidement après sa création, une stratégie d’expansion à l’international consistant à implanter ses activités sur de nouveaux marchés ciblés présentant aujourd’hui à ses yeux des conditions attractives pour le développement d’une énergie photovoltaïque compétitive. Pour sélectionner ses nouveaux marchés, le Groupe s’appuie sur une série de facteurs jugés favorables au développement d’un marché photovoltaïque compétitif. • Irradiation. La quantité d’électricité pouvant être produite par un parc solaire est directement liée à la quantité de rayonnement solaire qu’il reçoit. Pour sélectionner les marchés dans lesquels s’implanter, le Groupe privilégie ceux présentant le niveau d’irradiation le plus élevé. • Demande de capacité de production supplémentaire. Le Groupe s’intéresse aux pays émergents affichant une plus forte croissance de PIB, qu’il considère comme un facteur de stimulation de la demande d’électricité pour l’avenir, et aux économies avancées qui se sont engagées dans la transition énergétique ou dans le renouvellement de leurs actifs de production vieillissants. • Compétitivité des coûts par rapport aux autres sources d’énergie. Le Groupe cible les marchés réunissant les conditions qu’il estime favorables à la compétitivité des coûts de l’énergie photovoltaïque par rapport aux autres sources d’énergie. • Facilité d’accès au réseau. Le Groupe ne retient que les pays pour lesquels les producteurs d’énergie solaire disposent d’un accès aisé au réseau de transport et de distribution de l’électricité. • Disponibilité du financement. Le Groupe donne la priorité aux pays dans lesquels l’accès au financement par endettement ou en capital lui apparaît aisé pour ses projets photovoltaïques. Fidèle à cette approche, le Groupe a construit ses premiers parcs solaires en dehors du territoire français en Inde (2013), au Chili (2013) et en Afrique du Sud (2014). Le Groupe dispose également de projets à des stades de développement plus ou moins avancés dans ces pays ainsi que dans d’autres, notamment des projets en backlog aux États-Unis, au Mexique et en Zambie et des projets à des stades moins avancés (projets en pipeline et prospects qualifiés) en Asie du Sud-Est et dans d’autres pays du Moyen-Orient et d’Afrique. Pour en savoir plus sur les projets du Groupe et les différentes étapes de leur développement, y compris les définitions de ces étapes (backlog, pipeline, prospects qualifiés, etc.), se reporter à la Section 6.4.3 « Parcs solaires en opération, en construction et en développement » du présent document de base. 88 Lorsqu’il s’implante sur un nouveau marché, le Groupe constitue une équipe de développement Solairedirect locale ou régionale, qui valorise l’expertise acquise par le Groupe à l’occasion des projets déjà accomplis ailleurs dans le monde et travaille étroitement avec les conseillers techniques, financiers et juridiques et les autres partenaires locaux du pays concerné pour identifier et évaluer les opportunités, s’assurer du contrôle des sites présentant un intérêt, conclure des contrats de vente d’électricité et obtenir les autorisations et les agréments requis. Le Groupe estime que son expérience et les relations nouées avec les prêteurs, les capital-investisseurs, les fournisseurs et les autres acteurs de l’industrie photovoltaïque lui confèrent un avantage significatif pour l’identification des partenaires locaux et la pénétration de nouveaux marchés. La carte suivante présente, au 31 janvier 2015, l’implantation par régions des projets du Groupe d’ores et déjà opérationnels ou en construction, aux stades backlog, pipeline et prospect qualifié. Présentation du chiffre d’affaires par zone géographique Le tableau suivant fournit des informations sur la composition du chiffre d’affaires consolidé du Groupe par pays ou par région pour les périodes indiquées. (en millions d'euros) France ...................... Moyen-Orient et Afrique Inde .......................... Amérique latine ....... Total ........................ Exercice de 15 mois clos le 31 mars(1) 2013 110,6 2,1 13,6 -126,2 Exercice de 12 mois clos le 31 mars 2014 119,5 35,8 0,9 0,1 156,4 Semestre clos le 30 septembre 2013 2014 33,3 64,0 11,9 5,0 0,4 0,4 -0,2 45,6 69,6 ____ (1) En décembre 2012, l’Assemblée Générale Extraordinaire de la Société a voté la modification des dates de clôture de l’exercice social du Groupe, faisant passer la date de clôture du 31 décembre au 31 mars de chaque année. En conséquent, l’exercice social clos le 31 mars 2013 couvre une période de 15 mois. Se reporter au Chapitre 9 « Examen de la situation financière et du résultat », Section 9.1 « Présentation générale » du présent document de base. 89 6.4.2 Segments opérationnels du Groupe Segment Développement et Construction Le segment Développement et Construction du Groupe constitue son principal segment opérationnel parmi les trois principaux segments opérationnels du Groupe. Le segment Développement et Construction assure le développement et la fourniture de services d’ingénierie, de fourniture d’équipements et de construction de parcs solaires, tels que décrits ci-après. Le tableau suivant présente les données opérationnelles indiquées pour les périodes indiquées. Exercice clos le 31 décembre Nouveaux projets démarrés en France à l’international MW construits (1) pour des sociétés de projets contrôlées par des parties tierces (2) en France à l’international MW construits pour des sociétés de projets contrôlées par le Groupe en France à l’international Montant total de MW construits en France à l’international dont Inde dont Moyen-Orient et Afrique dont Amérique latine Montant total de MW atteignant le stade de réception provisoire sur la période en France à l’international 12 mois clos le 31 mars Exercice clos le 31 mars Semestre clos le 30 septembre Semestre clos le 30 septembre 2011 Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 2013 2014 2013 2014 10 10 - 11 9 2 11 9 2 12 9 3 5 3 2 13 8 5 54,2 62,8 58,8 104,4 34,9 56,4 54,2 0,0 52,8 10,0 48,8 10,0 84,4 20,1 27,6 7,3 55,5 1,0 7,5 4,8 4,8 2,1 0,0 10,6 7,5 0,0 0,0 4,8 0,0 4,8 0,0 2,1 0,0 0,0 10,6 0,0 61,7 67,6 63,6 106,5 34,9 67,0 61,7 0,0 0,0 52,8 14,8 14,8 48,8 14,8 14,8 84,4 22,1 0,8 27,6 7,3 0,0 66,1 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 20,1 7,3 1,0 0,0 0,0 0,0 1,3 0,0 0,0 53,5 49,8 45,3 61,3 17,4 81,7 53,5 0,0 44,2 5,6 39,7 5,6 50,0 11,2 6,2 11,2 71,2 10,5 (1) Le Groupe calcule le nombre de MW construits durant cette période pour chaque parc solaire en multipliant le pourcentage d’achèvement du parc solaire au cours de cette même période par la puissance installée totale planifiée du parc solaire. Se reporter au Chapitre 9 « Examen de la situation financière et du résultat », Section 9.1 « Présentation générale » du présent document de base. (2) Comprend des installations sur toitures (>1MW) pour 3,8 MW en 2011 et 1,9 MW en 2013. Développement Au stade du développement d’un projet, l’objectif premier du Groupe consiste à réunir les éléments nécessaires à la réalisation d’un projet viable qui pourra être financé et cédé avec succès à des capital-investisseurs. Le Groupe propose aux investisseurs de l’industrie photovoltaïque une 90 gamme complète de solutions clés en mains leur permettant d’investir dans des parcs solaires produisant une énergie renouvelable et propre, dans des conditions financières permettant une forte prévisibilité des flux de trésorerie et un retour sur investissement attractif. Horizon de cession des parcs solaires Historiquement, le Groupe a vendu la plupart de ses parcs solaires durant la phase de préconstruction des projets (phase dite « greenfield »). Suivant ce modèle, le Groupe constitue une société de projet qui détient le parc solaire à construire puis procède au développement du projet jusqu’à ce que celui-ci atteigne la phase à partir de laquelle tous les éléments lui permettant d’obtenir un financement sont réunis. Le Groupe procède alors à la mise en place du financement du projet par des prêteurs tiers et cède le contrôle de la société de projet à des capital-investisseurs, le plus souvent en retenant une participation minoritaire, sans pouvoir de contrôle, au sein de la société. Une fois le contrôle de la société de projet cédé et le financement (par endettement et en capital) mis en place, le Groupe construit le parc pour le compte de la société de projet au titre d’un contrat de construction clés en mains, avant d’en assurer l’exploitation et la maintenance tout au long de son cycle de vie au titre d’un contrat d’exploitation et de maintenance à long terme. Plus récemment, le Groupe a commencé à développer un certain nombre de projets dans l’intention de les construire, de les exploiter un certain temps et d’en céder le contrôle à des investisseurs en phase de post-construction (phase dite « brownfield »). Selon ce modèle, le Groupe constitue une société de projet dont l’unique fonction est de détenir le parc solaire, développe le projet, en assure le financement par endettement puis réalise sa construction, dans l’objectif de céder ultérieurement une participation majoritaire dans la société de projet à une échéance déterminée, postérieure à la date de début des opérations de commercialisation. Le Groupe prévoit de céder ses participations majoritaires d’une manière opportuniste. Sans fixer des limites strictes, le Groupe prévoit un délai moyen de cession des parcs solaires d’environ six mois après la date de début des opérations de commercialisation pour les projets localisés dans les pays de l’OCDE, et d’environ 24 mois après cette date pour les projets localisés dans les pays n’appartenant pas à l’OCDE. En conservant la propriété des parcs solaires au-delà de la date de début des opérations de commercialisation, le Groupe estime pouvoir augmenter le prix de cession, dans la mesure où la perspective d’achat d’un parc solaire déjà entré en exploitation diminue le risque perçu par l’investisseur ou grâce à l’apport, le cas échéant, d’attributs supplémentaires venant atténuer un peu plus le risque perçu par l’investisseur. Cette approche permet également au Groupe de cibler un plus large éventail d’investisseurs de l’énergie photovoltaïque. En attendant la cession, le Groupe perçoit un chiffre d’affaires de vente d’électricité dans ses comptes consolidés. Capital-investisseurs dans les parcs solaires du Groupe Le Groupe cible différentes catégories d’investisseurs de l’industrie photovoltaïque, appartenant tant au secteur privé qu’au secteur public. Soucieux d’employer efficacement les ressources de son équipe marketing et financière et de répondre aux préférences des investisseurs en termes de volume d’investissement, il commercialise le plus souvent plusieurs parcs au même moment. Dès que le portefeuille de projets souhaité est prêt à être proposé à des capital-investisseurs, soit au stade backlog, si le projet doit être cédé avant la construction, soit après le démarrage des opérations de commercialisation, si le Groupe en a conservé le contrôle, le Groupe engage généralement une procédure de vente en plusieurs étapes, prévoyant successivement l’identification initiale d’un groupe d’investisseurs sélectionnés, le lancement d’un appel à manifestation d’intérêt, l’exécution d’une due-diligence par les investisseurs potentiels, la sélection d’un investisseur, la négociation finale des conditions de l’investissement et l’adoption commune d’un business plan pour le projet concerné. L’expérience acquise par le Groupe dans le développement des parcs solaires et l’importance accordée à la conception de projets procurant une forte prévisibilité des flux de trésorerie, un rendement élevé et/ou un retour sur investissement attractif lui ont permis de nouer des relations avec de nombreux investisseurs de premier rang du secteur des énergies renouvelables, dont la plupart a déjà investi à plusieurs reprises dans différents projets du Groupe. Parmi les investisseurs, 91 certains font partie du secteur privé et sont spécialisés dans les projets photovoltaïques, tels que BlackRock, KGAL, 123Ventures, DIF Old Mutual et Union Investment, et d’autres sont des investisseurs publics, comme la Caisse des Dépôts et Consignations (parfois dénommée « CDC » dans le présent document de base) et la Région Poitou-Charentes en France. Processus de développement Le Groupe prend généralement en charge le développement principal de ses parcs solaires et collabore le plus souvent avec un ou plusieurs partenaires locaux de développement. Il développe la plupart de ses projets, depuis leur conception jusqu’à leur achèvement, en identifiant et en sélectionnant les sites intéressants, en obtenant les droits de contrôle des sites et les autorisations nécessaires à la construction des installations, en assurant le raccordement au réseau et en concluant des contrats de vente de l’électricité produite par le parc solaire. En plus de développer les projets dans leur intégralité, le Groupe peut saisir d’autres opportunités qui se présentent à lui en acquérant des projets à différents stades d’avancement auprès d’autres développeurs et en les menant à leur terme grâce à sa capacité à réunir les conditions nécessaires pour en assurer le financement par endettement et pour rendre le projet attractif aux yeux des capital-investisseurs. Les développeurs, auprès desquels le Groupe acquiert des projets en développement, comprennent des promoteurs immobiliers, des entreprises du secteur des énergies renouvelables spécialisées dans les technologies autres que l’énergie photovoltaïque et des groupes industriels dont le cœur de métier n’est pas l'énergie photovoltaïque. Le développement d’un parc solaire met en jeu des interactions avec de multiples parties prenantes : administrations locales, entreprises de service public, prêteurs, investisseurs et communautés riveraines. Le Groupe porte une grande attention à l’identification des besoins et des préoccupations des principales parties prenantes du projet ainsi que des moyens permettant d’y répondre. Un certain nombre de projets en « pipeline » trouvent d’ailleurs leur origine chez des contacts générés par des retours favorables de la part de parties prenantes ayant une expérience de travail avec le Groupe. Le temps nécessaire pour qu’un projet en prospect qualifié entre en phase « backlog » et qu’un projet en « backlog » entre en construction varie d’un projet à l’autre et d’un pays à l’autre. Même si les périodes de temps peuvent être plus ou moins longues selon les circonstances d’un projet, le Groupe se fixe généralement une période de 6 à 18 mois pour qu’un projet en « backlog » entre en phase de construction. Suivi des projets en développement Afin de pouvoir développer des projets rentables à coûts compétitifs, le Groupe a mis en place une organisation interne qui lui permet de mobiliser sur chaque projet l’expérience qu’il a accumulée en construisant ses projets sur quatre continents. Ainsi, avant de prendre un engagement financier ou opérationnel significatif dans un projet, le Groupe soumet ce projet à l’approbation de son comité d’engagement. Celui-ci apprécie le profil risque/retour sur investissement/marge de chaque projet, et exige en général, un business plan détaillé, une analyse complète des coûts du projet, un examen détaillé des risques associés au projet, les plans d’atténuation des risques ainsi qu’une analyse sur l’impact probable du projet sur le chiffre d’affaires sectoriel de chacun des segments du Groupe. Postérieurement à la construction de chaque projet, un retour sur expérience est établi afin d’améliorer les processus internes et d’identifier des risques qui peuvent affecter des projets futurs. Le Groupe a également mis en place d’autres comités internes, dont des comités de business development et des comités opérationnels au niveau régional qui suivent le développement et la mise en œuvre des projets dans chaque région, ainsi que des comités ad hoc constitués pour traiter des aspects « corporate » du Groupe (stratégie, ressources humaines, IT, juridique, etc.). Pour plus d’informations sur le Comité exécutif mis en place par le Groupe, voir la Section 16.5 « Comité exécutif » du présent document de base. 92 Sélection des sites La sélection d’un site convenant à la réalisation d’un projet constitue une étape déterminante dans la création d’un parc solaire viable. Pour évaluer les différents sites potentiels, le Groupe mobilise sa longue expérience en matière de développement de projets photovoltaïques et prend en compte une grande variété de facteurs : irradiation, distance jusqu’aux points de raccordement au réseau, configuration du terrain et autres paramètres susceptibles d’avoir une influence sur les coûts de construction ou les délais nécessaires à l’obtention des autorisations, estimation des coûts du chantier et autres critères (tels que les autorisations environnementales). Si un site est jugé adapté, l’équipe de développement établit un rapport contenant l’évaluation du site et d’autres informations y afférentes à l’attention du comité de développement régional compétent au sein du Groupe, lequel détermine si le développement du projet doit être poursuivi. Une fois un contact sélectionné pour le développement, le Groupe classe le projet en « prospect qualifié » dans son système de suivi des projets, et l’équipe de développement entreprend les travaux de développement. Une fois que le site affecté au développement a été choisi, le Groupe s’efforce de réduire les risques qui y sont associés en conduisant une étude de faisabilité poussée et en identifiant les éventuels problèmes. Le Groupe privilégie les projets créateurs de valeur présentant, selon ses estimations, un juste équilibre entre rendement financier, coûts et risques. Très expérimentée, l’équipe technique interne du Groupe, éventuellement complétée par des experts externes, examine des variables comme les spécifications techniques ou l’analyse du rayonnement solaire, en accordant une grande attention aux sources de retards potentiels et aux dépassements de coûts, tels que la capacité du réseau. Tout cela permet au Groupe d’éliminer rapidement les sites problématiques et de concentrer ses efforts sur les sites présentant le potentiel le plus intéressant. Contrats de bail Dans la plupart des projets, l’une des premières étapes du processus de développement consiste à négocier un accord de contrôle du site avec le propriétaire du terrain. Le Groupe cherche en général à conclure des baux à long terme pour les sites aménagés, même si dans de rares cas, il peut procéder à l’acquisition du terrain. Le Groupe privilégie les baux d’une durée minimale de 30-40 ans de manière à s’assurer du contrôle du site pendant une période largement supérieure à la durée habituelle de 20 ans des contrats de vente d’électricité signés pour les besoins des projets, bien que dans certains cas, les baux sont signés pour des périodes dépassant de quelques années seulement le terme du contrat de vente d’électricité. La conclusion de baux de longue durée facilite la poursuite de l’exploitation d’un projet au-delà de la durée du contrat de vente d’électricité initial, ce qui augmente l’attractivité du projet pour les investisseurs potentiels. Au cours de la phase de pré-construction, le Groupe signe habituellement une promesse de bail ou une convention similaire avec le propriétaire, lui conférant une option de conclure un bail à long terme sous réserve de conditions définies à l’avance, en particulier l’obtention des autorisations administratives de construction et d’exploitation. Les baux sont habituellement rédigés de manière à autoriser la cession du contrôle du projet au sein du Groupe et à des investisseurs tiers lorsque le projet est vendu. Obtention des autorisations Les autorisations et les agréments requis diffèrent selon le pays d’implantation du parc solaire. Parmi les autorisations, agréments des autorités et licences quasi-systématiquement exigés figurent une étude d’impact environnemental, un permis de construire et un certificat d’urbanisme. De même, bien que les autorités publiques et les autres parties prenantes consultées varient d’un pays à l’autre, les projets font généralement intervenir le service de l’urbanisme local ou régional, les entreprises de service public, les communautés locales, les agences environnementales, et les agences chargées des questions de santé et sécurité. Se reporter à la Section 6.5.6 « Le régime administratif applicable au développement et à la construction d’installations photovoltaïques » du présent document de base, pour plus d’informations sur la procédure de délivrance des autorisations. Le Groupe considère que sa longue expérience en matière de développement de parcs solaires renforce sa 93 crédibilité auprès des responsables locaux et contribue à faciliter la procédure d’obtention des autorisations. Signature des contrats de vente d’électricité L’une des étapes décisives pour la préparation d’un projet viable, susceptible d’être ajouté à la liste des projets en « backlog » du Groupe, consiste à signer un contrat de vente portant sur l’électricité qui a vocation à être produite par le parc solaire une fois qu’il entre en exploitation. Les contrats de vente d’électricité conclus par le Groupe varient d’un pays à l’autre et peuvent prendre diverses formes parmi les suivantes : • Contrats avec tarifs d’achat obligatoires. En France, EDF ou les entreprises locales de distribution d’électricité sont tenus par la loi d’acheter l’électricité produite par les parcs solaires à un tarif obligatoire fixé par voie règlementaire, dont le montant dépend de la date de dépôt de la demande complète de raccordement au réseau auprès de l’entreprise de distribution d’électricité compétente. Si la construction n’est pas achevée dans un délai précis suivant la demande, la période au cours de laquelle le projet peut bénéficier du tarif d’achat obligatoire s’en trouve réduite. Se reporter à la Section 6.5.3.2 « Cadre réglementaire français sur les énergies renouvelables » du présent document de base pour plus d’informations sur la structure des tarifs d’achat obligatoires en France. Historiquement, la quasi-totalité des projets du Groupe en France a été réalisée sur la base de contrats de vente d’électricité avec tarifs d’achat obligatoires. • Contrats de vente d’électricité suivant une procédure d’appel d’offres. Dans de nombreux pays d’implantation du Groupe, les agences gouvernementales et les entreprises de service public organisent des procédures d’appels d’offres pour la construction de parcs solaires, à l’issue desquelles les candidats retenus se voient accorder la possibilité de conclure des contrats de vente d’électricité à long terme avec les entreprises de service public à des tarifs précisés dans les offres retenues. Ces appels d’offres prennent normalement la forme d’enchères inversées, dans le cadre desquelles la compétitivité des prix constitue l’un des facteurs-clés pour désigner le lauréat. D’autres critères, comme la proportion du contenu produit localement, sont également parfois pris en considération. Le Groupe a participé et remporté plusieurs appels d’offres organisés par des agences gouvernementales en France, en Afrique du Sud et en Inde et par des entreprises de service public aux États-Unis. • Contrats de vente d’électricité de gré à gré. En France et au Chili, le Groupe a négocié des contrats de vente d’électricité de gré à gré avec des agences gouvernementales et des clients professionnels. Le Groupe cherche en général à conclure des contrats à long terme, d’une durée minimale de 20 ans. En France, il a été amené à signer, notamment avec des entreprises locales de distribution d’électricité implantées dans la région PoitouCharentes, des contrats hybrides mêlant tarifs d’achat obligatoires et contrats d’achat d’électricité de gré à gré aux termes desquels le tarif est basé sur le tarif d’achat obligatoire en vigueur pendant les 20 premières années, puis sur le prix de marché, déduction faite d’une marge fixée, pendant une période supplémentaire de 10 ans. Ces accords innovants permettent à la société de projet de bénéficier de flux de trésorerie contractuels pendant 30 ans et de s’assurer ainsi d’un financement plus attractif. Dans la mesure où, conformément aux prévisions du Groupe, le coût de production de l’électricité solaire devient de plus en plus compétitif par rapport aux prix de l’électricité qui prévalent pour les consommateurs, le Groupe prévoit de conclure davantage de contrats de vente d’électricité de gré à gré avec ses clients en France, au Chili et sur d’autres marchés. • Marchés de gros de l’électricité. Dans certains pays d’implantation du Groupe, les prix en vigueur sur les marchés de gros de l’électricité suffisent à assurer le financement d’un 94 projet en l’absence de contrat de vente à prix fixe. Sur ces marchés, le Groupe peut choisir de poursuivre le financement et la construction du projet avant de conclure un tel contrat, le plus souvent dans l’intention de signer ultérieurement un contrat de vente à long terme dans l’hypothèse où le projet a vocation à être cédé à des capital-investisseurs à la date de début des opérations de commercialisation ou postérieurement. Historiquement, la quasi-totalité des parcs solaires du Groupe a été construite sur la base de tarifs d'achat obligatoires et de contrats de vente attribués à l’issue de procédures d’appel d’offres. A l’avenir, dans la mesure où le coût de production de l’énergie photovoltaïque continue à reculer par rapport aux autres sources de production d’électricité, le Groupe s’attend à ce que la demande d’énergie photovoltaïque soit de plus en plus liée à des considérations d’ordre économique. En particulier, sur les marchés enregistrant une hausse des prix de l’électricité, le Groupe considère que la capacité des producteurs d’électricité solaire à proposer des tarifs fixes dans le cadre de contrats à long terme va attirer de nombreux consommateurs en leur permettant de se protéger contre le risque d’augmentation des prix de l’électricité. Le Groupe estime que cette évolution va favoriser de plus en plus le développement d’un marché des contrats de vente d’électricité négociés de gré à gré offrant des tarifs compétitifs. Conventions de raccordement au réseau Pour qu’un parc solaire vende l’électricité qu’il produit via le réseau, il doit en premier lieu être raccordé au réseau de distribution ou de transport d’électricité. Le coût de raccordement au réseau étant un facteur important pour déterminer la viabilité financière d’un projet et évaluer l’intérêt d’un site, les équipes de développement du Groupe évaluent avec précision la distance entre l’installation et le point de raccordement le plus proche, la capacité disponible résiduelle au niveau de la centrale de distribution correspondante, et la concurrence que représentent les éventuelles autres sources de production d’électricité compte tenu de cette capacité. La disponibilité de l’accès au réseau électrique est un facteur décisif pris en considération par le Groupe au moment de décider d’entrer ou non sur un marché. Dans le cadre du processus de développement, le Groupe signe généralement une convention de raccordement au réseau avec l’opérateur local et conclut des accords pour la construction d'une ligne de transport. Selon le pays et les réglementations applicables, le Groupe peut également se trouver contraint de demander le bénéfice de servitudes et d’acquérir des droits fonciers pour créer la ligne de transport reliant le parc solaire au point de raccordement au réseau. Financement d’un projet Financement initial et constitution des sociétés de projets. Le Groupe constitue une société de projet, laquelle détient le projet développé par le Groupe. Les sociétés de projets sont le plus souvent constituées peu après que le site a été approuvé pour le développement du projet par le comité de développement régional. Durant la phase de préfinancement du développement, le Groupe supporte généralement les coûts de développement engagés pour financer l’obtention des autorisations et acquérir les droits de contrôle du site, et ce tout au long de la phase de développement initial. Ces coûts sont en principe remboursés par la société de projet sous la forme de frais de développement forfaitaires, aux termes de contrats de développement et de construction signés en même temps que les contrats de financement. Le financement du projet s’effectue au niveau soit de la société de projet, soit, dans certains cas, d’une société holding constituée pour détenir des participations dans plusieurs sociétés de projets. Financement par endettement. Dès qu’un projet est prêt à être financé, le Groupe négocie la souscription de prêts pour le compte de la société de projet. Le financement par endettement représente en moyenne 70 à 80% des besoins d’un projet, le reste étant couvert par un financement en capital (souvent sous la forme d’avances en compte courant d’associé). Depuis sa création en 2006 jusqu’au 31 janvier 2015, le Groupe a levé auprès de tiers environ 712 millions d’euros de prêts (TVA exclue) pour le compte de ses sociétés de projets, et a ainsi noué des relations avec de nombreux 95 prêteurs qui ont participé au financement de multiples projets : c’est le cas, par exemple, de HSH Nordbank, Natixis, Bpifrance, Rabobank, Crédit Agricole, Inter-American Development Bank, Rand Merchant Bank, State Bank of India et PTC India. L’ensemble des financements négociés par le Groupe pour le compte de ses sociétés de projets sont des financements sans recours sur les autres entités du Groupe. Financement en capital. Depuis sa création en 2006 jusqu’au 31 janvier 2015, le Groupe a levé environ 272 millions d’euros en capital auprès de tiers pour le compte de ses sociétés de projets. Comme il a été indiqué plus haut dans la sous-section « Horizon de cession des parcs solaires » de la présente Section 6.4.2, le Groupe a historiquement cédé le contrôle de ses sociétés de projets au cours de la phase de pré-construction de projets (phase dite « greenfield »). Lorsqu’il procède à cette vente, le Groupe cède généralement le contrôle de la société de projet (une participation en moyenne de 85% à 100%) aux capital-investisseurs en procédant parallèlement à la souscription des emprunts prévus pour le projet et la conclusion avec la société de projet des contrats de développement et de construction d’une part, et de fourniture de services aux actifs d’autre part. Les capital-investisseurs apportent alors les fonds souhaités (principalement sous la forme d’avances en compte courant d’associés ou d’obligations subordonnées) au prorata de leur part dans le capital social de la société de projet, le Groupe contribuant de son côté au financement proportionnellement à sa part résiduelle. A l’avenir, le Groupe prévoit de reporter la cession du contrôle de ses sociétés de projets à la phase de post-construction des projets (phase dite « brownfield »), ciblant en moyenne une durée de détention de 6 ou d’environ 24 mois après la date de début des opérations de commercialisation, selon la localisation du projet et ce en vue d’améliorer la valorisation des projets, dont le profil de risque a tendance à diminuer une fois qu’ils sont entrés en exploitation. Se reporter à la Section 6.2.2 « Stratégie » ci-dessus et la Section « Gestion des Participations » ci-dessous du présent document de base. Le Groupe a établi des relations avec un certain nombre d’investisseurs, parmi lesquels BlackRock, KGAL, 123Ventures, DIF, CDC, Old Mutual et Union Investment, dont la plupart a déjà investi à plusieurs reprises dans différents projets du Groupe. Partenariats public-privé En 2012, le Groupe a conclu un partenariat public-privé avec la Région Poitou-Charentes en France (la « Région ») pour investir dans les nouveaux parcs solaires de la Région. À cet effet, la Région et Solairedirect ont constitué une co-entreprise baptisée SEML Ester Poitou Charentes (« Ester ») (détenue à 65% par la Région, à 35% par Solairedirect), dont la mission est de promouvoir le développement des parcs solaires dans la Région pour donner accès à une énergie propre, compétitive et décentralisée et soutenir son développement industriel. Le premier parc solaire d’Ester, Tiper 3 (8,7 MW), entrera en exploitation en janvier 2015, tandis qu’un second projet, Tiper 1 (10,8 MW), est actuellement en construction. Parallèlement à la joint-venture Ester, le Groupe a conclu un contrat hybride mêlant tarifs d’achat obligatoires et contrat d’achat d’électricité de gré à gré avec deux entreprises locales de distribution d’électricité, Sorègies et Séolis, aux termes duquel ces dernières achèteront l’électricité produite par ces parcs solaires selon le régime des tarifs d’achat obligatoires pendant les 20 premières années, tandis que l’électricité produite pendant les 10 années suivantes sera achetée en vertu d’un contrat d’achat prévoyant l’application du prix de gros, déduction faite d’un pourcentage fixé. Ces accords permettent au Groupe d’accéder à un financement à un coût compétitif tout en aidant la Région à atteindre ses objectifs en termes de développement photovoltaïque. Le Groupe tient des discussions régulières avec d’autres régions en France et dans d’autres pays au sujet du modèle de développement Ester, et pourrait conclure des contrats similaires à l’avenir. 96 Conception, fourniture et installation Le Groupe fournit des services de conception, fourniture et installations (« Engineering, Procurement and Construction » ou « EPC ») pour l’ensemble des parcs solaires qu’il développe. Ces services comprennent la conception technique, la fourniture de panneaux photovoltaïques, des autres composants du système (composants « BOS » ou « Balance-of-System ») et des autres éléments, et la prise en charge complète des activités de construction. Les services EPC du Groupe se donnent pour objectif de livrer des projets finançables ayant valeur d’investissement, tout en procurant une souplesse maximale pour assurer la production d’électricité à un coût compétitif. Conception À travers la conception technique, le Groupe a pour objectif d’atténuer les risques, de réduire les coûts et d’améliorer les performances à long terme de ses parcs solaires. Le processus se concentre sur la conception d’ensemble des parcs solaires pour garantir le niveau de production souhaité, et englobe notamment l’aménagement du site, la conception de l’installation électrique et le choix des technologies et des équipements adaptés, notamment des panneaux photovoltaïques et des onduleurs. L’aménagement général du site revient normalement à l’équipe d’ingénierie interne du Groupe, qui s’attache, lors de son intervention, à valoriser l’expérience acquise par le Groupe dans la conception des projets photovoltaïques. Une fois le plan d’ensemble du chantier préparé, l’exécution des plans détaillés est généralement confiée à des cabinets d’ingénieurs-conseils locaux. Fourniture Généralités. Le Groupe s’approvisionne en panneaux photovoltaïques et en autres composants essentiels à la construction des parcs solaires auprès de fournisseurs tiers. L’équipe chargée des achats centralisés au sein du Groupe acquiert, avec l’appui des filiales locales, l’ensemble des principaux composants en jouant sur les volumes pour bénéficier de tarifs plus avantageux. L’achat des matières premières et des matériaux de construction (béton, consommables, installations temporaires, etc.) est normalement confié aux sous-traitants locaux. Le Groupe choisit ses fournisseurs et ses sous-traitants par le biais d’une procédure d’appel d’offres ou d’accords coopératifs avec les différents fabricants et entrepreneurs. En partie grâce à l’efficacité de son équipe d’approvisionnement, mais également en raison de baisse des prix du marché, le Groupe a connu des diminutions significatives de ses coûts générés par l’achat de panneaux photovoltaïques et d’autres composants du système depuis son premier parc solaire en 2008. Se reporter au Chapitre 9 « Examen de la situation financière et du résultat », Section 9.1 « Présentation générale » du présent document de base. Panneaux photovoltaïques. Les panneaux photovoltaïques constituent le composant essentiel des parcs solaires du Groupe, et, à ce titre, leur coût représente une fraction substantielle du coût total moyen de l’installation. Le Groupe s’approvisionne en panneaux photovoltaïques auprès de différents fournisseurs de premier rang, dont les entreprises chinoises Yingli Green Energy, Jinko Solar et ReneSola. Le Groupe conserve une équipe d’achats dédiée en Chine pour faciliter les interactions avec ses fournisseurs clefs. Le Groupe fait également appel à des fournisseurs situés au sein de l’Union européenne pour certains de ses projets tels que SolarWorld et Sillia, notamment pour bénéficier d’une majoration des tarifs d’achat obligatoires fixée par des réglementations, qui ne sont plus en vigueur à ce jour, en contrepartie de l’emploi de panneaux d’origine européenne. Les décisions d’achat du Groupe prennent en compte les spécifications techniques (caractéristiques des installations, tolérances des structures, méthode d’installation, durée de vie des composants, dimensions, type et puissance de l’installation, et compatibilité avec systèmes de contrôle du Groupe), les conditions tarifaires, ainsi que d’autres facteurs tels que la fiabilité et la réputation du fournisseur, les programmes de garantie et d’assurance, l’empreinte globale et les capacités de fabrication, la qualité et la certification des produits. 97 Le Groupe privilégie les technologies réputées pour leur fiabilité, ce qui facilite l’obtention de crédits bancaires pour mener à bien les projets. La plupart des panneaux solaires utilisés dans l’industrie photovoltaïque est fabriquée soit via une technologie à base de silicium, soit en utilisant des technologies plus récentes dite de « couche mince ». La technologie à base de silicium, utilisée pour les satellites depuis les années 1960 et dans les applications terrestres depuis les années 1970, représente actuellement environ 90% du marché, selon l’Agence Internationale de l’Energie. Cette technologie présente l’avantage d’être utilisée par un grand nombre de fournisseurs et bénéficie d’un historique continu de performance. En ligne avec les tendances du marché et au regard de l'historique de performance des panneaux à base de silicium, tous les parcs solaires construits par le Groupe à ce jour utilisent des panneaux photovoltaïques basés sur la technologie à base de silicium monocristallin ou polycristallin. La plupart des parcs utilise des panneaux à base de silicium polycristallin en raison notamment de leur ratio attractif de coût/performance. Historiquement, les installations photovoltaïques construites par le Groupe ont été jusqu’alors conçues selon des structures à angle d’inclinaison et orientation fixes, sans utilisation de systèmes d’orientation des panneaux en direction du soleil dits « trackers » et ce, en raison du fait que l’augmentation de la production d’énergie découlant de l’utilisation de ces systèmes ne permettait pas de compenser le surcoût engendré par l’installation et l’exploitation de ces systèmes. Avec la baisse du coût des systèmes, le Groupe intègre désormais cette technologie dans la conception de plusieurs de ses projets dans les pays les plus ensoleillés afin d’augmenter leur performance. Les parcs du Groupe, étant connectés au réseau et bénéficiant des obligations d’achat aux termes des accords de vente d’électricité qui leur permettent de vendre toute l’électricité qu’ils produisent, n’utilisent pas de systèmes de stockage de l’énergie solaire. La durée de vie moyenne d’un panneau photovoltaïque est au moins de 25-30 ans. Le Groupe exige en général une garantie contre les vices des composants et de fabrication pour une durée moyenne de 5 à 10 ans, complétée par une garantie de puissance des panneaux dans des conditions normales de test d’une durée moyenne de 25 ans, par laquelle le panneau doit fonctionner à un minimum de 80% de sa puissance au bout de 25 ans. Conséquence de la baisse des prix sur le marché et de la stratégie d’approvisionnement du Groupe, le coût d’achat des panneaux par watt produit a nettement reculé ces dernières années, ce qui a permis au Groupe de ramener le coût d’un panneau photovoltaïque par watt à un niveau jugé très compétitif. Se reporter au Chapitre 9 « Examen de la situation financière et du résultat », Section 9.1 « Présentation générale » du présent document de base. Le Groupe adapte sa stratégie d’approvisionnement en panneaux photovoltaïques pour se conformer aux réglementations locales de chaque pays d’implantation d’un projet, et cherche parallèlement à nouer des partenariats avec les fournisseurs de panneaux photovoltaïques fabriqués dans le respect des exigences réglementaires. À titre d’exemple, en Afrique du Sud, où la fabrication locale est un facteur décisif dans l’attribution d’un projet, la filiale du Groupe, Solairedirect Technologies, a construit sur place une usine d’assemblage de panneaux photovoltaïques pour le compte du fabricant ReneSola en vertu d’un contrat de travail à façon. Les panneaux photovoltaïques ainsi assemblés sont acquis en totalité par ReneSola qui les revend en priorité au Groupe pour satisfaire les besoins de ses projets sud-africains. Le supplément est vendu par ReneSola auprès de ses propres clients. Autres composants du système (composants « BOS » ou « Balance-of-System »). Par autres composants du système, on entend tous les équipements et composants nécessaires à la construction d’un parc solaire autres que les panneaux photovoltaïques, y compris les onduleurs (qui transforment le courant continu généré par les panneaux photovoltaïques en courant alternatif que les parcs solaires injectent dans le réseau), les transformateurs, les câbles et autres. Le Groupe procède à une évaluation technique et commerciale détaillée des fournisseurs pour chaque projet, en tenant compte d’une part, 98 de la qualité et de l’adéquation technique des composants, et d’autre part, de critères commerciaux tels que les conditions tarifaires et de paiement, la réputation et les références, les conditions de garantie et la présence locale. Les principaux fournisseurs du Groupe en autres composants électriques du système sont ABB et Schneider Electric. Les autres fournisseurs d’autres composants du système comprennent Krinner, qui fournit des structures de montage des panneaux photovoltaïques, Eiffage et Bouygues, qui fournissent des services de construction. Le Groupe cherche en permanence à optimiser le coût des autres composants du système par watt produit et s’est fixé des objectifs internes pour le réduire davantage. Le Groupe estime que ses coûts par watt des autres composants du système produit sont très compétitifs. Construction Le Groupe engage des entreprises de construction tierces pour construire ses parcs solaires. Pour cela, il contracte le plus souvent avec un maître d’œuvre chargé d’assurer la gestion du chantier et de recruter les sous-traitants nécessaires, sauf dans certains cas où il embauche directement certains entrepreneurs. En fonction de la nature du chantier, le projet prévoit de faire intervenir une combinaison de sous-traitants locaux spécialisés dans le génie civil, le génie structurel et le génie électrique. Le Groupe prend un certain nombre de mesures pour gérer et contrôler les résultats des entrepreneurs en veillant tant au respect des exigences de qualité et des délais de livraison qu’à la conformité notamment aux normes de sécurité applicables dans les différents domaines. Par exemple, le Groupe désigne généralement des superviseurs sur place et tient des réunions de chantier périodiques avec les entrepreneurs tiers pour contrôler leurs travaux et s’assurer ainsi que les projets se déroulent conformément au calendrier et aux normes de qualité. Le Groupe conduit par ailleurs des inspections périodiques pour examiner la mise en œuvre du projet et les normes de qualité au regard de la planification retenue. Le Groupe accorde des garanties d’achèvement conformes aux pratiques du marché pour ses projets de construction, en ajoutant à ces garanties, une garantie bancaire d’un montant égal à une fraction convenue de la responsabilité encourue. Le Groupe ne souscrit pas d’assurances destinées à couvrir ses obligations au titre des garanties d’achèvement, mais en vertu des contrats conclus entre les entrepreneurs tiers et le Groupe, ce dernier est généralement en droit de réclamer un dédommagement si les entrepreneurs tiers manquent aux exigences et aux délais fixés. Le Groupe impose habituellement aux entrepreneurs la constitution d’une garantie bancaire couvrant leurs obligations de garantie. Mise en service Les contrats EPC prévoient en général l’exécution d’une série de tests pour les besoins de la mise en service et de la certification de la réception provisoire d’un projet. Une fois la construction terminée et le raccordement au réseau effectué, l’équipe régionale chargée des parcs solaires a le choix entre désigner un sous-traitant spécifique ou assurer elle-même les essais pour chaque aspect du parc solaire, pour une période moyenne de deux à huit semaines selon la puissance de l’installation. Les tests de mise en service comprennent généralement une inspection visuelle détaillée de l’ensemble des aspects significatifs de l’installation, un test de tension en circuit ouvert et un test de courant de court-circuit avant le raccordement au réseau, et un test de courant continu après raccordement au réseau. Ces tests sont menés pour vérifier que l’installation est structurellement et électriquement sûre et suffisamment robuste pour être exploitée conformément à sa conception. Garanties Pour les besoins du développement et de la construction d’un projet, le Groupe accorde à la société de projet des garanties conformes aux pratiques du marché, des garanties d’achèvement et des engagements d’exécution du projet selon les échéanciers prévus. Le programme de garanties prévoit généralement des garanties limitées contre le défaut de régularité des autorisations et des autres aspects du processus de développement, et des garanties de construction contre les vices de fabrication, de conception technique et de services d’installation dans des conditions normales 99 d’utilisation et de service pendant une période d’un à deux ans à compter de la mise sous tension d’une tranche d’un parc solaire ou à la réception provisoire de l’entière installation. Le Groupe ne souscrit pas d’assurances destinées à couvrir ces risques, mais cherche en général à couvrir la plupart de ces garanties en demandant des contre-garanties à ses fournisseurs et à ses sous-traitants. En outre, dans le cadre de ses activités de construction, le Groupe prend divers engagements financiers de performance envers la société de projet conformément à ses contrats de développement et construction. Le Groupe facture généralement ses prestations sur la base d’une puissance et d’un ratio de performance, contractuellement définis. Si la puissance et/ou le niveau de performance contractuels ne sont pas satisfaits, le Groupe s’engage à ajuster son prix de vente en conséquence. Dans la mesure où le niveau de performance est mesuré sur une à deux années, l’obligation d’ajuster le prix peut être mise en œuvre plus d’un à deux ans après la mise en service du parc solaire. Par ailleurs, s’agissant des projets cédés en phase de pré-construction (phase dite « greenfield »), le Groupe souscrit généralement un engagement d’ajustement de l’investissement en vertu duquel une des parties versera à l’autre, à la date de mise en service du parc solaire, une somme permettant de compenser les conséquences négatives pour l’autre partie de l’évolution de certaines des hypothèses ayant servi au calcul du TRI prospectif initial. Segment Services aux Actifs A travers son segment Services aux Actifs, le Groupe assure l’exploitation et la maintenance de l’ensemble des parcs solaires qu’il construit, garantit l’exploitation correcte d’un parc solaire et sert d’interlocuteur unique aux autres parties prenantes (clients, entreprises de service public, prêteurs, propriétaires, etc.). Pour accroître l’efficacité et abaisser les coûts, le Groupe mobilise ses propres compétences-clés en interne et recourt de façon stratégique à des sous-traitants en leur confiant l’essentiel des autres tâches nécessaires à la fourniture de ces prestations. Services d’exploitation et de maintenance. Les services d’exploitation et de maintenance du Groupe sont généralement fournis aux termes de contrats d’exploitation et de maintenance d’une durée de 20 ou 25 ans conclus avec la société de projet concernée. Ces conventions, lesquelles prévoient le versement d’une redevance mensuelle, sont signées concomitamment au contrat de développement et de construction, et prennent effet une fois les tests de mise en service effectués et la réception provisoire du projet certifiée. Au 31 janvier 2015, le Groupe exploitait et gérait 38 parcs solaires d’une puissance installée cumulée de 273,1 MW. Une fois que tous les parcs en construction au 31 janvier 2015 seront construits et leur réception provisoire certifiée, le Groupe gérera un total de 486,3 MW. Le Groupe assure l’exploitation et la maintenance de ses parcs solaires en cherchant à maximiser leur taux d’utilisation, leur volume de production d’électricité et leur durée de vie, et procède pour ce faire, à des opérations de maintenance préventive et prédictive visant à détecter et à prévenir les problèmes de maintenance susceptibles d’empêcher le parc solaire d’atteindre le taux de disponibilité énergétique technique fixé dans les contrats d’exploitation et maintenance. Ces contrats prévoient en général un taux de disponibilité énergétique moyenne annuelle de 98%, avec reporting mensuel ainsi que des primes payables au Groupe si le niveau annuel est dépassé et des indemnités forfaitaires si le niveau contractuel n’est pas atteint. Le Groupe cherche à dépasser ces taux annuels de disponibilité énergétique technique et, en cas d’incidents techniques liés à des équipements électriques, cherche à obtenir des dédommagements auprès des fournisseurs de ces équipements. Sur la période de janvier 2013 à novembre 2014, par exemple, le Groupe a réussi à dépasser le niveau de 98% sur une base annuelle et a dépassé ce niveau sur tous les mois pendant la période à l’exception d’un seul mois où le niveau était entre 97% et 98% suite à un incident technique lié aux onduleurs fourni par un nouveau fournisseur qui a été rapidement résolu. Par ailleurs, les parcs solaires ne comportent aucune pièce mobile (en dehors des mécanismes de suivi du soleil s’ils en sont équipés) et affichent par conséquent de faibles coûts d’exploitation et de maintenance par rapport à de nombreuses autres installations de production d’électricité. 100 Le Groupe recourt à un système d’information dit « SCADA » (pour Supervisory Control and Data Acquisition) afin de suivre à distance et en temps réel les performances et la sécurité de ses parcs solaires, mais aussi pour collecter les données nécessaires à la production de rapports de suivi O&M (Operations & Maintenance) sur les opérations du parc à l’attention de la société de projet. Les équipes du Groupe contrôlent les performances et la sécurité du parc solaire et collaborent avec les entrepreneurs intervenant sur le chantier pour procéder à la maintenance de routine et remédier dans les plus brefs délais aux différents problèmes rencontrés dans le but de restaurer les conditions normales de service du parc solaire le plus rapidement possible. Les contrats d’exploitation et de maintenance du Groupe imposent généralement à ce dernier de maintenir un niveau défini de disponibilité énergétique technique du parc solaire et donc de remplacer ou de réparer le matériel défaillant durant la période couverte par le contrat de maintenance des actifs. Ces accords sont fréquemment couverts en intégralité ou en partie par des contrats conclus entre le Groupe et le fournisseur du matériel concerné. La durée moyenne de la garantie accordée par les fabricants d'onduleurs et de transformateurs est comprise entre 2 et 10 ans, tandis que celle de la garantie de performances des panneaux photovoltaïques s’élève en général à 25 ans. En outre, la durée de vie réelle des onduleurs est normalement comprise entre 10 et 20 ans sous réserve de maintenance périodique régulière et de remplacement des pièces d’usure, celle des transformateurs dépasse en moyenne 15 ans, et celle des panneaux photovoltaïques atteint en général 25 ans. Services d’information d’entreprise et financière. Le segment Services aux Actifs du Groupe pilote les relations entre les sociétés de projets et chacune des autres parties prenantes en s’assurant du respect des contrats signés avec elles. A ce titre, le Groupe prend en charge l’information financière, la budgétisation, la facturation et la gestion de la trésorerie pour le compte des sociétés de projets aux termes d’un contrat de prestations de services, anime les relations avec les prêteurs et effectue les formalités d’entreprise, vérifie les garanties d’assurance, joue le rôle d’interlocuteur unique pour les investisseurs du projet et contribue à la préparation des data room et des supports s’y rapportant lorsqu'un parc solaire est en voie de préparation pour être revendu. Segment Gestion des Participations Le segment Gestion des Participations assure la gestion du portefeuille de participations détenues par le Groupe dans les sociétés de projets et les avances en compte courant d’associé octroyées à ces dernières. Gestion des participations majoritaires dans les sociétés de projets Comme indiqué ci-dessus dans la sous-section « Horizon de cession des parcs solaires » de la présente Section 6.4.2, le Groupe a historiquement cédé la plupart des participations majoritaires qu’il détenait dans ses projets à des capital-investisseurs avant la phase de construction, n’en conservant en général qu’une part comprise entre 10 et 15%. En se développant, le Groupe a commencé à conserver une participation majoritaire dans un certain nombre de ses sociétés de projets à l’issue de la phase de construction, et ce dans l’objectif de percevoir un rendement attractif et de reporter les cessions pour profiter d’une valorisation plus attractive des projets, dont le profil de risque a tendance à diminuer une fois la construction achevée et les opérations de commercialisation d’électricité commencées et en attendant de profiter d’un chiffre d’affaires de vente d’électricité. Au 31 janvier 2015, le Groupe détenait une participation de 100% dans huit parcs solaires représentant 87,6 MW, dont trois ont déjà atteint la date de début des opérations de commercialisation et dont cinq sont en construction et doivent atteindre la date de début des opérations de commercialisation en 2015. Sur les trois parcs détenus à 100% par le Groupe, le premier se trouve en France (Arsac 6, d’une puissance de 11,8 MW), le deuxième se trouve en Inde (Pokaran, d’une puissance de 5,6 MW) et le dernier se trouve au Chili (Andacollo, d’une puissance de 1,3 MW). Les cinq parcs en construction sont implantés en France (Caillavet et Arsac 8, d’une puissance cumulée de 13,0 MW) et en Inde (Punjab, NSPL et SSPPL, d’une puissance de 56,0 MW). 101 Au moment de décider de conserver ou non une participation majoritaire dans un projet jusqu’à la phase de post-construction, le Groupe prend généralement en considération différents facteurs, dont la possibilité de céder facilement un projet dans un délai court (la stratégie du Groupe consiste à vendre les projets de manière opportuniste, en moyenne deux ans après la date de début des opérations de commercialisation s’ils sont réalisés dans des pays situés en dehors de l’OCDE, et six mois après la date de début des opérations de commercialisation s’ils sont situés dans des pays de l’OCDE), le taux de rendement interne (TRI) anticipé pour les acheteurs secondaires en phase postconstruction, l’exposition aux variations des taux de change et l’allocation de son portefeuille en termes de ressources investies et de valorisation de ses actifs. Cette différence dans les durées de détention entre pays de l’OCDE et pays hors OCDE vise principalement à compenser la perception du risque par les investisseurs, plus élevée dans les pays hors OCDE, en affichant une certaine durée d’exploitation du parc solaire avant la cession. Au fur et à mesure que le nombre de parcs solaires contrôlés par le Groupe augmentera, le Groupe compte percevoir un chiffre d’affaires consolidé croissant provenant de la vente d’électricité. Participations minoritaires dans les sociétés de projets En plus des participations majoritaires qu’il détient dans les sociétés de projets constituées dans le but d’être cédées à des investisseurs après la construction des projets, le Groupe conserve fréquemment une participation minoritaire dans ces sociétés cédées à des capital-investisseurs en phase de pré-construction des projets. En conséquence, le Groupe possède un portefeuille de participations minoritaires, généralement comprises entre 10 et 15% mais pouvant atteindre 35%, dans quelques parcs solaires qu’il a construits depuis sa création. Au 31 janvier 2015, le Groupe détient des participations minoritaires dans 29 parcs solaires ayant atteint leur date de début des opérations de commercialisation et cinq parcs solaires actuellement en construction et dont la date de début des opérations de commercialisation est fixée à février 2015 (Arsac 2 et les deux parcs solaires de Ollières), avril 2015 (Fontienne) et mai 2015 (Tiper 1). Sur ces parcs solaires, 32 sont en France et deux en Afrique du Sud. Parmi les participations minoritaires du Groupe, on compte aussi les parts conservées dans trois grandes installations solaires sur toitures et un groupe d’installations sur toitures de taille plus modeste, réalisées par le Groupe avant 2012. Ces 34 parcs représentent un total de 35,6 MW net de la quote-part du Groupe au 31 janvier 2015. Lorsque le Groupe détient une participation minoritaire dans un projet, il reçoit des intérêts sur avances en compte courant ou équivalents et signe un pacte d’actionnaires ainsi que les contrats d’usage avec l’investisseur majoritaire, qui limitent la possibilité pour le Groupe de vendre sa participation dans le projet sans le consentement de l’investisseur majoritaire, et contiennent à la fois une clause de cession forcée autorisant ce dernier à imposer au Groupe de céder sa part à l’acquéreur des actions de l’investisseur majoritaire (clause dite de « drag along »), et une clause de sortie conjointe limitant la possibilité pour l’investisseur majoritaire de vendre sa part si le Groupe ne bénéficie pas de la possibilité de céder la sienne au même acquéreur à des conditions similaires (clause dite de « tag along »). Ces clauses limitent fortement la possibilité pour le Groupe de céder ses participations minoritaires dès lors qu’aucun acquéreur n’a été trouvé pour l’ensemble du projet à des conditions jugées acceptables pour l’investisseur majoritaire. Toutefois, la majorité des investisseurs dans les projets du Groupe étant des fonds d’investissement d’une durée de vie définie, le Groupe a tout lieu de penser qu’ils chercheront activement à céder leurs participations pour monétiser leurs investissements. Le Groupe dispose également d’options d’achat lui donnant la possibilité d’acquérir les actions de certaines sociétés de projets dans lesquelles il détient une participation minoritaire : • Options d’achat pour les projets en Corse. Les pactes conclus par le Groupe avec l’un des co-investisseurs dans ses trois projets en Corse (Venzolasca, Poggio-di-Nazza, Sartène) prévoient une option d’achat autorisant le Groupe à acquérir la part de 42% détenue par ce co-investisseur dans le projet pendant une durée de 18 mois à compter du 1er janvier 2017 à un prix fixé de manière à procurer à l’investisseur un TRI de 8%. Si les actions 102 acquises en exerçant l’option d’achat sont revendues dans un délai de 12 mois, le Groupe s’engage à verser 95% de la plus-value de cession des actions au co-investisseur. Parallèlement, le Groupe a accordé au co-investisseur une option lui conférant le droit de racheter 50% des titres détenus par le Groupe dans le projet pour un montant de 1 euro par action et ce, afin de garantir à l’investisseur un TRI minimal de 5% pour sa participation. Compte tenu de l’économie générale du projet, le Groupe estime très improbable l’exercice de l’option de relution. • Options d’achat pour les projets en Auvergne. Le pacte d’actionnaires conclu par le Groupe avec son co-investisseur dans ses trois projets en Auvergne (Couteuges, Jussac et Figanières) prévoit une option d’achat autorisant le Groupe à acquérir un nombre suffisant d’actions du co-investisseur pour prendre une participation de 51% dans les projets pendant une durée de six mois à compter du 1er janvier 2017 à un prix garantissant à l’investisseur un TRI de 11,5%. • Options d’achat pour les projets à Caissargues et Nohic. Le pacte d’actionnaires conclu par le Groupe avec son co-investisseur dans ses deux projets respectivement situés à Caissargues (Tarn-et-Garonne) et Nohic (Gard) prévoit une option d’achat autorisant le Groupe à acquérir la totalité des actions détenues par le co-investisseur au sein des sociétés de projets pendant une période de 2 mois à compter du 30 novembre 2016 à un prix garantissant à l’investisseur un TRI de 12,5%. Avances en compte courant d’associé En plus d’assurer aux sociétés de projets un financement par fonds propres sous la forme d’apports en capital, le Groupe leur accorde des avances en compte courant et des financements similaires dans le cadre du programme de financement des projets. Les avances en compte courant d’associé prévoient le versement d’intérêts jusqu’à leur amortissement complet et le remboursement de celui-ci à l’échéance ou après la survenance de certains cas d’exigibilité anticipée, par exemple un changement de contrôle de l’entité. L’établissement bancaire prêteur pour le projet impose le plus souvent la subordination des avances en compte courant au prêt bancaire. Au 31 mars 2014 et 30 septembre 2014, le Groupe avait un stock d’investissements en capital et comptes courants d’associés, net des remboursements (ensemble, le « capital investi ») de respectivement 20,0 millions d’euros et 24,6 millions d’euros, calculé sur une base conforme à celle utilisée pour les tableaux de flux d’investissement présentés dans les notes sectorielles présentées sous la norme IFRS 8 dans les états financiers consolidés du Groupe. Au cours de l’exercice 2014, le Groupe a perçu 1,8 million d’euros en intérêts sur des avances en compte courant. 6.4.3 Parcs solaires en opération, en construction et en développement Le Groupe classe ses projets photovoltaïques en fonction du stade atteint au cours du processus de construction et de développement. Les catégories définies, classées dans l’ordre de l’étape la plus avancée jusqu’à la moins avancée, sont les suivantes : • Parcs solaires ayant débuté leurs opérations de commercialisation. Ces parcs solaires sont à ce jour, raccordés au réseau et vendent l’électricité qu’ils produisent (en d’autres termes, ils ont atteint la date de début des opérations de commercialisation ou COD). • Projets photovoltaïques en construction. Ces projets sont en construction mais n’ont pas démarré à ce jour leurs opérations de commercialisation. La construction commence après l’obtention du financement du projet. Le Groupe se fixe généralement une période de 6 à 9 mois pour la construction. 103 • Projets en phase de « backlog ». Pour ce type de projets (et à l’exception de ceux fondés sur les prix de gros de l’électricité), le Groupe a conclu ou s’est assuré de la conclusion d’un contrat de vente d’électricité et s’est assuré (ou s’apprête à le faire dans un délai de 12 à 18 mois) de la réunion des autres conditions (contrôle du site, autorisations et convention de raccordement au réseau selon le cas) nécessaires à l’obtention du financement du projet. Sur les marchés où le financement peut être obtenu à partir des tarifs de gros de l’électricité, un projet n’est pas classé comme backlog avant que les conditions (contrôle du site, autorisations et convention de raccordement au réseau selon le cas), nécessaires pour obtenir le financement du projet dans la région, soient considérées comme remplies. Même si les délais peuvent varier, le Groupe se fixe généralement une période de 6-18 mois pour qu’un projet en « backlog » entre en phase de construction. • Projets en phase de « pipeline ». Ces projets ont franchi certaines étapes clés sans pour autant remplir les conditions nécessaires pour être classés comme projets en backlog. Le Groupe classe un projet dans la catégorie pipeline lorsqu’au moins l’une des étapes suivantes est franchie : (i) le contrôle du site et les autorisations sont obtenus ; (ii) la convention de raccordement au réseau est signée ou sa signature est assuré; (iii) le projet a été présélectionné ou pré-qualifié dans le cadre d’une procédure d’appel d’offres prévoyant une étape de pré-qualification ; ou (iv) une offre est déposée dans le cadre d’une procédure d’appel d’offres ne prévoyant pas d’étape de pré-qualification. • Phase de prospects qualifiés. Un projet potentiel appartient à la catégorie des prospects qualifiés lorsque des dépenses de développement ont été validées par l’équipe de développement régional compétente et que des ressources internes ont été affectées pour poursuivre la relation. En l’absence de définitions normalisées pour les termes « backlog », « pipeline » et « prospect qualifié » dans l’industrie, la signification qui est attribuée à ces termes par le Groupe peut donc différer de celle donnée par d’autres entreprises du secteur. 104 Parcs solaires ayant démarré leurs opérations de commercialisation Depuis sa création en 2006, le Groupe a mis en exploitation commerciale 44 parcs solaires au total, d’une puissance cumulée de 332,7 MW, dont la date de lancement des opérations de commercialisation a été atteinte au 31 janvier 2015. Sur les 44 parcs solaires, 39 sont implantées en France, 2 en Afrique du Sud, 2 en Inde et 1 au Chili. Le tableau suivant donne des informations sur les parcs solaires développés et construits par le Groupe et indique la participation de ce dernier dans les projets au 31 janvier 2015. Date de Réception Puissance provisoire (MW)(*) Nom du projet COD France Centrales solaires au sol Vinon-sur-Verdon ..... Févr. 09 Juil. 09 4,4 Les Mées I ................. Juil. 10 Juil. 10 12,0 Les Mées II................ Févr. 11 Févr. 11 12,0 Esparron I .................. Avr. 11 Juin 11 10,0 Esparron II................. Juin 11 Juil. 11 6,0 Saint-Hilaire .............. Juin 11 Juil. 11 6,0 Varages I ................... Août 11 Déc. 11 6,0 Varages II .................. Août 11 Déc. 11 3,0 Venzolasca ................ Nov. 11 Nov. 11 4,5 Poggio-di-Nazza ........ Déc. 11 Janv. 12 4,5 Sartène....................... Oct. 11 Nov. 11 4,0 Couteuges .................. Mars 11 Août 12 10,0 Jussac ........................ Déc. 11 Août 12 12,0 Figanières .................. Déc. 11 Sept. 12 12,0 La Verdière ............... Juin 13 Oct. 13 6,3 Cuges-les-Pins ........... Avr. 13 Nov. 13 7,3 Chalmoux .................. Août 13 Déc. 13 10,0 Brignoles ................... Juin 13 Oct. 13 4,6 Charleval ................... Mars 13 Mai 13 6,2 Istres .......................... Juin 13 Oct. 13 7,9 Nov. 13 Saint-Antonin-duVar ............................ Pintesèque ................. Juin 14 Févr. 14 7,7 Août 14 10,6 Lucet ......................... Févr. 14 Mai 14 12,0 Contrat d’achat d’électricité TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans Hybride TAO / PPA (2) PPA de 20 ans après appel d’offres TAO fixe sur 20 ans Hybride TAO / PPA (2) TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 105 Participation Prix % du capital % du capital directe ou d’achat cédé à la cédé à la indirecte (c€/kWh) phase phase Coactuelle (1) greenfield brownfield de SD (%) investisseur 32,823 49,75 % 35,25 % 15 % CDC, DIF 32,823 49,75 % 35,25 % 15 % CDC, DIF 32,823 49,75 % 35,25 % 15 % CDC, DIF 32,823 85 % 15 % (6) -- 32,823 85 % 15 % (6) -- 33,284 85 % 15 % (6) -- 31,40 49,75 % 35,25 % 15 % CEE, Lampe CEE, Lampe CEE, Lampe CDC, DIF 31,40 90 % -- 10 % OFI 43,764 85 % -- 15 % 43,764 85 % -- 15 % 43,764 85 % -- 15 % 33,912 90 % -- 10 % CDC, Vatel, Via Invest CDC, Vatel, Via Invest CDC, Vatel, Via Invest Ampère 33,912 90 % -- 10 % Ampère 31,40 90 % -- 10 % Ampère 12,00 90 % -- 10 % BlackRock 11,68 90 % -- 10 % BlackRock 14,50 90 % -- 10 % BlackRock 11,38 90 % -- 10 % BlackRock 11,68 90 % -- 10 % BlackRock 11,38 90 % -- 10 % BlackRock 11,08 90 % -- 10 % BlackRock 11,08 100 % -- -- KGAL 11,08 100 % -- -- KGAL Béconnais .................. Févr. 14 Avr. 14 11,1 Soleol III ................... Déc. 13 Mai 14 12,0 Château Solar III ....... Nov. 13 Mai 14 8,7 Sisteron ..................... Févr. 14 Juil. 14 4,5 Iovi 1 ......................... Juil. 14 Sept. 14 6,2 Iovi 2 ......................... Juil. 14 Sept. 14 6,1 Iovi 3 ......................... Juil. 14 Oct. 14 5,5 Sénezergues .............. Nov. 14 Janv. 15 5,0 Arpajon .................... Déc. 14 Févr. 15 8,3 Tiper 3 ...................... Déc. 14 Févr. 15 8,7 Arsac 6 ..................... Janv. 15 Mars 15 11,8 Arsac 5 ..................... Janv. 15 Mai 15 12,0 Arsac 1 ..................... Janv. 15 Mars 15 8,4 Rhodisol .................... Oct. 11 Déc. 11 2,0 Solaire Nohic............. Juil. 12 Déc. 12 4,5 Solaire Caissargues ... Oct. 11 Déc. 12 1,2 Sous-total France 294,9 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 17,25 ans TAO fixe sur 17,25 ans TAO fixe sur 20 ans PPA de 20 ans après appel d’offres PPA de 20 ans après appel d’offres PPA de 20 ans après appel d’offres TAO fixe sur 16,6 ans TAO fixe sur 18 ans Hybride TAO / PPA (2) 11,08 100 % -- -- Union 11,68 90 % -- 10 % 12,00 90 % -- 10 % 10,79 100 % -- -- CDC, 123 Venture CDC, 123 Venture KGAL 15,40 90 % -- 10 % BlackRock 15,40 100 % -- -- 123Venture 15,40 90 % -- 10 % BlackRock 10,51 100 % -- -- KGAL 10,51 100 % -- -- KGAL 10,51 79 % -- 21 % -- -- 100% Région PoitouCharentes ; Séolis N.A 90% -- 10% Blackrock 100% -- -- 42,00 90,0% -- 10,0% OFI 42,00 85,0% -- 15% 123Venture 42,00 85,0% -- 15% 123Venture TAO fixe sur 17,8 10,51 ans TAO fixe sur 17,4 10,51 ans TAO fixe sur 18 10,51 ans KGAL Grandes installations photovoltaïques sur toitures (d’une puissance supérieure à 1 MW) TAO fixe sur 20 ans PPA de 20 ans après appel d’offres PPA de 20 ans après appel d’offres 106 Moyen-Orient et Afrique Aurora ....................... Déc. 14 Fév. 15 10,5 PPA de 20 ans après appel d’offres 2137,1 ZAR 80,5 % -- 19,5 %(4) Vredendal .................. Juil. 14 Sept. 14 10,5 PPA de 20 ans après appel d’offres 2029,5 ZAR 80,5 % -- 19,5 %(4) Sous-total MoyenOrient et Afrique 21,0 Inde Pokaran ..................... Févr. 13 Mars 13 5,6 7,49 INR -- -- 100 % Rajasthan(5) ................ Juin 13 Juil. 13 10,0 PPA de 25 ans après appel d’offres N.A Sous-total Inde 15,6 Août 13 1,3 Sous-total Chili 1,3 TOTAL 332,7 Chili SDG Andacollo ......... Août 13 N.A PPA privé de Prix de-5 ans marché renouvelable(3) de Gros(3) N.A N.A Jay & Jayendra (Pty) Ltd. ; Old Mutual ; société d’invest. locale Jay & Jayendra (Pty) Ltd. ; Old Mutual ; société d’invest. locale N.A 100 % -- ______ (1) Tarif de base initial, révisé annuellement à la hausse selon un pourcentage fixé. (2) Contrat hybride TAO / PPA. Tarif initial basé sur le TAO applicable + indexation pendant les 20 premières années, puis application du tarif de gros de l’électricité déduction faite d’une marge prédéfinie. (3) Contrat de gré à gré avec prix basé sur les prix de marché de gros avec décote, plafond (USD 263/MWh) et plancher (USD 145/MWh). (4) Les avances en compte courant sont financées à 100% par le Groupe. (5) Le Groupe a fourni des services de conception, fourniture et installation au propriétaire de ce projet et fournit actuellement des services d’exploitation et maintenance pour le parc solaire, qui est implanté à proximité du parc solaire détenu par le Groupe à Pokaran. Le Groupe ne possède aucune participation dans ce projet. (6) Cession réalisée en octobre 2014. (*) Puissance installée totale du parc solaire à la date de début des opérations de commercialisation. 107 Parcs solaires en construction Le tableau suivant donne des informations sur les parcs solaires en cours de construction par le Groupe au 31 janvier 2015. COD prévue Date de Réception provisoire prévue Puissance (MW) (1) Nom du projet France Arsac 3 ............. Févr. 15 Mai 15 12,0 Fontienne ......... Avr. 15 Mai 15 10,4 Tiper 1.............. Mai 15 Juil. 15 10,8 Caillavet ........... Mars 15 Janv. 15 1,6 Arsac 4 ............. Févr. 15 Avr. 15 9,2 Arsac 7 ............. Févr. 15 Avr. 15 6,8 Arsac 2 ............. Févr. 15 Avr. 15 12,0 Arsac 8 ............. Mars 15 Avr. 15 11,4 Ollières 1 .......... Févr. 15 Mars 15 12,0 Ollières 2 .......... Févr. 15 Mars 15 11,4 Sous-total France 97,6 Inde Punjab .............. Févr. 15 Avr. 15 21,0 NSPL ............... Mars 15 Juin 15 23,0 SSPPL .............. Avr. 15 Juin 15 12,0 Sous-total Inde 56,0 TOTAL 153,6 Contrat d’achat d’électricité Participation Prix % du capital % du capital directe ou indirecte d’achat cédé à la cédé à la (c€/kW) phase phase Coactuelle de (3) greenfield brownfield investisseur SD (%) TAO fixe sur 10,51 17,8 ans TAO fixe sur 9,24 17 ans Hybride TAO 9,24 / PPA (2) 100 % -- -- % KGAL 90 % -- 10 % BlackRock 65 % -- 35 % TAO fixe sur 16,3 ans TAO fixe sur 17,6 ans TAO fixe sur 17,6 ans TAO fixe sur 17,6 ans TAO fixe sur 17,6 ans TAO fixe sur 18,3 ans TAO fixe sur 18,3 ans 11,08 -- -- 100 % Région PoitouCharentes N.A 10,51 100 % -- -- Capital Stage 10,51 100 % -- -- Capital Stage 10,51 90 % -- 10 % BlackRock 10,51 -- -- 100 % N.A 9,24 90 % -- 10 % BlackRock 9,24 90 % -- 10 % BlackRock -- -- 100 % N.A -- -- 100% N.A -- -- 100% N.A PPA de 20 ans Rs 7.99 après appel d’offres PPA de 20 ans Rs 5,45 après appel d’offres PPA de 20 ans Rs 5,45 après appel d’offres _____ (1) (2) (3) Puissance installée totale à la date de lancement des opérations de commercialisation. Contrat hybride TAO / PPA. Tarif initial basé sur le TAO applicable + indexation pendant les 20 premières années, puis application du tarif de gros de l’électricité déduction faite d’une marge prédéfinie. Tarif de base initial, révisé annuellement à la hausse selon un pourcentage fixé. 108 Projets en « backlog » Le tableau suivant donne des informations sur les parcs solaires au stade backlog du Groupe au 31 janvier 2015. Nom du projet France…………………………… Saint Etienne Sous Bailleul – Cnpp Blond............................................... Liguge……..................................... Montbeton……………………....... Fontenay Le Comte………………. Saint Germain D'esteuil - Peyrissan Greoux Les Bains………………… Saint Martin De Crau…………….. La Batie Montsaleon……………... Greoux Les Bains………………… Greoux Les Bains………………… Greoux Les Bains………………… Greoux Les Bains………………… Greoux Les Bains………………… Greoux Les Bains………………… Montjay-Sorbier………………….. Autres projets français (< 5MWs) Inde……………………………… Nombre de parcs solaires 25 9 MW(1) 198,0 5,5 6,7 6,8 9,4 8,4 9,7 10,5 11,9 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 13,7 31,4 3 57,5 Telangana A……………………… 23,0 Telangana B……………………… 23,0 Telangana C……………………… 11,5 Amérique latine………………… 3 Type de contrat d’achat TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans TAO fixe sur 20 ans 15,3% PPA de 25 ans après appel d’offres PPA de 25 ans après appel d’offres PPA de 25 ans après appel d’offres 84,8 22,5% Sol de Sonora 2…………………... 10,0 PPA privé de 15 ans Pocri……………………………… 21,0 Los Loros………………………… 53,8 PPA de 20 ans après appel d’offres Marché de gros et PPA Moyen-Orient et Afrique……….. 3 Biotherm États-Unis………………………... 1 Adera TOTAL 10,0 10,0 35 2,7% PPA de 20 ans 26,5 26,5 7,0% PPA de 20 ans 376,8 _________ (1) Puissance installée totale à la date de début des opérations de commercialisation. 109 % de la puissance totale du backlog 52,5% 100% Projets en « pipeline » Le tableau suivant récapitule les projets en pipeline du Groupe au 31 janvier 2015. Implantation France......................... Inde ............................ Moyen-Orient et Afrique Amérique latine .......... États-Unis ................... Total .......................... Nombre de parcs solaires 24 2 8 7 2 43 Puissance cumulée (MW)(1) 168,5 54,0 301,0 302,3 123,0 948,8 % de la puissance totale 17,8% 5,7% 31,7% 31,9% 13,0% 100,0% _____ (1) Puissance installée totale à la date de début des opérations de commercialisation. Ces 43 projets sont caractérisés par plusieurs types de contrats dont 20% correspondent à des TAO fixes, 36% à des PPA après appel d’offres, 27% à des PPA bilatéraux et 17% à des ventes sur le marché de gros. Prospects qualifiés Le tableau suivant récapitule les projets du Groupe au stade de prospect qualifié au 31 janvier 2015. Implantation France......................... Inde ............................ Moyen-Orient et Afrique Amérique latine .......... États-Unis ................... Asie du Sud-Est.......... Total .......................... (1) Nombre de parcs solaires 31 3 21 27 3 26 111 Puissance cumulée (MW)(1) 305,2 110,0 880,0 677,2 46,5 731,6 2 750,5 % de la puissance totale 11,1% 4,0% 32,0% 24,6% 1,7% 26,6% 100,0% Puissance installée totale à la date de début des opérations de commercialisation. 6.4.4 Unité d’assemblage de panneaux photovoltaïques La filiale du Groupe Solairedirect Technologies (« SDT ») détient et exploite une usine d’assemblage de panneaux photovoltaïques en Afrique du Sud. Depuis 2013, l’ensemble de la production de SDT est vendue au fabricant de panneaux ReneSola aux termes d’un contrat de travail à façon. Le Groupe achète une fraction du volume fabriqué pour les besoins des projets qu’il mène en Afrique du Sud et sur le marché européen. Le Groupe estime que sa capacité à s’approvisionner en panneaux photovoltaïques assemblés localement pour répondre aux besoins de ses projets sudafricains accroît la compétitivité de ses offres dans le cadre des appels d’offres lancés par le gouvernement sud-africain. Le fait pour le Groupe de disposer de sa propre usine d’assemblage lui assure une meilleure maîtrise du processus de fabrication des panneaux, et, de son point de vue, renforce sa capacité à négocier des prix attractifs pour les panneaux photovoltaïques et à formuler des suggestions d’amélioration à ses fournisseurs. 110 6.4.5 Organisation régionale Les activités des segments Développement et Construction et Gestion et Services aux Actifs du Groupe se répartissent en huit régions. France La France représente la plus grande division régionale du Groupe, qui y a entamé ses activités en 2006 et a construit son premier parc solaire en 2009. Le Groupe compte 87 employés en France et a implanté son siège social à Paris. Au 31 janvier 2015, le Groupe a construit en France 39 parcs solaires représentant une puissance cumulée de 294,9 MW, et en assure actuellement la construction de 10 autres totalisant 97,6 MW après achèvement (au printemps 2015 selon le calendrier). Au 31 janvier 2015, la division régionale France comptait 198,0 MW de projets au stade backlog, 168,5 MW de projets au stade pipeline et 305,2 MW au stade de prospect qualifié. Moyen-Orient & Afrique La région Moyen-Orient et Afrique du Groupe assure la gestion des parcs solaires, les activités de développement et de construction au Moyen-Orient et en Afrique. Le Groupe compte 79 employés dans la région Moyen-Orient et Afrique. Ses activités en Afrique du Sud sont pilotées depuis son bureau régional du Cap (Afrique du Sud) qui a été établi en novembre 2009 et ses opérations de développement au Moyen-Orient et en Afrique du Nord-Ouest sont gérées depuis le siège du Groupe à Paris. Au 31 janvier 2015, la région Moyen Orient et Afrique dispose de deux parcs solaires mis en exploitation d’une puissance totale de 21,0 MW et qui sont situés en Afrique du Sud. Au 31 janvier 2015, la région Moyen-Orient et Afrique comptait 10,0 MW au stade backlog, 301,0 MW au stade pipeline et 880,0 MW au stade de prospect qualifié. Inde Le Groupe a créé sa filiale Solairedirect Energy India en juillet 2010. Le Groupe compte 25 employés en Inde, où ses activités sont pilotées depuis le bureau établi à Pune, dans le Maharashtra. En décembre 2010, le Groupe s’est vu attribuer, à l’issue du second cycle de l’appel d’offres lancé dans le cadre de la National Solar Mission, la construction d’un parc solaire de 5,6 MW à Pokaran au Rajasthan, qui est entré en exploitation en février 2013. La même année, le Groupe a construit à proximité, pour le compte d’un tiers avec lequel a été signé un contrat EPC, un parc solaire de 10,0 MW mis en exploitation au mois de juin. Au 31 janvier 2015, le Groupe assurait la construction d’un parc solaire de 21,0 MW à Punjab, un deuxième de 23,0 MW (NSPL) et un troisième de 12,0 MW (SSPPL). Au 31 janvier 2015, la région Inde du Groupe comptait 57,5 MW au stade backlog, 54,0 MW au stade pipeline et 110,0 MW au stade de prospect qualifié. Amérique latine La division Amérique latine du Groupe est responsable des parcs solaires déjà exploités ou en construction au Chili et des activités de développement menées ailleurs dans la région. Le Groupe compte 8 employés dans la région Amérique latine, où ses activités sont pilotées depuis les bureaux implantés à Santiago (Chili) et Mexico (Mexique). Le Groupe a créé Solairedirect Chili en décembre 2010. Son premier parc solaire chilien, d’une puissance de 1,3 MW, est entré en exploitation en août 2013. Au 31 janvier 2015, la division Amérique latine du Groupe comptait 84,8 MW au stade backlog, 302,3 MW au stade pipeline et 677,2 MW au stade de prospect qualifié. États-Unis Le Groupe a lancé ses activités de développement aux États-Unis en avril 2014. Il y compte 2 employés et y exerce ses activités depuis son bureau régional de San Francisco, en Californie. Au 31 111 janvier 2015, le Groupe comptait 26,5 MW de projets en backlog, 123,0 MW de projets en pipeline aux États-Unis et 46,5 MW au stade de prospect qualifié. Asie du Sud-Est La région Asie du Sud-Est du Groupe prend en charge ses activités de développement dans la région qui ont débuté en 2012 en Thaïlande. Le Groupe compte 5 employés dans la région Asie du Sud-Est et y pilote ses activités depuis les bureaux régionaux mis en place à Bangkok (Thaïlande) et Shanghai (Chine). Au 31 janvier 2015, le Groupe comptait 731,6 MW au stade de prospect qualifié dans la région. 6.4.6 Participations minoritaires photovoltaïques sur toitures dans des petits projets d’installations Comme indiqué ci-dessus, les parcs solaires du Groupe comprennent à la fois des centrales solaires au sol et des grandes installations photovoltaïques sur toitures de grande envergure d’une puissance supérieure à 1 MW. Antérieurement à 2011/2012, ce segment opérationnel du Groupe comprenait également le développement et la construction de petites installations photovoltaïques sur toitures. Le Groupe a cessé en 2011 d’accepter les commandes de nouvelles installations photovoltaïques sur toitures résidentielles et de petites installations photovoltaïques sur toitures professionnelles, avant de cesser toute activité d’installation sur toitures de petite taille l’année suivante. Il continue néanmoins à percevoir des recettes d’exploitation et de maintenance au titre de plusieurs installations de petite taille. Le Groupe détient également une participation au sein de Ethicom, qui détient un pool d’installations photovoltaïques historiques de petite taille, pour une puissance totale de 2,0 MW. La participation du Groupe au sein de Ethicom s’élève à 17,36%. 123 Venture est l’investisseur majoritaire et détient le reste du capital social. 6.4.7 Concurrence Le marché mondial de l’énergie solaire est fortement fragmenté et la nature de la concurrence varie sensiblement d’une région à l’autre. En France, les principaux concurrents du Groupe sont Neoen, la Compagnie nationale du Rhône, Quadran, Akuo Energy et Sonnedix ; en Inde, Welspun, SunEdison, Acme (EDF) et Azure Power ; en Afrique du Sud, Enel Green Power, Sonnedix, Scatec, Solar Reserve et SunEdison ; au Chili, SunPower, SunEdison, First Solar et Enel Green Power. Sur les marchés géographiques privilégiés par le Groupe aux États-Unis, les concurrents sont SunPower, SunEdison, First Solar, NRG Energy, Recurrent Energy et EDF RE. Plus largement, le marché de l’énergie photovoltaïque est en concurrence avec d’autres sources de production d’électricité, notamment les combustibles fossiles conventionnels et l’énergie nucléaire, mais aussi avec les autres modes de production d’énergie renouvelable que sont l’éolien, l’hydroélectricité, la biomasse, les centrales solaires à concentration et les technologies de production décentralisée émergentes, telles que les micro-turbines et les piles à combustible. 112 6.5 RÉGLEMENTATION 6.5.1 Conventions internationales sur les gaz à effet de serre L’électricité d’origine photovoltaïque produite par le Groupe appartient à la catégorie plus vaste des énergies renouvelables et répond aux objectifs fixés par les traités et conventions internationales visant à promouvoir la production d’énergie verte, utilisant des ressources non fossiles et contribuant à la diminution des émissions de gaz à effet de serre dans l’atmosphère. La Convention Cadre des Nations Unies sur les changements climatiques (la « Convention Cadre »), qui fixe un cadre général pour relever le défi des changements climatiques au plan international, entrée en vigueur en 1994 est, à ce jour, ratifiée par 195 Etats ainsi que par l’Union européenne. Même si elle ne contient pas d’engagements chiffrés et détaillés par pays, la Convention Cadre a pour objectif ultime de « stabiliser les concentrations de gaz à effet de serre dans l’atmosphère à un niveau qui empêche toute perturbation anthropique dangereuse du système climatique ». Un renforcement de la Convention Cadre a été adopté en 1997 à Kyoto. À ce jour, le Protocole de Kyoto a été ratifié par 191 Etats ainsi que par l’Union européenne. Le Protocole fixe notamment des objectifs quantifiés et contraignants de réduction pour les émissions agrégées de gaz à effet de serre. Globalement, les Etats parties (généralement les pays alors industrialisés) se sont engagés collectivement à réduire leurs émissions de gaz à effet de serre d’au moins 5% sur la période 2008-2012 par rapport aux niveaux de 1990. Le Protocole de Kyoto est entré en vigueur en 2005. Les Parties au Protocole de Kyoto ont adopté à Doha en 2012, un amendement au Protocole de Kyoto. Cet accord, ratifié en droit français par la loi n°2014-1753 du 30 décembre 2014, prévoit de nouveaux engagements individuels contraignants de la part des Etats qui y sont parties ainsi qu’un engagement collectif de diminuer leurs émissions de gaz à effet de serre d’au moins 18% par rapport au niveau de 1990 au cours de la période d’engagement allant de 2013 à 2020. 6.5.2 Les règles générales régissant le marché de l’électricité A l’origine caractérisé par une situation de position dominante d’EDF, le marché français de l’électricité, qui reste aujourd’hui le principal marché du Groupe, a connu un mouvement de libéralisation, sous l’impulsion du droit de l’Union européenne. Ce mouvement a porté sur les activités de fourniture d’électricité (via la libéralisation des prix de vente de l’électricité) ainsi que sur les activités de production d’électricité (passant notamment par la définition de nouvelles règles encadrant les autorisations et déclarations d’exploitation de nouvelles installations, établies par les Etats membres sur des critères objectifs, transparents et non discriminatoires). 6.5.2.1 Les « paquets Energie » adoptés au sein de l’Union européenne Le marché de l’électricité a connu une vague de libéralisation lors de l’adoption du « premier paquet énergie » en 1996, et du « deuxième paquet énergie » en 2003, lequel a imposé une ouverture du marché à la concurrence, à partir du 1er juillet 2004 pour les consommateurs professionnels et du 1er juillet 2007 pour les consommateurs non-professionnels. Le deuxième paquet énergie prévoyait notamment la possibilité pour un client qui achète de l’électricité, y compris pour la revendre, de choisir librement son fournisseur et d’en changer rapidement ou encore oblige les Etatsmembres à mettre en place un accès transparent et non discriminatoire aux réseaux de distribution et transport d’électricité. Cette libéralisation a été étendue à l’occasion de l’adoption du « troisième paquet énergie » en 2009, notamment par la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité en matière de production, de transport, de distribution et de fourniture d’électricité (la « Directive Energie III »). 113 En droit français, même si les impératifs de la Directive Energie III avaient déjà été pris en compte dans une large mesure par la loi n°2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité (la « loi NOME »), cette directive a été transposée par l’ordonnance n°2011-504 du 9 mai 2011 portant codification de la partie législative du Code de l’énergie, lequel a par ailleurs, vocation à subir des modifications, pour certaines substantielles, dans le cadre du projet de loi relatif à la transition énergétique pour la croissance verte, tel que voté en première lecture à l’Assemblée Nationale le 14 octobre 2014 et amendé en première lecture par le Sénat au cours du premier trimestre 2015 (ci-après, le « Projet de Loi sur la Transition Energétique »). A ce titre, la présente Section 6.5 est établie sur la base du droit positif existant à la date du présent document de base, tout en soulignant certaines dispositions du Projet de Loi sur la Transition Energétique connues à ce jour et dont le contenu pourrait évoluer au cours des prochaines étapes législatives, notamment à l’issue de l’examen du texte en première lecture par le Sénat ou au cours d’un examen ultérieur par l’Assemblée Nationale ou par le Sénat. 6.5.2.2 La loi NOME et la libéralisation des tarifs de vente d’électricité A la date du présent document de base, les tarifs règlementés de vente sont fixés, conformément à l’article L. 337-4 du Code de l’énergie, par les ministres chargés de l’énergie et de l’économie, après avis de la Commission de régulation de l’énergie. Le décret n°2009-975 du 12 août 2009 modifié par le décret n°2014-1250 du 28 octobre 2014, prévoit trois tarifs selon la tension du raccordement : - Le « tarif bleu » est proposé aux consommateurs pour tout site situé en France métropolitaine, raccordé en basse tension (tension de raccordement inférieure ou égale à 1 kilovolt) et dont la puissance maximale souscrite est inférieure ou égale à 36 kilovoltampères. - Le « tarif jaune » est proposé aux consommateurs pour tout site situé en France métropolitaine, raccordé en basse tension (tension de raccordement inférieure ou égale à 1 kilovolt) et dont la puissance maximale souscrite est supérieure à 36 kilovoltampères. - Le « tarif vert » est proposé aux consommateurs pour tout site raccordé en haute tension (tension de raccordement supérieure à 1 kilovolt). Le niveau de ces tarifs est déterminé en additionnant le coût de l'accès régulé à l'électricité nucléaire historique, le coût du complément d'approvisionnement, qui inclut la garantie de capacité, les coûts d'acheminement de l'électricité et les coûts de commercialisation ainsi qu’un montant équivalent à une rémunération normale de l'activité de fourniture. Les méthodes de calcul des différents tarifs sont fixées par l’arrêté du 30 octobre 2014 relatif aux tarifs règlementés de vente d’électricité. Adoptée le 7 décembre 2010, à la suite des recommandations de la commission Champsaur, la loi NOME a vocation à rendre plus concurrentiel le marché français du transport, de la distribution et de la commercialisation d’électricité en prévoyant la suppression à terme des tarifs réglementés de vente d’électricité pour les professionnels ayant des consommations dont la puissance souscrite est strictement supérieure à 36 kilovoltampères, soit les tarifs jaune et vert (article L. 337-9 du Code de l’énergie). Cette suppression aura lieu le 1er janvier 2016. Cette évolution pourrait amener le Groupe à se tourner vers la fourniture d’électricité aux consommateurs finaux professionnels, publics ou privés, qui pourront souscrire des contrats en offres de marché, lesquels prévoiront un prix fixé par le libre jeu de la concurrence entre fournisseurs d’électricité. Ce faisant, le Groupe serait alors tenu de respecter de nouvelles obligations attachées à la qualité de fournisseur d’électricité, telles que les obligations de contribuer à la sécurité de l’approvisionnement en électricité ou les garanties de capacité qui imposent aux fournisseurs 114 d’électricité de disposer, à tout moment, d’une puissance disponible nécessaire pour assurer l’équilibre entre la production et la consommation d’électricité en période de grande consommation (articles L. 335-1 et suivants du code de l’énergie). 6.5.3 Les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables Le mouvement de libéralisation précité s’est accompagné d’une tendance à la promotion et au soutien de la production d’énergies renouvelables, au niveau européen comme au niveau national. A ce titre, l’article 3 de la Directive Energie III permet aux Etats-membres d’imposer aux entreprises du secteur de l’électricité des obligations de service public, concernant les questions de prix, de protection environnementale et de promotion d’énergie produite à partir de sources renouvelables. 6.5.3.1 Cadre réglementaire européen sur les énergies renouvelables Depuis longtemps, l’Union européenne émet des règlementations environnementales destinées à promouvoir les énergies renouvelables et à réduire les émissions de gaz à effet de serre et dont les origines remontent à 1997 avec l’adoption du Livre blanc sur les sources d’énergie renouvelables et 2001 avec la directive relative à la promotion de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables sur le marché intérieur de l’électricité (la « Directive Energies Renouvelables I »). Plus récemment, les Chefs d’Etats et de gouvernements des 27 Etats membres ont approuvé lors du Conseil européen des 8 et 9 mars 2007 le principe d’une approche intégrée climat et énergie, notamment pour réduire les émissions de gaz à effet de serre et renforcer la sécurité d’approvisionnement des Etats membres. En ce qui concerne le volet climat, l’Union européenne s’est fixée comme objectif de réduire de 20% ses émissions de gaz à effet de serre d’ici 2020 par rapport à 1990. Elle s’est également engagée à réduire ses émissions de 30% environ d’ici 2020 par rapport à 1990 à condition que d’autres pays développés s’engagent, dans le cadre d’un accord international à atteindre des réductions d’émissions comparables et que certains pays en développement apportent une contribution adaptée à leurs responsabilités et à leurs capacités respectives. Quant au volet énergie, l’Union européenne s’est notamment fixée pour objectif d’accroître l’efficacité énergétique afin d’économiser 20% de sa consommation d’énergie par rapport aux projections de 2020 et d’augmenter de 20% la part d’énergies renouvelables dans sa consommation énergétique totale d’ici 2020. Lors des réunions du Conseil européen des 23 et 24 octobre 2014, a été approuvé un objectif contraignant consistant à réduire les émissions de gaz à effet de serre dans l'Union européenne d'au moins 40% d'ici 2030 par rapport aux niveaux de 1990. Afin de mettre en œuvre les engagements pris par l’Union européenne en 2007, six nouveaux textes législatifs ont été adoptés le 23 avril 2009, parmi lesquels la directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables (la « Directive Energies Renouvelables II »). La Directive Energies Renouvelables II, transposée en droit français par l’ordonnance n°2011-1105 du 14 septembre 2011, participe à la mise en place d’un cadre juridique relatif à la production et à la promotion d’énergie produite à partir de sources renouvelables et fixe des objectifs nationaux contraignants pour les Etats membres en ce qui concerne la part d’énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation d’énergie finale brute pour l’année 2020. Ces objectifs sont cohérents avec l’objectif d’une part de 20% de l’énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation énergétique totale de l’Union européenne d’ici à 2020. Afin d’atteindre les objectifs nationaux, chaque Etat membre promeut et encourage l’efficacité énergétique et les économies d’énergie et peut mettre en place des régimes d’aide et des mesures de coopération avec les autres Etats membres et les pays tiers. 115 6.5.3.2 Cadre réglementaire français sur les énergies renouvelables La planification de la production d’énergies renouvelables en France Les objectifs nationaux en matière de développement des énergies renouvelables Dans le cadre de la loi de programmation n°2009-967 du 3 août 2009 relative à la mise en œuvre du Grenelle de l’environnement (la « Loi Grenelle I »), la France a confirmé ses engagements en matière de réchauffement climatique, à savoir diviser par quatre ses émissions de gaz à effet de serre entre 1990 et 2050, en les réduisant de 3% par an, en moyenne, et atteindre un objectif de réduction des émissions de gaz à effet de serre d’au moins 20% d’ici à 2020 (voire 30% pour autant que d’autres pays industrialisés s’engagent sur des objectifs et que les pays en développement les plus avancés apportent une contribution adaptée). Plus récemment, le Projet de Loi sur la Transition Energétique a fixé un objectif d’au moins 40% d’ici à 2030. Pour atteindre ces objectifs, l’Etat français veille à diversifier le bouquet énergétique français en cherchant à satisfaire une proportion accrue de ses besoins énergétiques à partir de sources d’énergies renouvelables. Cette diversification concerne en premier lieu l’électricité. Ainsi, dès l’adoption de la Directive Energies Renouvelables I, la France avait pour objectif de voir la part d’électricité produite à partir de sources d’énergies renouvelables dans sa consommation progresser de 15% en 1997 à 21% en 2010. Cet objectif ambitieux n’a pas été atteint. La Directive Energies Renouvelables II et la Loi Grenelle I prévoient en outre que la France devra atteindre une part de 23% d’énergie produite à partir de sources renouvelables dans la consommation d’énergie finale brute en 2020, objectif porté à 32% en 2030, voire à 40% d’énergies renouvelables dans la production totale d’électricité en France à cette même date par le Projet de Loi sur la Transition Energétique. Ces textes soulignent la nécessité pour la France de soutenir une politique ambitieuse de production d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables dans les prochaines années qui se traduit notamment par le développement de l’électricité solaire. S’agissant du secteur photovoltaïque, le gouvernement a mené une concertation avec les acteurs de la filière pour redéfinir un nouveau dispositif de soutien à l’énergie photovoltaïque, qui fixe comme objectif l’installation d’une capacité photovoltaïque totale de 5 400 MW à l’horizon 2020, produisant 5 TWh/an, soit environ 1% de l’électricité consommée en France sur une année. Pour des informations chiffrées concernant le marché de l’énergie photovoltaïque en France couvrant les dernières années, le lecteur est invité à se reporter à la Section 6.3 « Description du marché de l’énergie photovoltaïque » du présent document de base. La programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité Cette programmation constitue la traduction concrète de la politique énergétique dans le domaine de l’électricité et permet de mesurer la mise en ligne des objectifs de politique énergétique et la sécurité d’approvisionnement à l’échelle nationale. Conformément aux articles L. 121-3 et L. 141-1 du Code de l’énergie, le ministre chargé de l’énergie arrête et rend publique la programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité fixant les objectifs en matière de répartition des capacités de production par source d’énergie primaire et, le cas échéant, par technique de production et par zone géographique. La programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité pour la période 2009-2020 définie par l’arrêté du 15 décembre 2009 poursuit le développement de la production électrique à partir des sources d’énergies renouvelables en France et a fixé pour la filière 116 photovoltaïque un objectif de 1100 MW de puissance totale installée au 31 décembre 2012 et de 5400 MW au 31 décembre 2020. Lorsque les capacités de production ne répondent pas aux objectifs qui y sont définis, notamment ceux concernant les techniques de production et la localisation géographique des installations, le ministre chargé de l’énergie peut décider de recourir à la procédure de l’appel d’offres prévue par les articles L. 311-10 et suivants du Code de l’énergie (se reporter ci-dessous à la Section « Les appels d’offres tarifaires »). Pour autant, même si les objectifs de la programmation pluriannuelle des investissements de production d’électricité sont régulièrement atteints, le gouvernement continue de mettre en place des procédures d’appels d’offres sur le fondement de l’article L. 311-10 du Code de l’énergie. La planification régionale du développement des énergies renouvelables : l’adoption des schémas régionaux du climat, de l’air et de l’énergie et des schémas de raccordement au réseau des énergies renouvelables Les articles L. 222-1 et suivants du Code de l’environnement prévoient la mise en place dans chaque région d’un schéma régional du climat, de l’air et de l’énergie (« SRCAE ») élaboré conjointement par le préfet de région et par le président du conseil régional après consultation des collectivités territoriales concernées et précisant notamment, par zones géographiques, des objectifs quantitatifs et qualitatifs à atteindre en matière de « valorisation du potentiel énergétique terrestre, renouvelable et de récupération », à l’horizon 2020. Pour chaque énergie renouvelable, les SRCAE doivent donc fixer des objectifs de puissance à installer, répartis par zone en fonction de leur potentiel, des exigences techniques liées à leur implantation et des enjeux environnementaux locaux. Depuis mai 2014, toutes les régions métropolitaines disposent d’un SRCAE publié au Recueil des Actes Administratifs. En outre, l’article L. 321-7 du Code de l’énergie prévoit l’élaboration par le gestionnaire du réseau public de transport, en accord avec les gestionnaires des réseaux publics de distribution et après avis des autorités organisatrices de la distribution compétentes (les collectivités locales propriétaires des réseaux de distribution), d’un schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (« S3RER ») soumis à l’approbation du préfet de région dans un délai maximal de six mois suivant l’approbation du SRCAE. Le décret n° 2012-533 du 20 avril 2012 modifié le 2 juillet 2014 est venu préciser les modalités d’élaboration et de mise en œuvre des S3RER. A la fin de l’année 2014, le S3RER était en vigueur dans 13 régions : Alsace, Auvergne, Bourgogne, Centre, Champagne-Ardenne, Franche-Comté, Haute-Normandie, Limousin, Lorraine, Midi-Pyrénées, Nord-Pas de Calais, Picardie et Provence-Alpes-Côte d’Azur. D’ici mi-2015, il sera en vigueur dans toutes les régions métropolitaines. Le S3RER constitue un outil de planification technique et de mutualisation financière des investissements des infrastructures permettant le raccordement des installations d’énergies renouvelables qui doivent être réalisées pour atteindre les objectifs du SRCAE. Ce schéma définit les ouvrages à créer ou à renforcer pour atteindre les objectifs fixés par les SRCAE en termes de potentiel énergétique renouvelable. Il mentionne la capacité globale d’accueil de production, qui doit être réservée sur chaque poste-source pendant une période de dix ans au bénéfice des installations de production d’électricité à partir de sources d’énergies renouvelables. En contrepartie de cette réservation de capacité, les producteurs exploitant les nouvelles installations raccordées à tout ouvrage du S3RER contribuent, en plus du financement de leurs « ouvrages propres » au financement des ouvrages créés en application du S3RER au travers d’une « quotepart ». (Voir ci-dessous la Section 6.5.6 « Le régime administratif applicable au développement et à la construction d’installations photovoltaïques », sous-section « Raccordement de l’installation de 117 production au réseau public d’électricité »). Le S3RER fixe généralement un seul périmètre de mutualisation intégrant les montants prévisionnels de travaux de création sur les postes du réseau public de transport, les postes de transformation entre les réseaux publics de distribution et le réseau public de transport et les liaisons de raccordement de ces postes au réseau public de transport. La quote-part unitaire est calculée en fonction de la capacité globale d’accueil du S3RER. Le régime de l’obligation d’achat Les projets développés par le Groupe en France sont susceptibles de bénéficier du dispositif d’obligation d’achat prévu à l’article L. 314-1 2° du Code de l’énergie. Ce texte impose à EDF et aux entreprises locales de distribution (les distributeurs non nationalisés) pour les installations raccordées dans leur zone de desserte, de conclure avec les producteurs qui en font la demande un contrat d’achat de l’électricité produite par les installations de production qui utilisent des énergies renouvelables. Pour bénéficier de ce régime, l’exploitant doit en particulier obtenir un certificat ouvrant droit à l’obligation d’achat délivré par la Direction Régionale de l’Environnement, de l’aménagement et du Logement (DREAL). Les installations doivent également s’inscrire dans une certaine limite de puissance installée fixée au maximum à 12 MW par site de production. Les sites situés à proximité l’un de l’autre et exploités par la même personne, y compris par les entités qu’elle contrôle directement ou indirectement au sens de l’article L. 233-3 du Code de commerce, sont considérés comme une seule et même installation pour l’appréciation de cette limite de 12 MW. Par exception, deux sites sont considérés comme des sites distincts, et donc soumis à deux limites distinctes de 12 MW, soit lorsque les machines électrogènes de ces sites sont séparées par une distance d’au moins 500 mètres, soit lorsqu’ils sont exploités par des entités différentes qui ne sont pas liées par un pouvoir de contrôle au sens de l’article L. 233-3 du Code de commerce. Ces dispositions ont un impact sur la structuration des parcs solaires développés et construits par le Groupe ainsi que sur la cession des participations au sein des sociétés de projets qui les détiennent. Lorsque les conditions fixées par l’article L. 314-1 du Code de l’énergie sont réunies, les producteurs qui en font la demande bénéficient de l’obligation d’achat. EDF et les entreprises locales de distribution sont alors tenues de conclure un contrat d’achat établi sur la base de tarifs définis par arrêté ministériel (voir ci-dessous la Section « L’évolution des tarifs d’achat obligatoires ») et selon un modèle indicatif approuvé par le ministre chargé de l’énergie. Ces contrats sont conclus pour une durée de vingt ans à compter de la date de mise en service de l’installation, qui doit intervenir, depuis l’arrêté du 4 mars 2011, dans un délai de dix-huit mois à compter de la date de demande complète de raccordement au réseau public par le producteur. En cas de dépassement de ce délai, la durée du contrat d’achat est réduite du triple de la durée de dépassement, étant néanmoins précisé que le délai peut être prolongé lorsque la mise en service de l’installation est retardée du fait des délais nécessaires à la réalisation des travaux de raccordement et, dans le cas d'une installation raccordée au réseau public de distribution d'électricité, à condition que l'installation ait été achevée dans ces dix-huit mois. Dans tous les cas, la mise en service de l'installation doit intervenir au plus tard deux mois après la fin des travaux de raccordement. Les arrêtés conjoints du ministre de l’économie et du ministre chargé de l’énergie prévoient les conditions tarifaires applicables à ces contrats d’achat prenant en compte les coûts d’investissement et d’exploitation évités par ces acheteurs, auxquels peut s’ajouter une prime prenant en compte la contribution de la production livrée ou de la filière à la réalisation des objectifs définis à l’article L. 121-1, 2ème alinéa, du Code de l’énergie et notamment l’indépendance et la sécurité d’approvisionnement, la qualité de l’air et la lutte contre l’effet de serre. Le niveau de cette prime ne peut toutefois conduire à ce que la rémunération des capitaux immobilisés dans les installations bénéficiant de ces conditions d’achat excède une rémunération normale des capitaux, compte tenu des 118 risques inhérents à ces activités et de la garantie dont bénéficient ces installations d’écouler l’intégralité de leur production à un tarif déterminé. Les installations bénéficiant de l’obligation d’achat ne peuvent bénéficier qu’une seule fois d’un contrat d’achat avec EDF ou une entreprise locale de distribution dans le cadre du dispositif de l’obligation d’achat. De même, conformément à l’article L. 314-6 du code de l’énergie, l’obligation d’achat qui incombe à EDF et aux entreprises locales de distribution peut être partiellement ou totalement suspendue par l’autorité administrative, pour une durée qui ne peut excéder dix ans, si cette obligation ne répond plus aux objectifs de la programmation pluriannuelle des investissements. C’est sur ce fondement que le Premier ministre français a, par le décret n°2010-1510 du 9 décembre 2010, suspendu l’obligation d’achat de l’électricité produite par certaines installations photovoltaïques et prévu un moratoire sur les nouvelles demandes de contrat d’achat pendant la période de suspension de l’obligation d’achat. Ce décret a pris fin en mars 2011 pour être remplacé par l’arrêté tarifaire du 4 mars 2011, toujours en vigueur à ce jour. L’évolution des tarifs d’achat obligatoires Les conditions tarifaires applicables au secteur photovoltaïque dans le cadre de l’obligation d’achat ont été mises à jour et modifiées à plusieurs reprises, notamment pour les adapter aux données économiques de la filière compte tenu notamment des gains de productivité réalisés, et pour s’assurer, conformément à l’article L. 314-7 du Code de l’énergie, que la rémunération du capital immobilisé n’excède pas un niveau de rémunération normale. A l’origine soutenus par une politique publique favorable au développement du secteur photovoltaïque en France, les tarifs d’achat obligatoires ont connu une baisse significative notamment à compter de l’arrêté du 4 mars 2011 dont les dispositions, toujours en vigueur à la date du présent document de base, ont affecté le marché de l’énergie solaire français à partir de 2012. S’agissant des parcs solaires construits et exploités par le Groupe à la date du présent document de base, la règlementation tarifaire applicable s’articule autour de deux régimes distincts : - un tarif d’achat dit « T5 » pour les centrales au sol qui ne s’inscrivent pas dans le dispositif d’appels d’offres mis en place par le gouvernement ; ou - des appels d’offres tarifaires portant sur des centrales au sol soit qui utilisent des technologies innovantes, soit qui utilisent des technologies matures. Le tarif d’achat T5 Le tarif T5 a été créé par l’arrêté du 4 mars 2011 pour les installations qui ne respectent pas les critères d’intégration au bâti (définis à l’Annexe 2 de cet arrêté) ou les installations importantes telles que les installations sur bâtiment de puissance crête supérieure à 100 kW ou les centrales au sol de grande puissance, du type de celles construites par le Groupe dans le cadre de ses activités de développement et construction de parcs solaires. A l’origine conçu comme un tarif résiduel, le tarif T5 était volontairement fixé à un niveau inférieur au prix de marché, plaçant bon nombre d’opérateurs qui en bénéficiaient dans une situation qui ne leur permettait pas de rentabiliser l’énergie vendue. Par la suite, la diminution progressive des prix du marché des panneaux solaires a de nouveau permis la construction de parcs solaires rentables sur la base de ce tarif. Toujours dans l’optique de prendre en compte le niveau des prix des panneaux solaires dans la fixation du tarif T5, le gouvernement, par un arrêté du 7 janvier 2013, a abaissé le tarif T5 de 20%, pour les installations ayant fait leur demande complète de raccordement à partir du 1er octobre 2012, avec des baisses trimestrielles automatiques programmées après cette date. Cette nouvelle tarification T5 ayant été mise en place avant l’adoption des mesures anti-dumping par l’Union européenne sur les panneaux photovoltaïques d’origine chinoise (qui ont fixé un prix plancher 119 effectif de 0,56 euro par watt pour les panneaux photovoltaïques d’origine chinoise jusqu’en décembre 2015) (Voir la Section 6.5.5 « Les mesures anti-dumping et anti-subventions prises par l’Union européenne » ci-dessous), la baisse trimestrielle des tarifs peut s’avérer plus rapide que la baisse des coûts de développement et construction pour le Groupe. Néanmoins, en compensation de cette mesure, certaines installations du Groupe, dont celles construites et exploitées sur la commune d’Arsac, en Gironde, ont bénéficié, en tant qu’installations constituées de panneaux photovoltaïques construits, soudés et assemblés dans l’Espace Économique Européen, d’une majoration de 10% du tarif T5 qui n’est plus prévue par les textes à ce jour. A la date du présent document de base, le tarif T5, exprimé en c€/kWh, se calcule comme suit : - T5 = 12 × 0,974N-1 lorsque la demande complète de raccordement est effectuée entre le 10 mars 2011 (date d'entrée en vigueur de l’arrêté du 4 mars 2011) et le 1er octobre 2012 ; - T5 = 8,40 × 0,974N-7 lorsque la demande complète de raccordement est effectuée à compter du 1er octobre 2012, formules dans lesquelles l'indice N correspond au trimestre durant lequel le producteur a envoyé la demande complète de raccordement au gestionnaire du réseau auquel l'installation est raccordée. Les appels d’offres tarifaires Lorsque les capacités de production ne répondent pas aux objectifs de la programmation pluriannuelle des investissements, le producteur d’électricité peut participer à une procédure d’appel d’offres, lancée par le ministre en charge de l’énergie, et à l’issue de laquelle un tarif d’achat est déterminé et s’impose au producteur ainsi qu’à EDF ou tout autre entreprise locale de distribution. Cette procédure est menée par la Commission de régulation de l’énergie en application des dispositions des articles L. 311-10 et suivants du Code de l’énergie et du décret n° 2002-1434 du 4 décembre 2002 relatif à la procédure d’appel d’offres pour les installations de production d’électricité, modifié. Pour les centrales au sol de grande puissance et les parcs solaires construits et exploités par le Groupe, c’est la procédure ordinaire d’appels d’offres qu’il convient de suivre, sur la base de plusieurs critères (prix, environnement, innovation, etc.). Ces appels d’offres pourront être pluriannuels afin d’apporter une visibilité suffisante aux partenaires capitalistiques. Les espaces à faible valeur concurrentielle (friches industrielles notamment) seront privilégiés afin de préserver la biodiversité et les usages agricoles et forestiers et des critères environnementaux et industriels devront être respectés afin de privilégier le rendement énergétique des équipements et l’innovation industrielle. Le dernier appel d’offres a été lancé en mars 2013 et s’inscrit dans le cadre des mesures d’urgence pour la filière photovoltaïque française. Il porte sur un volume de 400 MW et vise à parts égales les technologies matures sur ombrières et sur toitures (installations sur bâtiments) et les technologies innovantes au sol (centrales photovoltaïques à concentration ou centrales photovoltaïques avec suivi du soleil, encore appelées « trackers »). Il en résulte que, sur les 400 MW de puissance totale prévue par l’appel d’offres, les centrales au sol avec suivi du soleil du type de celles construites par le Groupe n’ont été éligibles qu’à hauteur de 100 MW. Ajouté à l’incertitude relative au mode de détermination du prix d’achat fixé à l’issue de la procédure, cela a conduit le Groupe à opter le plus souvent pour la vente de son énergie au tarif T5. Le dispositif à venir : l’instauration d’un complément de rémunération 120 Dans le cadre du Projet de Loi sur la Transition Energétique, un nouveau dispositif de soutien aux énergies renouvelables est prévu, fondé sur la possibilité de vendre directement sur le marché de gros (notamment aux fournisseurs et négociants) l’électricité produite par une installation photovoltaïque tout en bénéficiant du versement d’une prime, appelée « complément de rémunération ». Le nouveau dispositif est destiné à pallier les effets négatifs de l’obligation d’achat, et notamment la production d’énergie solaire à un rythme déconnecté des besoins réels du marché. La prime sera basée uniquement sur un tarif d’achat préférentiel, fixée sur une durée déterminée, versée soit en fonction de l’électricité produite (€/MWh) soit en fonction de la puissance de l’installation (€/MW), attribuée soit via un guichet ouvert soit au travers d’appels d’offres et pourra prendre la forme soit de prime fixée « ex ante » calculée initialement, fixée pour une durée définie et correspondant à la différence entre les coûts de production tels qu’ils sont estimés et les prévisions de prix futurs du marché de gros soit de prime « ex post » (ou « contrat pour différence »), permettant aux producteurs de vendre l’électricité au prix du marché puis de percevoir un complément de rémunération en fonction des prix de marché observés. A ce stade, s’il ne précise pas les modalités de détermination de la prime, le Projet de Loi sur la Transition Energétique laisse au pouvoir réglementaire la charge de définir les caractéristiques de celle-ci, par voie de décret. En ce sens, le Ministère de l’Écologie, du Développement Durable et de l’Énergie a clairement indiqué sa préférence pour un mécanisme de fixation « ex post » de la prime, qui « paraît représenter le meilleur compromis entre d’une part la nécessité d’intégration au marché et au système électrique des producteurs et d’autre part la maîtrise des risques et donc des coûts de production » (« Rapport sur l’évolution des mécanismes de soutien aux installations sous obligation d’achat », publié en janvier 2015, page 19). La prime sera versée, au titre d’un contrat conclu à cet effet, par EDF ou une entreprise locale de distribution, ou par tout autre organisme à qui le contrat aura été cédé et pour lequel le producteur aura demandé, dans les six mois qui suivent la conclusion du contrat, et obtenu un agrément délivré par l’autorité administrative. Les conditions du complément de rémunération feront par ailleurs l’objet d'une révision périodique afin de tenir compte de l’évolution des coûts des installations nouvelles qui en bénéficieront. Les installations éligibles au complément de rémunération seront définies par voie réglementaire. En tant qu’alternative à l’obligation d’achat et aux procédures d’appel d’offres déjà envisagés, le dispositif du complément de rémunération ne pourra pas se cumuler avec un de ces deux régimes. 6.5.4 La conformité des dispositifs de soutien à la filière photovoltaïque à l’encadrement des aides d’Etats par l’Union européenne En leur qualité de bénéficiaires des différents dispositifs publics de soutien à la filière photovoltaïque (voir ci-dessus la Section 6.5.3 « Les dispositifs de soutien aux énergies renouvelables »), les projets développés par le Groupe sont soumis à la règlementation de l’Union européenne encadrant les aides d’Etats, définies par l’article 107 du Traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (le « TFUE ») comme les aides accordées par les États ou au moyen de ressources d'État sous quelque forme que ce soit qui faussent ou qui menacent de fausser la concurrence en favorisant certaines entreprises ou certaines productions. S’agissant du secteur photovoltaïque, la règlementation des aides d’Etat a principalement vocation à s’appliquer aux textes encadrant l’obligation d’achat ainsi que les tarifs d’achat obligatoires qui doivent préalablement à leur mise en œuvre être notifiés à la Commission européenne, aux fins d’autorisation sur le fondement de l’article 108 TFUE. A défaut, les textes en application desquels l’achat est réalisé peuvent être annulés et l’aide restituée. 121 Ainsi, concernant le secteur de l’énergie éolienne, dans le cadre de l’affaire dite « Vent de Colère », la Cour de justice de l’Union européenne, à propos des arrêtés ministériels du 17 novembre 2008 et du 23 décembre 2008 fixant les conditions de l’obligation d’achat de l'électricité produite par les installations éoliennes, a considéré, par une décision du 19 décembre 2013, qu’un mécanisme de financement de l’obligation d’achat de l’électricité produite par les installations utilisant l’énergie mécanique du vent, qui repose sur une taxe prélevée sur tous les consommateurs finals d’électricité sur le territoire national, professionnels ou non-professionnels, est qualifiable d’aide d’Etat au sens de l’article 107 du TFUE. Sur le fondement de cet arrêt, le Conseil d’Etat a annulé les arrêtés précités, par une décision du 28 mai 2014. Entre ces deux décisions de justice, le mécanisme de soutien à la filière éolienne, tel qu’issu de ces arrêtés du 17 novembre 2008 et du 23 décembre 2008, a été déclaré, postérieurement à leur mise en application par la France, compatible avec le droit de l’Union européenne par la Commission européenne dans le cadre de sa décision SA 36511 du 27 mars 2014. Si la transposition de ces décisions à la filière photovoltaïque n’est pas à exclure, notamment s’agissant de l’arrêté tarifaire du 4 mars 2011, lequel n’a pas fait l’objet d’une notification à la Commission européenne, le Groupe estime que le risque semble atténué par le fait que (i) les délais de contestation de cet arrêté devant la juridiction administrative (délai de droit commun de deux mois applicable à tous les recours pour excès de pouvoirs) sont expirés et (ii) la décision SA 36511 susvisée de la Commission européenne peut être interprétée comme témoignant d’une volonté d’autoriser rétroactivement les textes ayant pour objet la promotion des énergies renouvelables qui n’ont pas fait l’objet d’une notification. Pour la période à venir (2014-2020), les lignes directrices 2014/C200/1 de la Commission du 9 avril 2014 concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie prévoient une série d’aides autorisées, compatibles avec le marché intérieur en vertu de l’article 107, 3, c) du TFUE. Parmi ces aides figurent notamment les aides provenant des Etats membres en faveur de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, les aides en faveur des mesures d’efficacité énergétique, les aides en faveur de l’adéquation des capacités de production ou encore les aides sous forme de réduction des contributions servant à financer le soutien à l’électricité produite à partir de sources renouvelables. En outre, à compter du 1er janvier 2016, toute aide en faveur de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables devra remplir les conditions suivantes : - l’aide devra être octroyée sous la forme d’une prime s’ajoutant au prix du marché sur lequel les producteurs vendront directement leur électricité ; - les bénéficiaires seront soumis à des responsabilités standards en matière d’équilibrage, sauf s’il n’existe pas de marchés d’équilibrage intra journaliers concurrentiels ; et - des mesures seront mises en place pour faire en sorte que les producteurs ne soient pas incités à produire de l’électricité à des prix négatifs. Ces conditions sont déjà prises en compte dans le cadre du Projet de Loi sur la Transition Energétique qui instaure un nouveau dispositif de complément de rémunération venant en marge du régime de l’obligation d’achat et répondant aux exigences européennes (voir ci-dessus la Section « Le dispositif à venir : l’instauration d’un complément de rémunération »). Enfin, à partir du 1er janvier 2017, les Etats membres devront octroyer les aides à l’issue de procédures de mise en concurrence fondées sur des critères clairs, transparents et non discriminatoires. 122 6.5.5 Les mesures anti-dumping et anti-subventions prises par l’Union européenne La structure de coûts du Groupe est impactée par les mesures anti-dumping et antisubventions élaborées par l’Union européenne envers les entreprises étrangères qui exportent du matériel servant à la construction de panneaux photovoltaïques. Ainsi, une procédure anti-dumping et une procédure antisubventions ont été ouvertes par la Commission en 2012, concernant le marché des panneaux photovoltaïques en silicium cristallin et leurs composants essentiels (cellules et « wafers ») originaires ou en provenance de la République populaire de Chine. A la date du présent document de base, seule la première procédure a débouché, le 4 août 2013, sur un accord bilatéral au terme duquel les panneaux photovoltaïques vendus à un prix plancher de 0,56 € par watt seraient exonérés de mesures anti-dumping. La plupart des exportateurs chinois a adhéré à cet accord. Pour les produits des exportateurs restants, une surtaxe est appliquée à partir du 6 décembre 2013 pour une période de 2 ans. Par conséquent, dans la mesure où une part substantielle des panneaux photovoltaïques utilisés par le Groupe provient de fournisseurs chinois, les mesures anti-dumping se rapportant à cette matière première, essentielle aux activités du Groupe, impactent ses opérations ainsi que le coût global de développement et de construction de ses parcs solaires. (Voir la Section 9.1.9.2.1 « Facteurs affectant les achats consommés » du présent document de base). Néanmoins, il est prévu que ces mesures arrivent à leur terme en décembre 2015 ce qui devrait avoir pour effet de diminuer les prix d’achat des panneaux photovoltaïques utilisés par le Groupe et, conjugué à la libéralisation des prix de vente de l’électricité à partir de cette même date (voir Section 6.5.2.2 « La loi NOME et la libéralisation des tarifs de vente d’électricité » ci-dessus), de favoriser la compétitivité et la rentabilité des projets développés par le Groupe. À ce jour, les panneaux photovoltaïques en provenance de fabricants chinois ont également été ciblés par des mesures anti-dumping adoptées aux Etats-Unis, où la procédure est toujours en cours, l’Inde ayant par ailleurs abandonné sa procédure en octobre 2014. Pour plus d’informations sur les réglementations étrangères applicables au Groupe, voir la Section 6.5.9 « Réglementation applicable en dehors de France » du présent document de base. 6.5.6 Le régime administratif applicable au développement et à la construction d’installations photovoltaïques Dans l’exercice de ses activités de construction d’installations photovoltaïques de grande envergure (activité d’EPC), le Groupe est soumis à l’accomplissement des démarches suivantes, pour chaque type de projets envisagés. Autorisations d’urbanisme et autres formalités au titre du droit de l’environnement Conformément aux règles d’urbanisme de droit commun, les projets d’une puissance crête supérieure à 250 kW, à l’instar de ceux qui sont construits par le Groupe, sont soumis à permis de construire (article R. 421-1 du Code de l’urbanisme). Dans les secteurs protégés, le seuil au-dessus duquel le projet est soumis à permis de construire est abaissé à 3 kW. Le Code de l’environnement, dans ses articles R. 122-2 et R. 123-1, modifiés par le décret n° 2009-1414 du 19 novembre 2009 relatif aux procédures administratives applicables à certains ouvrages de production d’électricité, soumet désormais les installations photovoltaïques au sol d’une puissance crête supérieure à 250 kW à une étude d’impact et à une enquête publique dans le cadre de la procédure du permis de construire. Les projets d’installations photovoltaïques peuvent être autorisés, comme pour tous les projets de construction ou d’équipement, dans la mesure où les règles applicables à l’utilisation des sols 123 prévues par les documents d’urbanisme et les servitudes d’utilité publique qui leur sont applicables ne s’y opposent pas. Dans le cas où une évolution du plan local d’urbanisme est nécessaire pour permettre l’installation de panneaux solaires au sol, la procédure de droit commun de révision ou de modification de ce plan, prévue aux articles R. 123-15 à R. 123-22-1 du Code de l’urbanisme peut être utilisée. En outre, en fonction de leur localisation et de leurs caractéristiques, la réalisation des projets peut le cas échéant être soumise à l’obtention d’autres autorisations ou à l’accomplissement d’autres formalités, telles que notamment des autorisations de défrichement prévues par les articles L. 341-1 et R. 341-1 et suivants du nouveau Code forestier, le respect de mesures de détection, de conservation et de sauvegarde des éléments du patrimoine architectural qui seraient prescrites par le préfet de région en application des articles R. 523-1 et suivants du Code du patrimoine (notamment pour les projets situés dans les zones d’archéologie préventive) ou le dépôt d’un dossier de déclaration ou l’obtention d’une autorisation pour les travaux qui relèveraient de la « Nomenclature Eau » définie par l’article R. 214-1 du Code de l’environnement. Le démantèlement et le recyclage des installations en fin d’exploitation Dans l’exercice de ses activités d’exploitation de parcs solaires, le Groupe est soumis à de nouvelles obligations réglementaires résultant de la directive 2002/96/CE du 27 janvier 2003 relative aux Déchets d’Équipements Électriques et Électroniques, révisée le 4 juillet 2012, dont les dispositions s’appliquent désormais aux panneaux photovoltaïques en fin de vie. Les obligations contenues dans cette directive, telles que notamment transposées en droit français par le décret n°2014-928 du 19 août 2014 et les arrêtés du 8 octobre 2014, pèsent sur le producteur d’équipement qui peut, dans certaines circonstances, transférer le risque financier en résultant aux sociétés de projets qui agissent en qualité de preneurs à bail des terrains sur lesquels sont situés les installations photovoltaïques qu’elles exploitent. Par conséquent, dans la conduite de leurs activités au sein des Etats membres de l’Union européenne, les sociétés de projets peuvent être conduites à supporter les conséquences financières de la collecte, le stockage, le transport, le démantèlement et démontage, le traitement et le recyclage de leurs installations photovoltaïques en fin d’exploitation et ce, sans répercuter des frais supplémentaires sur leurs clients ou partenaires financiers. Pour des informations sur les politiques mises en place par le Groupe pour le respect de l’environnement, se reporter à la Section 8.2.2.3 « Respect de l’environnement » du présent document de base. Autorisation et déclaration d’exploiter au titre du droit de l’électricité En application des articles L. 311-1 et suivants du Code de l’énergie, le Groupe doit, pour l’exploitation des installations photovoltaïques qu’il construit (notamment dans le cadre de ses activités de développement et construction de parcs solaires), obtenir une autorisation préalable délivrée par le ministre chargé de l’énergie qui tient compte, entre autres, de la sécurité des réseaux publics d’électricité, de l’efficacité énergétique de l’installation ou encore des capacités techniques, économiques et financières de l’exploitant. Raccordement de l’installation de production au réseau public d’électricité Lorsqu’il est en charge de la distribution de l’énergie issue d’une installation photovoltaïque, le Groupe doit obtenir le raccordement de cette installation au réseau public de transport ou de distribution d’électricité, conformément aux articles L. 342-1 et suivants du Code de l’énergie ainsi qu’aux dispositions règlementaires applicables en la matière. Trois contrats sont alors conclus entre le Groupe et le gestionnaire de réseau : (i) une convention de raccordement définissant les conditions techniques et financières de raccordement au réseau, (ii) une convention d’exploitation définissant les règles d’exploitation de l’installation telles 124 que les limites de propriété et de responsabilité et (iii) un contrat d’accès définissant les conditions d’accès au réseau telles que la qualité de l’énergie injectée sur le réseau. Le coût du raccordement des installations de production n’est pas fixe mais varie en fonction de chaque situation, notamment au regard des travaux de branchement et d’extension des réseaux qui pourraient s’avérer nécessaires. Depuis l’adoption de la loi n° 2010-1488 du 7 décembre 2010 portant nouvelle organisation du marché de l’électricité, ces coûts sont intégralement à la charge du producteur alors qu’ils étaient jusqu’alors supportés en partie par les tarifs d’utilisation des réseaux public d’électricité (TURPE). Lorsque le raccordement s’inscrit dans le cadre d’un schéma régional de raccordement au réseau des énergies renouvelables (« S3RER »), le producteur participe aux coûts de création des réseaux via le paiement d’une quote-part proportionnelle à la puissance crête de son installation. Cette contribution s’ajoute au coût des ouvrages propre au raccordement de l’installation à l’ouvrage du S3RER le plus proche ou celui qui minimise le coût de ces ouvrages propres, et qui dispose de la capacité réservée disponible. 6.5.7 La réglementation applicable aux investissements étrangers en France A la date du présent document de base, le Groupe intervient dans certaines activités qui sont couvertes par la réglementation applicable aux investissements étrangers en France notamment au titre de la protection de l’intégrité, sécurité et continuité de l’approvisionnement en électricité. Du fait de ces activités, le Groupe entre dans le champ d’application des dispositions légales et réglementaires applicables aux investissements étrangers en France prévues par les articles L. 151-3 et R. 153-1 et suivants du Code monétaire et financier (tels que modifiés par le décret n° 2014-479 du 14 mai 2014 relatif aux investissements étrangers soumis à autorisation préalable). Dans le cadre de ces dispositions, l’acquisition par un investisseur étranger du contrôle, au sens de l’article L. 233-3 du Code de commerce, du Groupe ou d’une de ses filiales françaises exerçant des activités énumérées par les dispositions susvisées, notamment les sociétés de projets développant des projets de parcs solaires en France, est soumise à une procédure d’autorisation préalable par le ministre chargé de l’économie. L’acquisition par un investisseur n’étant pas ressortissant d’un Etat membre de l’Union européenne ou d’un Etat partie à l’accord sur l’Espace Économique Européen ayant conclu une convention d’assistance administrative avec la France, de plus de 33,33% du capital ou des droits de vote de la Société ou d’une de ses filiales françaises exerçant ces activités, est soumise à cette même procédure. Dans le cadre de cette procédure d’autorisation préalable, le ministre chargé de l’économie est notamment en charge de vérifier que les conditions de l’opération envisagée préservent les intérêts nationaux ; il peut à cet égard assortir l’autorisation d’une telle opération d’une ou plusieurs conditions afin d’assurer la pérennité des activités concernées, des capacités industrielles, des capacités de recherche et développement ou des savoir-faire associés, voire, sur décision motivée, refuser une telle autorisation, notamment si les intérêts nationaux ne pouvaient être préservés. Toute opération effectuée en violation de ces dispositions est nulle ; elle est en outre susceptible d’une sanction pécuniaire dont le montant maximum s’élève au double du montant de l’investissement irrégulier et des sanctions pénales prévues à l’article 459 du Code des douanes. 6.5.8 La règlementation fiscale française applicable La présente Section 6.5.8 a pour objet de présenter de manière synthétique les aspects de la règlementation fiscale française applicable, ou qui l’a été jusqu’à récemment, au secteur de l’énergie photovoltaïque, et plus précisément aux installations de grande envergure construites et exploitées par le Groupe. Elle n’a en aucune façon vocation à fournir une analyse exhaustive du régime fiscal français, ni des régimes fiscaux incitatifs susceptibles de s’appliquer au Groupe. 125 Amortissement En vertu de l’article 39 AB du Code général des impôts (CGI), les matériels destinés à économiser l'énergie et les équipements de production d'énergies renouvelables, acquis ou fabriqués avant le 1er janvier 2011, peuvent faire l'objet d'un amortissement exceptionnel sur douze mois à compter de leur mise en service. Ce dispositif instauré en 1991 n’a pas été reconduit au 1er janvier 2011. Les installations productrices d’énergie peuvent toutefois faire l’objet d’un amortissement dégressif conformément à l’article 39 A du CGI. Contribution économique et territoriale La production et la vente d’électricité photovoltaïque est assujettie à la contribution économique territoriale (CET). Celle-ci est composée d’une cotisation foncière des entreprises et d’une cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises. La cotisation foncière des entreprises L’activité de production et de vente d’électricité est assujettie à la cotisation foncière des entreprises (CFE) en application de l’article 1447 du CGI. Le Groupe est donc redevable de la CFE dans la conduite de ses activités en France. Le taux de la CFE est déterminé par délibération de la commune sur le territoire duquel l’entreprise dispose de biens imposables. La CFE est assise sur la valeur locative des biens immobiliers passibles d’une taxe foncière et utilisés par l'entreprise pour les besoins de son activité au cours de la période de référence correspondant à l'année N-2 pour une imposition au titre de l’année N (par exemple, pour la cotisation due en 2014, sont pris en compte les biens utilisés en 2012). Pour les établissements produisant de l'énergie électrique, la cotisation foncière des entreprises est due à compter du raccordement de l’installation au réseau. Cependant, les immobilisations destinées à la production d'électricité d'origine photovoltaïque sont exclues de la base d’imposition à la CFE lorsqu’elles sont exonérées de la taxe foncière sur les propriétés bâties conformément au 12° de l’article 1382 du CGI. L’exonération de la base d’imposition à la CFE ne concerne que les seuls panneaux photovoltaïques, à l’exclusion des autres biens passibles de taxe foncière (socles en béton, terrains et immeubles). La cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises La cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises (CVAE) s’applique aux personnes morales qui exercent en France une activité située dans le champ d’application de la CFE et dont le chiffre d’affaires hors taxes excède 152 500 euros. Comme pour la CFE, le Groupe est imposable à la CVAE. Les entreprises doivent déclarer le montant de la valeur ajoutée produite au cours de la période de référence dès lors que leur chiffre d’affaires hors taxes réalisé au cours de cette période est supérieur à 152 000 euros hors taxes. Le taux de la CVAE est progressif en fonction du chiffre d’affaires de l’entreprise. En pratique, une cotisation ne sera effectivement due que par les entreprises réalisant un chiffre d’affaires de plus de 500 000 euros hors taxes. Pour les besoins de la CVAE, la période de référence s’entend de l’année d’imposition ou du dernier exercice clos au cours de l’année d’imposition lorsque cet exercice ne coïncide pas avec l’année civile. L’imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux La loi de finance pour 2010 a institué, à compter de l’année 2010, une imposition forfaitaire sur les entreprises de réseaux (IFER) qui s'applique notamment aux centrales de production d'énergie 126 électrique d'origine photovoltaïque dont la puissance électrique installée est supérieure ou égale à 100 kW. La grande majorité des centrales du Groupe sont donc concernées par cet impôt. L’IFER est due chaque année par l'exploitant de la centrale de production d'énergie photovoltaïque au 1er janvier de l'année d'imposition et à compter de l’année qui suit celle au cours de laquelle intervient le premier couplage au réseau électrique. Le montant de l'imposition forfaitaire qui était initialement de 2,913 euros par kW de puissance électrique installée est actuellement de 7,21 euros par kW (contre 3,003 euros pour les centrales nucléaires). Taxe d’aménagement La loi de finances rectificative pour 2010 a créé la taxe d’aménagement qui remplace certaines taxes et participations d’urbanisme à compter du 1er mars 2012. La taxe est applicable à toutes les opérations d’aménagement, de construction, de reconstruction et d’agrandissement de bâtiments, d’installations ou d’aménagement de toute nature soumises à un régime d’autorisation en vertu du code de l’urbanisme. Le fait générateur de la taxe est, selon les cas : - la date de délivrance de l'autorisation de construire ou d'aménager, - la date de délivrance du permis modificatif, - la date de la naissance d'une autorisation tacite de construire ou d'aménager, - la date de la décision de non-opposition à une déclaration préalable ou, en cas de construction sans autorisation ou en infraction aux obligations résultant de l'autorisation de construire ou d'aménager, celle du procès-verbal constatant la ou les infractions. Les constructions de parcs solaires par le Groupe entrent dans le champ de la taxe d’aménagement. L’assiette de la taxe a été fixée de manière forfaitaire pour les panneaux photovoltaïques destinés à la production d’électricité à 10 euros par m2 de surface de panneau. Le taux de la taxe est voté par les collectivités locales qui en sont bénéficiaires (communes, départements, région Ile de France) et ne peut, actuellement, excéder 8,5% ou 23,5% dans certains secteurs. La taxe d'aménagement est réputée constituer un élément du prix de revient des ensembles immobiliers construits. Dès lors, elle n'est pas immédiatement déductible des bénéfices imposables mais peut faire l’objet d'amortissements. Taxe foncière Les immobilisations destinées à la production d’électricité d’origine photovoltaïque sont exonérées de la taxe foncière sur les propriétés bâties conformément au 12° de l’article 1382 du CGI. 127 6.5.9 Réglementation applicable en dehors de France Le Groupe est également soumis à des lois et règlementations dans chacun des pays dans lesquels il exerce ses activités. La discussion qui suit résume certains aspects pertinents des dispositifs réglementaires nationaux des pays dans lesquels le Groupe effectue actuellement ses principales opérations, à savoir l’Inde, l’Afrique du Sud, le Chili et les États-Unis. 6.5.9.1 Inde Vue d’ensemble Le ministre des énergies renouvelables (Ministry of New and Renewable Energy ou « MNRE ») est, au sein du gouvernement indien, en charge de toutes les questions concernant les énergies renouvelables. De manière large, le MNRE a vocation à développer et déployer une nouvelle génération d’énergies renouvelables afin de répondre aux besoins énergétiques du pays. Le MNRE émet également divers plans d’action et politiques destinés à promouvoir les énergies renouvelables en Inde. Les agences décentralisées dites « state nodal agencies » assistent le MNRE dans la mise en œuvre de ces politiques et plans d’actions au niveau des États. Elles sont également en charge de la promotion et du développement des énergies renouvelables et mettent à exécution l’Energy Conservation Act de 2001 (lequel vise à encourager l’efficacité énergétique en Inde) dans chaque État. La vente d’électricité issue de sources photovoltaïques ou d’autres sources d’énergies renouvelables constitue une activité régulée soumise aux réglementations émises par le CERC (Central Electricity Regulatory Commission) au niveau national et par les SERCs (State Electricity Regulatory Commissions), au niveau des États. Le CERC, en vertu de son mandat législatif, a pour but de promouvoir la compétition et l’efficacité du marché de gros de l’électricité, d’améliorer la qualité de l’approvisionnement et de favoriser l’investissement en la matière. En outre, les SERCs exercent au niveau local une fonction de supervision sur la production, le transport et la distribution d’électricité, en mettant en œuvre certaines réglementations telles que celles concernant les obligations d’achat d’énergies renouvelables et l’accès ouvert au réseau des producteurs de ces énergies. Politiques en matière d’énergies renouvelables En 2008, le gouvernement indien a dévoilé son plan d’action national pour le changement climatique (National Action Plan for Climate Change ou « NAPCC ») fixant une série d’initiatives visant à promouvoir une certaine approche du changement climatique, des mesures d’adaptation et de réduction des effets du changement climatique ainsi que d’efficacité énergétique et de préservation des ressources naturelles. La National Solar Mission est la première mission photovoltaïque prise en application du NAPCC, et vise à capter le potentiel énergétique du pays et augmenter la part de l’énergie solaire en Inde via la promotion de projets photovoltaïques raccordés au réseau et décentralisés. La National Solar Mission a été relancée sous le nom de Jawaharlal Nehru National Solar Mission (la « JNNSM ») en 2010 et fixe un objectif 20 GW d’énergie photovoltaïque produite à l’horizon 2022 par la mise en œuvre de politiques sur le long terme, le développement d’objectifs à grande échelle, des dépenses de recherche et développement intensives en matière d’énergie solaire et la production domestique des principaux composants servant à la construction d’installations photovoltaïques. A la suite de son élection au printemps 2014, le nouveau gouvernement indien s’est fixé un nouvel objectif de 100 GW (soit 100 000 MW) de puissance photovoltaïque construits d’ici 2022 (en plus de l’objectif de 20 GW fixé au titre de la JNNSM). Récemment, le MNRE a émis un projet de lignes directrices pour la sélection de 3 GW de nouveau projets photovoltaïques raccordés au réseau dans le cadre d’une première tranche de plans d’actions locaux. La JNNSM prévoit en outre un objectif de puissance produite, non raccordée au réseau, de 1 GW d’ici 2017 et 2 GW d’ici 2020. 128 Politique de tarification En 2011, la SECI (Solar Energy Corporation of India) a été constituée, sous le contrôle administratif du MNRE, aux fins de faciliter la mise en œuvre des objectifs nationaux en matière d’énergie photovoltaïque. Sous l’intendance du MNRE et de la SECI, le gouvernement indien a cherché à encourager le développement de projets de parcs solaires à grande échelle à travers la mise en place de procédures d’appel d’offres concurrentes, des financements complémentaires destinés à assurer la viabilité des projets et des plans d’action locaux visant à atteindre les objectifs formulés au sein de la JNNSM. Les candidats retenus à l’issue des procédures d’appel d’offres organisées par le gouvernement se voient généralement offrir la possibilité de conclure un contrat d’achat d’électricité (PPA) avec la SECI ou la société NVVM (NTPC Vidyut Vyapar Nigam). La SECI encourage également la fabrication locale de cellules et panneaux photovoltaïques en exigeant qu’une certaine fraction de la puissance de l’installation, déterminée au cas-par-cas selon les procédures, soit fabriquée en Inde. Au niveau des États, l’allocation d’un projet photovoltaïque est généralement réalisée conformément à une procédure d’appel d’offres concurrentes en fonction des objectifs d’obligations d’achat au sein de l’État ainsi que ses besoins énergétiques globaux. L’électricité est fournie par les entreprises publiques de l’État. Récemment, les États du Karnataka, Telangana et Andhra Pradesh ont chacun émis des procédures d’appel d’offres, chacune pour une puissance de 500 MW. En raison des avancées technologiques et des baisses des coûts des matières premières au sein de l’industrie photovoltaïque à l’échelle mondiale, les tarifs d’achat obligatoires ont connu une diminution significative en Inde. L’énergie photovoltaïque est désormais très proche de la parité réseau. Quotas et certificats d’énergie verte Aux termes de l’Electricity Act de 2003, dont les dispositions s’appliquent à tous les États en Inde, les entreprises de distribution indiennes doivent s’approvisionner en énergies renouvelables à hauteur d’une certaine proportion de leurs besoins énergétiques totaux (ces obligations sont encore appelées renewable purchase obligations ou « RPOs »). Tous les SERCs ont spécifié des RPOs, compris entre 6% et 9% selon les États, pour les entreprises de distribution et autres entités régulées. Aux fins de promouvoir la production d’électricité photovoltaïque, de nombreux SERCs ont formulé des RPOs spécifiques pour des projets photovoltaïques, compris entre 0,25 et 2% selon les États. Les SERCs peuvent enfin prononcer une pénalité pour les entreprises qui ne se conforment pas aux dispositions des RPOs. Les entreprises de distribution indiennes et autres entités régulées peuvent également acquérir des certificats d’énergies renouvelables (RECs) sur des plateformes de négociation spécialisées dans l’énergie dans le but de se conformer à leurs RPOs, particulièrement pour les régions dans lesquelles la fourniture d’énergies renouvelables n’est pas disponible. Pour chaque MWh d’électricité injectée dans le réseau, un REC est émis. Les RECs sont cotés sur des plateformes de négociation spécialisées dans l’énergie, officiellement reconnues par le CERC. Autres Il existe plusieurs exemptions fiscales ou douanières concernant l’énergie photovoltaïque en Inde, notamment concernant les droits de douanes et d’accise sur les composants essentiels utilisés dans la construction d’installations photovoltaïques, ainsi qu’une exonération fiscale d’une durée de 10 ans accordée aux entreprises qui développent des projets photovoltaïques et, dans certains Etats, des taux de TVA réduits. Les actifs photovoltaïques bénéficient également d’un régime d’amortissement accéléré (jusqu’à 80% de la valeur de l’actif). 129 6.5.9.2 Afrique du Sud Le développement et la construction de parcs solaires en Afrique du Sud, ainsi que la vente d’électricité issue de sources photovoltaïques ou renouvelables sont des activités régulées par le NERSA (National Energy Regulator). En 2011, le Department of Energy du gouvernement sud-africain a publié un plan d’action intitulé Integrated Resource Plan for Electricity 2010-2030 (l’IRP), qui a fixé des objectifs ambitieux de production d’énergie provenant de sources renouvelables. L’IRP, qui a été mis à jour en 2013, a formulé des objectifs de production d’électricité pour chaque type de sources d’énergies renouvelables (parmi lesquelles figurent les énergies hydraulique, éolienne, photovoltaïque). En plus des objectifs fixés dans l’IRP, le Department of Energy a établi le Renewable Energy Independent Power Producer Programme (REIPP), qui est un programme public d’approvisionnement par lequel le gouvernement sud-africain s’est fixé pour objectif d’atteindre un seuil d’approvisionnement total en énergie photovoltaïque dans le pays de 8 400 MW en 2030. Les décisions ministérielles pour la production de 2 525 MW ont d’ores et déjà été prises (parmi lesquelles les allocations pour un total de 1 484 MW ont été fournies à ce jour avec une allocation additionnelle de 1 041 MW disponible). L’IPP Project Office, division appartenant au Department of Energy du gouvernement sudafricain, est l’autorité en charge de l’administration du REIPP. L’énergie photovoltaïque est vendue via une procédure gouvernementale d’appel d’offres concurrentes. Les candidats retenus se voient généralement offrir la possibilité de conclure un contrat d’achat d’électricité (PPA) avec Eskom, entreprise sud-africaine en charge d’une mission de service public. Au titre du REIPP, les candidats retenus doivent satisfaire un certain nombre de critères, comprenant notamment un seuil minimum de 45% d’approvisionnement du projet auprès de fournisseurs locaux, ce seuil ayant vocation à augmenter dans les années à venir, et une attention particulière portée à la création d’emplois sur place, et favorisant la propriété sud-africaine des actifs d’énergies renouvelables et le développement socio-économique. Les autres politiques de soutien aux énergies renouvelables comprennent des mécanismes d’incitation fiscale qui permet aux installations photovoltaïques de bénéficier d’un tableau d’amortissement accéléré pour les actifs utilisés dans la production d’énergie photovoltaïque. Il s’agit d’un amortissement dégressif sur une période de trois ans : 50% des coûts totaux la première année, 30% la deuxième année et 20% la troisième année. 6.5.9.3 Chili Vue d’ensemble Le développement et la construction d’installations de production d’électricité au Chili, ainsi que la vente d’électricité issue de sources photovoltaïques ou renouvelables sont des activités régulées par la CNE (Comisión Nacional de Energía). Cette agence gouvernementale au Chili est responsable du développement et de la coordination des plans, des politiques et des standards gouvernant le secteur énergétique, ainsi que par la SEC (Superintendencia de Electricidad y Combustible), qui contrôle et supervise le respect des lois, des règlementations et des standards techniques applicables aux entreprises de production, de stockage et de transport de fuel, gaz et électricité. Le CDEC (Centro de Despacho Económico de Carga), société privée composée de représentants provenant des différents acteurs du secteur de l’électricité, supervise et coordonne les opérations des centrales électriques et des réseaux de distribution et de transport d’électricité. Les consommateurs d’électricité au Chili achètent généralement leur électricité sur le marché de gros au prix de marché ou au titre de contrat d’achat d’électricité (PPAs). Conformément au droit chilien (Decreto de Fuerza de Ley N° 4/20.018 del Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción), les clients qui ont une capacité de raccordement au réseau de moins de 500 kW (les « clients réglementés ») sont soumis à une structure de tarification régulée basée sur le coût marginal 130 de fourniture d’électricité à un endroit spécifique du réseau électrique (appelé « prix nodal »). Les clients qui ont une capacité de raccordement au réseau comprise entre 500 kW et 2 MW peuvent demander à être traités comme des clients réglementés. Les clients qui ont une capacité de raccordement au réseau supérieure à 2 MW (catégorie qui comprend généralement les entreprises industrielles et minières), ne sont pas soumis à des règles de tarification de l’énergie qu’ils achètent et peuvent négocier les prix d’achat avec les producteurs d’électricité dans leurs contrats de fourniture. Conformément au droit chilien de l’électricité, les entreprises de transport d’électricité doivent fournir un accès ouvert aux installations de production d’électricité. Les entreprises de transport sont autorisées à recevoir des paiements d’entreprises électriques qui seraient engagés par une entreprise de transport efficace d’une taille comparable. Politiques en matière d’énergies renouvelables En 2004, face à des risques de pénurie d’électricité et à la volatilité des prix du fuel fossile, le gouvernement chilien a cherché à rentabiliser le potentiel du Chili en matière d’énergies renouvelables par la mise en œuvre d’un certain nombre de mécanismes publics ayant pour objectif de promouvoir la production et la distribution d’énergies renouvelables. En 2004 et 2008, le Chili a adopté les lois n°19 940 et n°20 257, qui ont eu pour objectif d’effacer les barrières à l’entrée et les obstacles juridiques au développement des projets dits « NCRE » (non-conventional renewable energy projects). Les projets NCRE comprennent la biomasse, l’énergie hydraulique, l’énergie géothermique, l’énergie photovoltaïque, l’énergie éolienne, l’énergie marine et les autres sources d’énergie telles que déterminées par la CNE. La loi n°19 940 garantit aux petits producteurs d’électricité (puissance inférieure à 9 MW) un accès ouvert et non-discriminatoire au réseau de distribution d’électricité et le droit de vendre leur énergie sur le marché de gros. Cette loi confère également à ces petits producteurs une exemption de contributions pour le transport de leur électricité, qui peut être intégrale (pour les installations d’une puissance inférieure à 9 MW) ou partielle (pour les installations d’une puissance comprise entre 9 MW et 20 MW). La loi n°20 257 prévoit un système de quotas selon lequel les entreprises de fourniture d’électricité d’une puissance installée de plus de 200 MW doivent acquérir ou produire elles-mêmes, pour chaque année, un pourcentage d’électricité provenant de sources NCRE, sur la puissance totale d’énergie qu’elles fournissent. Le pourcentage pour la période 2010-2014 était fixé à 5% de l’électricité fournie par ces entreprises sur une base annuelle, ce pourcentage augmentant tous les ans de 0,5% jusqu’à atteindre 10% en 2024. Cette règle est prescrite sous peines de sanctions pécuniaires pour chaque MWh non fourni depuis une source d’énergies renouvelables. En 2013, le Chili a adopté la loi n°20 698 (la « loi 20/25 ») qui revoit à la hausse cet objectif de 10% en imposant aux entreprises de fourniture d’électricité de produire ou s’approvisionner en sources NCRE à hauteur de 20% du montant total de leurs ventes d’électricité, d’ici 2025. Seuls sont pris en compte les contrats conclus postérieurement au 1er juillet 2013. D’autres nouvelles dispositions sont prévues par la loi 20/25. Premièrement, elle créé des certificats NCRE, selon lesquels tous les producteurs d’électricité de plus de 200 MW de puissance installée et qui vendent cette électricité à des fournisseurs ou aux clients finals professionnels doivent produire au moins 20% de leur électricité à partir d’énergies renouvelables d’ici 2015. Par ailleurs, cette loi prévoit que les projets NCRE devront bénéficier d’une priorité de raccordement au réseau sur les autres sources d’énergies au Chili. En outre, au titre de la loi 20/25, le ministre chilien de l’énergie pourra mettre en œuvre des procédures d’appel d’offres concurrentes réservées aux projets NCRE à l’issue desquelles les candidats retenus se verront offrir la possibilité de conclure un contrat d’achat d’électricité sur 10 ans, aux prix qu’ils auront proposés. 131 6.5.9.4 États-Unis Vue d’ensemble Le développement et la construction de parcs solaires aux États-Unis, ainsi que la vente d’électricité issue de sources photovoltaïques ou renouvelables sont des activités régulées par plusieurs autorités gouvernementales ou réglementaires, intervenant aux niveaux fédéral, étatique et local. Les lois et réglementations applicables à la production et la distribution d’énergie photovoltaïque varient fortement d’un État à un autre, avec un fort degré de délégation de compétences vers les autorités locales pour ce qui concerne les questions de politique énergétique et d’autorisation et de raccordement au réseau d’installations photovoltaïques. Parce que le Groupe se concentre principalement sur des parcs solaires de grande capacité et raccordés au réseau à l’Ouest des États-Unis (principalement en Californie) et au Texas, le résumé qui suit se limite aux dispositifs légaux et réglementaires régissant les marchés de l’énergie photovoltaïque dans ces États. Politiques en matière d’énergies renouvelables Procédures d’appel d’offres portant sur des énergies renouvelables L’énergie photovoltaïque est généralement vendue aux États-Unis à travers des procédures d’appel d’offres organisées par des autorités publiques ou des entreprises en charge de missions de service public. Par exemple, les trois entreprises privées les plus importantes du secteur de l'énergie en Californie émettent annuellement des appels d’offres. En outre, la CPUC (California Public Utilities Commission), une autorité locale en charge de la supervision des entreprises privées du secteur de l’électricité, a lancé le « RAM » (Renewable Auction Mechanism) qui est une procédure d’approvisionnement public simplifié, pour les installations d’une puissance de 3 MW à 20 MW. Depuis sa mise en place, on dénombre cinq procédures RAM qui ont été menées, la dernière ayant été clôturée en juin 2014. A l’issue de ces procédures, les candidats retenus dans ces États ou les entreprises privées du secteur se voient généralement offrir la possibilité de conclure un contrat d’achat d’électricité (PPA) établit selon des modèles standards. Quotas et certificats d’énergie verte De nombreux États ont adopté des programmes dits « RPS » (Renewable Portfolio Standards) qui imposent aux fournisseurs d’électricité de s’approvisionner depuis une source d’énergies renouvelables à hauteur d’un pourcentage minimum fixé. Les réglementations qui encadrent ces programmes sont variées : dans certains cas, les États émettent des lignes directrices prévoyant une prime pour la production d’énergie photovoltaïque dont l’objectif est de refléter les avantages structurels et environnementaux de l’énergie photovoltaïque (par exemple, une prime basée sur la baisse des émissions carbone qui en résultent). La Californie a adopté l’un des programmes RPS les plus ambitieux aux États-Unis, avec un objectif de 33% d’énergie produite à partir de sources renouvelables sur l’approvisionnement total en énergie de l’État d’ici 2020 alors que le programme RPS du Texas prévoit un nombre de 5 880 MW générés à partir d’énergies renouvelables par les entreprises privées du secteur de l’énergie pour l’année 2015. Certains États optent également pour des quotas d’énergie photovoltaïque. Par exemple, le programme RPS du Nevada prévoit que 25% de l’électricité approvisionnée de l’État doit être fournie depuis des sources d’énergies renouvelables d’ici 2025, dont 6% de ces 25% doivent provenir d’installations photovoltaïques. Certains États prévoient également des certificats dits « RECs » (renewable energy credits) ou « SRECs » (solar renewable energy credits) pour faciliter la mise en conformité des entités réglementées avec les programmes RPS en leur permettant d’acquérir des certificats afin de satisfaire aux pourcentages applicables. Une pénalité ou une obligation de payer un paiement alternatif de conformité (ACP) à un fonds étatique d’énergie verte peut être prononcée pour les entreprises qui ne se conforment pas aux dispositions du programme RPS. 132 Mesures d’incitation fiscale fédérales et locales Dans le cadre de l’Energy Improvement and Extension Act (EIEA) de 2008, le gouvernement fédéral américain a alloué au secteur des énergies renouvelables une enveloppe globale d’environ 17 milliards de dollars sous la forme de diverses mesures d’incitation fiscale. Parmi ces mesures, a été décidée la mise en place d’un crédit d’impôt bénéficiant aux développeurs et constructeurs de parcs solaires, fixé à 30% (passant à 10% au 31 décembre 2016) des dépenses d’investissement engagées dans la construction du projet. Par ailleurs, le dispositif prévoit la possibilité pour les développeurs et constructeurs d’installations photovoltaïques d’enregistrer un amortissement déductible de 50% des coûts engagés pour la construction des installations postérieurement au 1er janvier 2012, le Groupe ayant vocation à bénéficier de ce régime de faveur à l’avenir. En outre, certains États prévoient la possibilité, pour les propriétaires de terrains sur lesquels des installations photovoltaïques sont construites et exploitées, d’exclure la valeur ajoutée de cette installation lors de l’évaluation de leur patrimoine immobilier dans la détermination des impôts fonciers dont ils sont redevables. En Californie, chaque nouvelle installation photovoltaïque bénéficie d’une exemption pour la première évaluation de la taxe foncière. Bon nombre d’États prévoient également une exemption d’impôts sur les ventes, à l’instar du Texas pour lequel aucune taxe sur les ventes ou l’utilisation d’un bien n’est prélevée à l’occasion de la vente, du stockage ou de l’utilisation des composants nécessaires à la production d’électricité provenant de sources renouvelables. Autres En 2014, le Department of Commerce du gouvernement fédéral, a imposé des droits compensateurs sur les panneaux photovoltaïques fabriqués en Chine ou à Taiwan avec des composants chinois. 133 7. ORGANIGRAMME DU GROUPE 7.1 ORGANIGRAMME SIMPLIFIÉ DU GROUPE Le schéma ci-après représente l’organigramme simplifié du Groupe à la date d’enregistrement du présent document de base. Les participations sont présentées en pourcentage arrondi de capital et de droits de vote. Il comporte à la fois des entités dites « Core » et des sociétés de projets, entités dites « Portfolio » (sur cette distinction, se référer à la Section 7.2 « Filiales et participations » ci-dessous). 134 100% 0,1 % Solairedirect Mexico (In process of incorporation) 99,9% Solairedirect Chile (SpA 10.000.000 CLP) Core Entity – Real estate Entité Core - Immobilier Portfolio Entity – SPV Entité Portfolio - Société de projet Portfolio Entity – Holding Entité Portfolio - Société holding Core Entity - Investment Entité Core - Investissement Core Entity - Operations Entité Core - Opérations Core Entity - Group Entité Core - Groupe Aurora Solar Power Ltd (Southern Africa) (PTY) 19,5% Vredendal Solar power Ltd (Southern Africa) (PTY) 19,5% Solairedirect Southern Africa (Pty Ltd 100 RAN) 1% 98% Solairedirect Thaïland Co Ltd (10.000 Baht) (France) (EURL 50.000.000€) 100% (Switzerland) (SA 100.000 CHF) 99% Solairedirect Capital 100% Solairedirect Global Operations Solairedirect Technologies (South Africa) (Pty Ltd 100 RAN) 100% 135 1% Pokaran Solaire Energy (Pvt Ltd 120.000.000 INR) Solairedirect Energy India (Pty Ltd 2.481.160 INR) 99,99% 0,01% 100% Solaire Varages 1 (SASU 10.000€) 100% Solaire Les Mées2 (EURL 20.000€) 100% Solaire Les Mées1 (EURL 1€) 100% Solaire Vinon (EURL 1€) 100% Solaire Durance (SAS 40.000€) 15 % Solairedirect Participations (France) (SARL 200.000€) 99,99% Solairedirect Generacion Andacollo (SPA Chile) 100% Caillavet (SAS 1€) 100% Solaire Varages 2 (SAS 1.000€) 10 % EthicOhm (SAS 3.025.250€) 17 % Rhodisol (SAS 150.000€) 10 % SolaireSartène (SASU 100.000€) 100% Solairecorsica 3 (SAS 100.000€) 15 % Solaire Poggio-diNazza (SASU 100.000€) 100% Solairecorsica 2 (SAS 100.000€) 15 % Solaire Venzolasca (SASU 100.000€) 100% Solairecorsica 1 (SAS 100.000€) 15 % Solaire Figanières (SAS 60.000€) 100% Solaire Couteuges (SASU 1€) 100% Solaire Jussac (SASU 1€) 100% Solaire Auvergne1 (SAS 1.000€) 10 % (SA 256.350€) Solaire Caissargues (SASU 1.000€) 100% SolaireNohic (SASU 1.000€) 100% Serre-en-Sol (SAS 1.000€) 15 % 0.0125% Tiper Solaire (SAS 1.000€) 100% Tiper Solaire 3 (SAS 1.000€) 60% 10% 100% Arsac 8 (SAS 1.000€) 100% Arsac 6 (SAS 1.000€) 100% Solairedirect Verwaltungs (Germany) (GmbH 25.000€) Soléol (SAS 1€) 100% Château Solar (SASU 1€) 100% Equinox IV (SAS 1.000€) 100% 100% Arsac 5 (SAS 1.000€) 100% Arsac 2 (SAS 1.000€) 100% Centre Photovoltaïque de Iovi 3 (SASU 100€) Solaire La Verdière (SASU 1.000€) 100% Centre Photovoltaïque de Iovi 1 (SASU 100€) Solaire SaintAntonin-du-Var (SASU 1.000€) 100% Solaire Chalmoux (SASU 1.000€) 100% Solaire Brignoles (SASU 1.000€) 100% Solstice 1B (Germany) (GmbH 25.000€) Solaire Istres (SASU 1.000€) 100% Solaire Charleval (SASU 1.000€) 100% Solaire Cuges lespins (SASU 1.000€) 100% Solstice 1A (Germany) (GmbH 25.000€) 10% Solairedirect Properties (France) (EURL 100€) Solairedirect Investment Management (Luxembourg) (SA 50.031.000€) 10 % 100% 100% ESTER (SEM 800.000€) 35% Solairedirect USA, Inc (Corp. 100 USD) 100% Solairedirect North Amercia Corp (Corp. 100 USD) 100% 100% Arcadia SecCo (Luxembourg) (SA 31.000 €) Drakensberg Capital (Luxembourg) (SA 50.000.000€) 100% 7.2 FILIALES ET PARTICIPATIONS Solairedirect S.A. est la société de tête du Groupe et n’est contrôlée par aucune autre entité. Société opérationnelle pour la France, elle détient des participations directes et indirectes au sein de plusieurs entités, parmi lesquelles elle distingue les entités dites « Core », c’est-à-dire celles qui portent les activités du Groupe sur le long terme, et les entités dites « Portfolio » qui correspondent aux sociétés de projets, qui sont constituées par le Groupe aux fins de détenir un projet spécifique et dont le contrôle a vocation à être cédé, soit en phase de pré-construction du projet, soit, conformément au modèle que le Groupe compte suivre à l’avenir, en phase de post-construction du projet avec maintien, le cas échéant, par le Groupe d’une participation minoritaire au sein de la société de projet. Pour plus d’informations, voir Section 6.4.2 « Segments opérationnels du Groupe », sous-section « Horizon de cession des parcs solaires » du présent document de base. 7.2.1 Les Entités « Core », structures-métier du Groupe Depuis maintenant plus de deux ans, le Groupe a entamé sa mutation pour se structurer dans une perspective de développement international en séparant juridiquement les activités opérationnelles des activités d’investissement et des autres activités annexes et en organisant celles-ci autour de plateformes internationales. A l’issue de ces opérations de réorganisation, la Société, en tant que société holding du Groupe demeurera en charge de la stratégie, du business development, du financement et des activités opérationnelles en France du Groupe. La dernière étape de ce processus, se rapportant à la réorganisation des activités opérationnelles du Groupe, est actuellement en cours et devrait être finalisée courant 2015. 7.2.1.1 Pôle Investissements – Solairedirect Investment Management En juillet 2012, le Groupe a mis en place une première structure d’investissement, Solairedirect Holding International, devenue depuis Solairedirect Investment Management. Cette société a vocation à détenir directement ou indirectement toute entité « Portfolio » du Groupe et à gérer les investissements du Groupe dans les parcs solaires. Certaines participations historiques dans des entités « Portfolio » demeureront néanmoins directement rattachées à la Société. Dans l’exercice de ses activités liées au segment Gestion des Participations, le Groupe constitue puis cède le contrôle de sociétés de projets tout en retenant des participations minoritaires au sein de ces sociétés et en mettant en place des comptes courants d’associés et/ou en détenant des obligations émises par ces entités. Au 31 décembre 2014, la Société détenait les participations suivantes : Entité Pays Intérêts détenus Pourcentage de détention du capital social Solaire Durance France Actions/comptes courants 15% Solaire Corsica 1 France Actions/comptes courants 15% Solaire Corsica 2 France Actions/comptes courants 15% Solaire Corsica 3 France Actions/comptes courants 15% Solaire Auvergne 1 France Actions/comptes courants 10% 136 Entité Pays Intérêts détenus Pourcentage de détention du capital social Solaire Varages 2 France Actions/comptes courants 10% Rhodisol France Actions/comptes courants 10% Ethicohm France Actions 17% Solaire Caillavet France Actions 100% Solairedirect Generacion Andacollo Chili Actions/comptes courants 100% Pokaran Inde Actions/convertible Debentures 100% SEM ESTER France Actions/comptes courants 35% Au 31 décembre 2014, Solairedirect Investment Management avait investi dans les projets suivants : Entité Pays Intérêts détenus Pourcentage de détention du capital social Solstice 1A Gmbh Allemagne Actions 10% Charleval France Obligations - Cuges France Obligations - Istres France Obligations - IOVI 1 France Obligations - IOVI 3 France Obligations - Solstice 1B Gmbh Allemagne Actions 10% Brignoles France Obligations - Saint Antonin France Obligations - Chalmoux France Obligations - La Verdière France Obligations - Equinox IV France Actions 10% Arsac 6 France Comptes courants - 137 Entité Pays Intérêts détenus Pourcentage de détention du capital social Arsac 8 France Comptes courants - Au 31 décembre 2014, Solairedirect Participations avait investi dans les projets suivants : Entité Pays Intérêts détenus Pourcentage de détention du capital social Serre-en-sol France Actions et Comptes courants 15% Au 31 décembre 2014, Solairedirect Southern Africa détenait les participations suivantes : Entité Pays Intérêts détenus Pourcentage de détention du capital social Aurora Afrique du Sud Actions et Comptes courants 19,5% Vredendal Afrique du Sud Actions et Comptes courants 19,5% Ces participations ne sont pas significatives pour le Groupe et sont classées en « Actifs financiers non courants » dans les Etats Financiers Annuels du Groupe figurant à la Section 20.1 « Comptes consolidés du Groupe » du présent document de base. 7.2.1.2 Le pôle Opérations - Solairedirect Global Operations En décembre 2014, le Groupe a mis en place une structure opérationnelle, Solairedirect Global Operations. Cette entité « Core » a vocation à détenir directement ou indirectement toutes les filiales opérationnelles du Groupe qui portent les activités de Développement et Construction et de Services aux Actifs et deviendra la plateforme d’achat du Groupe (notamment en panneaux photovoltaïques et autres composants du système). 7.2.1.3 Les autres entités « Core » du Groupe Solairedirect Southern Africa Pty Ltd. Constituée en 2010, cette société, dont le siège social est situé à Cape Town (Afrique du Sud) a pour objet le développement, la construction et l’exploitation de projets photovoltaïques en Afrique australe et plus largement rayonne sur l’ensemble de l’Afrique subsaharienne anglophone. Solairedirect Chile Limitada. Constituée en 2010, cette société, dont le siège social est situé à Santiago (Chile) a pour objet le développement, la construction, et l’exploitation de projets photovoltaïques au Chili et plus largement rayonne sur l’ensemble de l’Amérique du Sud. Solairedirect Energy India Pvt Ltd. Constituée en 2010, cette société, dont le siège social est situé à Pune (Maharashtra) a pour objet le développement, la construction, et l’exploitation de projets photovoltaïques en Inde. 138 Solairedirect (Thailand) Ltd. Constituée en 2012, cette société, dont le siège social est situé à Bangkok (Thaïlande) a pour objet le développement, la construction, et l’exploitation de projets photovoltaïques en Thaïlande et plus largement rayonne sur l’ensemble de l’Asie du Sud-Est. Solairedirect USA Inc. Corp. Constituée en 2014, cette société, dont le siège social est situé à San Francisco, Californie a pour objet le développement, la construction et l’exploitation de projets photovoltaïques aux Etats-Unis, en particulier en Californie et au Texas. Solairedirect Mexico. Actuellement en cours de constitution, cette société, dont le siège social est situé à Mexico City, au Mexique, a pour objet le développement, la construction et l’exploitation de projets photovoltaïques au Mexique et plus largement rayonne sur l’ensemble de l’Amérique centrale. 7.2.1.4 Les sociétés communes (joint-venture) Le Groupe s’attache à développer dans le monde des modèles de coopération avec les territoires et ses acteurs locaux. Ainsi, la Région Poitou-Charentes et Solairedirect ont constitué une Société d’économie mixte, la SEM Ester (détenue à 65% par la Région Poitou-Charentes et à 35% par Solairedirect), pour porter la vision commune de la Région, le modèle intégré de Solairedirect et le savoir-faire de Séolis et Sorégies, deux entreprises locales de distribution d’électricité. Son objectif est de promouvoir la création de parcs solaires, donner accès à une électricité décentralisée, propre et compétitive et contribuer au développement industriel de la région. La SEM Ester investira notamment dans les parcs solaires construits sur le territoire régional. 7.2.1.5 Pôle foncier Constituée en 2014, la société Arcadia Asset Management a pour vocation de détenir les terrains appartenant au Groupe. A la date du présent document de base, Arcadia Asset Management détient indirectement le terrain d’assiette d’un projet en Californie. Elle a également vocation à détenir Solairedirect Properties, société constituée en 2009 et qui détient trois terrains en France (pour plus d’informations sur ces biens immobiliers, voir la Section 8.1. « Immobilisations corporelles importantes existantes ou planifiées », sous-section « Parc immobilier » du présent document de base). 7.2.2 Acquisitions et cessions récentes significatives La constitution et la cession d’entités « Portfolio » font partie des activités opérationnelles courantes du Groupe, notamment dans ses opérations liées au segment Gestion des Participations. Seules les cessions significatives d’entités « Portfolio » sont mentionnées ci-après, le Groupe n’ayant jamais procédé à la cession d’entités « Core » jusqu’à présent. De 2009 à 2013, le Groupe détenait une participation de 50,25% du capital de Solaire Durance, laquelle détenait quatre sociétés de projets dont les parcs solaires ont été développés et construits par le Groupe (Vinon, Les Mées 1, Les Mées 2 et Varages 1). En mars 2013, le Groupe a cédé une partie de la participation qu’il détenait au sein de Solaire Durance, soit une cession portant sur 35,25% du capital de cette société (et d’une proportion équivalente d’avances en compte courant), pour un produit total de 9,7 millions d’euros. À ce jour, la participation résiduelle du Groupe dans Solaire Durance s’élève à 15%. Par ailleurs, postérieurement à la clôture de l’exercice 2014, Solairedirect SA et 123Venture ont décidé de céder 100% des projets Esparron 1, Esparron 2 et Saint Hilaire du Rosier qui ont été cédés à Lampe Alternative Investments. 139 8. PROPRIÉTÉS IMMOBILIÈRES, USINES ET ÉQUIPEMENTS 8.1 IMMOBILISATIONS PLANIFIÉES CORPORELLES IMPORTANTES EXISTANTES OU Au 31 mars 2014 et au 30 septembre 2014, le Groupe détenait des immobilisations corporelles d’une valeur nette de 11,8 millions d’euros et 32,5 millions d’euros, respectivement. Pour une description des immobilisations corporelles du Groupe, voir la note 7 aux Etats Financiers Annuels et la note 6 aux Etats Financiers Semestriels figurant au Chapitre 20 « Informations financières concernant le patrimoine, la situation financière et les résultats de la Société » du présent document de base. Les immobilisations corporelles détenues ou louées par le Groupe sont essentiellement constituées des parcs solaires détenus à 100% par le Groupe, du parc immobilier en location du Groupe, des équipements industriels de l’usine d’assemblage de panneaux photovoltaïques exploitée par le Groupe au Cap en Afrique du Sud et des véhicules en location financement. Au 31 mars 2014, le poste du bilan « Matériel, installations techniques et outillage », représentait 8,6 millions d’euros (valeurs nettes). Le Groupe considère que le taux d’utilisation de ses différentes immobilisations corporelles est cohérent avec son activité et l’évolution projetée de celle-ci ainsi qu’avec ses investissements en cours et planifiés. Usine d’assemblage de panneaux photovoltaïques en Afrique du Sud Le Groupe détient, depuis mars 2008, à travers sa filiale industrielle Solairedirect Technologies, implantée au Cap, en Afrique du Sud, une usine spécialisée dans l’assemblage de panneaux photovoltaïques. Les panneaux de l’usine répondent à des standards de qualité élevés et l’usine est certifiée ISO 9001 par TÜV. Les panneaux assemblés au sein de l’usine équipent certains parcs solaires construits par le Groupe, notamment les projets Aurora et Vredendal, qui sont en cours de construction. Le Groupe assemble également des panneaux photovoltaïques au titre d’une convention de travail à façon conclu entre Solairedirect Technologies et ReneSola, fabricant de modules solaires et important fournisseur en modules solaires du Groupe. Au titre de cette convention, le Groupe fournit des services d’assemblage à ReneSola, laquelle achète 100% des panneaux fabriqués par l’usine. Parc immobilier La stratégie immobilière du Groupe consiste à privilégier la location simple comme mode d’occupation de ses sites commerciaux et logistiques afin de pouvoir bénéficier d’une plus grande flexibilité opérationnelle et lui permettant de s’adapter en permanence aux évolutions du marché. A la date du présent document de base, le parc immobilier en location du Groupe comprend essentiellement les sites suivants : • Le siège social de la Société situé à Paris (France), d’une surface de 1 911 m² (une partie étant sous-louée), ainsi que les bureaux secondaires de la Société situés à Rousset (France) ; • Solairedirect Technologies occupe des locaux situés à Bellville, près du Cap d’une surface approximative de 3 890 m2 ; • Certaines filiales de Solairedirect occupent des locaux situés à l’étranger, notamment au Maroc, en Inde, en Afrique du Sud, au Chili, aux Etats-Unis, en Thaïlande et au 140 Luxembourg et au titre de contrats de location de bureaux meublés avec prestations de services annexes ; et • Les sites des parcs solaires des sociétés de projets, filiales du Groupe, sont généralement loués dans le cadre de baux emphytéotiques ou équivalents, conférant aux filiales du groupe des droits réels immobiliers de longue durée. A la date du présent document de base, le Groupe détient des biens immobiliers suivants : • Quatre parcelles d’environ 44 hectares de foncier au total sur la commune de Lüe en France ; • Deux parcelles d’environ 14 hectares de foncier au total sur la commune de Haute-Corse en France ; et • Une parcelle de 199 acres de foncier située en Californie, aux États-Unis. Parcs solaires Pour une description des parcs solaires détenus par le Groupe le lecteur est invité à se reporter à la Section 6.4.3 « Parcs solaires en opération, en construction et en développement » du présent document de base. 8.2 ENVIRONNEMENT, DÉVELOPPEMENT SOCIÉTALE DE SOLAIREDIRECT DURABLE ET RESPONSABILITÉ Le Groupe se donne pour mission de produire une électricité solaire plus compétitive que celle provenant d’autres énergies primaires, participant ainsi aux grands défis énergétiques et sociétaux actuels. Les valeurs de responsabilité sont au cœur du modèle du Groupe, non seulement à raison de la nature de ses activités, mais également de la manière dont le Groupe opère, en prenant en compte les intérêts de ses parties prenantes et en s’obligeant à une grande transparence dans ses stratégies, ses pratiques et ses résultats. 8.2.1 L’intégration du développement durable au cœur des activités Solairedirect a adopté en janvier 2012 sa politique de Responsabilité Sociétale d’Entreprise (ci-après « RSE »). Formalisée dans un document basé sur la norme internationale de référence en matière de Responsabilité Sociétale, ISO 26000, cette politique a été approuvée par le Conseil d’administration avant d’être déclinée en une feuille de route à horizon 2016. Des plans d’actions annuels permettent de mesurer le degré d’avancement des différents objectifs fixés sur les cinq axes stratégiques et les douze engagements de la feuille de route RSE 2012-2016. Solairedirect a adhéré au Pacte Mondial des Nations-Unies et a arrêté une politique environnementale. 8.2.1.1 Feuille de route RSE 2012-2016 : cinq axes stratégiques pour les douze engagements en faveur de la responsabilité sociétale (i) Pilotage de la RSE - Intégrer la RSE dans les instances de gouvernance du Groupe et fournir les moyens nécessaires à la mise en œuvre d’un processus d’amélioration continue. Préserver la pérennité des activités en définissant et appliquant les règles de bonnes pratiques des affaires. 141 (ii) Responsabilité au sein de la chaîne de valeur - (iii) Respect de l’environnement - (iv) Participer par l’innovation au développement d’un mix énergétique décarboné. Préserver les actifs naturels et limiter les impacts environnementaux des activités. Relations et conditions de travail - (v) Garantir le respect des valeurs du Groupe, la protection de l’environnement et des droits fondamentaux au travail au sein de la chaîne de valeur. Assurer la fiabilité, la sécurité et la qualité des installations. Optimiser le pilotage de la relation clients et la transparence de l’information. Promouvoir les valeurs de respect et de cohésion sociale au sein de l’organisation. Favoriser le développement des compétences et la promotion des collaborateurs. Préserver la santé et la sécurité des collaborateurs en améliorant les conditions de travail. Ancrage territorial et engagement sociétal - Assurer l’acceptabilité des activités en maintenant un dialogue structuré avec les parties prenantes locales. - Se comporter en acteur responsable du développement local en participant à l’essor économique et social des territoires. 8.2.1.2 L’adhésion au Pacte Mondial, initiative globale en faveur de la RSE Solairedirect a adhéré au Pacte Mondial des Nations-Unies et s’est engagée à mettre en œuvre dans le cadre de ses activités et à promouvoir auprès de ses parties prenantes ses dix principes universellement acceptés touchant les droits de l’Homme, les normes internationales du travail, la protection de l’environnement et la lutte contre la corruption. Solairedirect s’engage également à travers sa politique RSE à respecter et mettre en œuvre au sein de ses activités l’esprit de la Déclaration de Rio sur l’Environnement et le Développement, des huit Conventions fondamentales de l’Organisation Internationale du Travail, de la Convention des Nations Unies contre la corruption et de la Convention de l’OCDE sur la lutte contre la corruption d’agents publics étrangers dans les transactions commerciales internationales. 8.2.2 La stratégie RSE de Solairedirect 8.2.2.1 Pilotage de la RSE Ce premier axe de la stratégie aborde les enjeux de la gouvernance de la RSE au sein du Groupe. Solairedirect s’est fixée plusieurs objectifs en vue d’ancrer la stratégie RSE au cœur de ses activités et processus de management. Le champ d’application de la RSE chez Solairedirect concerne essentiellement la France dans un premier temps avec l’objectif d’en étendre la pratique à l’ensemble des régions dans lesquelles le Groupe poursuit ses activités. 142 Dans le cadre de la mise en place d’une meilleure gouvernance sociétale de Solairedirect, un guide des bonnes pratiques a été rédigé et validé par le Comité « corporate » du Groupe le 29 novembre 2012 pour une mise en œuvre en janvier 2013. Ce document présente et illustre, sans viser l’exhaustivité, les valeurs et bonnes pratiques des affaires. Les principes de bonne conduite s’inspirent des normes et principes d’éthique des affaires et de responsabilité sociétale des entreprises internationalement reconnus. A la date du présent document de base, le Groupe n’a pas connaissance de la survenance passée ou de l’existence de comportements contrevenant à sa politique déontologique présentée dans son guide de bonnes pratiques. 8.2.2.2 Responsabilité de Solairedirect dans sa chaîne de valeur Solairedirect est consciente du devoir de vigilance qui lui incombe sur sa chaîne d’approvisionnement. Le Groupe entend opérer une sélection et un suivi rigoureux de ses fournisseurs dans le respect des valeurs de sociales et environnementales qu’il s’est fixé. Les achats d’équipement et de panneaux soulèvent des enjeux stratégiques en matière de compétitivité du coût de production du MWh et de fiabilité des installations. Il est donc essentiel de construire et mettre en œuvre une politique d’achats qui intègre une vision partenariale de long terme avec l’ensemble de la chaîne de fournisseurs et de sous-traitants. Assurer une équité financière et raisonner en coût global, introduire les exigences Qualité, Hygiène, Sécurité, Environnement (ci-après « QSE ») et RSE dans les relations avec ses fournisseurs et les accompagner dans l’amélioration continue tout en maintenant une relation équilibrée sont les principaux gages de performance que Solairedirect souhaite appliquer. L’appréhension des sujets QSE/RSE dans les relations avec ses fournisseurs est nécessairement progressive. Depuis 2012, des exigences environnementales et en matière de qualité sont systématiquement intégrées dans les cahiers des charges des achats de panneaux photovoltaïques. Solairedirect demande à ses fournisseurs de respecter les standards suivants : - Les panneaux doivent provenir d’usines certifiées ISO 9001 et ISO 14001 ; - Comme Solairedirect, les fournisseurs de panneaux doivent adhérer à PV Cycle, organisation qui gère un système opérationnel de collecte et de recyclage pour les panneaux photovoltaïques en fin de vie dans toute l’Europe. Les engagements de Solairedirect en faveur de l’amélioration des pratiques QSE et RSE de ses fournisseurs ne sauraient être complets sans la mise en place d’un processus de contrôle. Depuis plusieurs années, des évaluations sont menées chez les principaux fournisseurs d’équipement du Groupe. S’agissant des panneaux photovoltaïques, le processus systématique de contrôle de la qualité est réalisé dans le cadre d’une organisation tripartite entre le fournisseur, Solairedirect et un tiers indépendant. Plusieurs rencontres par an ont lieu avec les producteurs de panneaux. Ces derniers sont évalués par la Direction des Opérations Industrielles tant sur des critères économiques que sur la mise en œuvre de leurs processus QSE. Pour l’exercice clos au 31 mars 2014, la part du chiffre d’affaires réalisé avec des fournisseurs (i) certifiés ISO 14001 était de 56%, (ii) certifiés ISO 9001, de 59%, (iii) certifiés OHSAS 18001, de 48%, et publiant un rapport RSE, de 8%. Solairedirect fournit aux sociétés de projets l’ensemble des services nécessaires au développement, au financement, à la construction, et à la gestion d’actifs de production d’électricité solaire. Ses clients sont donc ces sociétés de projets que le Groupe constitue et dont elle cède le contrôle. La satisfaction de ses clients se mesure par celle de leurs dirigeants et de leurs actionnaires. 143 Ces derniers ont investi dans les sociétés de projets non seulement sur la base d’une attente de retour sur investissement, mais aussi pour la qualité des prestations de gestion et de reporting fournies par Solairedirect. Le Groupe recherche des indicateurs pertinents de performance dans ce domaine. 8.2.2.3 Respect de l’environnement Le Groupe est soumis aux règles relatives à la protection de l’environnement dans chacun des pays dans lesquels il opère. En France, le Groupe est soumis, en outre, à des règles spécifiques à la filière photovoltaïque décrites dans la Section 6.5.3.2 « Cadre réglementaire français sur les énergies renouvelables » du présent document de base. L’objectif du Groupe est non seulement de se conformer à toutes les obligations qui lui incombent à ce titre, mais d’aller au-delà de ces exigences réglementaires en conduisant une politique d’amélioration permanente de ses performances environnementales. La réglementation française issue du Grenelle de l’environnement impose un permis de construire et des études d’impact qui permettent de limiter les impacts réels des parcs au sol sur tous ces aspects. L’ingénierie de projet de Solairedirect est mise à contribution afin d’offrir des infrastructures propres et dotées d’une parfaite intégration paysagère. Le Groupe s’efforce, dans la mesure permise par un contexte hautement compétitif, de mener une politique du mieux-disant, plus exigeante que la réglementation en vigueur. Depuis la livraison de son premier parc en 2009 Vinon-sur-Verdon, Solairedirect capitalise sur son expérience afin d’atteindre les meilleures exigences environnementales dans la conduite de ses projets. Signée par les principaux dirigeants en septembre 2010, la politique environnementale du Groupe témoigne de son engagement en matière de respect de l’environnement et fixe des objectifs afin de mettre en œuvre une démarche d’amélioration continue des performances sur ses impacts majeurs. En particulier, Solairedirect conçoit ses projets de parcs solaires comme des projets de territoire respectueux des milieux naturels et des paysages. Cette volonté se manifeste notamment par : (i) la modulation de la hauteur des panneaux, (ii) le maintien des corridors qui participe la préservation de la biodiversité et au maintien des fonctionnalités écologiques et (iii) la préservation des identités paysagères et patrimoniales locales. Pour chaque projet, une analyse au cas par cas des enjeux et du contexte est effectuée dans l’étude d’impact environnementale réalisée par des cabinets indépendants (notamment volets paysager et naturaliste). Le Groupe développe à présent des procédures de suivi des impacts des ouvrages réalisés, sur lesquelles il entend démontrer les impacts écologiques positifs de ceux-ci et renforcer sa connaissance des milieux où il intervient. Par ailleurs, en développant une approche d’éco-conception, Solairedirect a fait le choix de réduire l’empreinte environnementale de ses parcs en tenant compte des enjeux afférents sur l’ensemble des phases d’un projet : du lancement du projet en développement au recyclage des matériaux et équipements. Solairedirect a exclusivement recourt à des panneaux en silicium cristallin. Deuxième composant le plus abondant de la planète, le silicium offre un haut rendement surfacique nécessitant moins de superficie que d’autres technologies. Ces panneaux, qui ont une durée de vie estimée à 40 ans, ne contiennent pas de métaux lourds et sont recyclables à 99%. Solairedirect est, depuis juillet 2011, adhérente à l’initiative PV Cycle, association indépendante but non-lucratif gérant un système complètement opérationnel de collecte et de recyclage pour les panneaux en fin de vie dans toute l’Europe. 144 Le Groupe a également fait le choix de la réversibilité totale des espaces naturels en fin d’exploitation : - Les installations photovoltaïques fixes sont ancrées au sol par un système de vis, sans recours au béton ; - Le projet ne génère pas d’imperméabilisation du sol ; - Les équipements sont entièrement démontables et recyclables. En fin de vie du projet, le foncier sera restitué, à la collectivité, exempt de tout impact sur l’environnement. En cela, les projets de Solairedirect se différencient de nombreux ouvrages constituant les friches industrielles disséminés sur le territoire, source de pollutions et de risques environnementaux pour les générations futures. Enfin, le Groupe se refuse à développer des projets sur des terres agricoles de grande valeur, c’est-à-dire irriguées, classées AOC/AOP, les grands secteurs remembrés et les terres de grandes cultures. En revanche, en s’installant, en concertation avec le monde agricole, sur des terres à faibles enjeux, ou sur des terres dont l’usage intensif affecte l’environnement, et notamment les nappes souterraines, le Groupe participe au maintien ou à la relance d’activités agricoles ou aux évolutions d’usages bénéfiques pour les territoires. En outre, les parcs solaires n’utilisent qu’une faible portion des terrains qu’ils occupent, environ 35% pour les systèmes fixes, ce qui les rend compatibles avec certaines pratiques agricoles comme l’élevage extensif d’ovins ou encore l’apiculture, les petites cultures maraîchères ou l’élevage à vocation cynégétique. 8.2.2.4 Relations et conditions de travail La valeur de Solairedirect est créée avant tout par les femmes et les hommes qui composent ses équipes et qui œuvrent chaque jour à la réalisation de l’ambition collective, dans le respect des valeurs et de la culture de l’entreprise. Solairedirect a su attirer un capital humain composé de professionnels aux multiples compétences qu’il faut savoir stimuler et valoriser, tout en offrant un cadre de travail sûr et sain. Dans ses métiers d’ingénierie à forte valeur ajoutée, le capital humain du Groupe, réunissant les connaissances, le savoir-faire et les compétences des collaborateurs, offre la capacité de s’adapter face aux changements, de s’engager dans une dynamique d’innovation permanente et de répondre aux attentes de ses parties prenantes, tout en respectant les valeurs d’éthique et de professionnalisme. Sur un marché où l’innovation est centrale, la création de valeur passe avant tout par les talents complémentaires des collaboratrices et collaborateurs de Solairedirect. Les enjeux sociaux sont considérés comme un facteur clé de la réussite future du projet commun. Environnement professionnel stimulant, bien-être au travail et cohésion sociale autour des valeurs du Groupe sont les grands axes de la politique sociale mise en œuvre par la Direction des ressources humaines, et promue par l’ensemble des dirigeants. L’objectif est de permettre à chaque salarié de développer son potentiel. Dans un marché français qui, après une croissance rapide, a fortement décru à partir de 2011 à la suite de changements réglementaires (se reporter à la Section 6.5.3.2 « Cadre réglementaire français sur les énergies renouvelables » du présent document de base), les activités du Groupe sont appelées à s’internationaliser. Pour être capable de saisir les opportunités sur les quatre continents, l’organisation de Solairedirect a gagné en flexibilité permettant une mobilisation de ses forces sur quelque marché que ce soit, dans des contraintes de temps très courtes. La réorganisation mise en place a ainsi permis une capacité d’adaptation en fonction des évolutions du marché. 145 Solairedirect considère également que la diversité au sens le plus large (genre, culture, origine sociale, âge, nationalité, parcours, etc.) constitue la plus grande richesse du Groupe. C’est un atout majeur en matière d’innovation, de performance et d’adaptation à des contextes très variés. Aussi, Solairedirect garantit l’égalité des chances et de traitement à tous les collaborateurs. Le Groupe ne procède à aucun acte discriminatoire, direct ou indirect, que ce soit en matière de relations et conditions de travail, dans les processus de recrutement, de formation, d’évolution de carrière ou encore dans les systèmes de rémunération. Un accord sur l’égalité professionnelle Homme/Femme conclu entre la Direction et les Institutions Représentatives du Personnel le 22 mai 2012, garantit le respect de cet engagement. Il a été réaffirmé dans le Guide des bonnes pratiques formalisé en janvier 2013. Des équipes à taille humaine facilitent la communication, la transmission des compétences et le partage d’expérience, éléments indispensables à la poursuite du développement du Groupe. En dehors de cette culture de communication informelle, Solairedirect s’attache à maintenir un bon niveau de communication formelle avec l’ensemble de ses collaborateurs, grâce à des dispositifs et initiatives variés : animation d’un portail intranet, interventions directes des membres de la Direction auprès des collaborateurs etc. sont autant d’outils de communication mis en œuvre. En France, les salariés sont représentés par une Délégation Unique du Personnel (DUP) qui compte 7 représentants. Entre 2010 et 2012, le Groupe a signé un accord de participation et un plan d’actions seniors. De plus, un accord relatif à l’aménagement du temps de travail est applicable dans l’entreprise depuis le 1er janvier 2014. Dès 2009, Solairedirect a déployé le principe des entretiens annuels pour l’ensemble de ses collaborateurs. Ces entretiens consistent à évaluer les réalisations de chaque collaborateur en fonction d’objectifs fixés l’année précédente. Alors que la responsabilité du Groupe consiste également à anticiper les mutations de ses métiers, Solairedirect a souhaité renforcer les compétences de ses cadres (leadership et management d’équipe) afin de consolider le développement de ses activités. Au-delà du programme dédié aux cadres, Solairedirect défend le développement d’un système de formations professionnelles accessibles à tous ses collaborateurs, sans discrimination basé sur le type de poste ou la position hiérarchique occupée. Ainsi, au cours de l’année 2014, près de 60% de l’effectif France de la Société a suivi une formation. Solairedirect applique des standards élevés qui obligent le Groupe à optimiser ses procédures dans les domaines de la sécurité et de la santé et à faire preuve de tolérance zéro dans l’application des normes de sécurité. L’ambition de Solairedirect est de développer et préserver un environnement de travail respectueux de la santé des collaborateurs et de prévenir les maladies professionnelles. Le Groupe a retenu une approche globale, qui prend en compte les effets du travail sur la santé ainsi que les effets de la santé sur le travail, en suivant l’idée selon laquelle un cadre de travail sain contribue à l’épanouissement des collaborateurs tout en gérant certains risques de sous-performance (mesurés notamment à travers l’absentéisme et les taux d’accidentologie). 8.2.2.5 Ancrage territorial et engagement sociétal Entretenir de relations constructives avec les différentes parties prenantes, et au premier rang desquelles les communautés locales, est un facteur clé de réussite. Ces liens avec notamment les associations environnementales locales, régionales ou nationales, agriculteurs, associations de riverains rentrent dans la logique chère au Groupe d’un ancrage local des activités, pour une meilleure acceptabilité et un partage des bénéfices inhérents au développement de ce type de projets. La capacité à dialoguer et à cerner les attentes des communautés riveraines conditionne l’intégration locale du Groupe, et c’est en comprenant les enjeux locaux et en y faisant face que Solairedirect sera en mesure d’assurer la pérennité de ses activités. 146 Solairedirect est consciente que l’installation et l’exploitation d’un parc solaire a, au niveau local, une incidence sur les dynamiques territoriales. Aussi, le Groupe considère que l’intérêt général d’un projet ne se décrète pas mais se construit collectivement et doit procurer des bénéfices mutuels, prouvant ainsi qu’il répond bien à l’expression locale de l’intérêt général. Pour gagner cette légitimité collective et réussir l’appropriation sociale du projet, l’ambition de Solairedirect est de développer des outils de dialogue et d’élaborer un modèle de partenariat de projet fixant les attentes des parties prenantes et mesurant la satisfaction de ces dernières. Les équipes de développement mettent en œuvre une approche d’écoute et de dialogue avec les parties prenantes, laquelle s’inscrit dans la durée et dont l’intensité varie en fonction des phases du projet. Elles offrent également aux acteurs concernés l’opportunité d’élaborer conjointement le projet, depuis la phase de développement jusqu’à celle d’exploitation. Solairedirect aborde chaque projet de parc comme un projet de développement local et d’intérêt général et travaille très en amont en étroite concertation avec les services de l’Etat, les collectivités locales, les associations et l’ensemble des habitants des territoires concernés. En tant qu’acteur des territoires, Solairedirect a développé une politique de soutien aux actions d’éducation, de protection de l’environnement et de soutien aux initiatives sociales à l’échelle communale. La manière dont les coûts et les bénéfices de l’exploitation des infrastructures énergétiques sont distribués a une influence considérable sur la réussite et l’acceptation des projets, et cette prise de conscience a donné lieu peu à peu à un renforcement des politiques des autorités et des entreprises en matière d’étude d’impact social des projets. Par exemple, Solairedirect participe à l’essor des territoires en travaillant au quotidien avec des entreprises nationales et des PME locales. 8.2.3 Données RSE et périmètre de reporting Le déploiement d’un plan d’action ne saurait être complet sans la définition, le suivi et la validation d’indicateurs de performances pertinents au regard des enjeux étudiés. 147 9. EXAMEN DE LA SITUATION FINANCIÈRE ET DU RÉSULTAT Les développements suivants doivent être lus conjointement avec l’intégralité du présent document de base, et en particulier, avec les états financiers consolidés du Groupe pour les exercices clos les 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 (y compris la note 20 qui comprend des informations comparatives pour la période de 12 mois close le 31 mars 2013) (les « Etats Financiers Annuels ») et les états financiers consolidés condensés pour le semestre clos le 30 septembre 2014 (les « Etats Financiers Semestriels »), figurant au Chapitre 20 « Informations financières concernant le patrimoine, la situation financière et les résultats de la Société » du présent document de base. Les états financiers consolidés du Groupe ont été établis en conformité avec le référentiel IFRS tel qu’adopté par l’Union européenne. 9.1 PRESENTATION GÉNÉRALE 9.1.1 Introduction Solairedirect est une entreprise mondiale du secteur de l’énergie solaire qui, forte d’une position la classant parmi les leaders du marché français de l’énergie photovoltaïque en termes de MW mis en service (source : ERDF) et de son expérience acquise en matière de développement et d’exploitation de parcs solaires acquise en France et à l’étranger, saisit des opportunités de développement sur le secteur émergent de l’énergie solaire à coût compétitif sur des marchés attractifs à travers le monde. Solairedirect concentre ses activités sur le développement, la construction, l’exploitation, la maintenance, l’entretien et l’investissement dans des parcs solaires de grande envergure (comprenant à la fois des centrales solaires au sol et des installations photovoltaïques sur toitures dont la puissance dépasse 1 MW), compétitifs et financièrement viables, qu’elle cède de manière opportuniste à des investisseurs du secteur de l’énergie, soit durant la phase de préconstruction, soit après le démarrage des opérations de commercialisation de l’énergie produite, en fonction de la stratégie du Groupe relative au projet. 9.1.2 Consolidation des sociétés de projets Conformément à ce qui est indiqué dans le Chapitre 6 « Aperçu des activités du Groupe », du présent document de base, le Groupe possède dans certains cas des participations dans les sociétés de projets qui détiennent les projets qu’il construit. Lorsque le Groupe contrôle une de ces sociétés de projets, il la consolide dans ses comptes, incluant notamment les revenus perçus par cette société liés à la production de l’électricité, ainsi que ses coûts, investissements, endettement et actifs, quand bien même les sociétés de projets sont financées par voie d’endettement sans recours. D’autre part, lorsqu’une de ces sociétés de projets est contrôlée, le chiffre d’affaires et la marge des segments Développement et Construction, Services aux Actifs et Gestion des Participations afférents à cette société sont alors éliminés en consolidation. Le Groupe détient des participations minoritaires, généralement de 10 à 15%, dans un certain nombre de projets. Quand bien même il détient moins de 20% des droits de vote dans ces sociétés de projets, le Groupe estime néanmoins exercer une influence notable au regard de la norme IAS 28 révisée sur ces entités. A ce titre, ses participations dans les sociétés de projets sont donc comptabilisées, à partir du 1er avril 2013, selon la méthode de la mise en équivalence. Dans le processus de consolidation, les marges réalisées avec des sociétés mises en équivalence sont éliminées à hauteur de la participation directe ou indirecte détenue par le Groupe dans la limite des capitaux investis, notamment au travers d’avances en compte courant. 9.1.3 Composition du chiffre d’affaires et de la marge brute par segment Conformément à la norme IFRS 8, le Groupe présente son information sectorielle sur la base des éléments d’informations financières présentés à l’équipe dirigeante du Groupe dans le reporting interne du Groupe. Le Groupe présente quatre segments dans ses états financiers : 148 • Développement et Construction. Ce segment regroupe les activités de développement et construction de projets photovoltaïques pour les sociétés de projets. • Services aux Actifs. Ce segment regroupe les activités de gestion opérationnelle des installations photovoltaïques pour les sociétés de projets. • Gestion des Participations. Ce segment regroupe les activités de gestion des participations minoritaires ou majoritaires de Solairedirect dans les sociétés de projets et installations photovoltaïques. • Autres. Ce segment loge une activité spécifique d’assemblage et vente des panneaux photovoltaïques, tel que décrit ci-dessous. 9.1.3.1 Développement et Construction Le segment opérationnel Développement et Construction comprend l’activité de développement et de construction des parcs solaires (comprenant essentiellement des centrales solaires au sol mais aussi des installations photovoltaïques sur toitures dont la puissance dépasse 1MW) pour les sociétés de projets. Historiquement et actuellement, ce segment opérationnel génère la grande majorité du chiffre d’affaires consolidé du Groupe. Pendant l’exercice clos le 31 mars 2014, ce segment a contribué à hauteur de 139,5 millions euros au chiffre d’affaires consolidé du Groupe (89,2% du chiffre d’affaires consolidé total). Le Groupe évalue la performance de son segment Développement et Construction dans son reporting interne sur la base du chiffre d’affaires et d’une marge sectoriels définis comme le chiffre d’affaires et la marge brute générés par les entités opérationnelles de ce segment au titre des contrats de développement et construction conclus avec les sociétés de projets, indépendamment des règles de consolidation définies par les normes IFRS. Une réconciliation entre le chiffre d’affaires et la marge sectoriels et le chiffre d’affaires et la marge brute consolidés établis selon les normes IFRS est présentée à la note 19 aux Etats Financiers Annuels et à la note 7 aux Etats Financiers Semestriels. Chiffre d’Affaires Sectoriel Le Groupe facture ses prestations de développement et construction (ces prestations sont ciaprès dénommées « EPC » pour « Engineering, Procurement, Construction », ou services de conception, fourniture et installation) à la société de projet, en général sur la base d’un contrat dont le prix varie principalement en fonction du nombre de mégawatts à construire et des coûts de développement et de construction préalablement estimés par le Groupe lors de la recherche d’investisseurs dans le projet. Conformément à la norme IAS 11, les produits et les coûts associés aux contrats de développement et construction sont comptabilisés respectivement en produits et charges en fonction du degré d’avancement des différents chantiers à la fin de l’exercice comptable considéré et de la marge à terminaison estimée au démarrage du chantier, le cas échéant, ajustée en cours de chantier et, en tout état de cause, à l’issue du chantier considéré pour tenir compte des coûts effectivement encourus. Voir la Section 9.1.8.1 « Démarrage de projets, Mégawatts construits et avancement des constructions » ci-dessous.. Le chiffre d’affaires sectoriel du segment Développement et Construction pour une période donnée est donc principalement fonction du nombre de projets pour lesquels la construction a commencé au cours de cette même période, l’état d’avancement des différents chantiers de construction, la taille des projets concernés, et le niveau moyen du prix de développement et construction par mégawatt construit. Pour une définition du terme « MW construit » voir la Section 9.1.8.1 « Démarrage de projets, Mégawatts construits et avancement des constructions » ci-dessous. 149 Marge Brute Sectorielle La marge brute du segment Développement et Construction représente le produit des activités du segment diminué des charges d’exploitation rattachables aux projets, notamment les achats consommés ainsi que la partie des charges externes et charges de personnel considérées par le Groupe comme étant directement liées au segment. Conformément à la norme IAS 11, les coûts associés aux contrats de développement et construction sont comptabilisés en charges en fonction du degré d’avancement de l’activité du contrat à la fin de la période de comptabilisation. Voir la Section 9.1.8.1 « Démarrage de projets, Mégawatts construits et avancement des constructions » ci-dessous. 9.1.3.2 Services aux Actifs Le segment opérationnel Services aux Actifs comprend essentiellement l’activité d’exploitation et de maintenance d’installations photovoltaïques. Ces services sont fournis à toute installation construite par le Groupe, en général dans le cadre d’un contrat de gestion conclu pour une durée de 20-25 ans avec la société de projet qui détient l’installation photovoltaïque. Chiffre d’Affaires Sectoriel Le prix des services de gestion est principalement fonction des coûts d’exploitation et de maintenance préalablement estimés par le Groupe et est défini dans un contrat qui est signé concomitamment à la signature des contrats de financement par la société de projet. Le contrat, qui prévoit généralement une facturation mensuelle, est signé en même temps que le contrat EPC et prend effet une fois que les tests préalables à la mise en service ont été effectués et que la construction du projet a été certifiée comme ayant atteint le stade de réception provisoire (stade dit de « substantial completion »). Pour une description des services fournis au titre du segment opérationnel Services aux Actifs, voir la Section 6.4.2 « Segments opérationnels du Groupe » du présent document de base. Le chiffre d’affaires du segment opérationnel Services aux Actifs s’est élevé à 5,6 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014. Le Groupe évalue la performance de son segment Services aux Actifs dans son reporting interne sur la base d’un chiffre d’affaires et d’une marge sectoriels définis comme le chiffre d’affaires et la marge brute générés par les entités opérationnelles du Groupe au titre des contrats de gestion conclus avec les sociétés de projets, indépendamment des règles de consolidation prévues par les normes IFRS. Une réconciliation entre le chiffre d’affaires et la marge sectoriels et le chiffre d’affaires et la marge brute consolidés établis selon les normes IFRS est présentée à la note 19 aux Etats Financiers Annuels et à la note 7 aux Etats Financiers Semestriels. Le chiffre d’affaires du segment opérationnel Services aux Actifs pour une période donnée est donc principalement fonction du nombre moyen de MW sous gestion au titre des contrats d’exploitation-maintenance en vigueur pendant cette même période et le tarif moyen appliqué par MW. Le chiffre d’affaires du segment opérationnel Services aux Actifs dépend aussi de la méthode de comptabilisation du chiffre d’affaires lié au contrat de gestion, qui est généralement constaté linéairement sur la durée du contrat sauf pour certaines prestations (notamment des prestations de dépannage) où il est constaté au moment où la prestation est effectuée. Marge brute sectorielle La marge brute du segment Service aux Actifs représente le chiffre d’affaires sectoriel moins les charges opérationnelles courantes sectorielles. Pour ce segment, ces charges opérationnelles courantes sectorielles comprennent la partie des charges de personnel du Groupe et des charges externes relatives aux services de O&M pour les des installations solaires. Ces charges incluent notamment les coûts des fournisseurs de services de maintenance et les frais de personnel associés aux salariés gérant le projet. 150 9.1.3.3 Gestion des Participations Le segment opérationnel Gestion des Participations comprend essentiellement l’activité de gestion financière des participations du Groupe dans les sociétés de projets ou holding de sociétés de projets qui détiennent les installations photovoltaïques. Ces investissements prennent généralement la forme de détention de titres dans ces sociétés de projets et/ou d’avances en compte courant d’associés ou équivalents accordées à celles-ci. Le chiffre d’affaires sectoriel du segment Gestion des Participations s’est élevé à 1,8 million d’euros pendant l’exercice clos le 31 mars 2014. La contribution du segment opérationnel Gestion des Participations au chiffre d’affaires consolidé s’est élevée à 0,9 million d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014. Chiffre d’affaires sectoriel Le chiffre d’affaires sectoriel du segment opérationnel Gestion des Participations, sur une période donnée, est composé : • des plus (ou moins) values sur cession de titres de participations dans les sociétés de projets ; et • des produits d’intérêts reçus d’investissements effectués sous forme de d’avances en compte courant ou équivalents, indépendamment des règles de consolidation prévues par les normes IFRS, à la fois des participations minoritaires et majoritaires. Les plus (ou moins) values sur cession de participations dans des sociétés de projets sur la période. Le Groupe constitue des sociétés de projets dès la phase de développement, ou au plus tard lorsque le projet atteint le stade de développement « backlog ». Le Groupe détient généralement 100% du capital desdites sociétés de projets ou partage le capital dans le cadre d’accords de codéveloppement jusqu’au moment où il a rassemblé tous les éléments nécessaires au financement du projet. En fonction de la stratégie de financement retenue, le Groupe soit cède tout ou partie du capital de la société de projet à des capital-investisseurs au cours de la phase de pré-construction puis procède à la construction du parc solaire pour le compte de ces investisseurs, soit construit le parc solaire pour son compte propre et en démarre l’exploitation avant de céder toute ou partie du capital de la société de projet à des capital-investisseurs après le démarrage de la production de l’électricité. Le Groupe affecte les plus (ou moins) values de cession de ses participations dans des sociétés de projets en chiffre d’affaires du segment « Gestions des Participations ». Les principaux facteurs qui pèsent sur l’importance des plus-values de cessions sont: (i) le moment de la cession, (ii) la durée de détention des participations, et (iii) le prix des titres de participations rapporté à leur valeur comptable. Plus généralement, la plus-value de cession reconnue par le Groupe lors de la cession d’une participation dépend fortement de la valeur d’entreprise associée au projet photovoltaïque rapporté à l’actif net dudit projet tel que figurant au bilan du Groupe. Le fait de détenir un projet jusqu’à la phase « brownfield » a généralement un impact positif sur la valeur d’entreprise du projet et permet de réduire la prime de risque demandée par les capitalinvestisseurs, en raison notamment de la valeur ajoutée découlant d’un historique de production d’électricité et de performance avérée d’un système. Les plus (ou moins) values de cession peuvent avoir un impact significatif sur le chiffre d’affaires du Groupe pour une période donnée. Par exemple, le Groupe a réalisé des plus-values de cession de 6,9 millions d’euros (donnée sectorielle) au cours de l’exercice clos le 31 mars 2013, consécutivement à la cession d’une participation de 35,25% dans la société de participations Solaire Durance. Voir la Section 9.1.7.2 « Modifications du périmètre de consolidation » ci-dessous. Au 31 mars 2014, le Groupe avait 0,8 million d’euros de titres mis en équivalence, des créances rattachées à des participations d’une valeur nette de 10,8 millions d’euros (qui résultent d’une valeur brute de 22,2 millions d’euros diminuée des dépréciations de créances pour 11,4 millions d’euros) et 0,1 million 151 d’euros de titres AFS. Pour plus d’informations, voir la Section 6.4.2 « Segments opérationnels du Groupe » du présent document de base. Les produits d’intérêts perçus par le Groupe au titre du financement qu’il accorde sous forme de compte courant ou équivalent aux sociétés de projets pendant la période. Le Groupe perçoit des intérêts sur le financement qu’il accorde sous forme de comptes courants ou équivalent aux sociétés de projets. Dans son chiffre d’affaires sectoriel, le Groupe comptabilise tous les intérêts reçus y compris ceux reçus des sociétés de projets consolidées. Ces intérêts sont généralement fonction du montant du financement et le taux d’intérêt moyen appliqué. Ces taux varient selon les pays où se situent les sociétés de projets. Les taux d’intérêt qui s’appliquent aux financements accordés dans les pays non membres de l’OCDE sont généralement plus élevés que ceux qui s’appliquent aux financements accordés dans les pays membres de l’OCDE. Marge Brute Sectorielle La marge brute du segment Gestion des Participations représente le chiffre d’affaires sectoriel du segment moins les charges opérationnelles courantes sectorielles. Pour le segment Gestion des Participations, la marge brute sectorielle est constituée de : • La marge brute calculée comme le produit issu de la cession des titres de participations diminuée de la valeur nette comptable desdits titres de participation. • La marge brute calculée comme le chiffre d’affaires issu des produits des intérêts au titre des comptes courants. 9.1.3.4 Autres Le Groupe présente également, dans la note sectorielle à ses états financiers, une information financière sous l’intitulé « Autres » sur le chiffre d’affaires et la marge brute générés par des activités non comprises dans ses trois segments opérationnels. Ce chiffre d’affaires et la marge brute reflètent des recettes et des dépenses engagées dans l’exercice des opérations d’assemblage des panneaux photovoltaïques en Afrique du Sud au titre d’un contrat de travail à façon avec le fabricant de panneaux photovoltaïques ReneSola et de la fourniture des panneaux photovoltaïques aux entités opérationnelles du segment Développement et Construction. Au total, le chiffre d’affaires sectoriel « Autres » s’établit à 24,6 millions d’euros pour l’exercice 2014. Net des transactions inter-segments, le montant du chiffre d’affaires généré par le segment Autres serait de 10,5 millions d’euros, correspondant seulement au chiffre d’affaires de la convention de travail à façon. Chiffre d’affaires sectoriel Le chiffre d’affaires sectoriel du segment « Autres » consiste du chiffre d’affaires généré par Solairedirect Technologies (SDT) qui détient une usine d’assemblage de panneaux photovoltaïques en Afrique du Sud, indépendamment des opérations inter-segments. • Opérations de travail à façon. Le Groupe fabrique des panneaux photovoltaïques au titre d’une convention de travail à façon conclu entre Solaire Direct Technologies (SDT), filiale détenue à 100% par Solairedirect SA, qui détient une usine d’assemblage de panneaux photovoltaïques en Afrique du Sud, et ReneSola, un fabricant de panneaux photovoltaïques. Aux termes de cette convention de travail à façon, qui arrive à expiration au 31 mars 2016, ReneSola s’engage à acquérir un volume minimum de panneaux photovoltaïques auprès de SDT, laquelle consent en retour à fabriquer ces panneaux selon les spécifications de ReneSola, au sein de son usine située en Afrique du Sud et en utilisant les matières première fournies par ReneSola. La convention prévoit une commission de travail à façon, pour chaque module, payable à SDT sur une base mensuelle, et qui dépend du type et du volume 152 total annuel de panneaux photovoltaïques fabriqués. Cette commission de travail à façon est indexée, sur une base annuelle, sur l’indice des prix du producteur en Afrique du Sud. La convention de travail à façon a généré un chiffre d’affaires consolidé de 10,5 millions d’euros (soit 6,7% du chiffre d’affaires consolidé total du Groupe) pour l’exercice clos le 31 mars 2014. • Fourniture des panneaux photovoltaïques aux entités du segment « Développement et Construction ». Le segment Développement et Construction achète une partie de la production des panneaux photovoltaïques pour les parcs solaires qu’il développe et construit en Afrique du Sud. Marge Brute Sectorielle La marge brute du segment « Autres » représente le chiffre d’affaires sectoriel du segment moins ces charges opérationnelles courantes sectorielles. Pour le segment Autres, les charges opérationnelles courantes sectorielles se composent des achats consommés pour la production des panneaux photovoltaïques et la partie des charges externes et charges de personnel allouées à l’activité du segment. 9.1.4 Contribution des segments au chiffre d’affaires et à la marge brute consolidée Conformément à ce qu’il est indiqué ci-dessus, pour les besoins de son reporting interne et la note sectorielle aux états financiers (voir la note 19 aux Etats Financiers Annuels et la note 7 aux Etats Financiers Semestriels), le Groupe évalue la performance de ses segments sur la base d’un chiffre d’affaires et d’une marge brute avant éliminations des transactions intra-Groupe. Cette approche peut générer des différences significatives entre les chiffres sectoriels et les chiffres consolidés préparés conformément aux normes IFRS. Le tableau ci-dessous présente le passage du chiffre d’affaires sectoriel au chiffre d’affaires contributif IFRS et de la marge brute sectorielle à la marge brute contributrice IFRS pour chaque segment pour les périodes indiquées. 153 En milliers d'euros Service aux actifs Gestion des participations Autres 2014/2013 (12 mois) 142 252 5 575 1 804 24 634 174 266 (2 746) (85) (14 163) - - (25) 884 (1 779) - - (17 020) 884 (1 779) - 139 507 5 490 884 10 471 156 352 28 685 2 520 1 804 4 499 37 509 (756) - (31) (813) 771 (1 779) - 4 468 35 688 Construction CA Sectoriel Retraitements de consolidation : Eliminations des opérations entre secteurs Ventes d'électricité des entités projets contrôlées Produits financiers sur les entités projet non contrôlées Externalisation de CA Contributif IFRS Sectoriel Marge brute Sectorielle Retraitements de consolidation : Neutralisation de la marge de consolidation Ventes d'électricité des entités projets contrôlées - - (25) 771 (1 779) - 27 929 2 520 771 Produits financiers sur les entités projet non contrôlées Externalisation de marge Marge Brute IFRS externe Autres produits et charges opérationnels courantes hors marge brute Excedent Brut Operationnel (28 341) 7 347 Dotations aux amortissements Dotations nettes aux dépréciations et aux provisions Autres produits et charges opérationnels non courantes (1 689) 1 566 (3 734) Résultat opérationnel 3 490 Coût de l'endettement financier net Autres produits financiers Autres charges financières (996) 3 106 (2 037) Résultat financier 73 Résultat avant impôt 3 563 Charge d'impôt Quote-part du résultat net des entreprises associées (2 625) (74) Résultat net de l'exercice 864 154 En milliers d'euros CA Sectoriel Construction Service aux actifs Gestion des participations 102 889 4 939 8 323 3 108 119 259 (8 835) - - (1 025) (9 860) (1 402) 18 235 Autres 2013/2012 (15 mois) Retraitements de consolidation : Eliminations des opérations entre secteurs Ventes d'électricité des entités projets contrôlées Produits financiers sur les entités projet non contrôlées Externalisation de CA Contributif IFRS Sectoriel Marge brute gobale de la période (1 402) 18 235 112 289 4 939 6 920 2 083 126 231 29 870 2 895 7 768 740 41 273 Retraitements de consolidation : Neutralisation de la marge de consolidation Ventes d'électricité des entités projets contrôlées Produits financiers sur les entités projet non contrôlées Externalisation de marge (1 195) Marge Brute externe 46 910 (1 195) (1 402) 18 235 (1 402) 18 235 Autres produits et charges opérationnels courants 2 895 6 365 740 56 911 (41 364) Excedent Brut Operationnel 15 547 Dotations aux amortissements Dotations nettes aux dépréciations et aux provisions Autres produits et charges opérationnels non courants (1 491) (1 465) - Résultat opérationnel 12 592 Coût de l'endettement financier net Autres produits financiers Autres charges financières (404) 1 928 (580) Résultat financier 943 Résultat avant impôt 13 535 Charge d'impôt Quote-part du résultat net des entreprises associées (4 304) 453 Résultat net de l'exercice 9 686 9.1.4.1 Passage du chiffre d’affaires et marge brute sectoriels Développement et Construction au chiffre d’affaires contributif IFRS Développement et Construction. • Éliminations des transactions avec les sociétés de projets consolidées. Pour autant que le Groupe contrôle et consolide une société de projet, l’intégralité du chiffre d’affaires et la marge afférente au titre du contrat de développement et construction avec la société de projet est neutralisé en consolidation car relevant d’opérations intragroupe. En attendant la cession effective du contrôle de la société de projet, un actif (immobilisations corporelles) est constitué au bilan du Groupe d’un montant égal à son coût de construction et la dette du projet apparait au passif du bilan consolidé. • Externalisation de la marge construction sur cession de contrôle ou sortie de la mise en équivalence. Pour autant que le Groupe exerce au préalable un contrôle d’une société de projet, le Groupe enregistre, consécutivement à la cession du contrôle de ladite société de projet, la réintégration dans le calcul du résultat de cession de la marge de construction qui avait été neutralisée pendant la période de contrôle. Le résultat de cession est alors comptabilisé dans le chiffre d’affaires contributif IFRS du segment Développement et Construction. Pour autant que le Groupe exerce une influence notable sur la société de projet (mise en équivalence) le Groupe enregistre consécutivement à la cession de l’influence notable sur la société de projet la réintégration dans le calcul du résultat de cession de 155 la quote-part de la marge de construction qui avait été neutralisée au moment de la construction. 9.1.4.2 Passage du chiffre d’affaires et marge brute sectoriels Service aux Actifs au chiffre d’affaires contributif IFRS Service aux Actifs. Le chiffre d’affaires réalisé avec des sociétés de projets dans le périmètre de consolidation est neutralisé. La marge brute sectorielle du segment Services aux Actifs est également la marge brute IFRS. 9.1.4.3 Passage du chiffre d’affaires et marge brute sectoriels Gestion des Participations au chiffre d’affaires contributif IFRS Gestion des Participations. Le chiffre d’affaires sectoriel issu des produits d’intérêts réalisés avec des sociétés de projets consolidées est neutralisé en consolidation. Pour ce qui est des produits d’intérêts réalisés avec les sociétés de projets non-contrôlées, ceux-ci apparaissent dans le résultat financier consolidé. En outre, pour autant que le Groupe conserve le contrôle d’une société de projet audelà de la date de début des opérations de commercialisation d’électricité, le chiffre d’affaires consolidé IFRS du Groupe inclut le chiffre d’affaires généré par la vente de l’électricité produite par la société de projet. En revanche, à partir du moment où le contrôle de la société de projet est cédé, le Groupe ne consolide plus ce chiffre d’affaires de la société de projet. Au cours de l’exercice clos le 31 mars 2014 le Groupe a enregistré en chiffre d’affaires contributif IFRS un produit de 0,9 million d’euros de vente de l’électricité issu de deux sociétés de projets contrôlées, à savoir l’une située en Inde, détenant un projet d’une puissance de 5,6 MW, et l’autre au Chili, détenant un projet d’une puissance de 1,3 MW. A l’avenir en application de sa stratégie, le Groupe, en conservant le contrôle d’un plus grand nombre de sociétés de projets, devrait enregistrer un chiffre d’affaires contributif IFRS de production d’électricité grandissant. 9.1.4.4 Passage du chiffre d’affaires et marge brute sectoriels Autres au chiffre d’affaires contributif IFRS Autres Les transactions inter-segments sont neutralisées en consolidation. 9.1.5 Calcul de l’EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) et de l’EBIT Sectoriel par Division (hors plus-value de cessions) Au sein de la Section 12.3 « Perspectives d’avenir à moyen terme » et du Chapitre 13 « Prévisions ou estimations du bénéfice » du présent document de base, le Groupe présente des objectifs en termes d’« EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) Total » et d’« EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) par Segment » : • Le Groupe calcule l’« EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) Total » comme étant égal : o au montant cumulé des marges brutes sectorielles des segments du Groupe (hors plus-values de cession) ; o diminué du montant total des « Couts de Structure non-Alloués » et des « Dotations aux Amortissements » (hors dotations aux amortissements provenant des sociétés de projets consolidées). 156 • Le Groupe calcule l’« EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) par Segment » pour chacun des segments comme étant égal : o au montant de marge brute sectorielle du segment ; o diminué du montant alloué à ce segment du montant total des « Coûts de Structure non-Alloués » et des « Dotations aux Amortissements » (hors dotations aux amortissements provenant des sociétés de projets consolidées), sur la base d’une allocation de ces Coûts de Structure non-Alloués et Dotations aux Amortissements au prorata des chiffres d’affaires sectoriels des segments Développement et Construction et Services aux Actifs. Le tableau suivant présente le calcul de l’EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) pour les périodes indiquées. En millions d’euros Marge Brute Totale Couts de Structure non Alloués Dotations aux amortissements hors sociétés de projets Dotations nettes aux dépréciations et aux provisions Autres produits et charges opérationnels non courants Plus-value de cession EBIT Sectoriel (hors plus-value de cession) Total Dont Développement et Construction Dont Services aux Actifs Dont Gestion des Participations (hors plus-values de cession) Dont Autres 9.1.6 Exercice clos le 31 mars 2014 Exercice clos le 31 mars 2013 Variation (%) Semestre clos le 30 septembre 2013 10,2 Variation (%) (9%) Semestre clos le 30 septembre 2014 9,7 37,5 41,3 (28,3) (41,4) (31%) (13,6) (14,0) (3%) (1,4) (1,5) (7%) (0,6) (0,8) (22%) 1,6 (1,5) n.s. (0,4) (0,6) (31%) (3,7) - (6,9) n.s. (100%) - - n/a - 5,6 (10,0) n.s. (5,0) (5,3) (5%) (2,0) 1,3 (12,4) 0,9 (84%) 52% (9,0) 1,1 (8,4) 0,7 7% 61% 1,8 4,5 0,8 0,7 113% 508% 0,9 2,0 0,6 1,8 52% 10% (5%) Etude de Cas – Esparron 1 Le Groupe considère que son positionnement sur les activités de développement et construction, services aux actifs et investissement dans des actifs solaires lui ouvre la possibilité de générer de la valeur tout au long du cycle de vie d’un projet. Le projet Esparron I illustre bien les atouts de cette stratégie. • Investissement initial. Le Groupe a lancé le développement du projet Esparron 1 en 2008 et a créé une société de projet pour détenir le projet, d’abord contrôlée à 100% par le Groupe, en février 2008. • Vente au stade « greenfield ». Fort des autorisations administratives nécessaires à la construction et à l’exploitation du projet, obtenues en janvier 2010, le Groupe a pu organiser le financement du projet en capital et en dette auprès de 123Venture et Unifergie en juin 2010. Un holding de reprise, Solaire Venture Esparron 1, financé à 157 85% par 123Venture et à 15% par le Groupe, a été constitué et s’est porté acquéreur de 100% des titres de la société Esparron 1. Les investisseurs ont apporté au prorata de leur participation le capital les avances en compte courant nécessaires à l’acquisition et au financement du projet. Le Groupe a ainsi investi 1,1 million d’euros. A cette occasion, ont été signés : • • o Un contrat de construction pour un montant de 30,4 millions d’euros hors taxe sur lequel le Groupe a réalisé une marge de construction de 10,6 millions d’euros, soit 34,8%. o Un contrat d’opération et maintenance. o Un contrat de cession des actions de la société Esparron 1 pour un montant de 3,1 millions d’euros (soit 0,43 euros/watt), permettant au Groupe de réaliser une plus-value de cession équivalente au prix de cession. o Un pacte d’actionnaires spécifiant notamment un engagement de cession conjointe. Exploitation. Le parc Esparron I a atteint sa date de début des opérations de commercialisation d’électricité en avril 2011 et le stade de réception provisoire en juin 2011. Depuis lors, la société de projet a payé au Groupe : o Des frais au titre du contrat d’opération et maintenance pour un montant de 315 000 euros par an, sur lequel le Groupe a réalisé une marge de Services aux Actifs de 159 000 euros en 2014, soit 50,4%. o Des remboursements (intérêts plus une partie du principal) d’avances en compte courant de 1,4 million d’euros. Vente au stade « brownfield ». Après trois ans d’opération, 123Venture a souhaité procéder à la cession de SolaireVenture Esparron 1 entrainant la cession par le Groupe de ses 15% détenus en vertu des accords définis dans le pacte d’actionnaires. A cette occasion, le Groupe a signé : o Un contrat de cession des actions pour un montant de 897 000 euros (pour les 15% détenus par le Groupe), correspondant à un prix de 0,71 euros/watt. Cet exemple illustre bien le modèle du Groupe et sa capacité de capter de la valeur à chaque étape de vie du projet : o Développement et Construction. Dans son activité de développement et construction, le Groupe a pu réaliser un chiffre d’affaires sectoriel de 30,4 millions d’euros et une marge brute de 10,6 millions d’euros ; o Services aux Actifs. Dans son activité de services aux actifs, le Groupe a pu réaliser un chiffre d’affaires sectoriel de 315 000 euros par an, avec une marge brute de 50% ; o Gestion des Participations. Dans son activité d’investissement, le Groupe a généré hors flux récurrents de 1,4 million d’euros en intérêts sur avances en compte courant, et un retour cash-on-cash de 3,6 fois son investissement, soit des flux de trésorerie de 4,0 millions d’euros de flux entrants sur la vente de 85% de la participation au stade « greenfield » et 15% au stade « brownfield ». Comme illustre cet exemple, le prix 158 par watt au stade « brownfield » a été supérieur (+66%) à celui de la vente au stade « greenfield ». 9.1.7 Facteurs ayant une incidence significative sur la comparaison des résultats entre périodes 9.1.7.1 Changement de la date de clôture de l’exercice En décembre 2012, l’Assemblée Générale Extraordinaire de la Société a approuvé la modification de la date de clôture de l’exercice social du Groupe du 31 décembre au 31 mars de chaque année. En conséquent, l’exercice social clos le 31 mars 2013 couvre une période de 15 mois. 9.1.7.2 Modifications du périmètre de consolidation De 2009 à 2013, le Groupe détenait une participation de 50,25% au sein de la société Solaire Durance, qui elle-même détient quatre sociétés de projets dont les installations ont été développées et construites par le Groupe (Vinon, Les Mées 1, Les Mées 2 et Varages 1). Le Groupe ne disposant pas du contrôle de Solaire Durance, mais seulement d’une influence significative, notamment en raison du fait que les décisions se prennent à l’unanimité dans cette société, cette participation avait été comptabilisée selon la méthode de mise en équivalence. Selon cette méthode, la marge afférente aux opérations entre une société mère et une société mise en équivalence est neutralisée lors de la consolidation, à hauteur de la part du Groupe dans le capital de la société. Par conséquent, le Groupe a comptabilisé dans ses comptes consolidés pendant cette période seulement 49,75% des marges générées par les prestations de développement et construction facturées aux sociétés de projets pour la construction de leurs parcs solaires. En mars 2013, le Groupe a vendu 35,25% du capital de la société Solaire Durance (ci-après la « Transaction Solaire Durance »), générant une plus-value de cession de 6,9 millions d’euros dans les comptes sociaux de Solairedirect (affectée au chiffre d'affaires sectoriel du segment Gestion des Participations). Lors de la cession de cette participation, le Groupe a également réintégré dans le calcul du résultat de cession consolidé un produit additionnel de 18,2 millions d'euros, correspondant à la marge de développement et construction qui avait été neutralisée pendant la période où la société Solaire Durance était mise en équivalence (ce montant de 18,2 millions d’euros est comptabilisé dans les postes « externalisation de chiffre d’affaires » et « externalisation de marge » dans la note 19 aux Etats Financiers Annuels). En outre, le Groupe a généré un produit de 2,9 millions d'euros au titre de la réévaluation à la hausse de la valeur comptable de sa participation résiduelle de 15% sur la base du prix de vente qui est comptabilisé sous le poste « autre produits opérationnels courants » mais qui n'affecte ni le chiffre d'affaires ni la marge brute, mais améliore l'excèdent brut opérationnel. Globalement, la Transaction Solaire Durance a donc généré un produit global de 28,0 millions dans les comptes consolidés établis au 31 mars 2013. Le tableau ci-dessous résume l’impact de la Transaction Solaire Durance sur la contribution des segments indiqués au chiffre d’affaires consolidé et à la marge brute consolidé pour l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013. 159 (En millions d’euros) Contribution au Chiffre d’Affaires Consolidé Développement et Construction Service aux Actifs Gestion des Participations Marge Brute Développement et Construction Marge Brute Services aux Actifs Marge Brute Gestion des Participations Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 Montant comptabilisé Part attribuable Montant excluant la à la Transaction Transaction Solaire Solaire Durance Durance Millions % de la million % de la d’euros contribution d’euros contribution par le par le segment au segment au chiffre chiffre d’affaires d’affaires consolidé consolidé 112,3 -18,2 94,1 -4,9 --4,9 -6,9 -6,9 --- 46,9 41,8% 18,2 28,7 30,5% 2,9 58,6% -- 2,9 58,6% 6,4 92,0% 6,9 (0,5) n.s. 9.1.7.3 Cessation de l’activité d’installations photovoltaïques sur toitures de moins d’1 MW Jusqu’en 2011, le Groupe avait une activité de développement et construction ainsi que de gestion et services aux actifs pour les installations photovoltaïques sur toitures résidentielles et toitures professionnelles de taille moyenne en France (avec une production de plus de 36 kW et moins de 250 kW). Au regard des coûts significatifs de commercialisation dans le secteur des toitures résidentielles, le Groupe a mis fin à son activité de développement et construction de petites installations photovoltaïques sur toitures résidentielles en 2011 et a cessé entièrement son activité concernant les installations photovoltaïques sur toitures de moins d’1 MW en 2012. (L’activité d’installations solaires sur toitures de >1 MW est assimilée à l’activité de parcs solaires.) 9.1.7.4 Changement de traitement comptable des sociétés de projets Dans le cadre de son analyse de la mise en œuvre des changements des normes IFRS 10, 11, et 12 et IAS 27 et 28 amendées qui s’appliquent pour le Groupe à partir du 1er avril 2014 (le « paquet consolidation »), le Groupe a réexaminé l’ensemble de son périmètre de consolidation et notamment des participations minoritaires qu’il détenait dans certaines sociétés de projets comptabilisées jusqu’à présent comme des actifs financiers disponibles à la vente conformément à la norme IAS 39. Selon cette analyse, et la clarification apportée par l’IFRS Interpretations Committee en janvier 2015 sur un sujet connexe (appréciation de l’influence notable par un fonds qui agit comme agent pour le compte des investisseurs), le Groupe a déterminé que ces participations entraient dans le champ d’application de la norme IAS 28, qu’il détenait une influence notable dans ces entités, et qu’elles devaient désormais être comptabilisées comme des entreprises associées conformément à la norme IAS 28 actuellement applicable. A partir de l’exercice clos le 31 mars 2014, le Groupe a donc comptabilisé ces participations selon la méthode de la mise en équivalence. Ce changement a eu peu d’incidence sur le compte de résultat du Groupe pour l’exercice clos le 31 mars 2014. La mise en équivalence des sociétés de projets concernées a entrainé une augmentation des achats consommés de 0,3 million d’euros et une augmentation de 0,1 million 160 d’euros des pertes au titre du quote-part du résultat net des entreprises associées, soit un impact net négatif de 0,4 millions d’euros au total sur le résultat net part du Groupe. En revanche, le changement comptable a eu un impact significatif sur la valeur des actifs non courants comptabilisés au bilan du Groupe. Le changement comptable se traduit essentiellement par une dépréciation d’un montant de 14,9 millions d’euros des créances rattachées aux participations détenues par le Groupe sur les entités projets, conséquence de la prise en compte des quotes-parts de capitaux propres négatifs des entités projets et des éliminations de marges internes de construction réalisées par le Groupe avec ces entités. Le passage du bilan au 31 mars 2013 au bilan au 1er avril 2013 est présenté ci-dessous. En milliers d'euros Changement comptable relatif à certaines participations 31 mars 2013 Actifs non courants Immobilisations incorporelles Immobilisations corporelles Actifs financiers non courants Titres mis en équivalence Impôts différés actifs Total des actifs non courants 1 807 10 144 15 105 274 4 081 31 411 Actifs courants Stocks et en cours Clients Autres actifs courants Créances d'impôt sur les bénéfices Trésorerie et équivalents de trésorerie 14 580 55 157 21 454 860 33 458 (14 985) 518 121 (14 346) Total des actifs courants 125 509 - Total de l'actif 156 920 (14 346) 161 1er avril 2013 1 807 10 144 120 792 4 202 17 065 14 580 55 157 21 454 860 33 458 125 509 142 574 En milliers d'euros Changement comptable relatif à certaines participations 31 mars 2013 Capitaux propres part du Groupe Capital Primes Réserves de conversion Autres réserves Résultat de l'exercice 256 25 338 (155) 20 681 9 686 Total des capitaux propres du Groupe Détenteurs d'intérêts ne conférant pas le contrôle Total des capitaux propres 55 806 55 806 Passifs non courants Avantages au personnel Provisions Impôts différés passifs Dettes financières 600 3 084 21 3 601 Total des passifs non courants 7 306 Passifs courants Dettes financières Fournisseurs Dettes d'impôt sur les bénéfices Dettes fiscales (hors IS) et sociales Autres passifs d'exploitation (14 346) (14 346) (14 346) - 2 616 59 807 29 962 1 423 Total des passifs courants Total du passif 93 808 156 920 (14 346) 1er avril 2013 256 25 338 (155) 6 335 9 686 41 460 41 460 600 3 084 21 3 601 7 306 2 616 59 807 29 962 1 423 93 808 142 574 Conformément à la norme IAS 8, le Groupe a réalisé ce changement de manière rétroactive pour l’exercice 2014 mais, comme le permet la norme IAS 8, il n’a pas retraité les exercices comparatifs 2013 et 2011 présentés compte tenu du caractère impraticable d’une telle correction avec les éléments dont le Groupe dispose à ce jour. L’absence de retraitement des exercices comparatifs 2013 et 2011 peut donc en affecter la comparabilité avec les états financiers pour l’exercice 2014. 9.1.8 Facteurs ayant une incidence significative sur les résultats du Groupe A la date du présent document de base, le Groupe considère que les principaux facteurs ayant une influence significative sur ses résultats et sa condition financière sont les suivants: 9.1.8.1 Démarrage de projets, Mégawatts construits et avancement des constructions Conformément à ce qui est indiqué ci-dessus, le Groupe a historiquement réalisé la grande majorité de son chiffre d’affaires par le biais des recettes générées par son activité de Développement et Construction au titre de contrats de construction clés en mains conclus avec des sociétés de projets vendues à des capital-investisseurs en phase de pré-construction. Un parc solaire requiert généralement six à neuf mois de construction, selon sa taille et les conditions du site. Conformément à la norme IAS 11, les produits et les coûts associés au contrat de construction sont comptabilisés respectivement en produits et en charges en fonction du degré d'avancement de l'activité du contrat à la fin de la période de comptabilisation. Le degré d'avancement des travaux est déterminé sur la base du rapport existant entre les coûts supportés pour les travaux exécutés jusqu'à la date considérée et les coûts totaux estimés du contrat. Seuls les coûts correspondant aux travaux réalisés pendant la période de comptabilisation sont inclus dans le compte de résultat de cette période de comptabilisation. Ainsi le Groupe peut avoir supporté des coûts qui se rapportent à des activités futures pour un contrat. De 162 tels coûts sont comptabilisés en charges constatées d’avance, à condition qu'ils soient recouvrables dans un avenir proche. Le montant des produits du contrat peut augmenter ou diminuer d’une période à l'autre en fonction des charges effectivement encourues à l’issue du chantier. Conformément à la norme IAS 11, la marge brute à terminaison des contrats de construction est prise en compte au fur et à mesure de l’avancement de l’activité du contrat. Toute perte probable sur un contrat est provisionnée pour sa totalité dès qu’elle est identifiée. La marge à terminaison des contrats de construction est estimée sur la base d’analyses de coûts et de produits à terminaison révisés de manière périodique et régulière pendant toute la durée des contrats. Au cours du semestre clos le 30 septembre 2014, par exemple, le Groupe a révisé à la baisse les marges à terminaison de certains projets dont la construction se déroule en période hivernale et qui sont susceptibles de faire face à des retards de construction. Le Groupe mesure le volume de son activité de construction dans une période en multipliant le pourcentage d’achèvement du parc solaire au cours de la période par la puissance installée totale planifiée du parc solaire (ci-après dénommé « MW construits »). Ainsi le Groupe peut communiquer avoir achevé sur une période donnée un nombre de MW correspondant au prorata de l’avancement de divers chantiers. Le prix moyen par MW construit pour une période donnée est calculé en divisant le chiffre d’affaires total des activités de développement et construction réalisé au cours de cette même période par le nombre total de MW construits. 163 Le tableau suivant montre les démarrages de projets, les MW construits, les MW ayant atteint le stade de réception provisoire et les prix de vente moyens et certaines autres données opérationnelles pour les périodes présentées. Exercice clos le 31 décembre Nouveaux projets démarrés en France à l’international MW construits (1) pour des sociétés de projets contrôlées par des parties tierces (2) en France à l’international MW construits pour des sociétés de projets contrôlées par le Groupe en France à l’international Montant total de MW construits en France à l’international Montant total de MW atteignant le stade de réception provisoire sur la période en France à l’international Prix de vente moyen du MW construit (base consolidée) Prix de vente moyen du MW construit (base sectorielle avant élimination de transactions intersegments)(4) MW sous gestion en France à l’international MW net(5) sur bilan en France à l’international 12 mois clos le 31 mars Exercice clos le 31 mars Six mois clos le 30 septembre Six mois clos le 30 septembre 2011 10 10 - Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 11 9 2 2013 11 9 2 2014 12 9 3 2013 5 3 2 2014 13 8 5 54,2 62,8 58,8 104,4 34,9 56,4 54,2 -- 52,8 10,0 48,8 10,0 84,4 20,1 27,6 7,3 55,5 1,0 7,5 4,8 4,8 2,1 0,0 10,6 7,5 -61,7 61,7 -- -4,8 67,6 52,8 14,8 -4,8 63,6 48,8 14,8 -2,1 106,5 84,4 22,1 --34,9 27,6 7,3 10,6 -67,0 66,1 1,0 53,5 49,8 45,3 61,3 17,4 81,7 53,5 -- 44,2 5,6 39,7 5,6 50, 11,2 6,2 11,2 71,2 10,5 n/a 1,49(3) 1,49(3) 1,31 1,19 0,93 n/a 1,52 1,53 1,34 1,22 1,09 69,9 69,9 -27,3 27,3 -- 119,7 114,1 5,6 27,0 20,2 6,9 119,7 114,1 5,6 27,0 20,2 6,9 180,9 164,1 16,8 34,4 23,4 11,0 137,0 120,2 16,8 33,2 22,2 11,0 262,6 235,3 27,3 61,8 50,9 11,0 _______________________ (1) (2) (3) (4) (5) Les MW construits pour un projet donné sont calculés en multipliant le pourcentage de construction achevée pendant la période concernée par la puissance totale du projet en MW. Comprend des installations sur toitures (>1MW) pour 3,8 MW en 2011 et 1,9 MW en 2013. Calculé sur la base de la contribution du segment Développement et Construction au chiffre d’affaires consolidé du Groupe après déduction de la portion du chiffre d’affaires (18,2 millions d’euros) attribuable à la Transaction Solaire Durance. Voir la Section 9.1.7.2 « Modifications du périmètre de consolidation » du présent document de base. Calculé sur la base du chiffre d’affaires sectoriel pour le segment Développement et Construction avant élimination du chiffre d’affaires inter-segments. Les « MW nets » pour un projet sont calculés en multipliant le pourcentage de détention du capital par le nombre total de MW attendu pour le projet. 9.1.8.2 Projets en « backlog » et développement de projets en « pipeline » Conformément à ce qui est indiqué ci-dessus, pour toute période donnée, le nombre de MW construits a une incidence significative sur le chiffre d’affaires généré par les activités de développement et construction du Groupe. En raison du fait que le Groupe ne démarre pas la construction d’un projet avant de s’être assuré de son financement, et ne recherche généralement pas 164 de financement pour un projet avant que celui-ci n’ait atteint la phase « backlog », le chiffre d’affaires généré par les activités de développement et construction du Groupe, pour toute période donnée, dépend en grande partie du nombre et de la variété des projets en « backlog » du Groupe, ainsi que de sa capacité à convertir ses projets « backlog » en projets « en construction active », en organisant le financement de ces projets. Son chiffre d’affaires à plus long terme dépend fortement de la capacité à convertir en « backlog » des projets aux stades de développement moins avancés, tels que décrits ciaprès. Le Groupe classe ses projets en cours de développement selon trois catégories, en fonction de leur état d’avancement. Voir la section 6.1 « Présentation Générale du Groupe » du présent document de base pour une description des critères de classification des projets du Groupe sous les termes « prospect qualifié », « pipeline » ou « backlog ». Le tableau ci-dessous présente les projets en cours développement, exprimés en MW et répartis par état d’avancement et par région au 31 janvier 2015: Région France.............................. Inde.................................. Moyen Orient et Afrique Amérique latine............. Etats-Unis........................ Asie du Sud-Est............... Total................................ ___________ (1) Backlog (MW)(1) 198 58 10 85 27 377 Pipeline (MW)(1) 168 54 301 302 123 949 Prospects qualifiés (MW)(1) 305 110 880 677 47 732 2,750 Puissance installée totale à la date de début des opérations de commercialisation La France reste le principal pays d’origine des projets en backlog (52,5% des MW pour les projets en backlog au 31 janvier 2015) mais l’activité et les opportunités de développement à l’étranger sont en forte augmentation. Les pays autres que la France représentent 82,2% des MW pour les projets du Groupe en phase de pipeline et 88,9% des MW pour les prospects qualifiés du Groupe, dans chaque cas au 31 janvier 2015. 9.1.9 Facteurs ayant une incidence significative sur la demande de capacité de production d’énergie photovoltaïque La demande globale de capacité de production d’énergie photovoltaïque dans les marchés sur lesquels le Groupe opère a une incidence significative sur son chiffre d’affaires. Vue d’ensemble. La demande mondiale de capacité de production d’énergie photovoltaïque a connu une croissance rapide au cours des dix dernières années. Selon l’Agence Internationale de l’Energie, la puissance installée cumulée a augmenté en moyenne de 49% par an au cours de la période 2003-2013. A ses débuts, la croissance de la capacité de production d’énergie photovoltaïque était principalement soutenue par les marchés européens, à la faveur de mesures d’incitations politiques au travers de tarifs d’achat obligatoires élevés et autres mécanismes publics destinées à promouvoir la construction d’installations photovoltaïques et qui ont en premier lieu conduit à une croissance rapide des installations photovoltaïques. Par la suite, si les inquiétudes concernant l’augmentation rapide des capacités de production et le coût de ces mécanismes ont mené à une révision de ces politiques gouvernementales (y compris dans le marché historique du Groupe en France), ce qui a eu pour effet de ralentir la croissance d’un marché basé sur des politiques incitatives, à l’avenir, au fur et au mesure que le coût de production de l’énergie photovoltaïque continuera de décroître par rapport au coût complet de production d’autres formes d’énergie, le Groupe s’attend à ce que la demande d’énergie solaire sera de plus en plus impactée par des considérations d’ordre économique. 165 Politiques gouvernementales de promotion de l’énergie photovoltaïque. Les politiques gouvernementales promouvant l’énergie photovoltaïque peuvent avoir un effet significatif sur la demande de capacité de production d’énergie photovoltaïque. Sur les exercices 2011, 2013 et 2014, le résultat d’exploitation du Groupe a été significativement affecté par les développements suivants : • France – effet de l’évolution du cadre réglementaire des obligations d’achat. Le marché français de l’énergie photovoltaïque, qui a généré 76,3% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice clos le 31 mars 2014, a été très fortement affecté par les évolutions de la politique gouvernementale en matière de tarifs d’achat obligatoires. Entre 2006 et 2011, des tarifs d’achat obligatoires très élevés, adoptés par le gouvernement français pour promouvoir les installations photovoltaïques, ont contribué à une période de forte croissance des parcs solaires en France, notamment sur la période 2008-2011, pendant laquelle le stock des installations photovoltaïques supérieures à 1 MW a augmenté de 81 MW fin 2008 à 2 802 MW fin 2011. À partir de l’année 2010, le gouvernement français a revu sa politique en réduisant les tarifs d’achat obligatoires, et après un moratoire de 3 mois imposé en décembre 2010, a fini par adopter une nouvelle politique centrée sur des baisses significatives de ces tarifs d’achat obligatoires. En janvier 2013, afin de freiner davantage la construction de parcs solaires qui ne sont pas passés par le mécanisme d’appel d’offres, le gouvernement français a encore réduit de 20% le tarif d’achat applicable au Groupe, dit « tarif T5 », et a mis en place un système de baisses trimestrielles automatiques de ce tarif après cette date. Ces baisses significatives des tarifs d’achat obligatoires ont eu pour conséquence de freiner considérablement l’expansion du parc solaire en France. En 2012, les nouvelles capacités photovoltaïques de plus de 250 kW exprimées en MW ont baissé de 15% par rapport à 2011 puis de 53% l’année suivante. Le tableau ci-dessous résume la capacité raccordée par trimestre en France (par le Groupe et d’autres acteurs) pour les grandes installations solaires (>1MW) pour les périodes indiquées. 166 174 167 172 140 127 127 113 99 96 Q3 2014 Q2 2014 Q1 2013 Q4 2013 11 Q3 2013 -8 Q4 2012 Q3 2012 Q2 2012 Q1 2012 Q4 2011 Q3 2011 Q2 2011 Q1 2011 Q4 2010 Q3 2010 8 Q2 2010 33 32 Q2 2013 42 26 Q1 2014 100 98 Source : observatoire de l’énergie solaire photovoltaïque Corolaire de la réduction des tarifs d’achat obligatoires en France et du nécessaire ajustement des prix de vente de l’installation pour préserver la viabilité économique des projets, le produit des activités ordinaires du Groupe a diminué de 40.9% pour l’exercice clos le 31 mars 2013 de 15 mois par rapport à l’exercice clos le 31 décembre 2011 (les nouvelles règles tarifaires n’ayant pas eu d’impact sur l’exercice clos le 31 décembre 2011). Néanmoins, grâce à une réduction de la base de coûts du Groupe (due aux tendances de marché ainsi qu’à ses propres efforts d’optimisation), notamment au niveau des panneaux solaires et des autres composants du système (ou « composants BOS ») et l’amélioration des conditions de financement ayant pour conséquence cumulée l’abaissement des couts de production d’énergie, le Groupe a réussi à maintenir ses marges unitaires : la marge brute du Groupe en France n’a pas été affectée dans les mêmes proportions que la réduction des tarifs d’achat obligatoires : le taux de marge brute sectorielle du segment développement et construction s’est élevé à 29,0% (30,5% hors réintégration des marges dans le cadre de la Transaction Solaire Durance) pour l’exercice 2013 de 15 mois et 20,2% pour l’exercice 2014. Toutefois, le Groupe s’attend à une réduction de ses marges dans un contexte de compétitivité accrue des tarifs d’achats d’une part et du fait des mesures anti-dumping sur le prix des panneaux photovoltaïques d’autre part. Fort de ce constat, le Groupe considère que l’expansion du marché photovoltaïque repose sur une gestion rigoureuse des coûts des projets photovoltaïques (qui s’entendent des coûts du financement des projets comme des coûts opérationnels). • Afrique du Sud – programme « Independent Power Producer Procurement ». En Afrique du Sud, la demande de capacité de production d’énergie photovoltaïque a été stimulée en grande partie par le programme intitulé « Renewable Energy Independent Power Producer Programme » (REIPP), qui est un programme public d’approvisionnement par lequel le gouvernement sud-africain s’est fixé pour objectif d’atteindre un seuil d’approvisionnement total en énergie photovoltaïque dans le pays de 8 400 MW en 2030. L’IPP Project Office, division appartenant au Department of 167 Energy du gouvernement sud-africain, est l’autorité en charge de l’administration du REIPP. L’énergie photovoltaïque est vendue via une procédure gouvernementale d’appel d’offres concurrentes. Les candidats retenus se voient généralement offrir la possibilité de conclure un contrat d’achat d’électricité avec Eskom, entreprise sudafricaine en charge d’une mission de service public. Les deux premiers parcs solaires du Groupe en Afrique du Sud ont été construits dans le cadre de ce programme et les opérations de commercialisation d’électricité ont débuté en 2014. • Inde – lancement du « National Solar Mission and Regional Government Programs ». En Inde, le gouvernement national et les gouvernements régionaux ont annoncé une série d’offres publiques destinées à atteindre des objectifs ambitieux de construction d’installations photovoltaïques. En 2010, le gouvernement a lancé la « Jawaharlal Nehru National Solar Mission », avec l’objectif ambitieux de déployer 20 000 MW d’énergie photovoltaïque raccordée au réseau à l’horizon de 2022. En novembre 2014, le ministre de l’énergie indien a annoncé que le gouvernement compte désormais promouvoir le déploiement de 100 000 MW d’énergie photovoltaïque raccordée au réseau à l’horizon 2022. Les projets en construction du Groupe au 31 janvier 2015 comprennent notamment deux parcs solaires pour une puissance totale de 35 MW au titre d’offres retenues dans le cadre de ce programme. Les gouvernements régionaux indiens ont également organisé des offres publiques pour l’énergie photovoltaïque, y compris au Rajasthan, où le Groupe a construit au cours des exercices 2013 et 2014 deux parcs solaires dans le cadre d’un programme d’offre publique organisé par le gouvernement et à Punjab, où le Groupe est en train de construire un parc de 21 MW. • Autres pays. Aux Etats-Unis, un certain nombre de mécanismes d’incitation ont été mis en œuvre par le gouvernement fédéral et les états dans le but de promouvoir l’énergie photovoltaïque. Par exemple, le Groupe s’apprête à construire son premier parc solaire aux États-Unis à Adera, en Californie, afin de fournir de l’énergie à l’entreprise de service public, Southern California Edison dans le cadre d’un contrat d’achat d’électricité censé aider cette entreprise à atteindre les objectifs fixés par le gouvernement en termes d’énergies renouvelables. Compétitivité économique de l’énergie photovoltaïque Historiquement, la demande de capacité de production d’énergie photovoltaïque a été en grande partie soutenue par les politiques gouvernementales visant à promouvoir l’énergie photovoltaïque. A l’avenir, pour autant que le coût total de production de l’énergie photovoltaïque continue de décroître par rapport au coût total de production d’autres formes d’énergie, le Groupe s’attend à ce que la demande d’énergie photovoltaïque soit de plus en plus liée à des considérations d’ordre économique. Le Groupe considère notamment que le développement de l’énergie photovoltaïque dépendra d’avantage de sa compétitivité sur le marché, ce qui sera en grande partie fonction du coût total de sa production par rapport aux autres sources d’énergie (renouvelables ou non renouvelables). En particulier, dans les marchés présentant un besoin de nouvelles capacités de production d’énergie, que ce soit pour compléter ou remplacer les capacités existantes, le Groupe estime que les parcs solaires offriront une solution de plus en plus rationnelle en termes de coûts par rapport aux autres formes de production d’énergie, en plus des avantages significatifs en matière d’environnement. De plus, tandis que les prix de l’électricité continuent d’augmenter pour le consommateur, le Groupe s’attend à ce que la capacité des producteurs d’énergie photovoltaïque à offrir des tarifs forfaitaires dans le cadre de contrats long terme de gré à gré soit un élément de plus en plus attractif pour beaucoup de consommateurs souhaitant se prémunir contre la hausse des prix de l’électricité. La compétitivité relative de l’énergie photovoltaïque varie cependant d’une manière significative d’un marché à un autre. Elle est notamment fonction du niveau d’irradiation et des 168 conditions de financement d’un projet. Dans certains marchés, la parité réseau, définie comme la situation où le coût de production de l’énergie solaire photovoltaïque est au moins égal au prix du marché de détail de l’électricité, est déjà réalisable. Un renforcement de la compétitivité de l’énergie solaire photovoltaïque par rapport aux autres sources d’énergie aurait un impact significatif sur l’attractivité des installations photovoltaïques développées et/ou acquises par le Groupe et par conséquent, sur les résultats du Groupe. D’après une comparaison entre les prix fixés à l’issue des procédures appel d’offres les plus récentes sur le marché de l’énergie photovoltaïque et les coûts moyens rapportés par l’Agence Internationale de l’Energie pour les autres formes de production d’énergie, l’énergie solaire est d’ores-et-déjà compétitive en termes de coûts sur certains marchés comparée à la fois aux méthodes traditionnelles de production d’énergie telles que les nouvelles centrales au charbon ou au gaz et aux sources d’énergies renouvelables telles que la biomasse, la géothermie, les grandes centrales hydroélectriques et l’éolien. Voir la Section 6.3 « Description du marché de l’énergie photovoltaïque » du présent document de base. 9.1.9.1 Facteurs ayant une incidence significative sur la valeur et la viabilité des projets photovoltaïques La capacité du Groupe à faire progresser un projet depuis sa phase « backlog » jusqu’à sa phase de construction ou d’achèvement dépend en grande partie de la viabilité du business plan de la société de projet pour le parc solaire, du rendement sur investissement attendu par les capitalinvestisseurs et de la valeur de l’entreprise qui en résulte pour le projet. Si le business plan du projet photovoltaïque en « backlog » du Groupe, une fois intégrées les attentes de rémunération minimum en matière de construction, d’investissement et de services aux actifs, ne présente pas de rendement suffisant pour permettre aux capital-investisseurs tiers ou au Groupe d’investir, alors le projet ne sera pas construit. Les facteurs ayant une incidence sur la valeur et la viabilité du projet photovoltaïque comprennent les facteurs mentionnés ci-dessous. Les facteurs ci-dessous, outre des effets indirects significatifs sur le chiffre d’affaires du Groupe, qui affectent la valeur et la viabilité de ses projets, ont également un effet direct sur le chiffre d’affaires et la marge du Groupe générés par la vente d’électricité, au cours des périodes durant lesquelles il conserve le contrôle d’un parc solaire et ce, préalablement aux dates de début des opérations de commercialisation. 9.1.9.1.1. Facteurs ayant une incidence significative sur le chiffre d’affaires généré par la vente de l’électricité produite par un parc solaire Le chiffre d’affaires d’un projet photovoltaïque dépend des prix de vente de l’électricité produite par le projet et du volume d’électricité qu’il génère. Prix de vente de l’électricité et structure des contrats. En fonction de la règlementation applicable, le Groupe assure la mise en place, pour le compte de la société de projet, des contrats de vente de l’électricité qui sera produite par le projet assurant ainsi la viabilité économique dudit projet. Ces contrats peuvent prendre la forme (i) d’un contrat de vente aux distributeurs d’électricité de référence à la faveur d’obligations d’achat à un tarif d’achat obligatoire, (ii) d’un contrat de vente d’électricité (ci-après dénommée « PPA » pour power purchase agreement) à long terme négocié de gré à gré avec un client commercial ou gouvernemental, (iii) d’un PPA signé à l’issue d’une procédure d’appel d’offres remportée ou (iv) d’un contrat permettant la fourniture d’électricité sur le marché de gros de référence. Le prix auquel un projet photovoltaïque peut vendre l’électricité qu’il génère, la forme du contrat de vente d’électricité, les contraintes techniques afférentes, la durée de ce contrat et la solvabilité du co-contractant sont des facteurs clés dans l’évaluation du profil de risque du projet et, dans de nombreux cas, sont déterminants pour décider si le projet pourra ou non être financé et 169 construit avec succès. En règle générale, des réductions significatives du niveau des prix de vente ou une incertitude concernant l’envergure des baisses du prix de vente à prévoir peuvent avoir une incidence négative significative sur la viabilité d’un projet. En France, par exemple, des réductions substantielles des tarifs d’achat obligatoires en 2011 et 2012 ont affecté le taux de conversion de la phase « pipeline » à la phase « backlog », entrainant un ralentissement de la croissance de l’activité de construction au cours l’exercice de 15 mois clos en 2013. Les tarifs d’achat obligatoires en France étant programmés pour baisser chaque trimestre, la viabilité et la rentabilité des projets en France dépendront en grande partie de la capacité du Groupe à continuer de diminuer sa base de coûts. Voir Chapitre 4. « Facteurs de Risques ». La durée présumée des contrats de vente d’électricité peut également avoir une incidence sur la valorisation et la viabilité d’un projet. Par exemple, la négociation par le Groupe de contrats hybrides mêlant tarifs d’achat obligatoires et contrats d’achat d’électricité de gré à gré pour certains parcs solaires et permettant l’allongement de la période de contractualisation des flux de trésorerie de la société de projet (voir la Section 6.1. « Présentation Générale du Groupe » du présent document de base) a eu une incidence positive sur la viabilité des projets concernés. Volume de production d’électricité attendu. Le volume d’électricité généré par un projet dépend, en règle générale, du niveau d’irradiation du site, du nombre de panneaux photovoltaïques installés, et de leur efficacité dans la conversion de l’énergie solaire en électricité, de la performance intrinsèque du parc (mesurée par son ratio de performance), et de la qualité de sa maintenance technique (mesurée par son niveau de disponibilité technique). Les parcs solaires situés dans des secteurs à forte irradiation peuvent en règle générale produire plus d’électricité pour un coût moindre, ce qui les rend plus compétitifs et plus attractifs. 9.1.9.1.2. Facteurs ayant une incidence significative sur la structure de coûts des sociétés de projets photovoltaïques La viabilité d’un projet photovoltaïque est également déterminée par sa structure de coûts. Les facteurs ayant une incidence sur la structure de coûts d’un projet comprennent : Les coûts de Développement et Construction et d’Exploitation et Maintenance. Les prix pratiqués par le Groupe dans le cadre de ses contrats de développement et de construction et de ses contrats d’exploitation et maintenance (contrats dits O&M, pour « Operations & Maintenance ») ont une incidence significative sur la rentabilité d’un projet. Les prix de construction convenus avec les sociétés de projets sont en général fixés en amont de la construction et sont destinés à couvrir les coûts prévisibles du projet augmentés d’une marge conforme aux standards de marché. Dans la mesure où le Groupe est capable de parvenir à une structure de coûts qui lui permet de pratiquer des prix de développement et construction et d’exploitation et maintenance moins élevés par watt, cette réduction des coûts lui permet d’améliorer la viabilité et la valeur d’un projet. Les contrats de construction et développement et les contrats O&M sont en général signés en même temps que les financements par endettement et par capitaux du projet. Les prévisions préparées pour un projet de financement donnent au Groupe un large degré de visibilité concernant la sensibilité de la valeur et de la viabilité du projet vis-à-vis des prix de construction et de développement. Coûts de raccordement au réseau. Les coûts de construction d’une ligne de transmission du parc solaire jusqu’au réseau compatible le plus proche peuvent avoir une incidence significative sur la structure globale de coûts d’un projet. La proximité d’un réseau de raccordement compatible peut améliorer la rentabilité d’un projet. Conditions de financement par endettement. Le niveau des taux d’intérêt ainsi que des covenants financiers afférant aux emprunts financiers affectent la valeur et la viabilité d’un projet. Les covenants financiers au titre de la dette peuvent notamment comprendre des engagements de respect d’un ratio minimum de couverture de service de la dette, de constitution de comptes de réserve pour le service de la dette, du respect d’un ratio d’endettement maximum et/ou l’obligation de mettre 170 en place des couvertures de taux. Les taux d'intérêt afférents aux emprunts financiers ont diminué d'environ 245bps entre son premier parc construit (Vinon-sur-Verdon) et la moyenne des financements signés sur l'exercice clos au 31 mars 2014. En cas d’augmentation significative des taux d’intérêt ou l’alourdissement des covenants financiers, certains projets en cours de développement seraient susceptibles de ne pas pouvoir assurer leur financement par endettement à des conditions acceptables. De même, les coûts se rapportant au processus de financement et aux conditions de la dette, y compris les coûts de « due diligence » et solde du compte de réserve pour le service de la dette, peuvent avoir une incidence importante sur la valeur et la viabilité d’un projet. Taille du projet. Les projets de grande taille bénéficient en règle générale de marges plus élevées découlant de leur capacité à répartir les coûts fixes sur une assiette de chiffre d’affaires plus importante résultant d’une plus grande puissance, en termes de MW. De plus, dans la mesure où les investisseurs du secteur photovoltaïque cherchent en règle générale à effectuer des investissements d’une taille minimale, les projets de plus grande taille peuvent être plus faciles à céder que les projets de taille moins importante. Plusieurs projets du Groupe parmi les plus récents, situés en dehors de France, où il existe une limite effective de 12 MW sur la taille individuelle d’un projet pour que celuici bénéficie du régime de l’obligation d’achat (pour plus d’informations, se référer à la Section 6.5 « Réglementation », sous-section 6.5.3.2 « Cadre réglementaire français sur les énergies renouvelables » du présent document de base), par exemple ceux actuellement en construction par le Groupe en Inde, sont des projets de taille plus importante que les projets menés en France. 9.1.9.1.3. Facteurs affectant la situation nette des sociétés de projets Par construction, les sociétés de projets affichent dans leurs premières années d’exploitation des pertes comptables, résultant d’importantes charges d’amortissement et des charges d’intérêts portant sur la dette sans recours souscrite pour financer le projet. La capacité de génération de trésorerie n’est toutefois pas remise en cause et permet non seulement d’assurer le remboursement du service de la dette (principal et intérêts) mais aussi d’offrir un remboursement partiel des sommes investies aux investisseurs leur permettant ainsi d’atteindre le rendement espéré. Si la situation nette comptable des sociétés de projets apparaît négative au cours des premières années, celle-ci redevient positive au bout de plusieurs années conformément à la valeur sous-jacente du projet. 9.1.9.1.4. Rendements attendus par les capital-investisseurs Les attentes des capital-investisseurs en termes de rendements ont une incidence significative sur la valeur et la viabilité d’un projet. En général, un rendement attendu peu élevé facilite la mise en œuvre du projet, en abaissant le seuil de rendement minimum que le projet doit remplir pour être réalisé. Cela permet aussi d’augmenter la valeur du projet pour le Groupe en abaissant le coût moyen pondéré du capital nécessaire au financement du projet. Les attentes des capital-investisseurs en termes de taux de rentabilité interne ont généralement diminué au cours du temps, reflétant une diminution du risque perçu par les investisseurs quant au secteur de l’énergie en général, ainsi qu’une reconnaissance de l’expérience du Groupe acquise via la construction réussie de plusieurs projets photovoltaïques, le cas échéant amplifiée par une baisse plus générale des taux. De plus, les attentes en termes de retour sur investissement peuvent varier selon que l’investisseur prévoit de détenir son investissement pour une courte ou une longue période, les investisseurs long-terme étant généralement plus enclins à accepter un taux de rendement interne (TRI) plus faible en contrepartie d’un rendement effectif stable et prévisible. Le TRI attendu par les capital-investisseurs a diminué d'environ 485bps entre la moyenne des 2009/2010 des rendements minimum requis et la moyenne des rendements minimum requis sur l'exercice clos au 31 mars 2014. 171 9.1.9.2 Groupe Facteurs ayant une incidence significative sur la structure de coûts du 9.1.9.2.1. Facteurs affectant les achats consommés L’essentiel des achats consommés du Groupe provient du segment opérationnel Développement et Construction. Les contrats de construction et développement du Groupe, qui sont signés entre les entités du segment Développement et Construction et la société de projet, sont généralement conçus comme des contrats clés en mains, et le Groupe comptabilise en achats consommés substantiellement tous les coûts relatifs à la construction d’un parc solaire. Ensemble, les coûts des équipements électriques, comprenant les panneaux photovoltaïques et les autres composants du système (BOS) (majoritairement composés d’équipements électriques, d’onduleurs, de structures métalliques supportant les panneaux photovoltaïques, leur système d’ancrage au sol, de câbles) représentent la majeure partie des coûts de construction (environ 85% des achats consommés pour l’exercice 2014). Les coûts restants se composent essentiellement des services d’ingénierie et des coûts de maitrise d’œuvre. Une partie croissante de ces coûts est sous-traitée par le Groupe et directement assurée par certains fournisseurs de composants BOS ce qui participe à un accroissement marginal de la proportion des achats consommées dans le coût global des projets. Coûts des panneaux photovoltaïques. Grâce à l’augmentation des capacités de fabrication et aux améliorations technologiques, le prix de marché global des panneaux photovoltaïques, par watt produit, a baissé significativement durant les dix dernières années, même si cette tendance a été compensée dans une certaine mesure en Europe et dans quelques autres pays par l’impact de mesures antidumping s’appliquant aux panneaux fabriqués en Chine. En juin 2013, la Commission européenne a imposé un droit antidumping provisoire sur les panneaux photovoltaïques importés de Chine, arguant du fait que les fabricants chinois ont bénéficié de subventions publiques ayant un effet négatif sur leurs concurrents européens. En août 2013 un accord trouvé entre la Commission européenne et les fabricants de panneaux chinois a fixé un prix minimum des panneaux photovoltaïques à environ 0,56€/W (10 à 15% plus élevé que le niveau antérieur des prix du marché) ainsi qu’une limite de volume sur les importations de panneaux photovoltaïques chinois. Le groupe se fournissant substantiellement en panneaux photovoltaïques auprès de fournisseurs chinois, ces mesures ont eu un impact négatif sur ses opérations à partir de l’exercice clos le 31 mars 2014 et s’accentuant depuis ce qui a compliqué encore d’avantage la structuration des projets dans un environnement de marché souffrant déjà de l’impact des réductions importantes des tarifs d’achat obligatoires. Les droits antidumping sur les panneaux photovoltaïques ont également été imposés aux fabricants chinois dans d’autres pays, y compris les Etats-Unis, tandis que l’Inde, qui avait envisagé de telles mesures, a finalement renoncé en 2014 à les appliquer. Reflétant ces développements, les coûts moyens par watt des panneaux photovoltaïques ont beaucoup baissé entre 2011 et juin 2013 avant d’être affectés par l’accord entre la Commission européenne susvisé qui a entrainé une augmentation de ces coûts. D'autre part, le Groupe a diminué ses coûts moyens par watt des panneaux photovoltaïques de plus de 80% entre son premier parc construit (Vinon-sur-Verdon) et son coût moyen par watt sur l'exercice clos au 31 mars 2014. Coûts des autres composants du système (BOS). Outre les panneaux photovoltaïques, les coûts des autres composants du système (BOS) (composés conformément à ce qui est indiqué cidessus essentiellement de centrales d’onduleurs, structures de montages de panneaux photovoltaïques, câbles DC, coffrets et centrales de livraisons) composent l’essentiel des achats consommés du Groupe. Les coûts d’approvisionnement de ces éléments par watt ont baissé depuis 2011, avec une accélération sur l’exercice 2014, grâce à une évolution favorable des prix en conséquence de la croissance des volumes de production, au succès du Groupe à tirer parti de sa taille pour négocier des conditions favorables, et au succès des équipes de conception du Groupe qui, en optimisant le design des parcs solaires, améliorent le coût des installations sans en sacrifier la qualité. 172 Le pourcentage du chiffre d’affaires représenté par les achats consommés du Groupe varie par segment opérationnel et se voit affecté dans une large mesure par la part des différents segments opérationnels sur le chiffre d’affaires total du Groupe. Ainsi, les segments « Services aux Actifs » et « Gestion des Participations » ayant un taux de marge brute sectorielle plus élevés que celui des segments « Développement et Construction » et « Autres », dans le mesure où la proportion du chiffre d’affaires total représentée par les segments « Services aux Actifs » et « Gestion des Participations » augmentera, le taux moyen de marge brute du Groupe augmentera également, entrainant une baisse du pourcentage du chiffre d’affaires représenté par les achats consommés. 9.1.9.2.2. Frais de personnel Le Groupe se concentre sur le maintien d’une organisation rationnalisée, extensible et adaptable au niveau d’activité effectif de l’entreprise pour soutenir ses opérations tout en lui permettant de rester compétitif face à l’évolution des conditions de marché. Le Groupe poursuit une stratégie d’externalisation des activités à faible valeur ajoutée, tout en conservant en interne les activités clés qui sont l’ingénierie, la gestion de la chaine d’approvisionnement, le financement ou encore la structuration juridique et fiscale. Suite à des évolutions règlementaires défavorables qui ont débouché sur un ralentissement significatif du marché de l’énergie solaire en France, Solairedirect a été contrainte de mettre en place deux plans de restructuration pour aligner ses effectifs à travers les zones géographiques et les activités afin qu’ils reflètent l’évolution des activités du Groupe. En 2011, le Groupe a mis en place un plan de sauvegarde de l’emploi suite à la cessation de l’activité de toitures résidentielles qui a débouché sur le départ de 56 employés (dont l’intégralité était affectée à l’activité toitures). En 2014, le Groupe a mis en place un autre plan de sauvegarde de l’emploi afin de mieux adapter la structure, la taille et la composition de ses équipes de construction et développement en France pour refléter un changement dans les besoins en compétences et en personnel que sa présence géographique en dehors de la France a augmenté. Le plan de 2014 s’est soldé par le départ de 68 employés, principalement en France. Le Groupe a enregistré dans ses comptes pour l’exercice clos au 31 mars 2014 une provision d’un montant de 3,3 millions d’euros relative au plan de 2014, et a enregistré dans ses comptes pour l’exercice clos le 31 décembre 2011 une charge d’un montant de 0,9 million d’euros relative au plan de 2011. A compter du 1er décembre 2014, le Groupe compte 203 employés, dont 87 en France, 47 en dehors de la France et 69 affectés à l’usine située en Afrique du sud. 9.1.9.2.3. Charges externes Les charges externes, qui regroupent les services extérieurs de toute nature et des charges fixes nécessaires à l’activité du Groupe telles que les loyers, les assurances, les honoraires et les frais bancaires, les frais de marketing et frais de recrutement relatifs aux activités courantes du Groupe ont également une influence importante sur la structure des coûts du Groupe. En s’appuyant sur ses équipes d’achats centralisées, le Groupe cherche à optimiser ces charges. 173 9.1.10 Présence géographique Le tableau ci-dessous fournit des informations sur la répartition du chiffre d'affaires consolidé du Groupe par zone géographique pour les périodes indiquées. (en millions d’euros) France ............................... Moyen Orient & Afrique .. Inde ................................... Amérique latine ................ Total .................................. Exercice de Période de 12 15 mois clos mois close le le 31 mars 31 mars 2013 2014 110,6 119,5 2,1 35,8 13,6 0,9 -0,1 126,2 156,4 Semestre clos le 30 septembre 2013 2014 33,3 64,0 11,9 5,0 0,4 0,4 -0,2 45,6 69,6 Bien que la France ait historiquement été le plus grand marché du Groupe, ce dernier a commencé à réaliser un chiffre d’affaires significatif via ses projets photovoltaïques situés à l’étranger. En 2011, le chiffre d’affaires a été généré entièrement en France, avec 61,7 MW construits sur la période. Pendant la période de 15 mois close le 31 mars 2013, le chiffre d’affaires généré par les projets situés en France a diminué de manière significative en comparaison avec l’exercice 2011 reflétant essentiellement la baisse des prix unitaires pratiqués sur le segment de la construction de parcs solaires consécutif à la baisse des tarifs d’achat obligatoires et ce, malgré une stabilisation des volumes de construction, et dans une moindre mesure, par la décision du Groupe de mettre fin à ses opérations d’installations photovoltaïques sur toitures d’une puissance inférieure à 1 MW. Le chiffre d’affaires consolidé de l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 reflète une première contribution de l’Inde, correspondant à l’activité de développement et construction de deux parcs photovoltaïques, ainsi que dans un moindre mesure une contribution issue de la vente de panneaux photovoltaïques en Afrique de Sud. Sur l’exercice 2014, l’activité de construction a retrouvé une croissance en volume en France et reflète également une première contribution du segment Développement et Construction en Afrique du Sud avec la construction des projets Aurora et Vredendal. En Afrique du Sud, le chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2014 inclut également les recettes imputables à l’exécution de la convention de travail à façon conclue avec ReneSola. Bien que le premier parc solaire du Groupe au Chili (le projet Andacollo) ait démarré son activité pendant l’exercice 2014, le chiffre d’affaires généré par la société de projet pendant l’exercice 2014 était non-significatif. A l'avenir, le Groupe prévoit de générer une part croissante de son chiffre d'affaires sur les marchés hors de France, en raison de ses projets en cours de construction en Inde, ainsi que ses projets en backlog et ses projets en pipeline dans ces pays et ailleurs. Voir ci-dessus, « Projets en « backlog » et développement de projets en « pipeline ». Comme le Groupe continue à diversifier son portefeuille de projets en développement, il s’attend à ce que les parcs solaires en France représentent un plus faible pourcentage de son chiffre d’affaires dans les années à venir. La rentabilité marginale des opérations du Groupe varie selon les régions. Par exemple, certaines régions où le Groupe est présent, telles que l’Inde, génèrent traditionnellement des taux de marges brutes de développement et construction et de services aux actifs plus faibles que ceux générés par les opérations du Groupe en France, reflétant les dynamiques concurrentielles en Inde, alors que d’autres régions, telles que l’Afrique du Sud, par exemple, génèrent des marges similaires à celles enregistrées sur le marché français. Par ailleurs, le Groupe s’attend à générer de plus forts rendements sur ses avances en compte courant d’associés et ses participations dans bon nombre de ses marchés en dehors de la France et ce, en raison d’une prime de risque plus importante, d’un environnement propice à des taux d’intérêt plus importants et des dynamiques plus favorables du marché de l’électricité. 174 9.1.11 Saisonnalité et variabilité de l’activité d’un trimestre à un autre Les activités du Groupe sont sujettes à des cycles de construction et financement qui peuvent avoir un impact sur son chiffre d’affaires d’une période à une autre. Ainsi le calendrier de certaines étapes dans le cycle de construction, tel que le déboisement d’un terrain et les tests finaux certifiant l’achèvement de l’installation, doivent se plier à des contraintes saisonnières ou juridiques, qui peuvent ensuite avoir les conséquences sur le chiffres d’affaires du Groupe. En particulier, en raison des contraintes de calendrier écologique, certaines phases de la construction des projets en France, et donc le chiffre d’affaires associé, se concentrent dans la période entre la fin d’automne et le début du printemps. Le Groupe a tendance à générer plus de chiffre d’affaires sur le deuxième semestre qu’au premier semestre. De plus, la construction des parcs solaires ne commençant généralement pas avant la réalisation du financement de projet par endettement, le Groupe démarre souvent des constructions de nouveaux parcs solaires dans les trimestres qui suivent la conclusion des financements. Comme le Groupe finance généralement plusieurs projets à la fois, le calendrier de ces financements peut entrainer une variation importante de chiffres d’affaires de période en période. 9.1.12 Variation des taux de change Les fluctuations des taux de change des différentes devises par rapport à l’euro ont un impact sur les comptes consolidés du Groupe. Des gains et des pertes latents peuvent être constatés dans les capitaux propres en écarts de conversion s’agissant d’effet de change sur les créances en compte courant long terme. Les pertes et les profits sur les créances en compte courant court terme qui en résultent sont comptabilisés respectivement dans les charges financières et produits financiers. Le Groupe est exposé à deux natures de risques de change : Le Groupe réalise une partie significative de ses achats consommés (comprenant principalement des cellules et panneaux photovoltaïques) en dollars américain et une partie significative des achats des gros éléments du système électrique (e.g., transformateurs, etc.) en euros. Le chiffre d’affaires Développement et Construction réalisé par le Groupe étant libellé en devise locale du lieu où se trouve le projet, le Groupe se trouve exposé à un risque financier de variation de cours du dollar américain contre l’euro en Europe. Le Groupe est aussi exposé au risque de variations du cours du dollar américain et de l’euro contre la roupie indienne, le rand sud-africain et le peso chilien (pour les projets en Inde, Afrique du Sud et Chili, respectivement). Afin de limiter l’impact de ce risque de change sur ses résultats et flux de trésorerie, le Groupe a mis en place une couverture de change sur ses expositions en dollars américain. Au 31 mars 2014, le Groupe disposait de contrats d’achat à terme portant sur le dollar américain d’un montant cumulé de 60,0 millions d’euros de diverses maturités. Cette couverture de change bénéficie d’une classification comptable de couverture de flux de trésorerie en application de la norme IAS 39. En conséquence, la plus-value ou moinsvalue latente sur les instruments financiers de couverture de change est comptabilisée directement dans les capitaux propres du Groupe au lieu du compte de résultat consolidé. Le Groupe détient par ailleurs des filiales en dehors de la zone euro, notamment ses filiales indiennes, sud-africaines, chiliennes et américaines. Par conséquent, il se trouve exposé à la variation du taux de change de l’euro et les devises utilisées dans ces pays par l’effet de conversion en consolidation de certains actifs et passifs ainsi que les produits et les charges de ces filiales indiennes et sud-africaines. En particulier, les avances en comptes courants aux filiales étrangères en Afrique du Sud, qui sont généralement libellées en euros, peuvent générer des pertes ou gains de change selon la variation des taux d’échange entre le rand sud-africain et l’euro dans la mesure où ces avances ne sont pas considérées comme des investissements à long terme. Pour une description de l’impact d’une variation des taux par rapport à l’euro, voir la Section 4.3 « Risques de marché » du présent document de base. 175 9.1.13 Éléments du compte de résultat Dans les états financiers consolidés du Groupe établis conformément aux normes IFRS, les principaux postes du compte de résultat sont les suivants : 9.1.13.1 Produits des activités ordinaires Pour une description des composants du chiffre d’affaires du Groupe, voir la Section 9.1.3 « Composition du chiffre d’affaires et de la marge brute par segment » ci-dessus. 9.1.13.2 Achats consommés Les achats consommés comprennent principalement les achats des panneaux photovoltaïques et les autres composants du système (composants BOS) qui sont nécessaires à la réalisation des installations solaires (notamment lots électriques, structures métalliques, systèmes d’ancrage au sol) ainsi que les coûts de services d’ingénierie et les frais de sous-traitants. Certains autres coûts relatifs à la construction des projets dont notamment les coûts des fournisseurs de services de construction et les frais de personnel associés aux salariés gérant un projet sont comptabilisés sous d’autres postes du compte de résultat notamment charges externes et charges de personnel. Toutefois, ces derniers coûts peuvent également directement être supportés par les fournisseurs de composants BOS participant ainsi à l’accroissement marginal de la part relative des achats consommés dans le coût global des projets. 9.1.13.3 Charges d’exploitation Les charges d’exploitation comprennent principalement : o Les charges de personnel, qui regroupent les salaires et les autres charges salariales de toute nature. Les charges de personnel sont principalement fonction des effectifs et des salaires moyens ; o Les charges externes, qui regroupent les services extérieurs de toute nature et des charges fixes nécessaires à l’activité du Groupe telles que les loyers, les assurances, les honoraires d’avocats, les frais bancaires les frais de marketing et les frais de recrutement relatifs aux activités courantes du Groupe ; o Les impôts et les taxes, qui comprennent (i) les impôts et les taxes prélevés sur les plus-values de cessions ; (ii) la Cotisation Foncière des Entreprises, (iii) la taxe foncière et (iv) la Contribution Sociale de Solidarité en France. Le taux d’imposition des activités du Groupe peut varier ; le taux d’imposition théorique sur son activité de développement et de construction des parcs solaires est généralement supérieur au taux d’imposition sur son activité de gestion des participations dans les sociétés de projets. Le Groupe s’attend à ce qu’une diminution de la part des produits des activités ordinaires issues de son activité de développement et de construction par rapport à la part des produits des activités ordinaires issus des cession de titres (générés au titre du segment opérationnel Gestion des Participations) entrainerait à l’avenir une diminution progressive du taux d’imposition effectif du Groupe ; o Les autres charges opérationnelles courantes, qui comprennent notamment les coûts relatifs aux projets de mécénat du Groupe dans les régions où se situent les projets du Groupe et frais d’appels d’offres non-recouvrables 176 o 9.1.13.4 Les autres produits opérationnels courants, qui comprennent notamment les réévaluations des participations résiduelles dans des sociétés de projets détenues par le Groupe. L’excédent brut opérationnel L’excédent brut opérationnel représente le produit des activités ordinaires diminué des achats consommés et les charges d’exploitation. 9.1.13.5 Le résultat opérationnel Le résultat opérationnel représente l’excédent brut opérationnel augmenté ou diminué selon le cas : o Des dotations nettes aux amortissements, qui comprennent essentiellement les dotations aux amortissements de l’usine Solaire Direct Technologies et les dotations aux amortissements des projets solaires que le Groupe contrôle et consolide ; o Des dotations nettes aux dépréciations et provisions, qui comprennent essentiellement les dotations aux provisions pour risques et pour dépréciation des comptes client ainsi que les reprises de provisions. Les provisions et reprises de provisions pour les périodes considérées sont constituées notamment de provisions sur stock ou sur des travaux en cours de développement ; et o Des autres produits et charges opérationnels non courants, qui comprennent des produits et charges inhabituels, sont principalement constitués par les provisions relatives aux plans de sauvegarde l’emploi. 9.1.13.6 Le résultat financier Le résultat financier regroupe les éléments suivants : o Le coût de l’endettement financier net, comprenant essentiellement la charge d’intérêts liée aux financements contractés par le Groupe composés principalement de conventions de financement et prêts bancaires à court terme ainsi que les crédits-baux portant sur des véhicules. o Les paiements d'intérêts sur la dette de financement de projet (qui sont généralement des emprunts à long terme) pour des sociétés de projets majoritairement détenues et consolidées dans les états financiers du Groupe, sont également inclus dans le coût de l’endettement financier net. o Les autres produits et charges financiers, composés essentiellement de paiements d’intérêts sur des avances en compte courant aux filiales nonconsolidées, des gains et pertes de change (composées pour l’essentiel des pertes de change sur des avances en compte courant consenties en euros par Solairedirect à ses filiales en Afrique de Sud), et des produits financiers courus sur les liquidités détenues au bilan du Groupe. 177 9.1.13.7 Les charges et produits d’impôts Les charges et produits d’impôts, regroupent l’impôt courant et différé mais également la Cotisation sur la Valeur Ajoutée des Entreprises, le Groupe estimant que cette contribution répond aux critères de la norme IAS 12. 9.1.13.8 Quote-part du résultat net des entreprises associées La quote-part dans le résultat net des entreprises associées est générée par la participation du Groupe dans les entreprises associées, dont notamment la Société d’Économie Mixte ESTER et la société Solaire Durance (avant la réduction de la participation du Groupe dans la société Solaire Durance à 15% pendant l’exercice clos le 31 mars 2013). A partir du 1er avril 2013, la quote-part inclut également la quote-part du Groupe dans le résultat net des sociétés de projets dans lesquelles il détient des participations. 178 9.2 RÉSULTATS DES OPÉRATIONS 9.2.1 Résultats des opérations pour les semestres clos les 30 septembre 2014 et 2013 Le tableau ci-dessous présente certaines données tirées du compte de résultat consolidé pour les semestres clos les 31 septembre 2014 et 2013 exprimées en millions d’euros et en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe pour les périodes concernées : En millions d’euros Chiffre d’affaires Développement et Construction Chiffre d’affaires sectoriel Contribution du segment au chiffre d’affaires consolidé Services aux Actifs Chiffre d’affaires sectoriel Contribution du segment au chiffre d’affaires consolidé Gestion des Participations Chiffre d’affaires sectoriel Contribution du segment au chiffre d’affaires consolidé (2) Autres Chiffre d’affaires sectoriel Contribution du segment au chiffre d’affaires consolidé Chiffre d’affaires sectoriel total(1) Chiffre d’affaires consolidé Achats consommés Charges d’exploitation Excédent brut opérationnel Dépréciation, amortissements et autres charges opérationnelles non courantes Résultat opérationnel (pertes) Résultat financier net (charges) (Charges) / produits d’impôts Quote-part du résultat net des entreprises associées Résultat net Résultat net (part du Groupe) Semestre clos le 30 septembre 2014 % du chiffre d’affaires du Groupe Semestre clos le 30 septembre 2013 % du chiffre d’affaires du Groupe 73,2 - 42,6 - 72,0% 62,0 89,1% 41,5 91,1% 49,3% 3,0 - 2,6 - 16,7% 2,9 4,1% 2,6 5,7% 11,3% 0,9 - 0,6 - 51,6% 0,6 0,8% 0,3 0,7% 70,3% 4,3 - 6,8 - (36,5%) 4,1 81,5 69,6 (60,9) (15,3) (6,6) 5,9% 117,1% 100,0% (87,5%) (22,0%) (9,4%) 1,1 52,6 45,6 (31,6) (18,5) (4,5) 2,5% 100,0% (69,2%) (40,5%) (9,8%) 269,6% 55,0% 52,7% 92,9% (17,3%) 47,0% (1,2) (7,8) 0,8 1,2 (1,8%) (11,2%) 1,1% 1,7% (1,5) (6,0) (1,5) 1,4 (3,3%) (13,1%) (3,4%) 3,0% (17,5%) 30,8% (149,1%) (12,4%) 0,4 (5,4) 0,6% (7,8%) 1,7 (4,5) 3,6% (9,8%) (74,7%) 21,4% (5,2) (7,4%) (4,4) (9,6%) 17,7% Variation (%) _______________________ (1) Somme des chiffres d’affaires sectoriels des quatre segments opérationnels. 9.2.1.1 Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires consolidé du Groupe est passé de 45,6 millions d’euros au semestre clos le 30 septembre 2013 à 69,6 millions d’euros au semestre clos le 30 septembre 2014, soit une 179 augmentation de 24,0 millions d’euros, ou 52,7%, entre ces deux périodes. Cette augmentation du chiffre d’affaires s’explique principalement par : • une augmentation de 20,5 millions d’euros de la contribution du segment Développement et Construction au chiffre d’affaires consolidé du Groupe, soit une hausse de 49,3%, au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013, reflétant principalement une augmentation de 52,9% des MW construits pour les sociétés de projets contrôlées par des parties tierces, compensée en partie par une baisse du prix de vente moyen par watt. La baisse du prix de vente moyen par watt reflète à la fois un marché très concurrentiel ainsi que l’effet potentiel sur le chiffre d’affaires des retards de construction sur certains chantiers en période hivernale qui ont amené le Groupe à réviser ses marges à terminaison estimées associées, ainsi que l’impact des 2,2 millions d’euros de provisions notamment pour indemnités de retard relatives aux projets Aurora et Vredendal qui sont comptabilisées en déduction du chiffre d’affaires; • une hausse de 3,0 millions d’euros de la contribution du segment Autres au chiffre d’affaires consolidé du Groupe s’expliquant par l’augmentation des volumes produits par l’usine d’assemblage de panneaux en Afrique de Sud suite à la signature en mars 2013 d’une convention de travail à façon pour le compte de ReneSola ; • une augmentation de 0,3 million d’euros de la contribution du segment Services aux Actifs au chiffre d’affaires consolidé du Groupe due à un nombre grandissant de parcs solaires sous gestion et contrôlés par des parties tierces ; et • une augmentation de 0,3 million d’euros de la contribution du segment Gestion des Participations au chiffre d’affaires consolidé du Groupe reflétant une hausse du chiffre d’affaires généré par la vente d’électricité de sociétés de projets contrôlées par le Groupe en Inde et au Chili. Pour une analyse détaillée des tendances du chiffre d’affaires des segments Développement et Construction, Services aux Actifs, Gestion des Participations et Autres, voir ci-dessous la Section 9.2.2 « Analyse par segment pour les semestres clos les 30 septembre 2014 et 2013 » du présent document de base. 9.2.1.2 Achats consommés Les achats consommés sont passés de 31,6 millions d’euros au semestre clos le 30 septembre 2013 à 60,9 millions au semestre clos le 30 septembre 2014, soit une augmentation de 29,3 millions d’euros, ou 92,9%, entre ces deux périodes. L’augmentation des achats consommés en valeur absolue par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013 s’explique principalement par l’augmentation du nombre de MW construits ainsi qu’une augmentation de 23,7% des achats consommés par watt. L’augmentation des achats consommés par watt s’explique principalement par les mesures antidumping qui renchérissent le coût des modules d’environ 5,6% par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013 et par une évolution des structures de coût qui se traduit par une surpondération des achats consommés dans le coût global des projets, notamment à travers l’externalisation auprès d’ensembliers électriques. Exprimés en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe, les achats consommés ont augmenté de 69,2% au cours du premier semestre 2013 à 87,5% pour le semestre clos le 30 septembre 2014. Cette augmentation en pourcentage du chiffre d’affaires s’explique principalement par la combinaison des impacts des provisions passées telles que décrites ci-dessous, l’appréciation du dollar U.S. contre l’euro (qui a rendu plus cher en euros les achats en dollar U.S. (mais dont l’effet sur le résultat net du Groupe a été atténué par des gains de change sur les couvertures U.S. dollar / euro 180 comptabilisés en résultat financier net)), l’augmentation des achats consommés moyens par watt telle que décrite ci-dessus et la baisse du prix moyen de vente par watt, qui ont conduit à une baisse des marges de construction sur le semestre clos le 30 septembre 2014. Le phénomène est amplifié par un volume accru de MW construits sur des projets mis en équivalence qui a pour effet d’augmenter de manière relative la part des achats consommés dans le chiffre d’affaires d’un semestre sur l’autre. 9.2.1.3 Charges d’exploitation Le tableau ci-dessous présente les charges d’exploitation du Groupe pour les semestres clos le 30 septembre 2014 et 2013, exprimées en millions d’euros et en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe pour les périodes concernées : Période En millions d’euros Charges de personnel Charges externes Impôts et taxes Autres charges opérationnelles courantes Autres produits opérationnels courants Charges d’exploitation Semestre clos le 30 septembre 2014 % du chiffre d’affaires du Groupe Semestre clos le 30 septembre 2013 % du chiffre d’affaires du Groupe Variation (%) 8,1 11,6% 10,2 22,4% (21,0%) 5,3 0,3 7,6% 5,4 0,4 11,9% (1,8%) 0,5% 0,8% (7,4%) 1,7 2,5% 2,8 6,1% (38,2%) (0,2) (0,2%) (0,3) (0,7%) (47,3%) 15,3 22,0% 18,5 40,5% (17,3%) Les charges d’exploitation ont diminué de 3,2 millions d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013, soit une baisse de 17,3% entre ces deux périodes. Cette réduction des charges d’exploitation en valeur absolue s’explique principalement par une baisse des charges de personnel et une diminution des autres charges opérationnelles courantes. Exprimées en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe, les charges d’exploitation ont également diminué, passant de 40,5% du chiffre d’affaires du Groupe pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 22,0% du chiffre d’affaires du Groupe pour le semestre clos le 30 septembre 2014. La diminution des charges d’exploitation, en valeur absolue et en pourcentage, s’explique par les éléments suivants: • Les charges de personnel ont diminué de 2,1 millions d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013, soit une baisse de 21,0% entre ces deux périodes. La baisse en valeur absolue s’explique principalement par une réduction du nombre moyen de salariés en France passant de 171 personnes lors du premier semestre 2013 à 137 personnes au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 (dans une large mesure en raison de la mise en œuvre du plan de sauvegarde de l’emploi au premier semestre 2014). En pourcentage du chiffre d’affaires, les charges de personnel ont diminué, passant de 22,4% du chiffre d’affaires du Groupe pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 11,6% pour le semestre clos le 30 septembre 2014. Cette diminution en pourcentage s’explique par les réductions des effectifs citées ci-dessus ainsi que par l’augmentation du chiffre d’affaires entre les deux périodes. 181 • Les charges externes sont restées relativement stables entre les deux périodes, baissant de seulement 0,1 million d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013, soit une baisse de 1,8% entre ces deux périodes. La baisse des charges en valeur absolue résulte principalement des mesures de rationalisation et d’optimisation pour ce qui est des charges locatives des frais de stockage, transport, assurances qui ont permis d’absorber la croissance du poste honoraires consécutive au processus d’externalisation de certaines tâches administratives et comptables. En pourcentage du chiffre d’affaires, les charges externes ont diminué passant de 11,9% du chiffre d’affaires du Groupe pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 7,6% du chiffre d’affaires du Groupe pour le semestre clos le 30 septembre 2014. Cette diminution en pourcentage s’explique principalement d’une part par l’augmentation du chiffre d’affaires, et d’autre part par la baisse des charges externes totales en valeur absolue. • Les impôts et taxes sont restés stables en valeur absolue au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013. En pourcentage du chiffre d’affaires, les impôts et taxes ont diminué passant de 0,8% du chiffre d’affaires du Groupe pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 0,5% du chiffre d’affaires du Groupe pour le semestre clos le 30 septembre 2014. Cette diminution en pourcentage s’explique principalement par l’augmentation du chiffre d’affaires. • Les autres charges opérationnelles courantes ont diminué de 1,1 million d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013, soit une baisse de 38,2% entre ces deux périodes. Cette baisse s’explique principalement par une baisse des dépenses de marketing, des frais de missions et de représentation ainsi que des frais de recrutement. En pourcentage du chiffre d’affaires, les autres charges opérationnelles courantes ont diminué, passant de 6,1% du chiffre d’affaires du Groupe pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 2,5% pour le semestre clos le 30 septembre 2014. • Les autres produits opérationnels courants ont baissé de 0,1 million d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013. En pourcentage du chiffre d’affaires, les autres produits opérationnels courants ont diminué passant de 0,7% du chiffre d’affaires du Groupe pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 0,2% du chiffre d’affaires du Groupe pour le semestre clos le 30 septembre 2014. 9.2.1.4 Excédent brut opérationnel L’excédent brut opérationnel a diminué de 2,1 millions d’euros, passant d’un montant négatif de 4,5 millions d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à un montant négatif de 6,6 millions d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014. Cette baisse de profitabilité s’explique principalement par l’augmentation des achats consommés en pourcentage du chiffre d’affaires, qui n’a été que partiellement amortie par la baisse des charges d’exploitation. 182 9.2.1.5 Résultat opérationnel Le tableau ci-dessous présente les postes relatifs à l’excédent brut opérationnel et au résultat opérationnel tirés du compte de résultat du Groupe pour les périodes indiquées. En millions d’euros Semestre clos le 30 septembre 2014 Excédent brut opérationnel Dotations aux amortissements Dont dotations pour sociétés de projets consolidées Dotations aux dépréciations/provisions Résultat opérationnel Semestre clos le 30 septembre 2013 Variation (%) (6,6) (0,8) (4,5) (0,9) 47,0% (8,0%) (0,2) (0,1) n.s. (0,4) (7,8) (0,6) (6,0) (31,3%) 30,8% Le résultat opérationnel a diminué de 1,8 million d’euros atteignant un montant négatif de 7,8 millions d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport à un montant négatif de 6,0 millions d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2013. Cette évolution s’explique par la diminution de l’excédent brut opérationnel telle que décrite ci-dessus ainsi que par les éléments suivants : • Les dotations aux amortissements ont diminué de 0,1 million d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013, soit une baisse de 8,0% entre ces deux périodes, s’expliquant par l’évolution de la nature des actifs à amortir, par le passé majoritairement constitués d’équipements industriels puis plus récemment majoritairement constitués par des parcs solaires en activité, ce qui a engendré un allongement de la durée moyenne d’amortissement des actifs du Groupe, en particulier s’agissant des parcs solaires contrôlés par le Groupe. • Les dotations aux dépréciations et provisions sont passées d’une charge nette de 0,6 million d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à une charge nette de 0,4 million d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2014. o La charge nette de 0,4 million d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2014 s’explique principalement par des provisions associées à des risques prud’homaux, compensées en partie par une reprise de provision sur litige fournisseur pour lequel une transaction est intervenue donnant lieu à une reprise de l’ordre de 0,5 million d’euros; et o La charge nette de 0,6 million d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2013 s’explique principalement par des provisions pour dépréciations de stocks. 183 9.2.1.6 Résultat financier net (charges) Le tableau ci-dessous présente les données relatives au résultat financier net (pertes) pour les semestres clos le 30 septembre 2014 et 2013. Semestre clos le 30 septembre 2014 2013 En millions d’euros Coût de l’endettement financier net Dont coût de l’endettement souscrit par des sociétés de projets consolidées Revenus des créances sur participations, revenus sur prêts et autres créances Profits et pertes de change (nets) Autre charges financières nettes Résultat financier net (charges) Variation (%) (0,6) (0,6) (4,7%) (0,4) (0,2) n.s. 1,1 0,9 34,1% 0,4 (0,1) 0,8 (1,7) (0,1) (1,5) n.s. n.s. n.s. Le résultat financier est passé d’une charge de 1,5 million d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2013 à un produit net de 0,8 million d’euros pendant le semestre clos le 30 septembre 2014. Cette amélioration s’explique principalement par les éléments suivants : • Coût de l’endettement financier net. Le coût de l’endettement financier net du Groupe est resté stable à 0,6 million d’euros au cours des semestres clos les 30 septembre 2013 et 2014 et correspond principalement aux charges d’intérêts sur endettement dont notamment des charges d’intérêts relatives à l’endettement souscrit dans le cadre de la construction de parcs solaires contrôlés par le Groupe en Inde et en France. • Revenus des créances sur participations, revenus sur prêts et autres créances. Les revenus des créances sur participations, revenus sur prêts et autres créances ont augmenté passant de 0,9 million d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 1,1 million d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2014, s’expliquant principalement par un montant plus important d’encours relatifs à des avances en compte courant d’associés et des revenus de placement de trésorerie. • Profits et pertes de change. Le Groupe a enregistré un gain de 0,4 million d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport à une perte de 1,7 million d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2013. Cette amélioration s’explique par l’impact positif des produits de couverture EUR/USD pour les achats effectués en USD et dans une moindre mesure par l’impact du taux de conversion de l’euro en rand sud-africain des flux financiers intragroupes ne relevant pas des investissements de longterme. 9.2.1.7 Charges d’impôts Les charges d’impôts ont diminué passant de 1,4 million d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 1,2 million d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2014, s’expliquant principalement par un résultat imposable moins important sur cette période. La diminution du taux effectif d’imposition provient notamment du fait de l’application de taux d’imposition inférieurs sur les résultats de certaines filiales à l’étranger, ainsi que de la non activation des pertes de la période sur les projets en phase de démarrage. 184 9.2.1.8 Quote-part du résultat net des entreprises associées La quote-part du résultat net des entreprises associées a baissé de 1,3 million d’euros, ou 74,7%, passant de 1,7 million d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 0,4 million d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2014. La baisse s’explique par l’augmentation des MW en opération détenus par les sociétés de projets mises en équivalence, dont la plupart affiche des pertes nettes au démarrage de leur activité. Voir la Section 9.2.8.1.3 « Facteurs affectant la situation nette des sociétés de projets ». 9.2.1.9 Résultat net Reflétant les facteurs présentés ci-dessus, le résultat net du Groupe (part du groupe) s’est élevé à une perte nette de 5,2 millions d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2014, par rapport à une perte nette de 4,4 millions d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2013. Le résultat net (part du groupe) pour le semestre clos le 30 septembre 2014 inclut la déduction du montant du résultat net attribuable à des détenteurs d'intérêts ne conférant pas le contrôle à hauteur d’un montant de 0,3 million d’euros dans chacune des périodes, se rapportant à la part des actionnaires minoritaires dans la filiale de construction sud-africaine du Groupe. 9.2.2 Analyse par segment pour les semestres clos les 30 septembre 2014 et 2013 9.2.2.1 Segment Développement et Construction Le tableau ci-dessous présente le chiffre d’affaires et la marge brute pour le segment Développement et Construction pour les périodes indiquées. En millions d’euros Chiffre d’affaires sectoriel Retraitements de consolidation : Eliminations des opérations entre secteurs Contributif IFRS sectoriel Semestre clos le 30 septembre 2014 73,2 Semestre clos le 30 septembre 2013 42,6 Variation % 72,0% (11,2) 62,0 (1,1) 41,5 962,0% 49,3% 5,0 6,9% 6,2 14,5% (18,3%) (2,1) 3,0 4,8% (0,3) 5,9 14,1% 566,3% (49,5%) Marge brute sectorielle En pourcentage du chiffre d’affaires sectoriel (1) Retraitements de consolidation : Neutralisation de la marge de consolidation Marge brute IFRS externe En pourcentage du chiffre d’affaires consolidé (2) ________________________ (1) (2) Marge brute sectorielle divisée par le chiffre d’affaires sectoriel. Marge brute externe consolidée divisée par le chiffre d’affaires consolidé. 9.2.2.1.1. Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires généré par les activités de développement et construction du Groupe a augmenté de 30,6 millions d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013, soit une hausse de 72,0% entre ces deux périodes. L’augmentation du chiffre d’affaires traduit l’impact d’une forte augmentation des MW construits. Au cours du semestre clos le 30 septembre 2014, le Groupe a construit 67,0 MW au total, dont 56,4 MW pour les sociétés de projets contrôlées par des tiers par rapport à 34,9 MW et 34,9 MW, respectivement, au cours du premier semestre 2013, soit une augmentation de 92,0% et 61,6%, respectivement. 185 L’impact sur le chiffre d’affaires de l’augmentation de MW construits pendant le semestre clos le 30 septembre 2014 a été atténué en partie par une baisse du prix moyen par MW construit qui est passé de 1,22 euro par watt pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 1,09 euro par watt pour le semestre clos le 30 septembre 2014, soit une baisse de de 10,65%. Cette baisse du prix de vente moyen par watt s’explique principalement par une pression continue sur le niveau des prix de construction en vue de la baisse continue du tarif d’achat en France et le niveau moyen des prix des contrats d’achat d’électricité (PPAs) pour les projets hors de la France, qui rendent nécessaire des ajustements de prix des services de construction à la baisse afin de pouvoir maintenir un rendement projet satisfaisant pour des investisseurs. Elle est également affectée par l’effet comptable d’une révision à la baisse des marges à terminaison estimées pour certains chantiers en période hivernale suite aux retards de chantier et l’impact sur le semestre clos le 30 septembre 2014 de 2,2 millions de provisions qui sont comptabilisées en déduction du chiffre d’affaires dont notamment des provisions pour indemnités de retard relatives aux projets Aurora et Vredendal. La contribution du segment Développement et Construction au chiffre d’affaires consolidé du Groupe a augmenté de 49,3%, reflétant l’augmentation du chiffre d’affaires sectoriel par rapport au semestre clos le 30 septembre 2014. L’augmentation du chiffre d’affaires sectoriel a été compensée en partie par une augmentation des éliminations de consolidation reflétant l’augmentation des activités de construction pour compte propre (la construction des parcs solaires Arsac 6 et 8, Caillavet ayant commencé pendant le semestre clos le 30 septembre 2014). 9.2.2.1.2. Marge brute La marge brute sectorielle du segment Développement et Construction a baissé de 1,1 million d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013, soit une baisse de 18,3% entre ces deux périodes. Cette diminution s’explique principalement par l’effet d’une baisse du taux de marge brute de 14,5% du chiffre d’affaires pendant le semestre clos le 30 septembre 2013 à 6,9% pendant le semestre clos le 30 septembre 2014. Cette diminution en pourcentage s’explique d’une part par l’augmentation des achats consommés moyens par watt, en particulier l’augmentation de 5% du coût des modules du fait des mesures anti-dumping d’une année sur l’autre et par l’effet de l’appréciation du dollar U.S. contre l’euro (qui a rendu plus cher en euros les achats en dollar U.S. (mais dont l’effet sur le résultat net du Groupe a été atténué par des gains de change sur les produits de couvertures de taux de change U.S. dollar / euro comptabilisés en résultat financier net)). D’autre part, l’effet des réductions de prix par watt du fait (i) des tarifs d’achats plus compétitifs qui exercent une pression baissière sur le prix des systèmes, (ii) du provisionnement d’indemnités pour retards pour des retards de livraison liés à une exigence de certaines caractéristiques techniques du système inattendues requis par le gestionnaire du réseau relatifs à des projets dont l’essentiel du chiffre d’affaires a été constaté sur l’exercice précédent pour un total de 2,2 millions d’euros et (iii) plus généralement d’une approche prudentielle des marges à terminaison compte tenu d’un nombre important de projets dont la construction se déroule en période hivernale et sont ainsi susceptibles de subir des retards de chantier. Ces effets n’ont été que partiellement compensés par une baisse des charges de personnel et charges externes par watt. 186 Retraitée de ce provisionnement de 2,2 millions d’euros, la marge de construction serait de 9,5%. La marge brute IFRS a baissé de 49,5% sur le semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013. En pourcentage de la contribution du segment au chiffre d’affaires consolidé, la marge brute IFRS est passée de 14,1% du chiffre d’affaires consolidé pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 4,8% du chiffre d’affaires consolidé pour le semestre clos le 30 septembre 2014 (8,1% après retraitement des effets du provisionnement de 2,2 millions d’euros mentionné ci-dessus). La différence entre le taux de marge brute IFRS et le taux de marge brute sectorielle a été plus prononcée pour le semestre clos le 30 septembre 2014 que pour le semestre clos le 30 septembre 2013. Cela s’explique principalement par une augmentation du niveau des éliminations de consolidation au titre des services de construction fournis aux sociétés de projets détenues en compte propre et les sociétés de projets mises en équivalence. 9.2.2.2 Segment Services aux Actifs Le tableau ci-dessous présente le chiffre d’affaires et la marge brute pour le segment Services aux Actifs pour les périodes indiquées. En millions d’euros Chiffre d’affaires sectoriel Retraitements de consolidation : Eliminations des opérations entre secteurs Contributif IFRS Sectoriel Marge brute sectorielle En pourcentage du chiffre d’affaires sectoriel (1) Retraitements de consolidation : Neutralisation de la marge de consolidation Marge Brute IFRS externe En pourcentage du chiffre d’affaires consolidé (2) Semestre clos le 30 septembre 2014 3,0 Semestre clos le 30 septembre 2013 2,6 (0,1) 2,9 2,6 (100,0%) 11,3% 1,7 55,4% 1,6 60,5% 6,9% - - 1,7 58,1% 1,6 60,5% 6,9% Variation % 16,7% ________________________ (1) Marge brute sectorielle divisée par le chiffre d’affaires sectoriel. (2) Marge brute externe consolidée divisée par le chiffre d’affaires consolidé. 9.2.2.2.1. Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires généré par les activités de services aux actifs du Groupe a augmenté de 16,7% au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013. Cette augmentation de chiffre d’affaires par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013 s’explique par l’augmentation du nombre de MW sous gestion. Le nombre moyen de MW sous gestion a augmenté passant de 130 MW pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 229 MW pour le semestre clos le 30 septembre 2014, partiellement compensé par une réduction de 33,7% du prix de vente moyen des services aux actifs par MW. La réduction du prix de vente moyen provient principalement de la forte augmentation des MW mis sous gestion pendant la période, dont les prix moyens sont inférieurs aux prix pratiqués avant la baisse des tarifs d’achat obligatoires en 2011 mais aussi de l’effet au semestre clos le 30 septembre 2014 d’un décalage du début de facturation pour certains projets 187 qui ont atteint le stade de réception provisoire mais qui étaient toujours dans l’attente de la signature des contrats d’achat qui peut parfois intervenir entre 3 et 6 mois postérieurement au raccordement. 9.2.2.2.2. Marge brute La marge brute du segment Services aux Actifs du Groupe a augmenté de 0,1 million d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013, soit une hausse de 6,9% entre ces deux périodes. Exprimée en pourcentage du chiffre d’affaires sectoriel, la marge brute sectorielle a diminué entre ces deux périodes, passant de 60,5% pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 55,4% pour le semestre clos le 30 septembre 2014 en raison de la baisse des prix de vente moyens des services aux actifs par MW citée ci-dessus. 9.2.2.3 Segment Gestion des Participations Le tableau ci-dessous présente le chiffre d’affaires et la marge brute pour le segment Gestion des Participations pour les périodes indiquées. En millions d’euros Gain sur cession de participation de sociétés de projets Produits financiers sur les sociétés de projets (1) Chiffre d’affaires sectoriel Retraitements de consolidation : Eliminations des opérations entre secteurs Ventes d'électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de CA Contributif IFRS sectoriel Marge brute sectorielle En pourcentage du chiffre d’affaires sectoriel (2) Retraitements de consolidation : Neutralisation de la marge de consolidation Ventes d'électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de marge Marge brute IFRS externe En pourcentage du chiffre d’affaires consolidé (3) Semestre clos le 30 septembre 2014 0,9 0,9 Semestre clos le 30 septembre 2013 0,6 0,6 (0,0) 0,6 (0,9) 0,6 0,3 (0,6) 0,3 n.s. 70,3% 49,1% 70,3% 0,9 100,0% 0,6 100,0% 51,6% n.s. 0,4 (0,9) 0,4 62,1% 0,3 (0,6) 0,3 89,8% n.s. 17,7% 49,1% 17,7% Variation % 51,6% 51,6% ________________________ (1) Reclassement des intérêts comptabilisés en « autre produits financiers » sur le compte de résultat. (2) Marge brute sectorielle divisée par le chiffre d’affaires sectoriel. (3) Marge brute externe consolidée divisée par le chiffre d’affaires consolidé. 9.2.2.3.1. Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires sectoriel du segment Gestion des Participations a augmenté de 0,3 million d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013, soit une augmentation de 51,6% entre ces deux périodes. Cette augmentation s’explique principalement par une augmentation de 0,3 million d’euros du chiffre d’affaires sectoriel provenant d’intérêts sur avances en compte courant. 188 La contribution du segment au chiffre d’affaires consolidé a augmenté sur le semestre clos le 30 septembre 2014 principalement en raison de l’augmentation de la vente d’électricité par les projets consolidés Pokaran (Inde) et Andacollo (Chili) et une augmentation des éliminations de consolidation liées aux intérêts provenant des sociétés de projets consolidées en raison de la politique du Groupe de garder le contrôle d’un plus grand nombre de projets pour les ventre au stade postconstruction afin de capter la valeur associée. 9.2.2.3.2. Marge brute La marge brute du segment Gestion des Participations a augmenté de 0,3 million d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013, soit une augmentation de 51,6% entre ces deux périodes. Exprimée en pourcentage du chiffre d’affaires sectoriel, la marge brute sectorielle a été de 100,0% pour chacun des deux semestres. La contribution du segment à la marge brute consolidée a augmenté de 0,1 million d’euros en raison de l’augmentation des ventes électricité. 9.2.2.4 Segment Autres Le tableau ci-dessous présente le chiffre d’affaires et la marge brute segment « Autres » pour les périodes indiquées. En millions d’euros Chiffre d’affaires sectoriel Retraitements de consolidation : Eliminations des opérations entre secteurs Contributif IFRS sectoriel Marge brute sectorielle En pourcentage du chiffre d’affaires sectoriel (1) Retraitements de consolidation : Neutralisation de la marge de consolidation Marge brute IFRS externe En pourcentage du chiffre d’affaires consolidé (2) pour le Semestre clos le 30 septembre 2014 4,3 Semestre clos le 30 septembre 2013 6,8 (0,2) 4,1 (5,7) 1,1 (96,7%) 269,6% 2,0 47,1% 1,8 27,2% 10,1% - 2,0 49,2% 1,8 165,2% 10,1% - Variation % (36,5%) ________________________ (1) Marge brute sectorielle divisée par le chiffre d’affaires sectoriel. (2) Marge brute externe consolidée divisée par le chiffre d’affaires consolidé. 9.2.2.4.1. Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires généré par le segment Autres a diminué de 2,5 millions d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013, soit une baisse de 36,5% entre ces deux périodes. Cette baisse s’explique par l’avancement des projets Aurora et Vredendal dont la fourniture de panneaux photovoltaïques s’est faite principalement en 2013, et ce malgré une augmentation des ventes dans le cadre d’une convention de travail à façon signée avec ReneSola en mars 2013. La contribution du segment « Autres » au chiffre d’affaires consolidé du Groupe, en revanche, a augmenté de 0,2 million d’euros reflétant l’impact de la convention de travail à façon signée avec ReneSola en mars 2013. Les éliminations de consolidation ont diminué pour le semestre clos le 30 septembre 189 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013 en raison d’un plus grand nombre de ventes de panneaux photovoltaïques au segment Développement et Construction pour le semestre clos le 30 septembre 2013 liées aux projets en construction en Afrique du Sud. 9.2.2.4.2. Marge brute La marge brute du segment Autres a augmenté de 0,2 million d’euros au cours du semestre clos le 30 septembre 2014 par rapport au semestre clos le 30 septembre 2013, soit une augmentation de 10,1% entre ces deux périodes. Exprimée en pourcentage du chiffre d’affaires du segment, la marge brute a augmenté de 27,2% pour le semestre clos le 30 septembre 2013 à 47,1% pour le semestre clos le 30 septembre 2014. L’augmentation en pourcentage du chiffre d’affaires sectoriel s’explique principalement par l’impact positif du contrat de travail à façon pour ReneSola. La contribution du segment à la marge brute consolidée pour le semestre clos le 30 septembre 2013 est supérieure à la contribution du segment au chiffre d’affaires consolidé pour cette même période en raison de la méthode d’allocation de la marge entre les secteurs « Développement et Construction » et « Autres » utilisée dans la note sectorielle. Selon cette méthode, la marge brute associée à la vente par le Groupe des panneaux photovoltaïques dans le cadre de la construction des projets Aurora et Vredendal a été allouée au segment « Autres » car ce segment en est la source, alors que le chiffre d’affaires associé est alloué au segment « Développement et Construction ». 190 9.2.3 Résultats consolidés pour les exercices clos les 31 mars 2014 et 2013 Le tableau ci-dessous présente certaines données du compte de résultat consolidé pour les exercices clos les 31 mars 2014 (12 mois) et 31 mars 2013 (15 mois) (ci-après « l’exercice 2013 de 15 mois ») et la période de 12 mois close le 31 mars 2013, exprimées en millions d’euros et en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe pour les périodes concernées : En millions d’euros Chiffre d’affaires Développement et Construction Chiffre d’affaires sectoriel Contribution du segment au chiffre d’affaires consolidé Services aux Actifs Chiffre d’affaires sectoriel Contribution du segment au chiffre d’affaires consolidé Gestion des Participations Chiffre d’affaires sectoriel Contribution du segment au chiffre d’affaires consolidé Autres Chiffre d’affaires sectoriel Contribution du segment au chiffre d’affaires consolidé Chiffre d’affaires sectoriel total(3) Chiffre d’affaires consolidé Achats consommés Charges d’exploitation Excédent brut opérationnel Dépréciation, amortissements et autres charges opérationnelles non courantes Résultat opérationnel (pertes) Résultat financier net (charges) (Charges) / produits d’impôts Quote-part du résultat net des entreprises associées Résultat net Résultat net (part du Groupe) (1) (2) Exercice de 12 mois clos le 31 mars 2014 (1) % du chiffre d’affaires du Groupe Période de 12 mois close le 31 mars 2013 (1) Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013(1)(2) % du chiffre d’affaires du Groupe Variation (12 mois) (%) Variation (15 mois) (%) 142,3 -- 97,5 102,9 -- 45,9% 38,3% 139,5 89,2% 106,9 112,3 89,0% 30,5% 24,2% 5,6 -- 4,1 4,9 -- 36,3% 12,9% 5,5 3,5% 4,1 4,9 3,9% 34,3% 11,2% 1,8 -- 8,0 8,3 -- (77,6)% (67,9)% 0,9 0,6% 6,9 6,9 5,5% (87,2)% (87,2)% 24,6 -- 2,2 3,1 -- 1,042,1% 692,6% 10,5 6,7% 1,2 1,0% 2,1 1,7% 781,4% 402,7% 174,3 111,5% 111,8 93,8% 119,3 94,5% 55,9% 46,1% 156,4 (113,5) (35,5) 100,0% (72,6)% (22,7)% 119,1 100,0% 126,2 (68,6) (42,1) 100,0% (54,3)% (33,4)% 31,3% 23,9% 65,6% (15,8)% 7,3 4,7% 22,0 18,4% 15,5 12,3% (66,5)% (52,7)% (2,3) (1,5)% 1,5 1,2% (4,4) (3,5)% (256,7)% (48,2)% 3,5 0,1 (2,6) 2,2% 0,0% (1,7)% 19,5 16,4% 12,6 0,9 (4,3) 10,0% 0,7% (3,4)% (82,1)% (72,3)% (92,3)% (39,0)% (0,1) (0,0)% 0,5 0,4% (116,3)% 0,9 0,6% 9,7 7,7% (91,1)% 0,7 0,5% 9,7 7,7% (92,7)% % du chiffre d’affaires du Groupe 89,8% 3,4% 5,8% A partir de l’exercice clos le 31 mars 2014, en application de la norme IAS 28, le Groupe a comptabilisé selon la méthode de la mise en équivalence des participations minoritaires qu’il détenait dans certaines sociétés de projets comptabilisées par le passé comme des actifs financiers disponibles à la vente conformément à la norme IAS 39. Conformément à la norme IAS 8, le Groupe a réalisé ce changement de manière rétroactive mais, comme le permet la norme IAS 8, il n’a pas retraité les exercices comparatifs 2013 et 2011 compte tenu du caractère impraticable d’une telle correction avec les éléments dont le Groupe dispose à ce jour. Voir la note 3.2 « Changement comptable relatif à la comptabilisation de certaines participations pour l’exercice clos le 31 mars 2014 » aux Etats Financiers Annuels figurant en Annexe II du présent document de base. En décembre 2012, l’Assemblée Générale Extraordinaire de la Société a voté la modification des dates de clôture de l’exercice social du Groupe, faisant passer la date de clôture du 31 décembre au 31 mars de chaque année. En conséquent, l’exercice social clos le 31 mars 2013 couvre une période de 15 mois. 191 (3) Chiffre d’affaires sectoriel après déduction des produits d’intérêts qui sont classifiés en « autres produits financiers » dans le compte de résultat consolidé. Somme des chiffres d’affaires sectoriels des quatre segments opérationnels. 9.2.3.1 Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires consolidé du Groupe a augmenté de 30,1 millions d’euros pendant l’exercice clos le 31 mars 2014, soit 23,9% par rapport à l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 (et a augmenté de 31,3% par rapport à la période de 12 mois close le 31 mars 2013). L’augmentation du chiffre d’affaires par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois s’explique principalement par : • une hausse de la contribution du segment Développement et Construction du Groupe au chiffre d’affaires consolidé du Groupe de 24,2% (soit une augmentation de 30,5% par rapport à la période de 12 mois close le 31 mars 2013) reflétant principalement une augmentation de 57,6% des MW construits (soit une augmentation de 67,4% par rapport à la période de 12 mois close le 31 mars 2013) pour les sociétés de projets contrôlées par des parties tierces ; • une hausse de 8,4 millions d’euros de la contribution du segment Autres au chiffre d’affaires consolidé du Groupe (soit une augmentation de 9,3 millions d’euros par rapport à la période de 12 mois close le 31 mars 2013) s’expliquant par l’augmentation de volumes produits par l’usine d’assemblage de modules en Afrique de Sud suite à la signature d’une convention de travail à façon pour le compte de ReneSola ; • (dans une moindre mesure) une augmentation de 11,2% de la contribution du Services aux Actifs au chiffre d’affaires consolidé du Groupe (soit une augmentation de 34,3% par rapport à la période de 12 mois close le 31 mars 2013) due à un nombre grandissant de parcs solaires sous gestion. L’impact de ces augmentations a été atténué en partie par une baisse de la contribution du segment Gestion des Participations du Groupe au chiffre d’affaires consolidé, qui a sensiblement diminué par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois (et par rapport à celui des 12 mois clos le 31 mars 2013). Cette diminution s’explique par l’impact positif sur l’exercice 2013 de 15 mois (et sur la période de 12 mois close le 31 mars 2013) de la cession par le Groupe d’une participation de 35,25% dans la société Solaire Durance en mars 2013 (telle que décrite dans la Section 9.1.7.2 « Modifications du Périmètre de Consolidation »). Pour une analyse détaillée des tendances du chiffre d’affaires des segments Développement et Construction, Services aux Actifs, Gestion des Participations et Autres, voir ci-dessous « Analyse par segment ». 9.2.3.2 Achats consommés Les achats consommés ont augmenté de 45,0 millions d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une hausse de 65,6% entre ces deux exercices. L’augmentation des achats consommés en valeur absolue par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois s’explique principalement par une augmentation de 67,7% des MW construits pour les sociétés de projets contrôlées par les parties tierces entre ces deux périodes. Cette augmentation en volume a été amortie en partie par une baisse des coûts par MW construit. Exprimée en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe, les achats consommés ont augmenté de 54,3% au cours de l’exercice 2013 de 15 mois à 72,6% pour l’exercice 2014. Cette augmentation en pourcentage du chiffre d’affaires, qui intervient malgré une baisse des coûts moyens par W construit sur la période, s’explique principalement par l’impact de la Transaction Solaire 192 Durance en 2013, qui a eu un impact positif sur le taux de marge de construction de 2013 pour deux raisons. D’abord, la Transaction Solaire Durance a généré un chiffre d’affaires sans achats consommés associés de 6,9 millions d’euros au titre des plus-values sur la vente. En second lieu, la Transaction Solaire Durance a conduit à la réintégration dans le calcul du résultat de cession consolidé de 18,2 millions d’euros de marge de construction relative aux projets construits dans des périodes précédentes à des taux de marge de construction plus élevés. Hors l’effet de la Transaction Solaire Durance, le pourcentage du chiffre d’affaires consolidé représentée par les achats consommés aurait été de 68,6% pendant l’exercice 2013 de 15 mois contre 72,6% pour l’exercice 2014. 9.2.3.3 Charges d’exploitation Le tableau ci-dessous présente les charges d’exploitation du Groupe pour l’exercice clos le 31 mars 2014 (12 mois) et 31 mars 2013 (15 mois), exprimées en millions d’euros et en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe pour les périodes concernées : En millions d’euros Charges de personnel Charges externes Impôts et taxes Autres charges opérationnelles courantes Autres produits opérationnels courants Charges d’exploitation 12 mois clos le 31 mars 2014 % du chiffre d’affaires du Groupe 15 mois clos le 31 mars 2013 % du chiffre d’affaires du Groupe Variation (%) 18,9 12,1% 23,5 18,6% (19,5)% 15,6 10,0% 17,1 13,6% (9,0)% 0,6 0,4% 0,8 0,7% (22,9)% 1,1 0,7% 3,5 2,8% (69,4)% (0,8) (0,5)% (2,9) (2,3)% (73,5)% 35,5 22,7% 42,1 33,4% (15,8)% Les charges d’exploitation ont diminué de 6,6 millions d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une baisse de 15,8% entre ces deux exercices. Cette réduction des charges d’exploitation en valeur absolue s’explique principalement par une baisse des charges de personnel et une diminution des autres charges opérationnelles courantes et charges externes. Ces baisses reflètent principalement les trois mois supplémentaires de l’exercice de 15 mois en 2013 contre un exercice de 12 mois en 2014 car une partie majeure des charges d’exploitation, dont notamment les charges de personnel et charges externes, sont fonction de la durée de la période concernée. Exprimées en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe, les charges d’exploitation ont également diminué, passant de 33,4% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2013 de 15 mois à 22,7% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2014. La diminution des charges d’exploitation, en valeur absolue et en pourcentage, s’explique par les éléments suivants: • Les charges de personnel ont diminué de 4,6 millions d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une baisse de 19,5% entre ces deux exercices. Cette baisse en valeur absolue s’explique principalement par une réduction du nombre moyen de salariés en France passant de 181 personnes lors de l’exercice 2013 de 15 mois à 159 personnes au cours de l’exercice 2014 (dans une large mesure en raison de la cessation par le Groupe de son activité d’installations photovoltaïques sur toitures inferieurs à un MW en 2012). En pourcentage du chiffre d’affaires, les charges de personnel ont diminué, passant de 18,6% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2013 de 15 mois à 12,1% pour l’exercice 2014. Cette diminution en pourcentage s’explique par les réductions des effectifs cités ci-dessus ainsi que par l’augmentation du chiffre d’affaires entre les deux périodes. • Les charges externes sont restées relativement stables entre les deux périodes, diminuant de seulement 1,5 million d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 193 2013 de 15 mois, soit une baisse de 9,0% entre ces deux exercices. La baisse des charges en valeur absolue résulte principalement (i) d’une forte baisse des charges locatives en raison d’une exercice plus long en 2013 et la résiliation de baux consécutivement à l’arrêt de l’activité de toitures de moins d’un MW, (ii) d’une forte baisse des honoraires reflétant à la fois une période plus longue en 2013 ainsi que des réductions du niveau moyen d’honoraires et (iii) des charges pendant l’exercice 2013 de 15 mois liés à l’arrêt anticipé d’un crédit-bail lié aux activités de toitures résidentielles. Ces effets ont été largement compensés par une forte augmentation en 2014 des autres charges externes qui sont fonction de l’augmentation des volumes de MW construits, dont notamment des frais de stockage, des frais de transport, des frais d’assurances et des frais bancaires. En pourcentage du chiffre d’affaires, les charges externes ont diminué passant de 13,6% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2013 de 15 mois à 10,0% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2014. Cette diminution en pourcentage s’explique principalement par l’augmentation du chiffre d’affaires, les charges externes totales ayant été relativement stables en valeur absolue. • Les impôts et taxes sont restés relativement stables en valeur absolue, diminuant de seulement 0,2 million d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois. En pourcentage du chiffre d’affaires, les impôts et taxes ont diminué passant de 0,7% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2013 de 15 mois à 0,4% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2014. Cette diminution en pourcentage s’explique principalement par l’augmentation de chiffres d’affaires. • Les autres charges opérationnelles courantes ont diminué de 2,4 millions d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une baisse de 69,4% entre ces deux exercices. Cette baisse s’explique principalement par (i) des charges plus élevées pendant l’exercice 2013 de 15 mois liés aux honoraires des conseils spécialement engagé pour l’élaboration d’un nouveau business plan et la mise au rebut de certains droits au bail résiduels au titre de la résiliation de baux consécutivement à l’arrêt de l’activité de toitures de moins d’un MW et (ii) des pertes opérationnelles plus importantes en 2013 liées notamment à des frais de développement non-recouvrables engagés pour une réponse à un appel d’offres en Afrique du Sud. Dans une moindre mesure, la baisse reflète également une baisse des couts de marketing et de recrutement par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois reflétant des efforts continus d’optimisation des coûts. En pourcentage du chiffre d’affaires, les autres charges opérationnelles courantes ont diminué, passant de 2,8% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2013 de 15 mois à 0,7% pour l’exercice 2014. • Les autres produits opérationnels courants ont diminué de 2,1 millions d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une baisse de 73,5% entre ces deux exercices. Les produits en 2014 comprennent notamment la réévaluation de la valeur comptable des participations résiduelles dans la société Solaire Durance pour 2,9 millions d’euros. Pour l’exercice 2014, les produits proviennent essentiellement d’une vente des droits miniers au Chili. En pourcentage du chiffre d’affaires, les autres produits opérationnels courants ont diminué passant de 2,3% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2013 de 15 mois à 0,5% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2014. 9.2.3.4 Excédent brut opérationnel L’excédent brut opérationnel a diminué de 8,2 millions d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une baisse de 52,7% entre ces deux exercices. Exprimé en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe, l’excédent brut opérationnel a diminué, passant de 12,3% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2013 de 15 mois (et de 18,4% pour les 12 mois clos le 31 mars 2014) à 4,9% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2014. La diminution en 194 pourcentage entre les deux exercices s’explique principalement par l’impact positif de la Transaction Solaire Durance sur l’excèdent brut opérationnel de l’exercice 2013 de 15 mois. Sans prendre en compte la Transaction Solaire Durance, l’excédent brut opérationnel de l’exercice 2013 de 15 mois aurait été un montant négatif de 12,5 millions d’euros et l’excédent brut opérationnel aurait augmenté de 19,7 millions d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois. Par rapport à la période de 12 mois close le 31 mars 2013, la baisse de l’excédent brut opérationnel est de 14,6 millions d’euros, soit une baisse de 66,5%. Sans prendre en compte la Transaction Solaire Durance, l’excédent brut opérationnel de la période de 12 mois close le 31 mars 2013 aurait été un montant négatif de 6,0 millions d’euros et l’excédent brut opérationnel aurait augmenté de 13,4 millions d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à la période de 12 mois close le 31 mars 2013. 9.2.3.5 Résultat opérationnel Le tableau ci-dessous présente les postes relatifs à l’excédent brut opérationnel et au résultat opérationnel tirés du compte de résultat du Groupe pour les périodes indiquées. En millions d’euros Excédent brut opérationnel Dotations aux amortissements Dont dotations pour sociétés de projets consolidées Dotations aux dépréciations/provisions Autres charges opérationnelles non courantes Résultat opérationnel 12 mois clos le 31 mars 2014 7,3 12 mois clos le 31 mars 2013 22,0 15 mois clos le 31 mars 2013 15,5 Variation vs 12 mois (66,5)% vs 15 mois (52,7)% (1,7) n.s. (1,5) n.s. 13,3% (0,3) n.s. - n.s. 100,0% 1,6 n.s. (1,5) n.s. (206,9)% (3,7) n.d. - n.s. n.s. 3,5 19,5 12,6 (82,1)% (72,3)% Le résultat opérationnel a diminué de 9,1 millions d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une baisse de 72,3% entre ces deux exercices, passant de 12,6 millions d’euros (10,0% du chiffre d’affaires du Groupe) pour l’exercice 2013 de 15 mois à 3,8 millions d’euros (2,4% du chiffre d’affaires du Groupe) pour l’exercice clos le 31 mars 2014. (La baisse par rapport aux 12 mois clos le 31 mars 2014 a été de 16,0 millions d’euros soit une baisse de 82,1%). La baisse du résultat opérationnel s’explique par la diminution de l’excédent brut opérationnel telle que décrite ci-dessus ainsi que par les éléments suivants : • Les dotations aux amortissements ont augmenté de 0,2 million d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une hausse de 13,3% entre ces deux exercices, s’expliquant principalement par (i) des dotations aux amortissements liées à de nouveaux logiciels acquis pendant l’exercice 2014, (ii) les dotations aux amortissements liées à de nouveaux équipements industriels pour l’usine en Afrique du Sud acquis pendant l’exercice 2014 ; et (iii) les dotations aux amortissements relatives à des parcs solaires consolidés. Ces effets ont été compensés en partie par une baisse des dotations liée à l’effet d’avoir eu un exercice 2014 trois mois plus court que l’exercice 2013 de 15 mois. 195 • • Les dotations aux dépréciations et provisions ont eu un impact net positif de 1,6 million d’euros pour l’exercice 2014, par rapport à une charge nette de 1,5 million d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois. o La reprise de 1,6 million d’euros pour l’exercice 2014 s’explique principalement par des reprises lors de l’exercice 2014 de provisions passées pendant l’exercice 2013 de 15 mois. Au cours de l’exercice 2013 de 15 mois, le Groupe a enregistré des provisions sur créances clients et stocks consécutivement à l’arrêt des activités d’installations sur toitures résidentielles. Pendant l’exercice 2014, le Groupe a pu reprendre une partie des provisions sur créances clients et céder une partie des stocks ce qui a donné lieu une reprise de ces provisions. o La charge nette de 1,5 million d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois s’explique principalement par des dotations aux provisions relatives à des créances clients et des équipements enregistrés dans le cadre de l’arrêt de l’activité d’installations sur toitures résidentielles, telles que mentionnées ci-dessus, compensé en partie par la reprise de provisions pour litiges pendant l’exercice 2013 de 15 mois suite à une décision judiciaire favorable dans le cadre d’un litige. Voir la Section 20.6 « Procédures judiciaires et d’arbitrage » du présent document de base. Le Groupe a comptabilisé 3,7 millions d’euros en autres charges opérationnelles non courantes pour l’exercice 2014, dont notamment 3,3 millions d’euros relatif à la mise en œuvre d’un plan de sauvegarde de l’emploi en France. 9.2.3.6 Résultat financier net (charges) Le tableau ci-dessous présente les données relatives au résultat financier net (pertes) pour les exercices clos les 31 mars 2014 et 2013. Exercice clos le 31 mars 2014 2013 (1,0) (0,4) (0,4) -- En millions d’euros Coût de l’endettement financier net Dont coût de l’endettement souscrit par des sociétés de projets consolidées Revenus des créances sur participations, revenus sur prêts et autres créances Profits et pertes de change (nets) Autre charges financières nettes Résultat financier net (charges) Variation (%) 146,5% 100% 2,5 1,7 44,1% (1,2) (0,3) 0,1 (0,4) -0,9 191,9% n.s. (92,3)% Le résultat financier a diminué de 0,8 million d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une baisse de 92,3% entre ces deux exercices, passant de 0,9 million d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois à 0,1 million d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014. Cette baisse s’explique principalement par les éléments suivants : • Coût de l’endettement financier net. Le coût de l’endettement financier net du Groupe a augmenté passant de 0,4 million d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois à 1,0 million d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014, reflétant principalement les charges d’intérêts de 0,4 million d’euros sur l’endettement souscrit pendant l’exercice en Inde se rapportant à la construction du projet de parc solaire, entièrement détenu par le Groupe, à Pokaran. 196 • Revenus des créances sur participations, revenus sur prêts et autres créances. Les revenus des créances sur participations, revenus sur prêts et autres créances ont augmenté passant de 1,7 million d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois à 2,5 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014, s’expliquant principalement par un montant plus important d’encours relatifs à des avances en compte courant d’associés et des revenus de placement de trésorerie. • Pertes nettes de change. La perte nette de change du Groupe a augmenté, passant de 0,4 million d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois à 1,2 million d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014. Cette augmentation s’explique par l’impact du taux de conversion de l’euro en rand sud-africain des flux financiers intragroupes ne relevant pas des investissements de long-terme. 9.2.3.7 Charges d’impôts Les charges d’impôts ont diminué passant de 4,3 millions d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois à 2,6 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014, s’expliquant principalement par un résultat imposable moins important sur cette période. Le taux effectif d’imposition du Groupe est passé de 31,8% pour l’exercice 2013 de 15 mois à 50,2% pour l’exercice clos le 31 mars 2014. Cette augmentation du taux effectif d’imposition s’explique principalement par (i) un traitement fiscal moins favorable du résultat imposable du Groupe pour l’exercice 2014 et ce, en raison du régime favorable d’imposition des plus-values de cessions réalisées sur les participations à long-terme dont le Groupe a bénéficié pour la plus-value qu’il a réalisée lors de la Transaction Solaire Durance et (ii) l’impact d’un redressement fiscal relatif à l’exercice 2011 qui a surpassé le montant des provisions associés constituant un montant significatif rapporté au résultat avant impôt. 9.2.3.8 Quote-part du résultat net des entreprises associées La quote-part du résultat net des entreprises associées a été un montant négatif de 0,1 million d’euros pour l’exercice 2014 par rapport au produit de 0,5 million d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois. Le montant pour l’exercice 2013 de 15 mois correspond à la quote-part du résultat net de la société Solaire Durance pour l’exercice clos le 31 mars 2013, la Transaction Solaire Durance n’étant intervenue qu’à la fin de l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013. Le montant pour l’exercice 2014 comprend 0,1 million de quote-part de pertes liées à la mise en équivalence des participations du Groupe dans certaines sociétés de projets. Conformément à la norme IAS 8 aucun retraitement rétroactif de l’exercice 2013 de 15 mois n’a été effectué. Voir la note 3.2 aux Etats Financiers Annuels. 9.2.3.9 Résultat net Reflétant les facteurs présentés ci-dessus, le résultat net du Groupe (part du groupe) s’est élevé à 0,7 million d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014, par rapport à 9,7 millions d’euros pour l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013. Le résultat net (part du groupe) pour l’exercice 2014 inclut la déduction du résultat net attribuable à des détenteurs d'intérêts ne conférant pas le contrôle à hauteur de 0,2 million d’euros, se rapportant à la part des actionnaires minoritaires dans la filiale de construction sud-africaine du Groupe. 197 9.2.4 Analyse par segment pour les exercices clos les 31 mars 2014 et 2013 9.2.4.1 Segment Développement et Construction Le tableau ci-dessous présente le chiffre d’affaires et la marge brute pour le segment Développement et Construction pour les périodes indiquées. En millions d’euros Chiffre d’affaires sectoriel Retraitements de consolidation : Eliminations des opérations entre secteurs Ventes d'électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de chiffre d’affaires Contributif IFRS sectoriel Exercice Période Exercice 12 mois clos le 31 mars 2014 142,3 12 mois clos le 31 mars 2013 97,5 15 mois clos le 31 mars 2013 102,9 (2,7) (8,8) (8,8) (68,9)% (68,9)% 139,5 18,2 106,9 18,2 112,3 (100,0)% 30,5% (100,0)% 24,2% 28,7 20,2% 28,4 29,1% 29,9 29,0% 1,1% (4,0)% (0,8) (1,2) (1,2) (36,7)% (36,7)% 27,9 20,0% 18,2 45,4 42,5% 18,2 46,9 41,8% (100,0)% (38,5)% (100,0)% (40,5)% Marge brute sectorielle En pourcentage du chiffre d’affaires sectoriel (1) Retraitements de consolidation : Neutralisation de la marge de consolidation Ventes d'électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de marge Marge brute IFRS externe En pourcentage du chiffre d’affaires consolidé (2) Variation % Exercice 2014 Exercice vs. 2014 Période vs. de 12 Exercice mois 2013 de 2013 15 mois 45,9% 38,3% ________________ (1) (2) Marge brute sectorielle divisée par le chiffre d’affaires sectoriel. Marge brute externe consolidée divisée par le chiffre d’affaires consolidé. 9.2.4.1.1. Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires sectoriel généré par les activités de développement et construction du Groupe a augmenté de 39,4 millions d’euros au cours de l’exercice clos le 31 mars 2014 par rapport à l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013, soit une hausse de 38,3% entre ces deux exercices (et de 44,8 millions d’euros, soit une hausse de 45,9% par rapport à la période de 12 mois close le 31 mars 2013). L’augmentation du chiffre d’affaires traduit l’impact d’une forte augmentation des MW construits. Au cours de l’exercice 2014, le Groupe a construit 104,4 MW pour les sociétés de projets contrôlées par des tiers par rapport à 62,8 MW au cours de l’exercice 2013 de 15 mois, soit une augmentation de 66,2%. L’impact sur le chiffre d’affaires de l’augmentation de MW construits pendant l’exercice 2014 a été partiellement atténué par une réduction du prix de vente moyen du MW construit qui est passé de 1,52 euros par W (après élimination du chiffre d’affaires lié à la Transaction Solaire Durance) pour l’exercice 2013 de 15 mois à 1,34 euros par watt pour l’exercice 2014, soit une diminution de 11,8%. Cette diminution du prix de vente moyen par W construit s’explique principalement par une baisse du tarif d’achat en France qui rendait nécessaire un ajustement de prix des services de construction afin de maintenir un rendement projet satisfaisant pour les investisseurs. 198 La contribution du segment Développement et Construction au chiffre d’affaires consolidé du Groupe a augmenté de 24,2%, reflétant l’augmentation du chiffre d’affaires sectoriel, une baisse des activités de construction pour compte propre (la construction du parc solaire Pokaran ayant été achevé pendant l’exercice 2013 de 15 mois), ainsi que l’impact positif pendant l’exercice 2013 de 15 mois de la Transaction Solaire Durance qui a généré 18,2 millions d’euros au titre de la réintégration de la marge construction dans le calcul du résultat de cession consolidé. 9.2.4.1.2. Marge brute La marge brute sectoriel du segment Développement et Construction a baissé de 1,2 million d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une baisse de 4,0% entre ces deux exercices. Par rapport à la période de 12 mois close le 31 mars 2013, la marge brute a augmenté de 0,3 million d’euros. La diminution entre l’exercice 2014 et l’exercice 2013 de 15 mois s’explique principalement par l’effet d’une baisse du taux de marge brute de 29,0% du chiffre d’affaires pendant l’exercice 2013 de 15 mois à 20,2% pendant l’exercice 2014. Cette diminution en pourcentage s’explique principalement par la baisse du prix moyen par MW qui n’a été que partiellement compensé par une baisse des achats consommés par watt, dont l’ampleur a été limitée par l’effet de la règlementation anti-dumping sur les panneaux photovoltaïques mise en place pendant l’exercice 2014. La marge brute a augmenté de 0,3 million d’euros en valeur absolue par rapport à la période de 12 mois close le 31 mars 2013 en raison de l’augmentation des MW construits, qui a plus que compensé l’effet de la baisse du prix de vente moyen. La contribution du segment Développement et Construction à la marge brute consolidée du Groupe a baissé de 40,5% sur l’exercice 2014 (et de 38,5% par rapport au 12 mois clos le 31 mars 2013), principalement en raison de l’impact sur l’exercice 2013 de 15 mois de la réintégration de la marge construction dans le calcul du résultat de cession consolidé de la Transaction Solaire Durance. 199 9.2.4.2 Segment Services aux Actifs Le tableau ci-dessous présente le chiffre d’affaires et la marge brute pour le segment Services aux Actifs pour les périodes indiquées. En millions d’euros Exercice Période Exercice 12 mois clos le 31 mars 2014 12 mois clos le 31 mars 2013 15 mois clos le 31 mars 2013 5,6 4,1 4,9 (0,1) 5,5 4,1 4,9 2,5 45,2% 2,3 56,3% 2,9 58,6% 2,5 45,9% 2,3 56,3% 2,9 58,6% Chiffre d’affaires sectoriel Retraitements de consolidation : Eliminations des opérations entre secteurs Contributif IFRS sectoriel Marge brute sectorielle En pourcentage du chiffre d’affaires sectoriel (1) Retraitements de consolidation : Neutralisation de la marge de consolidation Marge Brute IFRS externe En pourcentage du chiffre d’affaires consolidé (2) Variation % Exercice 2014 Exercice vs, 2014 Période vs. de 12 Exercice mois 2013 de 2013 15 mois 36,3% 34,3% 9,5% 12,9% 11,2% (13,0)% 9,5% (12,9)% ________________________ (1) Marge brute sectorielle divisé par le chiffre d’affaires sectoriel. (2) Marge brute externe consolidée divisée par le chiffre d’affaires consolidé. 9.2.4.2.1. Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires généré par les activités de services aux actifs du Groupe a augmenté de 12,9% au cours de l’exercice clos le 31 mars 2014 par rapport à l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 (et de 36,3% par rapport à la période des 12 mois close le 31 mars 2013). L’augmentation de chiffre d’affaires par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois s’explique par l’augmentation du nombre de MW sous gestion, bien que de nombreux contrats n’aient démarré que sur la fin de l’exercice, limitant la hausse du chiffre d’affaires. Le nombre moyen de MW sous gestion a augmenté passant de 120 MW pour l’exercice 2013 de 15 mois à 181 MW pour l’exercice 2014, partiellement compensé par une réduction de 25,2% du prix de vente moyen des services aux actifs par MW. La réduction du prix de vente moyen provient de la forte augmentation des MW mis sous gestion pendant la période, dont les prix moyens sont inférieurs aux prix pratiqués avant la baisse des tarifs d’achat en 2011. L’augmentation du chiffre d’affaires pendant l’exercice 2014 par rapport à l’exercice précèdent est atténué en partie par l’effet des trois mois supplémentaires pendant l’exercice 2013 de 15 mois. Ainsi, l’augmentation sur l’exercice 2014 par rapport à la période comparable de 12 mois clos le 31 mars 2013 est de 36,3% au lieu du 12,9% observé par rapport à l’exercice de 15 mois. 9.2.4.2.2. Marge brute La marge brute du segment Services aux Actifs du Groupe a diminué de 0,4 million d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une baisse de 12,9% entre ces deux exercices. La baisse s’explique principalement par les trois mois supplémentaires sur l’exercice 2013 de 15 mois. Ainsi, la marge brute est en hausse de 0,2 million d’euros par rapport à la période de 12 mois close le 31 mars 2013. La hausse en valeur absolue par rapport à la 200 période de 12 mois close le 31 mars 2013 s’explique principalement par l’augmentation des volumes de MW sous gestion, qui a plus que compensé la baisse des prix de vente moyens. Exprimée en pourcentage du chiffre d’affaires sectoriel, la marge brute sectorielle a diminué entre ces deux exercices, passant de 58,6% pour l’exercice 2013 de 15 mois (56,3% pour les 12 mois clos le 31 mars 2013) à 45,9% pour l’exercice clos le 31 mars 2014 en raison de la baisse des prix de vente moyens des services aux actifs par MW citée ci-dessus. 9.2.4.3 Segment Gestion des Participations Le tableau ci-dessous présente le chiffre d’affaires et la marge brute pour le segment Gestion des Participations pour les périodes indiquées. En millions d’euros Gain sur cession de participation de sociétés de projets Produits financiers sur les sociétés de projets (1) Chiffre d’affaires sectoriel Retraitements de consolidation : Eliminations des opérations entre secteurs Ventes d'électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de chiffre d’affaires Contributif IFRS sectoriel Exercice Période Exercice 12 mois clos le 31 mars 2014 1,8 1,8 12 mois clos le 31 mars 2013 6,9 1,1 8,0 15 mois clos le 31 mars 2013 6,9 1,4 8,3 n.s. 0,9 (1,8) 0,9 (1,1) 6,9 (1,4) 6,9 1,8 100,0% 7,5 93,1% 7,8 93,3% (0,0) 0,8 (1,8) 0,8 87,2% (1,1) 6,4 92,0% (1,4) 6,4 92,0% Marge brute sectorielle En pourcentage du chiffre d’affaires sectoriel (2) Retraitements de consolidation : Neutralisation de la marge de consolidation Ventes d'électricité des sociétés de projets contrôlées Produits financiers sur les sociétés de projets non contrôlées Externalisation de marge Marge brute IFRS externe En pourcentage du chiffre d’affaires consolidé (3) Variation % Exercice 2014 Exercice vs. 2014 Période vs. de 12 Exercice mois 2013 de 2013 15 mois (100,0)% (100,0)% 60,7% 28,7% (77,6)% (78,3)% 58,5% 26,9% (87,2)% (87,2)% (75,9)% (76,8)% 7,4% 7,1% 58,6% 26,9% (87,9)% (87,9)% (5,2)% (5,2)% _______________________ (1) Reflète le reclassement des intérêts de « autre produits financiers » en chiffre d’affaires. (2) Marge brute sectorielle divisée par le chiffre d’affaires sectoriel. (3) Marge brute externe consolidée divisée par le chiffre d’affaires consolidé. 9.2.4.3.1. Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires sectoriel du segment Gestion des Participations a diminué de 6,5 millions d’euros, ou 78,3%, au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois (la baisse a été de 6,2 millions par rapport au 12 mois clos le 31 mars 2013, soit 77,6%). Cette baisse par rapport aux périodes précédentes s’explique principalement par la plus-value liée à la Transaction Solaire Durance pendant l’exercice 2013 de 15 mois (6,9 millions d’euros). La baisse liée à la plus-value Solaire Durance a été partiellement compensée par une augmentation du chiffre d’affaires sectoriel provenant d’intérêts sur avance en comptes courants. La baisse du chiffre d’affaires est également affectée par l’effet des trois mois supplémentaires sur l’exercice 2013 -- le chiffre d’affaires sur les 15 201 mois clos le 31 mars 2013 est 0,3 million d’euros plus élevé que celui de la période de 12 mois close le 31 mars 2013. La contribution du segment au chiffre d’affaires consolidé IFRS a baissé sur l’exercice 2014 principalement en raison de la plus-value sur la Transaction Solaire Durance sur l’exercice 2013 de 15 mois. Cet effet a été compensé en partie par l’effet sur le chiffre d’affaires consolidé de la première contribution de chiffre d’affaires de vente d’électricité en Inde sur l’exercice 2014 de 0,8 million d’euros constitué de la vente de l’électricité par les projets consolidés Pokaran (Inde) et Andacollo (Chili). 9.2.4.3.2. Marge brute La marge brute du segment Gestion des Participations a diminué de 6,0 millions d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une baisse de 76,8% (et de 5,7 millions d’euros soit une baisse de 75,9% par rapport au 12 mois clos le 31 mars 2013). Exprimée en pourcentage du chiffre d’affaires sectoriel, la marge brute sectorielle a augmenté entre ces deux exercices, passant de 93,3% pour l’exercice 2013 de 15 mois à 100,0% pour l’exercice clos le 31 mars 2014. 9.2.4.4 Segment Autres Le tableau ci-dessous présente le chiffre d’affaires et la marge brute segment « Autres » pour les périodes indiquées. En millions d’euros Chiffre d’affaires sectoriel Retraitements de consolidation : Eliminations des opérations entre secteurs Contributif IFRS sectoriel pour le Exercice Période Exercice 12 mois clos le 31 mars 2014 24,6 12 mois clos le 31 mars 2013 2,2 15 mois clos le 31 mars 2013 3,1 (14,2) 10,5 (1,0) 1,2 (1,0) 2,1 1 361,3% 783,4% 1 281,8% 402,7% 4,5 18,3% 0,5 21,2% 0,7 23,8% n.s. 4,5 42,7% 0,5 38,6% 0,7 35,5% 882,4% (14,0)% 875,6% 10,7% 508,0% (23,3)% 503,8% 20,1% Marge brute sectorielle En pourcentage du chiffre d’affaires sectoriel (1) Retraitements de consolidation : Neutralisation de la marge de consolidation Marge brute IFRS externe En pourcentage du chiffre d’affaires consolidé (2) Variation % Exercice 2014 Exercice vs. 2014 Période vs. de 12 Exercice mois 2013 de 2013 15 mois 1 042,0% 692,6% ________________________ (1) Marge brute sectorielle divisée par le chiffre d’affaires sectoriel. (2) Marge brute externe consolidée divisée par le chiffre d’affaires consolidé. 9.2.4.4.1. Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires généré par le segment Autres a augmenté de 21,5 millions d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une augmentation de 692,6% sur ces deux exercices. Cette hausse par rapport aux périodes précédentes s’explique par la fourniture de panneaux photovoltaïques aux projets Aurora et Vredendal et des ventes dans le cadre d’une convention de travail à façon signé avec ReneSola en mars 2013. L’augmentation entre les deux exercices est masquée en partie par les trois mois supplémentaires 202 sur l’exercice 2013 de 15 mois. Ainsi, l’augmentation par rapport à la période de 12 mois close le 31 mars 2013 est encore plus forte, de 22,5 millions d’euros, au lieu de 21,5 millions d’euros par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois. La contribution du segment « Autres » au chiffre d’affaires consolidé du Groupe a augmenté de 8,4 millions d’euros par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois (et de 9,3 millions d’euros par rapport à la période de 12 mois close le 31 mars 2013) reflétant l’impact de la convention de travail à façon signée avec ReneSola. 9.2.4.4.2. Marge brute La marge brute du segment Autres a augmenté de 3,8 millions d’euros au cours de l’exercice 2014 par rapport à l’exercice 2013 de 15 mois, soit une augmentation de 508,0% entre ces deux exercices. Exprimée en pourcentage du chiffre d’affaires du segment, la marge brute a diminué entre ces deux exercices, passant de 23,8% pour l’exercice 2013 de 15 mois (21,2% pour les 12 mois clos le 31 mars 2013) à 18,3% pour l’exercice clos le 31 mars 2014. Cette légère diminution s’explique principalement par la nature des ventes pendant l’exercice de 2013 qui consistaient en de petites séries dont le taux de marge était supérieur. Exprimée en pourcentage du chiffre d’affaires du segment consolidé selon IFRS, la marge brute externe consolidée selon IFRS a augmenté entre ces deux exercices, passant de 35,5% pour l’exercice 2013 de 15 mois (38,6% pour les 12 mois clos le 31 mars 2013) à 42,7% pour l’exercice clos le 31 mars 2014. Cette augmentation s’explique principalement par les éliminations intra-groupe. 203 9.2.5 Résultats consolidés pour les exercices clos les 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Le tableau ci-dessous présente certaines données tirées du compte de résultat consolidé pour les exercices clos les 31 mars 2013 (15 mois) et 31 décembre 2011 (12 mois), exprimées en millions d’euros et en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe pour les périodes concernées : En millions d’euros Chiffre d’affaires total Achats consommés Charges d’exploitation Excédent brut opérationnel Dépréciation, amortissements et autres produits et charges opérationnels Résultat opérationnel (pertes) Résultat financier net (charges) (Charges) / produits d’impôts Résultat net Résultat net (part du Groupe) 15 mois clos le 31 mars 2013 (1) % du chiffre d’affaires du Groupe Exercice 12 mois clos le 31 décembre 2011 % du chiffre d’affaires du Groupe Variation (%) 126,2 (68,6) 100,0% 54,3% 213,5 (146,9) 100,0% 68,8% (40,9)% (53,3)% (42,1) 33,4% (38,7) 18,1% 8,9% 15,5 12,3% 27,8 13,0% (44,2)% (3,0) 2,3% (4,7) 2,2% (37,0)% 12,6 10,0% 23,1 10,8% (45,6)% 0,9 0,7% 0,7 0,3% 29,0% (4,3) 9,7 3,4% 7,7% (5,0) 19,3 2,3% 9,1% 13,3% (49,9)% 9,7 7,7% 19,3 9,1% (49,9)% _______________________ (1) En décembre 2012, l’Assemblée Générale Extraordinaire de la Société a voté la modification des dates de clôture de l’exercice social du Groupe, faisant passer la date de clôture du 31 décembre au 31 mars de chaque année. En conséquent, l’exercice social clos le 31 mars 2013 couvre une période de 15 mois. Pour plus d’informations, voir la note 5 aux Etats Financiers Annuels. 9.2.5.1 Chiffre d’affaires Le chiffre d’affaires consolidé du Groupe a diminué de 87,2 millions d’euros au cours de l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 par rapport à l’exercice clos le 31 décembre 2011 soit une baisse de 40,9% entre ces deux exercices. Cette diminution du chiffre d’affaires s’explique principalement par • Une diminution de la contribution du segment développement et construction au chiffre d’affaires consolidé du Groupe pendant l’exercice 2013 de 15 mois reflétant principalement une baisse des prix moyen de vente par watt suite à la baisse des tarifs d’achat en France qui rendait nécessaire un ajustement de prix des services de construction afin de maintenir un rendement projet satisfaisant pour les investisseurs. L’effet de la baisse des prix a été atténué en partie par une augmentation des MW construits pour des tiers de 62,2 MW en 2011 à 67,6 MW sur l’exercice 2013 de 15 mois, 204 soit une augmentation de 8,6%. Les 67,6 MW construit pour des tiers sur l’exercice 2013 comprennent notamment 10,0 MW au titre du premier parc en Inde construit par le Groupe ; • la diminution du chiffre d’affaires des activités de gestion des participations du Groupe due à une baisse des plus-values de cessions réalisées lors de la vente des participations du Groupe dans les sociétés de projets ; et • la cessation par le Groupe de ses activités de construction d’installations photovoltaïques sur toitures inferieures à 1 MW. Ces baisses du chiffre d’affaires ont été partiellement atténuées par : • • • l’effet de trois mois supplémentaires de l’exercice 2013 de 15 mois ; les plus-values de cession de participations et la réintégration de la marge de construction dans le cadre de la Transaction Solaire Durance en mars 2014 ; et une augmentation du chiffre d’affaires relatif aux activités de services aux actifs due à un plus grand nombre de parcs solaires sous gestion (passant d’un moyen de 43 MW pour l’exercice 2011 à 87 MW pour l’exercice 2013 de 15 mois). 9.2.5.2 Achats consommés Les achats consommés ont diminué de 78,4 millions d’euros au cours de l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 par rapport à l’exercice clos le 31 décembre 2011 soit une baisse de 53,3% entre ces deux exercices. Cette diminution des achats consommés s’explique principalement par une diminution de 57,2% des coûts des achats consommés par W construit, qui sont passés de 2,36 euros par MW pour l’exercice clos le 31 décembre 2011 à 1,01 euro par MW pour l’exercice clos le 31 mars 2013. La baisse des coûts par watt reflète une baisse des prix auxquels le Groupe achète les équipements BOS et panneaux solaires pour la construction des parcs solaires en raison des évolutions du marché ainsi que les négociations commerciales menées par les équipes du Groupe. L’évolution du montant total des achats consommés reflète également la cessation par le Groupe de ses activités de construction d’installations photovoltaïques sur toitures inferieurs à 1 MW. Ensemble, la baisse des couts par MW et la cessation des activités sur toitures inférieurs à 1 MW ont permis de compenser l’impact sur les achats consommés de l’augmentation de 5,1% des MW construits pour les tiers sur la période. Exprimée en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe, les achats consommés ont diminué passant de 68,8% au cours de l’exercice 2011 à 54,3% pour l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013. La baisse des achats consommés en pourcentage du chiffre d’affaires s’explique principalement par la présence dans le chiffre d’affaires pour l’exercice 2013 de 15 mois d’un montant de 6,9 millions d’euros de plus-values (sans achats consommés associés) ainsi que l’impact de la réintégration de 18,2 millions d’euros de chiffre d’affaires de construction à la faveur de la Transaction Solaire Durance (étant rappelé que le taux de marge de construction associé était meilleur grâce aux tarifications plus favorables lors de la négociation de contrat de construction). 205 9.2.5.3 Charges d’exploitation Le tableau ci-dessous présente les charges d’exploitation du Groupe pour l’exercice clos le 31 mars 2013 (15 mois) et 31 décembre 2011 (12 mois), exprimées en millions d’euros et en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe pour les périodes concernées : En millions d’euros Charges de personnel Charges externes Impôts et taxes Autres charges opérationnelles courantes Autres produits opérationnels courants Charges d’exploitation Exercice 15 mois clos le 31 mars 2013 23,5 % du chiffre d’affaires du Groupe 18,6% 12 mois clos le 31 décembre 2011 18,3 % du chiffre d’affaires du Groupe 8,6% Variation (%) 28,9% 17,1 0,8 3,5 13,6% 0,7% 2,8% 18,2 0,8 1,4 8,5% 0,4% 0,7% 5,8% 1,6% 144,3% (2,9) 2,3% – – 100% 42,1 33,4% 38,7 18,1% 8,9% Les charges d’exploitation ont augmenté de 3,4 millions d’euros au cours de l’exercice 2013 de 15 mois par rapport à l’exercice 2011, soit une hausse de 8,9% entre ces deux exercices. Cette augmentation des charges d’exploitation s’explique principalement par l’impact des trois mois supplémentaires de l’exercice 2013 de 15 mois qui ont contribué à une augmentation des charges de personnel, partiellement compensée par une diminution des charges externes. Exprimées en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe, les charges d’exploitation ont augmenté passant de 18,1% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2011 à 33,4% pour l’exercice 2013 de 15 mois. L’augmentation des charges d’exploitation, en valeur absolue et en pourcentage, s’explique par les éléments suivants: • Les charges de personnel ont augmenté de 5,3 millions d’euros au cours de l’exercice 2013 de 15 mois par rapport à l’exercice 2011, soit une hausse de 28,9% entre ces deux exercices. En valeur absolue, l’augmentation des charges de personnel reflète principalement les trois mois supplémentaires de l’exercice 2013 de 15 mois. En pourcentage de chiffre d’affaires, les charges de personnel ont augmenté passant de 8,6% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2011 à 18,6% pour l’exercice 2013 de 15 mois. Cette augmentation des charges de personnel en pourcentage s’explique principalement par la forte baisse du chiffre d’affaires par rapport à l’exercice 2011, partiellement compensé par la réduction du nombre moyen d’employés en France à la suite de la mise en place de la plan de sauvegarde de l’emploi de 2011 qui est passé de 193 personnes au cours de l’exercice 2013 de 15 mois à 181 personnes au cours de l’exercice 2013 de 15 mois. • Les charges externes ont diminué de 1,1 million d’euros au cours de l’exercice 2013 de 15 mois par rapport à l’exercice 2011, soit une baisse de 5,8% entre ces deux exercices. En pourcentage de chiffre d’affaires, les charges externes ont augmenté passant de 8,5% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2011 à 13,6% pour l’exercice 2013 de 15 mois. Cette augmentation en pourcentage s’explique principalement par le ralentissement 206 du volume d’activité et le maintien des couts fixes d’exploitation (tels que les charges locatives, rémunération et honoraires des sous-traitants), partiellement compensé par une amélioration de certains coûts unitaires à la suite de négociations commerciales. • Les impôts et taxes ont été stables à 0,8 million d’euros pour l’exercice 2011 et l’exercice 2013 de 15 mois. Exprimés en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe, les impôts et taxes ont augmenté passant de 0,4% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2011 à 0,7% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2013 de 15 mois. L’augmentation en pourcentage du chiffre d’affaires s’explique principalement par la diminution de chiffre d’affaires pour l’exercice 2013 de 15 mois par rapport à l’exercice 2011. • Les autres charges opérationnelles courantes ont augmenté de 2,1 millions d’euros au cours de l’exercice 2013 de 15 mois par rapport à l’exercice 2011, soit une hausse de 144,3% entre ces deux exercices. Cette augmentation en valeur absolue s’explique principalement par (i) des charges pendant l’exercice 2013 de 15 mois liés aux honoraires de conseils spécialement engagés pour l’élaboration d’un business plan et la mise au rebut de certains droits au bail résiduels au titre de la résiliation de baux consécutivement à l’arrêt de l’activité de toitures de moins d’un MW et (ii) des pertes opérationnelles sur la période liés à des frais de développement non-recouvrables engagés pour une réponse à un appel d’offres en Afrique du Sud. En pourcentage du chiffre d’affaires les autres charges opérationnelles courantes sont passées 0,7% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2011 à 2,8% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2013 de 15 mois. • Le Groupe a comptabilisé des autres produits opérationnels courants de 2,9 millions d’euros au cours de l’exercice 2013 de 15 mois, consistant en la réévaluation de la valeur net comptable de la participation résiduelle dans la société Solaire Durance suite à la Transaction Solaire Durance. Le Groupe n’a comptabilisé aucun produit opérationnel courant au cours de l’exercice 2011. 9.2.5.4 Excèdent Brut Opérationnel L’excédent brut opérationnel a diminué de 12,3 millions d’euros au cours de l’exercice 2013 de 15 mois par rapport à l’exercice 2011, soit une baisse de 44,2% entre ces deux exercices passant de 27,8 millions d’euros pour l’exercice 2011 à 15,5 millions d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois. Exprimé en pourcentage du chiffre d’affaires du Groupe, l’excédent brut opérationnel a diminué passant de 13,0% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice 2011 à 12,3% pour l’exercice 2013 de 15 mois. Cette diminution en pourcentage s’explique principalement par le ralentissement du volume d’activité, partiellement compensé par la cession des participations dans le cadre de la Transaction Solaire Durance ainsi que la réintégration de la marge de construction qui a été précédemment neutralisé lors de la mise en équivalence de la participation du Groupe dans la société Solaire Durance. 207 9.2.5.5 Résultat opérationnel Le tableau ci-dessous présente les lignes relatives à l’excédent brut opérationnel et au résultat opérationnel tirées du compte de résultat du Groupe pour les périodes indiquées. En millions d’euros Excédent brut opérationnel Dotations aux amortissements Dotations aux dépréciations/provisions Autres charges opérationnelles non courantes Résultat opérationnel 15 mois clos le 31 mars 2013 15,5 (1,5) (1,4) – 12,6 12 mois clos le 31 mars 2011 27,8 (1,2) (2,6) (0,9) 23,1 Variation (%) (44,2)% 27,3% (44,3)% (100)% (45,6)% Le résultat opérationnel a diminué de 10,6 millions d’euros au cours de l’exercice 2013 de 15 mois par rapport à l’exercice 2011, soit une baisse de 45,6% entre ces deux exercices, passant de 23,1 millions d’euros (10,8% du chiffre d’affaires du Groupe) pour l’exercice 2011 à 12,6 millions d’euros (10,0% du chiffre d’affaires du Groupe) pour l’exercice 2013 de 15 mois, s’expliquant par la diminution de l’excédent brut opérationnel telle que décrite ci-dessus ainsi que par les éléments suivants : • Les dotations aux amortissements ont augmenté de 0,3 million d’euros au cours de l’exercice 2013 de 15 mois par rapport à l’exercice 2011, soit une hausse de 27,3% entre ces deux exercices, s’expliquant principalement par l’acquisitions des immobilisation corporelles dont des équipements industrielles pour l’usine de fabrication de panneaux photovoltaïques en Afrique de Sud). • Les dotations aux dépréciations et provisions ont diminué de 1,2 million d’euros au cours de l’exercice 2013 de 15 mois par rapport à l’exercice 2011, soit une baisse de 46,5% entre ces deux exercices, qui s’explique principalement par la reprise d’une provision en 2013 relatif à un litige qui a plus que compensé l’impact des provisions passés pour des créances clients et des équipements industriels liées à l’arrêt de l’activité d’installations sur toitures résidentielles. • Le Groupe a comptabilisé des autres charges opérationnelles non courantes à la hauteur de 0,9 million d’euros pour l’exercice 2011, qui s’explique par les charges liées au plan de sauvegarde de l’emploi relatif à l’arrêt de l’activité d’installations sur toitures de moins d’1 MW. 208 9.2.5.6 Résultat financier net (charges) Le tableau ci-dessous présente les données relatives au résultat financier net (pertes) pour les exercices clos les 31 mars 2013 (15 mois) et 31 décembre 2011 (12 mois). 15 mois clos le 31 mars 2013 En millions d’euros Coût de l’endettement financier net Revenus des créances sur participations, revenus sur prêts et autres créances Profits et pertes de change (nets) Autre charges financières nettes Résultat financier net (charges) (0,4) 1,7 (0,4) n.s. 0,9 12 mois clos le 31 décembre 2011 (0,1) 0,8 (0,1) n.s. 0,7 Variation (%) 562,3% 112,5% 609,3% n.s 29,0% Le résultat financier a augmenté de 0,2 million d’euros au cours de l’exercice 2013 de 15 mois par rapport à l’exercice 2011, soit une hausse de 29,0% entre ces deux exercices, passant de 0,7 million d’euros pour l’exercice 2011 à 0,9 million d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois. Cette augmentation s’explique principalement par les éléments suivants : • Coût de l’endettement financier net. Le coût de l’endettement financier net du Groupe a augmenté passant de 0,1 million d’euro pour l’exercice 2011 à 0,4 million d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois, s’expliquant principalement par des charges d’intérêts associé à un prêt-relais contracté lors de la Transaction Solaire Durance, qui depuis a été entièrement remboursé. • Revenus des créances sur participations, revenus sur prêts et autres créances. Le Groupe a comptabilisé 1,7 million d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois en revenus des créances sur participations, revenus sur prêts et autres créances, par rapport à 0,9 million d’euros pour l’exercice 2011, s’expliquant par une augmentation des encours des comptes courants d’associés et l’effet de trois mois supplémentaires des intérêts sur comptes courants d’associes en 2013. • Pertes nettes de change. La perte nette de change du Groupe s’est élevée à 0,4 million d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois, s’expliquant par l’impact négatif de la fluctuation des taux de change entre l’euro et le rand sud-africain sur les comptes courants d’associés auprès de filiales opérationnelles ne relevant pas des investissements de longterme. 9.2.5.7 Charges d’impôts Les charges d’impôts ont diminué passant de 5,0 millions d’euros pour l’exercice 2011 à 4,3 millions d’euros pour l’exercice 2013 de 15 mois. Le taux effectif d’imposition du Groupe est passé de 20,9% pour l’exercice 2011 à 31,8% pour l’exercice 2013 de 15 mois. Cette augmentation du taux effectif d’imposition s’explique principalement par la baisse du volume de produits de cession bénéficiant d’un régime fiscale favorable et l’impact négative en 2013 du redressement fiscal relatif à l’exercice 2011. 209 9.2.5.8 Quote-part du résultat net des entreprises associées La quote-part du résultat net des entreprises associées est restée stable au cours de l’exercice 2013 de 15 mois par rapport à l’exercice 2011, à 0,4 million d’euros. Le montant ces deux exercices se rapporte principalement aux résultats de la société Solaire Durance. 9.2.5.9 Résultat net Reflétant les facteurs présentés ci-dessus, le résultat net du Groupe (part du groupe) s’est élevé à 9,7 millions d’euros pour l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 par rapport à 19,3 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 décembre 2011. 210 10. TRÉSORERIE ET CAPITAUX PROPRES 10.1 PRÉSENTATION GÉNÉRALE Les besoins en capitaux du Groupe proviennent principalement de son activité d’investissement au sein du capital des sociétés de projets sous forme de titres de participation et d’avances en compte courant ou équivalents. Dans une moindre mesure, les besoins proviennent de son besoin en fonds de roulement et du remboursement de son endettement. Historiquement, le Groupe a répondu à ces besoins principalement par sa trésorerie disponible, le flux net généré par l’activité opérationnelle, la cession de ses participations au sein de sociétés de projets détenant des parcs solaires, et par un recours aux emprunts bancaires à court terme. 10.1.1 Besoins en trésorerie au stade de développement d’un projet La durée du cycle de développement d’un projet photovoltaïque, qui s’étend de l’identification d’un site donné au démarrage de la construction du parc solaire, peut varier substantiellement d’un projet à l’autre ou d’un pays à l’autre et peut, dans certains cas, prendre plusieurs années pour arriver à maturité. De plus, dans la mesure où certains projets en développement n’atteignent jamais la phase de construction, les coûts de développement associés supportés par le Groupe peuvent s’avérer irrécouvrables. Conséquence de la longueur de ces cycles de développement, le Groupe peut être tenu de réaliser des investissements initiaux significatifs sur ses ressources propres pour le développement d’un projet, préalablement à la perception de tout flux de trésorerie consolidé provenant du développement et de la construction du projet photovoltaïque. Les besoins en trésorerie du Groupe se rapportant à la phase de développement du projet comprennent notamment le versement de cautions pour le raccordement au réseau, le dépôt de garanties bancaires nécessaires à la participation à certaines procédures d’appel d’offres, l’engagement de certains coûts d’ingénierie, d’obtention des permis et autorisations requis, les coûts associés aux procédures de diligences préalables et de dépenses juridiques. 10.1.2 Besoins en trésorerie dans le cadre de la construction d’un parc solaire pour compte de tiers Une fois que le stade de financement et de construction d’un projet est atteint, les flux de trésorerie consolidés du Groupe relatifs à un projet dépendent dans une large mesure de la stratégie de financement retenue et notamment du pourcentage de capital retenu par le Groupe pendant la construction. Lorsque le Groupe cède le contrôle de la société de projet à des capital-investisseurs au cours de la phase de pré-construction du projet (phase dite « greenfield »), il perçoit généralement son premier flux de trésorerie sous la forme d’un paiement initial correspondant au prix de cession des actions de la société de projet. Par la suite, le Groupe perçoit des revenus de la société de projet au titre d’un contrat de développement et construction et qui sont généralement versés par étapes à mesure que les stades de construction du projet, définis dans les contrats, sont atteints. La société de projet prend généralement en charge le financement du projet au moyen d’un financement combinant endettements externes sans recours et financement en capital sous forme d’avances en compte courant d’associés ou équivalents accordées par les capital-investisseurs. Dans le cas où le Groupe retient une participation résiduelle dans un projet, il accorde généralement des avances en compte courant d’associés au prorata de sa participation dans le capital de la société de projet, et perçoit ensuite des intérêts récurrents sur ces avances. Les contrats de développement et de construction du Groupe sont structurés comme des contrats clés en mains et les besoins en trésorerie du Groupe pour un projet donné comprennent l’ensemble des coûts nécessaires à la construction du projet, y compris le paiement des fournisseurs et des maitres d’œuvre travaillant sur le projet. Le Groupe répond à ces besoins en trésorerie essentiellement via les flux versés par la société de projet à mesure que les étapes de construction sont 211 atteintes et couvre le reste de ses besoins en fonds de roulement en utilisant sa trésorerie disponible et les solutions de financement du besoin en fonds de roulement notamment sous forme d’emprunts ou de lettres de crédit. Le Groupe doit généralement fournir une garantie bancaire à la société de projet qui vient garantir l’engagement contractuel d’ajustement de prix donné par le Groupe à la société de projet. Ces garanties peuvent être sources de besoins supplémentaires en trésorerie dans la mesure où les banques peuvent parfois exiger, préalablement à leur émission, des sûretés et contre-garanties constituées par le Groupe. De plus, les paiements successifs perçus par le Groupe, au titre de ses contrats de développement et construction, étant basés sur l’état d’avancement de la construction du projet, celui-ci peut subir des retards dans le paiement de ces revenus, dans la mesure où le projet luimême subit des retards de construction. 10.1.3 Besoins en trésorerie dans le cadre d’investissements pour compte propre dans les parcs solaires Bien que le Groupe ait historiquement cédé le contrôle de la plupart de ses participations dans les sociétés de projets au cours de la phase de pré-construction des projets, ne gardant qu’une participation résiduelle (et donc ne supportant qu’une partie des besoins en fonds propres de la société de projet) il prévoit à l’avenir de conserver le contrôle dans un nombre croissant de sociétés de projets au-delà de la phase de construction y compris au cours de la phase de commercialisation d’électricité. Ce faisant, le Groupe prévoit de se constituer un stock d’actifs qui généreront des flux récurrents provenant de la vente d’électricité et qu’il pourra céder ensuite, de manière opportuniste, afin de générer des plus-values plus importantes reflétant la valeur ajoutée découlant d’un historique de production d’électricité établie et performance avérée d’un système. Lorsque le Groupe retient le contrôle de la société de projet au cours de la phase de construction du projet, il doit verser sa quote-part d’avances en compte courants prévus dans les contrats de financement, et dans la mesure où il garde le contrôle, tout endettement souscrit par la société de projet est comptabilisé comme endettement du Groupe dans ses états financiers consolidés. Afin de financer ces avances en compte courant, le Groupe prévoit initialement d’utiliser le flux net généré par l’activité opérationnelle, sa trésorerie disponible ainsi que les produits nets provenant de la levée de fonds réalisée dans le cadre de l’admission de ses actions aux négociations sur Euronext Paris. À moyen terme, et à mesure qu’il procèdera aux cessions de ses participations au stade de post-construction des projets, le Groupe prévoit d’être en mesure de financer une fraction plus importante de ses besoins en trésorerie par l’utilisation des produits reçus lors de ces cessions. Sans fixer des objectifs stricts de temps de détention, le Groupe prévoit de détenir les projets construits avant de les céder en phase de post-construction environ six mois après la date de début des opérations de commercialisation dans les pays de l’OCDE et environ 24 mois après cette date dans les pays hors OCDE. Quand le Groupe garde le contrôle d’une société de projet pendant la phase de construction, il ne reçoit généralement pas de flux de trésorerie du projet (autres que les flux reçus au titre du financement par l’endettement souscrit) avant que celui-ci n’atteigne sa date de début des opérations de commercialisation et ne commence à vendre l’électricité qu’il produit. Même à ce stade, dans la mesure où les premiers flux positifs de trésorerie provenant d’un parc solaire sont généralement affectés, pour la plupart, au remboursement de la dette souscrite pour son financement, d’une manière générale, avant la cession de sa participation à des investisseurs « brownfield », le Groupe n’est remboursé de ses avances en compte courant et des intérêts afférents qu’à hauteur du solde de trésorerie restant après le service de la dette. À ce jour, le Groupe a cédé la plupart de ses sociétés de projets au stade de pré-construction des projets, ce qui se reflète dans ses états financiers historiques. En application de sa nouvelle stratégie, le Groupe a construit et possède 100% de deux sociétés de projets qui détiennent respectivement un parc solaire en Inde d’une puissance de 5,6 MW et un parc solaire au Chili d’une puissance totale de 1,3 MW, chacun de ces parcs ayant été construit au cours de l’exercice de 15 mois 212 clos le 31 mars 2013, et est en train de finir la construction de trois parcs solaires en France détenus à 100% pour une puissance cumulée de 25,2 MW. Le Groupe a également investi dans le capital de trois sociétés de projets à hauteur de 100% en Inde qui ont démarré la construction des parcs solaires d’une puissance cumulée de 56,0 MW. 10.2 ENDETTEMENT Les investissements se rapportant à la construction de parcs sont généralement supportés et financés au niveau de la société de projet constituée par le Groupe pour détenir et financer le projet. Selon cette approche, la société de projet finance la majeure partie du projet à travers la dette qu’elle a souscrit sans possibilité de recours sur le Groupe. Pour les projets dont le contrôle a été cédé à des capital-investisseurs tiers au stade de préconstruction, l’endettement de la société de projet n’est pas consolidé au sein des états financiers du Groupe. Pour les projets dont le contrôle a été retenu par le Groupe lors de la construction en vue d’une cession ultérieure en phase de post-construction du projet, l’endettement de la société de projet est comptabilisé comme dette dans les comptes consolidés du Groupe. Ainsi au cours de l’exercice 2013 de 15 mois, le Groupe a consolidé l’endettement de 300 millions de roupies indiennes (soit 3,6 millions d’euros) lié à la construction de son parc solaire à Pokaran. Le tableau suivant décrit les montants d’endettement consolidé du Groupe en résumant les montants d’endettement souscrits par les sociétés de projets aux dates indiquées. En millions d’euros Dettes financières Dont endettement sans recours souscrit par les sociétés de projets consolidées Au 30 septembre 2014 26,7 16 Au 31 mars 2014(1) 20,1 3,5 Au 1er avril 2013(1) Au 31 mars 2013(1) 6,2 Au 31 décembre 2011(1) 6,2 16,0 -- -- ___________ (1) A partir de l’exercice clos le 31 mars 2014, en application de la norme IAS 28, le Groupe comptabilise selon la méthode de la mise en équivalence des participations minoritaires qu’il détient dans certaines sociétés de projets comptabilisées par le passé comme des actifs financiers disponibles à la vente conformément à la norme IAS 39. Conformément à la norme IAS 8, le Groupe a réalisé ce changement de manière rétroactive mais, comme le permet la norme IAS 8, il n’a pas retraité les exercices comparatifs 2013 et 2011 compte tenu du caractère impraticable d’une telle correction avec les éléments dont le Groupe dispose à ce jour. Voir la note 3.2 « Changement comptable relatif à la comptabilisation de certaines participations pour l’exercice clos le 31 mars 2014 » aux Etats Financiers Annuels figurant en Annexe II du présent document de base. Pour la gestion de son besoin en fonds de roulement, le Groupe utilise parfois des lignes de crédit à court terme ou des crédits documentaires au bénéfice de certains fournisseurs. Au 30 septembre 2014, sur un encours total de 26,7 millions d’euros d’endettement, (i) 17,8 millions d’euros correspondaient à de l’endettement long-terme et (ii) 8,9 millions d’euros correspondaient à un endettement court-terme venant en relais d’une lettre de crédit dans le cadre d’importation de panneaux photovoltaïques. Au 31 mars 2014, sur un encours total de 20,1 millions d’euros d’endettement, (i) 14,4 millions d’euros correspondaient à un endettement court-terme et (ii) 5,7 millions d’euros correspondaient à un endettement long-terme, consistant principalement à l’encours au 31 mars 2014 (x) de 289 millions de roupies indiennes (soit 3,5 millions d’euros) dues au titre du financement de projet souscrit dans le cadre de la construction du parc solaire de Pokaran et (y) de 2,1 millions d’euros dus au titre du prêt participatif souscrit auprès de Bpifrance. 213 -- En plus de son encours d’endettement financier au 30 Septembre 2014, le Groupe disposait d'un découvert autorisé, disponible à hauteur de 2,0 millions d’euros auprès de LCL. 10.3 RESSOURCES FINANCIÈRES Dans le passé, le Groupe a principalement eu recours aux sources de financement suivantes, qui sont essentiellement des sources court-terme (trésorerie disponible, flux net généré par l’activité opérationnelle du Groupe et endettement à court-terme). 10.4 • Trésorerie disponible. La trésorerie et les équivalents de trésorerie figurant au bilan du Groupe aux 31 décembre 2011, 31 mars 2013, 1er avril 2013 et 31 mars 2014 se sont élevés respectivement à 17,2 millions d’euros, 33,5 millions d’euros, 33,5 millions d’euros et 38,9 millions d’euros. La trésorerie et les équivalents de trésorerie figurant au bilan du Groupe au 30 septembre 2014 se sont élevés à 19,6 millions d’euros. • Flux net généré par l’activité opérationnelle du Groupe. Le flux net généré par l’activité opérationnelle du Groupe pour les exercices clos les 31 décembre 2011, 31 mars 2013 et 31 mars 2014 s’est élevé respectivement à (31,8) millions d’euros, 21,1 millions d’euros et 9,9 millions d’euros. Le flux net généré par l’activité opérationnelle du Groupe pour les semestres clos les 30 septembre 2013 et 30 septembre 2014 s’est élevé respectivement à (18,7) millions d’euros et (5,3) millions d’euros. • Trésorerie générée par la cession d’immobilisations financières. La cession par le Groupe de participations au sein de sociétés de projets et créances associées a généré une trésorerie respectivement de 0,003 million euros, 18,4 millions d’euros et 0,7 million d’euros pour les exercices clos les 31 décembre 2011, 31 mars 2013 et 31 mars 2014. La cession par le Groupe de participations au sein de sociétés de projets et créances associées a généré une trésorerie de 0,4 million d’euros et 4,6 millions d’euros pour les semestres clos les 30 septembre 2013 et 30 septembre 2014. • Endettement. L’endettement consolidé figurant au bilan au 31 décembre 2011, 31 mars 2013, au 1er avril 2013, au 31 mars 2014 et au 30 septembre 2014 s’est élevé respectivement à 16,0 millions d’euros, 6,2 millions d’euros, 6,2 millions d’euros, 20,1 millions d’euros et 26,7 millions d’euros. Tel qu’indiqué ci-dessus à la Section 10.2 « Endettement » du présent document de base, l’endettement est principalement représenté par l’endettement à court-terme dont la plupart correspond à des crédits documentaires émis au bénéfice des fournisseurs de panneaux photovoltaïques et d’équipements et dans une moindre mesure, par des emprunts à long-terme engagés par les sociétés de projets consolidées pour financer la construction des installations photovoltaïques. Le Groupe disposait également d'un découvert autorisé à hauteur de 2,0 millions d’euros auprès de LCL au 30 septembre 2014. ALLOCATION DES RESSOURCES FINANCIÈRES Outre le remboursement de l’encours d’endettement existant selon les échéances prévues dans les conventions de financements associées, le Groupe alloue ses ressources financières aux besoins suivants. Investissements dans des sociétés de projets. Le Groupe a investi 6,1 millions d’euros, 3,3 millions d’euros et 13,0 millions d’euros dans des sociétés de projets pour les exercices clos les 31 décembre 2011, 31 mars 2013 et 31 mars 2014, respectivement, et 2,8 millions d’euros et 1,7 million 214 d’euros pour les semestres clos le 30 septembre 2013 et 30 septembre 2014, respectivement. Pour une description plus détaillée des investissements du Groupe au sein des sociétés de projets, voir la Section 5.2 « Investissements » du présent document de base. Investissements opérationnels. Le Groupe a réalisé des investissements opérationnels d’un montant de 1,3 million d’euros, 8,3 millions d’euros et 5,0 millions d’euros pour les exercices clos les 31 décembre 2011, 31 mars 2013 et 31 mars 2014, respectivement, et d’un montant de 1,5 million d’euros et 20,9 millions d’euros pour les semestres clos les 30 septembre 2013 et 30 septembre 2014, respectivement. Pour une description plus détaillée des investissements opérationnels du Groupe, voir la Section 5.2 « Investissements » du présent document de base. Financement du besoin en fonds de roulement. Le Groupe finance son besoin en fonds de roulement grâce à son flux net généré par l’activité opérationnelle et, dans la mesure du nécessaire, le recours aux emprunts à court terme. Pour une analyse plus détaillée des variations du besoin en fonds de roulement pour les périodes revues, voir la Section 10.5.1 « Flux net généré par l’activité opérationnelle du Groupe » ci-dessous. Obligations contractuelles Le tableau ci-dessous résume le passif figurant au bilan et le passif hors-bilan du Groupe au 31 mars 2014. Voir la note 31.1.4 aux Etats Financiers Annuels. En millions d’euros Dettes financières Dont endettement souscrit par les sociétés de projets consolidées Fournisseurs Autres passifs courants (1) Passif Lignes de crédit non utilisées ____________ (1) Au 31 mars Inférieur 1-5 ans Supérieur à 2014 à un an 5 ans 20,1 14,4 2,6 3,2 3,5 0,2 0,8 2,6 40,7 15,2 76,1 2,0 40,7 15,2 70,3 -- --2,6 -- --3,2 -- Consiste notamment en des dettes fiscales. Engagements hors-bilan Le tableau ci-dessous résume les engagements hors-bilan du Groupe au 31 mars 2014. Voir la note 32 aux Etats Financiers Annuels. En millions d’euros Exercice clos le 31 mars 2014 Garanties de paiement Garanties de soumission d’appel d’offres Engagements financiers d’ajustement de prix Total 1,0 2,8 22,7 26,5 Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 1,3 0,4 16,5 18,2 Exercice clos le 31 décembre 2011 11,5 2,4 12,3 26,2 Garanties de paiement. Ces engagements, généralement d’un montant relativement limité, consistent principalement en des garanties de paiement émises au bénéfice de tiers et en particulier des fournisseurs des panneaux photovoltaïques et autres composants du système (composants BOS). Les garanties de paiement s’élevaient à 1,0 million au 31 mars 2014 et à 1,3 million d’euros au 31 mars 2013, et ont atteint 11,5 millions d’euros au 31 décembre 2011. Ce montant plus élevé que pour les autres exercices était consenti dans le contexte du marché juste avant le moratoire sur les constructions photovoltaïque en 2011. Pendant cette période, certains fournisseurs ont exigé des 215 garanties de paiement pour fournir des panneaux aux sociétés de projets. Ces garanties de paiement n’ont jamais été mises en œuvre. Garanties de soumission d’appels d’offres. Ces engagements consistent principalement en des garanties mises en place par les candidats retenus à l’issue de procédures d’appel d’offres concurrentes pour des projets photovoltaïques. Les garanties de soumission d’appel d’offres ont augmenté de 2,4 millions d’euros entre l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013, pour lequel elles se sont élevées à 0,4 million d’euros, et l’exercice clos le 31 mars 2014, pour lequel elles se sont élevées à 2,8 millions d’euros. Cette hausse s’explique principalement par l’augmentation des candidatures dans les cadres des appels d’offres en France et en Inde. Les garanties de soumission d’appels d’offres ont diminué de 2,0 millions d’euros entre l’exercice clos le 31 décembre 2011, pour lequel elles se sont élevées à 2,4 millions d’euros, et l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013, pour lequel elles se sont élevées à 0,4 million d’euros. Cette baisse s’explique principalement par l’absence d’appels d’offres gagnés en 2013. Ces garanties n’ont jamais été mises à exécution. Engagements financiers d’ajustement de prix. Ces engagements consistent principalement en des garanties, généralement d’une durée d’environ 18 mois, émises au titre de contrats de construction et qui concernent la performance des parcs solaires construits. Si le parc solaire n’atteint pas le ratio de performance spécifié au sein de ces contrats, alors cela entraine un ajustement négatif rétroactif des revenus du contrat. Cet ajustement de prix est couvert par une garantie émise par une institution financière. Les engagements financiers d’ajustement de prix ont augmenté de 6,2 millions d’euros entre l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013, pour lequel elles se sont élevées à 16,5 millions d’euros, et l’exercice clos le 31 mars 2014, pour lequel elles se sont élevées à 22,7 millions d’euros. Cette hausse s’explique principalement par le nombre plus important de parcs solaires en cours de construction pour l’exercice 2014 par rapport à l’exercice de 15 mois de 2013. Les engagements financiers d’ajustement de prix ont augmenté de 3,8 millions d’euros entre l’exercice clos le 31 décembre 2011, pour lequel elles se sont élevées à 12,3 millions d’euros, et l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013, pour lequel elles se sont élevées à 16,5 millions d’euros. Cette hausse s’explique principalement par le nombre plus important de parcs solaires en cours de construction pour l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 par rapport à l’exercice 2011. 10.5 ANALYSE DES FLUX DE TRÉSORERIE Le tableau ci-dessous présente les flux de trésorerie du Groupe pour les périodes indiquées. En millions d’euros Flux net généré par l’activité opérationnelle Flux net provenant des investissements Flux net provenant du financement Effet de la conversion sur la trésorerie Variation nette de la trésorerie Semestre clos le 30 septembre Semestre clos le 30 septembre Exercice clos le 31 mars 2014 2013 2014 Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 Exercice clos le 31 décembre 2011 (5,3) (18,7) 9,9 21,1 (31,8) (18,5) (3,9) (17,0) 5,8 (7,3) 3,9 1,7 13,1 (10,5) 8,0 0,2 (0,7) (0,5) (0,3) n/s (19,7) (21,7) 5,5 16,2 (31,1) 216 10.5.1 Flux net généré par l’activité opérationnelle du Groupe Le tableau ci-dessous présente le flux net généré par l’activité opérationnelle du Groupe pour les périodes indiquées. En millions d’euros Résultat net Ajustements (1) Capacité d’autofinancement Variations du besoin en fonds de roulement Impôt décaissé Flux net généré par l’activité opérationnelle ____________ Semestre clos le 30 septembre Semestre clos le 30 septembre Exercice clos le 31 mars 2014 2013 2014 Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 Exercice clos le 31 décembre 2011 (5,4) 1,5 (7,0) (4,5) 0,2 (4,7) 0,9 8,5 9,4 9,7 (19,4) (9,7) 19,3 12,1 31,5 2,5 (14,1) 1,3 32,3 (58,5) (0,7) 0,1 (0,8) (1,5) (4,8) (5,3) (18,7) 9,9 21,1 (31,8) (1) Comprend les variations non-cash, y compris les variations de juste valeur des participations résiduelles du Groupe dans les sociétés de projets, dont 2,9 millions d’euros liés à la Transaction Solaire Durance en 2013. Pour les semestres clos les 30 septembre 2013 et 30 septembre 2014, l’activité opérationnelle du Groupe s’est traduite par l’utilisation de 18,7 millions d’euros et 5,3 millions d’euros respectivement. L’utilisation au premier semestre 2014 s’explique principalement par un résultat net, ajusté des variations non-cash, négatif sur la période. L’activité opérationnelle du Groupe a généré 9,9 millions d’euros pendant l’exercice 2014 et 21,1 millions d’euros pendant l’exercice 2013 de 15 mois. Pendant l’exercice 2011, l’activité opérationnelle du Groupe s’est traduite par l’utilisation de 31,8 millions d’euros. L’utilisation en 2011 s’explique principalement par une variation négative du besoin en fonds de roulement de 58,5 millions d’euros liée au manque de disponibilité des financements de projets à la suite du moratoire de 2010 suspendant l’obligation d’achat. Voir l’analyse ci-dessous. Variation du besoin en fonds de roulement Le tableau ci-dessous présente la variation du besoin en fonds de roulement du Groupe pour les périodes indiquées. En millions d’euros Variation des stocks en-cours Variation des créances clients et autres débiteurs Variation des dettes fournisseurs et autres créanciers Variations du besoin en fonds de roulement Semestre clos le 30 septembre Semestre clos le 30 septembre Exercice clos le 31 mars 2014 2013 2014 Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 Exercice clos le 31 décembre 2011 2,4 (3,9) (4,0) 1,1 7,8 (26,9) 11,3 36,1 (10,1) (49,7) 26,9 (21,5) (30,8) 41,3 (16,5) 2,5 (14,1) 1,3 32,3 (58,5) 217 Le besoin en fonds de roulement comprend : • les variations de stocks en-cours, étant constitués principalement des composants nécessaires à l’assemblage des panneaux photovoltaïques, des panneaux photovoltaïques finis et d’autres coûts d’équipement et de développement (qui sont des coûts engagés se rapportant au développement de projets photovoltaïques préalablement à la signature des contrats de conception, fourniture et installation (contrats EPC) et au titre desquels le Groupe obtient le remboursement de ces coûts, tel que décrit au sein du Chapitre 6 « Aperçu des activités du Groupe », Section 6.4.2 « Segments opérationnels du Groupe » du présent document de base) ; • les variations des créances clients et autres débiteurs, autres dettes et frais payés par avance, comprenant les crédits court-terme accordés aux sociétés de projets qui ne sont pas consolidées dans les états financiers du Groupe et les charges constatées d’avance concernant des projets photovoltaïques en cours de construction; et • les variations des dettes fournisseurs et autres créanciers, comprenant notamment les dettes fiscales. La variation du besoin en fonds de roulement a eu un effet favorable sur les flux nets générés par l’activité opérationnelle pendant le semestre clos le 30 septembre 2014 de 2,5 millions d’euros. Cette variation s’explique d’une part par un cycle d’encaissement favorable par rapport au cycle de paiement fournisseurs et d’autre part par un nombre important de chantiers en cours. Pendant le semestre clos le 30 septembre 2013, la variation du besoin en fonds de roulement a eu un effet négatif sur les flux nets générés par l’activité opérationnelle de 14,1 millions d’euros en raison d’une part du débouclage de plusieurs lettres de crédit pour l’achat des panneaux et d’autre part au nombre limité de projets en cours de construction à cette date. La variation du besoin en fonds de roulement a eu un effet favorable sur les flux net générés par l’activité opérationnelle pendant l’exercice 2014 de 1,3 million d’euros et un effet favorable de 32,3 millions d’euros pendant l’exercice 2013 de 15 mois. Cette variation importante fait suite à un exercice 2011 anormalement consommateur de besoin en fonds de roulement. En effet, en 2011, les variations du besoin en fonds de roulement ont eu un effet négatif de 58,5 millions d’euros car le Groupe n’a pu être payé de ses prestations de construction qu’une fois les parcs en construction achevés, à la suite des contraintes de financement de projet liées au moratoire de décembre 2010. 218 10.5.2 Flux net provenant des investissements du Groupe Le tableau ci-dessous présente le flux net provenant des investissements du Groupe pour les périodes revues. Semestre clos le 30 septembre Semestre clos le 30 septembre Exercice clos le 31 mars 2014 2013 2014 En millions d’euros Acquisition d’immobilisations corporelles et incorporelles Dont acquisitions pour le compte des sociétés de projets consolidées Acquisition d’actifs financiers Cessions d’immobilisations corporelles et incorporelles Dont cessions de participations du Groupe dans des sociétés de projets consolidées Cessions d’immobilisations financières Impact des variations de périmètre sur la trésorerie Flux net provenant des investissements Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 Exercice clos le 31 décembre 2011 (20,9) (1,5) (5,0) (8,3) (1,3) (18,2) (1) (3,2) (4,6) -- (1,7) (2,8) (13,0) (3,3) (6,1) 0,5 0,0 0,4 (0,9) 0,1 -- -- -- -- -- 4,6 0,4 0,7 18,4 0,0 (0,9) (0,0) (0,0) (0,1) -- (18,5) (3,9) (17,0) 5,8 (7,3) Le flux net provenant des investissements du Groupe reflète principalement ses investissements opérationnels (dans des immobilisations corporelles et incorporelles) et acquisitions d’actifs financiers. Les immobilisations incorporelles comprennent principalement les logiciels SAP détenus par le Groupe, alors que les immobilisations corporelles comprennent principalement les équipements utilisés pour l’assemblage des panneaux photovoltaïques au sein de l’usine d’assemblage de panneaux photovoltaïques du Groupe située en Afrique du Sud, les investissements dans les filiales contrôlées et consolidées ainsi que les véhicules du Groupe pris en crédit-bail. Les actifs financiers du Groupe correspondent généralement à des actions souscrites ou acquises dans des sociétés de projets qui ne sont pas consolidées dans les états financiers du Groupe ainsi que les avances en compte courant d’associé ou toute autre avance que le Groupe accorde à ces sociétés de projets. Le flux net provenant des investissements du Groupe s’est élevé à (18,5) millions d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2014. L’utilisation nette des flux de trésorerie pour le semestre clos le 30 septembre 2014 s’explique principalement par ses investissements dans des immobilisations corporelles (projets Arsac 6 et 8) et des investissements dans des actifs financiers (les projets Arsac 2, 5, 6, 8, Ollières, Fontienne et Tiper 3). Le flux net provenant des investissements du Groupe s’est élevé à (3,9) millions d’euros pour le semestre clos le 30 septembre 2013. L’utilisation nette des flux de trésorerie pour le semestre clos le 30 septembre 2013 s’explique principalement par des investissements dans des actifs financiers (projets Cuges, Charleval, Istres, Chalmoux, La Verdière). Voir la Section 5.2 « Investissements » du présent document de base. Le flux net provenant des investissements du Groupe s’est élevé à (17,0) millions d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2014. L’utilisation nette des flux de trésorerie pour l’exercice clos le 31 mars 2014 s’explique principalement par des sorties de trésorerie pour l’acquisition par le Groupe d’actifs financiers (consistant principalement en 13,0 millions d’euros d’investissements au sein des 219 sociétés de projets développant les projets Iovi 1, Iovi 3, Soleol III, Chateau Solar III en France et Aurora et Vredendal en Afrique du Sud) et, moindre mesure par les investissements opérationnels engagés pour les projets en développement, qui n’ont été que très légèrement compensés par les produits de cession d’immobilisations corporelles et incorporelles et d’immobilisations financières. Voir la Section 5.2 « Investissements » du présent document de base. Le Groupe a généré des flux nets de trésorerie dans ses activités d’investissement de 5,8 millions d’euros pour l’exercice de 2013 de 15 mois. Le flux net provenant des investissements du Groupe pendant l’exercice 2013 de 15 mois s’explique par les produits de 18,4 millions d’euros générés lors de la cession de plusieurs immobilisations financières et notamment de la participation du Groupe dans la société Solaire Durance, au cours de l’exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013, partiellement compensés par une augmentation d’immobilisations corporelles et incorporelles acquises, particulièrement des investissements opérationnels se rapportant à des projets en développement (principalement Pokaran et des investissements dans Andacollo). L’utilisation nette de trésorerie provenant des investissements du Groupe, s’élevant à 7,3 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 décembre 2011 s’explique principalement par l’acquisition d’actifs financiers (consistant principalement en des investissements du Groupe dans les projets Varages II et Solaire Auvergne en France) et des investissements opérationnels se rapportant à des projets en développement. 10.5.3 Flux net provenant du financement du Groupe Le tableau ci-dessous présente le flux net provenant du financement du Groupe pour les périodes revues. Semestre clos le 30 septembre Semestre clos le 30 septembre Exercice clos le 31 mars 2014 2013 2014 En millions d’euros Coût de l’endettement financier Dont provenant d’emprunts des sociétés de projets consolidées Émissions ou souscriptions d’emprunts et dettes financières Dont provenant d’emprunts des sociétés de projets consolidées Remboursements d’emprunts et dettes financières Dont provenant des sociétés de projets consolidées Flux net provenant du financement Exercice Exercice de 15 clos le 31 mois décembre clos le 31 mars 2013 2011 (0,6) (0,6) (1,1) (0,6) (0,4) (0,4) (0,2) (0,4) -- -- 13,9 3,2 16,1 2,4 9,6 3,5 -- -- (9,3) (0,9) (1,9) (12,3) (1,2) (0,2) -- -- -- -- 3,9 1,7 13,1 (10,5) 8,0 Le flux net provenant du financement du Groupe comprend essentiellement les produits d’emprunts (nets des remboursements d’emprunts) pour une période donnée, diminués du coût de l’endettement financier. Le flux net provenant du financement du Groupe s’est élevé à 3,9 millions d’euros pendant le semestre clos le 30 septembre 2014. Pendant le semestre clos le 30 septembre 2014, les emprunts du Groupe ont inclus notamment d’une part la souscription par la société de projet Arsac 6 d’un emprunt sans recours et d’autre part par le remboursement d’emprunt court terme. Le flux net provenant du 220 financement du Groupe s’est élevé à 1,7 million d’euros pendant le semestre clos le 30 septembre 2013. Ce montant s’explique par recours à l’endettement court terme. Le flux net provenant du financement du Groupe s’est élevé à 13,1 millions d’euros pendant l’exercice 2014. Pendant l’exercice 2014, les emprunts du Groupe ont inclus notamment (i) un emprunt au niveau de la société de projet détenant le parc photovoltaïque Pokaran auprès de la State Bank of India en 2013 pour un montant de 300 millions de roupie indiennes (environ 3,6 millions d’euros), (ii) un emprunt par le Groupe auprès d’ETRAPH Finances pour 1,5 million d’euros au titre de l’appel d’offres de la Commission de Régulation de l’Energie en France et (iii) des emprunts par le Groupe auprès de la Bank of China pour un montant de 10,7 millions d’euros. Le flux net provenant du financement du Groupe s’est élevé à (10,5) millions d’euros pendant l’exercice 2013. Ce montant s’explique principalement par le remboursement des soldes restants des emprunts court-terme accordé par Fortis dans le cadre d’une ligne de crédit de reverse factoring désormais résiliée. Le flux net provenant du financement du Groupe s’est élevé à 8,0 millions d’euros pendant l’exercice 2011. Ce montant s’explique principalement par des emprunts relatifs à une ligne de reverse factoring souscrit auprès de Fortis pour le financement de l’acquisition de panneaux photovoltaïques. 10.5.4 Flux d’investissement du segment Gestion des Participations Le tableau ci-dessous présente le flux d’investissement du segment Gestion des Participations pour les périodes revues. Voir la note 19 aux Etats Financiers Annuels et la note 7 aux Etats Financiers Semestriels. En millions d’euros Exercice clos le 31 mars Semestre clos le 30 septembre -- Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013 -- -- 2013 (0,8) (15,1) (1,0) (9,1) (14,6) 1,5 13,6 4,5 0,5 (13,5) -- 12,5 6,9 (4,7) -- (13,3) -- (13,5) 19,5 (4,7) (13,3) 2014 Acquisition de titres de participations – sociétés de projets Souscription d’avances en compte courant (ou équivalent) – sociétés de projets Remboursement d’avances en compte courant (ou équivalent) – sociétés de projets Total flux annuels courants d’investissement Produit de cession de titres de participations – sociétés de projets Total flux d’investissement sur l’exercice 2014 Semestre clos le 30 septembre Au cours du semestre clos le 30 septembre 2014, le segment Gestion des Participations a accordé 9,1 millions d’euros d’avance en compte courant (ou équivalent) principalement pour les projets Arsac 2, 5, 6, 8, Ollières, Fontienne et Tiper 3. Le segment a reçu 4,4, millions d’euros en remboursement de comptes courants (ou équivalent) sur la période, qui s’explique par le remboursement des comptes courants investis dans le projet cédé Béconnais et divers remboursements d’avances en compte courant de Solaire Durance et Solaire Corsica 1,2,et 3. Au cours du semestre clos le 30 septembre 2013, le segment a fait 14,6 millions d’euros d’avances en compte courant (ou équivalent) principalement pour les projets Pokaran, Aurora, Vredendal et les projets Solstice 1A et 1B. Le segment a reçu 0,5 million d’euros en remboursement de comptes courants (ou équivalent) sur la période, qui est dû à divers remboursements d’avances en compte courant de Solaire Durance et Solaire Corsica 1, 2, et 3. 221 Au cours de l’exercice 2014, le segment Gestion des Participations a fait 15,1 millions d’euros d’avances en comptes courants (ou équivalent), principalement pour les projets Iovi 1 et 3, Equinox IV (holding des projets Soleol III et Château Solar III) en France ainsi qu’aux projets Aurora et Vredendal en Afrique du Sud. Le segment a reçu 1,5 million d’euros en remboursement de comptes courants (ou équivalent) sur la période. L’exercice 2013 de 15 mois est marqué notamment par la cession de 35,25% du capital de Solaire Durance. Le segment affiche un flux net positif de trésorerie de 19,5 millions d’euros notamment du fait de la cession de 35,25% de Solaire Durance au travers d’une part d’un produit de cession sur titres de participation de 6,9 millions d’euros et d’autre part d’un remboursement de compte courants de 13,5 millions d’euros. 222 11. RECHERCHE ET DÉVELOPPEMENT, BREVETS ET LICENCES 11.1 RECHERCHE ET DÉVELOPPEMENT Solairedirect considère que l’innovation sur la chaîne de valeur de l’énergie photovoltaïque peut être un vecteur clé de la transition énergétique en répondant à un triple impératif : (i) compétitivité de l’énergie photovoltaïque par rapport aux énergies primaires non renouvelables, (ii) évolution de la gestion des productions et des consommations autour de réseaux intelligents, plus efficaces et plus locaux (smart grids) et (iii) création d’emplois industriels et de services localement par les filières de production d’électricité renouvelable et par les filières manufacturières qui leur fournissent les équipements. L’innovation est transdisciplinaire et s’étend au-delà de la technologie. Elle est orientée vers le projet et s’appuie sur un large réseau de partenaires. Le processus d’innovation est animé par le comité stratégie et innovation. En matière d’innovation technologique, le Groupe s’attache actuellement à : - Améliorer les performances technico-économiques des projets par une conception optimisée (par exemple : modules bi-verre, modules sans cadre, architecture électrique sous 1.500 volts, densification de puissance, nouvelle architecture SCADA, système de refroidissement hybride …) ; - Améliorer le taux de pénétration de l’électricité photovoltaïque sur les réseaux de transports et de distribution : o en contribuant à leur équilibre par la fourniture ou l’absorption selon le cas de puissance réactive en complément de la puissance active générée (par exemple : régulation dynamique de tension, fourniture/absorption de d’énergie réactive sur demande, support de fréquence par effacement de la puissance active, régulation dynamique ou sur demande de puissance …) ; o en contribuant à leur meilleure gestion par la fourniture de prévisions de production de puissance (par exemple : prévision du jour pour le lendemain, prévision intra-journalière, prévision intra-horaire). Le résultat de ce processus d’innovation se traduit essentiellement par un renforcement des savoir-faire, une plus grande agilité opérationnelle et une adaptation rapide des modèles d’affaires nécessaires dans un environnement fortement évolutif. Jusqu’à présent, la Société n’a sollicité que marginalement le dispositif de crédit d’impôt recherche (152 000 euros pour l’exercice clos au 31 décembre 2011, 94 000 euros pour l’exercice clos au 31 mars 2013 et 10 000 euros pour l’exercice clos au 31 mars 2014). 11.2 PROPRIÉTÉ INTELLECTUELLE Le Groupe est propriétaire des marques utilisées dans le cadre de ses activités, notamment les marques incluant le nom « Solairedirect » enregistrées en France, au sein de l’Union européenne et dans certains pays étrangers. Le Groupe a également déposé divers noms de domaines, y compris www.solairedirect.com. A l’exception des marques « Solairedirect », le Groupe considère qu’aucun de ses autres marques ou noms commerciaux n’est essentiel à son activité. Le Groupe dispose par ailleurs d’un savoir-faire important relatif à l’identification et au financement de projets de parcs solaires ainsi qu’à la construction, l’entretien, la gestion et l’exploitation d’installations photovoltaïques. 223 12. INFORMATIONS SUR LES TENDANCES ET LES OBJECTIFS 12.1 TENDANCES D’ACTIVITÉS Pour une description détaillée des résultats du Groupe au cours de l’exercice clos le 31 mars 2014 et du semestre clos le 30 septembre 2014, voir le Chapitre 9 « Examen de la situation financière et du résultat » du présent document de base. 12.2 PERSPECTIVES D’AVENIR Les objectifs présentés ci-dessous ne constituent pas des données prévisionnelles ou des estimations de bénéfices du Groupe mais résultent de ses orientations stratégiques. Ces objectifs sont fondés sur des données, des hypothèses et des estimations considérées comme raisonnables par le Groupe. Ces données, hypothèses et estimations sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel et réglementaire. En outre, la matérialisation d’un ou plusieurs risques décrits au Chapitre 4 « Facteurs de risques » du présent document de base pourrait avoir un impact sur les activités, les résultats, la situation financière ou les perspectives du Groupe et donc remettre en cause sa capacité à réaliser les objectifs présentés ci-dessous. La réalisation des objectifs suppose le succès de la stratégie du Groupe. Le Groupe ne prend aucun engagement et ne donne aucune garantie sur la réalisation des objectifs figurant au présent Chapitre 12. En fixant ses objectifs à moyen terme et en élaborant ses prévisions au Chapitre 13 « Prévisions ou estimations du bénéfice », le Groupe fait référence aux postes « chiffre d’affaires sectoriel » et « marge brute sectorielle » de ses segments Développement et Construction, Services aux Actifs et Gestion des Participations tels que décrits dans le Chapitre 9 « Examen de la situation financière et du résultat » du présent document de base. Les postes « chiffre d’affaires sectoriel » et « marge brute sectorielle » sont présentés avant éliminations des transactions intra-Groupe, ce qui peut générer des différences significatives entre le chiffre d’affaires consolidé et la marge brute consolidée externe calculée conformément aux normes IFRS. Voir la note 19 aux Etats Financiers Annuels et la note 7 aux Etats Financiers Semestriels pour une réconciliation entre les chiffres sectoriels et les chiffres consolidés IFRS. 12.3 PERSPECTIVES D’AVENIR À MOYEN TERME Le Groupe s’est fixé pour objectif d’atteindre, pour ses segments Développement et Construction et Services aux Actifs (les « Segments Opérationnels »), un taux de croissance annuel organique moyen des chiffres d’affaires sectoriels cumulés de ces deux secteurs (cette somme étant dénommée le « Chiffre d’Affaires Sectoriel des Segments Opérationnels ») à taux de change constant compris entre 45 et 47% sur la période allant du 31 mars 2015 au 31 mars 2017. Pour atteindre cet objectif, le Groupe compte prendre avantage de la profondeur de son portefeuille de projets et des opportunités de marché existantes. La croissance du marché, la compétitivité avérée de l’électricité solaire, la pression concurrentielle sur le prix des équipements, la disponibilité des sources de financement et plus généralement les orientations stratégiques du Groupe devraient soutenir la réalisation de ces objectifs. Au-delà de l’activité de ses deux Segments Opérationnels, le segment Gestion des Participations (avec les Segments Opérationnels, les « Segments Principaux ») du Groupe déploie une stratégie patrimoniale au travers d’investissements dans les projets que le Groupe construit et exploite. Le Groupe prévoit d’investir un montant minimum cumulé d’environ 150 millions d’euros sur les exercices clos les 31 mars 2016 et 31 mars 2017. Cet objectif d’investissement prend pour hypothèse une augmentation de capital au cours de l’exercice clos le 31 mars 2016 de l’ordre de 175 millions d’euros et le développement d’une stratégie patrimoniale de détention d’actifs photovoltaïques à plus ou moins long terme. 224 Pour atteindre ces objectifs, le Groupe s’appuiera sur ses orientations stratégiques (se reporter à la Section 6.2.2 « Stratégie » du présent document de base) et ses atouts concurrentiels (se reporter à la Section 6.2.1 « Atouts concurrentiels » du présent document de base) dans chacune de ses lignes de services pour profiter pleinement du marché de l’électricité solaire compétitive, marché en très forte croissance que ce soit en matière de développement, de construction, d’exploitation d’actifs de production d’électricité solaire compétitive ou encore d’investissements. Ces objectifs d’investissement ont été élaborés sur la base du business plan sur cinq ans que la Société a élaboré dans le cadre de l’admission de ses actions aux négociations sur Euronext Paris. Par ailleurs, ils tiennent compte de la mise en équivalence, à partir de l’exercice ouvert le 1er avril 2013, des participations minoritaires du Groupe dans les sociétés de projets portant des actifs photovoltaïques. Orientations stratégiques • Base de préparation des objectifs : Le Groupe prévoit de profiter pleinement de son flux d’opportunité propriétaire issu de ses filiales de développement situées en France, en Afrique du Sud, au Chili, au Mexique, aux Etats-Unis, en Inde et en Thaïlande. Le Groupe poursuit une stratégie de volume sur ses activités de construction et de maintenance alimentées principalement par ses développements internes mais également le cas échéant par des acquisitions de projets au stade du développement. Néanmoins, le Groupe n’inclut dans la formulation de ces objectifs que des projets qui sont, au 31 Janvier 2015, dans son portefeuille de projets en backlog, pipeline et prospects qualifiés, et n’inclut donc pas des prévisions d’appels d’offres ou de potentielles acquisitions de projets au stade de développement. • Développement et construction. Le Groupe a pour ambition d’atteindre un volume de MW construits d’environ 450 à 475 MW pendant l’exercice clos le 31 mars 2017, et ce, en maintenant un taux de marge brute sectorielle pour le Segment Développement et Construction égal ou supérieur à 12%. Cet objectif de MW construits pendant l’exercice clos le 31 mars 2017 est basé sur des projets déjà en backlog (pour environ 30% des MW inclus dans cet objectif), en pipeline (pour environ 55% des MW inclus dans cet objectif) et en prospects qualifiés (pour environ 15% des MW inclus dans cet objectif) au 31 Janvier 2015 et représente des projets en France (pour environ 25% des MW inclus dans cet objectif), en Inde (pour environ 15% des MW inclus dans cet objectif), en Amérique Latine (pour environ 25% des MW inclus dans cet objectif), aux Etats-Unis (pour environ 15% des MW inclus dans cet objectif) et dans le reste du monde. • Service aux actifs. Le groupe s’est fixé pour objectif d’atteindre un montant total de MW sous gestion d’environ 1 125 MW et 1 175 MW à la fin de l’exercice clos le 31 mars 2017. En fixant ces objectifs, le Groupe a pris pour hypothèse qu’il fournira des services de maintenance à tous les projets qu’il construit et ce, pour une durée de 20 ans minimum. Le Groupe compte également saisir des opportunités de fournitures de services à des tiers de façon à élargir sa base de clientèle, néanmoins ces opportunités ne sont pas inclues dans l’objectif du Groupe à ce stade. Le Groupe compte également continuer d'élargir son portefeuille de services à valeur ajoutée, avec pour objectif de réduire les risques d’exploitation et les risques perçus par les investisseurs propriétaires d’actifs solaires et de maintenir par là même un taux de marge du segment Services aux Actifs proche de 45%. Sur la base de ces objectifs pour ces deux Segments Opérationnels le Groupe s’est fixé pour objectif d’atteindre pour l’exercice 2017 un montant cumulé des chiffre d’affaires sectoriels de ces deux Segments Opérationnels d’environ 450 à 470 millions d’euros, dont environ 96% afférents au segment Développement et Construction. • Investissement. Le Groupe a pour ambition de développer son activité d’investissement au capital des sociétés de projets hébergeant les actifs de production d’électricité solaire suite à 225 l’introduction en bourse. Fort de son flux d’opportunité propriétaire, le Groupe pourra sélectionner les actifs offrant les meilleurs rendements ou les meilleures perspectives de plusvalue à moyen terme. Dans un contexte de compétitivité accrue de l’énergie, un important gisement de valeur réside dans la détention capitalistique des actifs solaires, valeur d’autant plus importante que lesdits actifs ont été construits aux meilleurs standards techniques et au meilleur coût. Conformément à ce qui est indiqué ci-dessus, le Groupe a pour ambition d’investir un montant minimum cumulé d’environ 150 millions d’euros sur les exercices clos les 31 mars 2016 et 2017. Le Groupe s’est fixé pour objectif de détenir environ 450 à 500 MW nets à fin mars 2017 dans le scénario où le groupe ne vend pas d’actifs en phase brownfield / greenfield afin de recycler le capital investi, autres que des cessions auxquelles il est fait référence dans le Chapitre 13 « Prévisions ou estimations du bénéfice ». Sur la base de ces objectifs le Groupe s’est fixé pour objectif d’atteindre pour l’exercice 2017 un montant du chiffre d’affaires sectoriel pour son segment Gestion des Participations d’environ 9 à 11 millions d’euros (hors éventuelles plus-values de cession). • Amélioration continue des coûts. Le Groupe continuera à poursuivre des chantiers d’amélioration continue par lesquels il cherche à réaliser d’importantes économies sur ses coûts de construction, ses coûts de financement, ses coûts d’exploitation, et d’une manière générale, poursuit un objectif de rationalisation des missions, d’amélioration de l’allocation des ressources sur l’ensemble des activités, d’augmentation de la rentabilité de ses contrats, d’industrialisation de ses méthodes de développement, de construction et d’exploitation et plus généralement à profiter des ressources, de sa taille et de sa dimension mondiale pour tirer profit de la forte croissance des marchés et industries sur lesquels il est actif. Dans le cadre de ces efforts d’optimisation, le Groupe continuera à profiter pleinement de ses experts internes sur les différents corps de métiers nécessaires à la construction, l’exploitation et l’investissement dans des parcs solaires fournissant des services à haute valeur ajoutée, et à profiter de son réseau de sous-traitants pour des tâches à moindre valeur ajoutée et qui lui assure une capacité de déploiement mondiale. Au travers de ses différents programmes d’amélioration continue, le Groupe a pour objectif sur la période allant de l’exercice 2015 à l’exercice 2017 de continuer à promouvoir le solaire compétitif en abaissant de 5% par an en moyenne ses coûts de construction par MW construits, de maintenir ses revenus de maintenance à environ €0,015 million d’euros / MW sous gestion, et de baisser ses coûts de structure de telle manière qu’ils représentent à l’horizon de l’exercice 2019 environ 5 à 6% de son chiffre d’affaires total. • Croissance externe. Les ambitions du Groupe sur la période allant de l’exercice 2015 à l’exercice 2017 sont intégralement fondées sur la croissance organique. Si le Groupe prévoit d’acquérir des projets au stade du développement, il n’a pas pour ambition affichée d’acquérir des projets déjà construits ou un compétiteur actif dans les secteurs du développement, de la construction ou de la maintenance. D’autre part, les projections du Groupe n’incluent pas d’acquisition de projets au stade du développement. • Politique de dividendes. Le Groupe prévoit de ne pas distribuer de dividendes dans un avenir prévisible. Se reporter à la Section 20.5 « Politique de distribution des dividendes » du présent document de base. • Levier. Hors endettement sans recours relatifs aux projets contrôlés et figurant au bilan, le Groupe a pour objectif de maintenir un endettement net négatif sur la période allant de l’exercice 2015 à l’exercice 2017. • Besoin en fonds de roulement. Le Groupe a pour objectif de maintenir sur la période allant de l’exercice 2015 à l’exercice 2017 sa variation de besoin en fonds de roulement à 1 mois de revenus du segment Développement et Construction. 226 • Augmentation de capital. Les objectifs du Groupe prennent pour hypothèse une augmentation de capital de l’ordre de 175 millions d’euros lors de son introduction en bourse. Ensuite, le Groupe a pour objectif de réinvestir les flux entrants issus des cessions de participations. Sur la base des objectifs décrits ci-dessus, le Groupe s’est fixé un objectif d’atteindre sur l’exercice clos le 31 mars 2017 un EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) Total compris entre 45 millions et 50 millions d’euros. Pour les besoins de cet objectif, le Groupe calcule « l’EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) Total » comme étant égal (i) au montant cumulé des marges brutes sectorielles de ses segments (après déduction des plus-values de cessions), (ii) diminué du montant total des « Couts de Structure non-Alloués » et des « Dotations aux Amortissements » (hors dotations aux amortissements provenant des sociétés de projets consolidées), dans chaque cas, tels que ces postes sont présentés dans la note sectorielle aux comptes consolidés. Le Groupe calcule « l’EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) par Segment » pour chacun des segments Développement et Construction, Services aux Actifs et Gestion des Participations comme étant égal (i) au montant de marge brute sectorielle du segment (ii) diminué du montant alloué à ce segment, du montant total des « Coûts de Structure non-Alloués » et des « Dotations aux Amortissements » (hors dotations aux amortissements provenant des sociétés de projets consolidées), sur la base d’une allocation de ces Coûts de Structure non-Alloués et Dotations aux Amortissements au prorata des chiffres d’affaires sectoriels des segments Développement et Construction et Services aux Actifs. Sur cette base, le Groupe considère que, sur son objectif de 45 à 50 millions d’euros pour l’EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) Total sur l’exercice clos le 31 mars 2017, environ 30 à 33 millions d’euros proviendront du segment Développement et Construction, environ 6 millions d’euros proviendront du segment Services aux Actifs et environ 9 à 11 millions d’euros (hors plus-value de cessions) proviendront du segment Gestion des Participations. D’autre part, le Groupe s’est fixé un objectif d’atteindre sur l’exercice clos le 31 mars 2017 un résultat opérationnel IFRS d’environ 20 à 25 millions d’euros. 227 13. PRÉVISIONS OU ESTIMATIONS DU BÉNÉFICE Les prévisions présentées ci-dessous sont fondées sur des données, des hypothèses et des estimations considérées comme raisonnables par le Groupe à la date d’enregistrement du présent document de base. Ces données et hypothèses sont susceptibles d’évoluer ou d’être modifiées en raison des incertitude liées notamment à l’environnement économique, financier, concurrentiel, réglementaire et fiscal ou en fonction d’autres facteurs dont le Groupe n’aurait pas connaissance à la date d’enregistrement du présent document de base. En outre, la matérialisation de certains risques décrits au Chapitre 4 « Facteurs de risques » du présent document de base pourrait avoir un impact sur les activités, la situation financière, les résultats ou les perspectives du Groupe et donc remettre en cause ces prévisions. Par ailleurs, la réalisation des prévisions suppose le succès de la stratégie du Groupe. Le Groupe ne prend donc aucun engagement ni ne donne aucune garantie quant à la réalisation des prévisions figurant au présent Chapitre 13. 13.1 HYPOTHÈSES Le Groupe a construit ses prévisions pour les exercices clos respectivement aux 31 mars 2015 et 31 mars 2016 sur la base des Etats Financiers Annuels et des Etats Financiers Semestriels. (Se reporter au Chapitre 9 « Examen de la situation financière et du résultat » du présent document de base). Ces prévisions reposent principalement sur les hypothèses suivantes : (i) un périmètre de consolidation qui, par rapport à la situation au 31 mars 2014, n’a pas connu de changement significatif, à l’exception de la création des filiales de développement aux Etats-Unis et au Mexique mais dont l’activité est encore non significative et de la prise d’effet des nouvelles normes IFRS relatives au périmètre de consolidation (IFRS 10 et 11 et IAS 28 révisée) qui a conduit à la comptabilisation par mise en équivalence des participations minoritaires du Groupe à compter du 1er avril 2014 (Se reporter à la note 3 des Etats Financiers Semestriels) ; et (ii) le volume d’activité du segment Développement et Construction sera notamment porté par : a. la construction à l’avancement sur l’exercice clos au 31 mars 2015 d’une puissance cumulée d’environ 185 MW dont environ 75% sont déjà terminés au 31 janvier 2015 ; b. la construction à l’avancement sur l’exercice clos au 31 mars 2016 d’une puissance cumulée d’environ 300 à 325 MW avec : i. la poursuite des constructions lancées sur l’exercice clos au 31 mars 2015 mais qui ne seront pas achevées au 31 mars 2015 pour une puissance estimée à environ 5% de la puissance cumulée attendue pour l’exercice clos au 31 mars 2016 ; et ii. le lancement au cours de l’exercice clos au 31 mars 2016 de nouveaux chantiers dont la construction à l'avancement sur l'exercice représentera environ 95% de la puissance cumulée attendue pour l'exercice clos au 31 mars 2016. Environ 70% de la puissance cumulée attendue pour l'exercice clos au 31 mars 2016 provient de projets en backlog au 31 janvier 2015, environ 20% de projets au stade pipeline au 31 janvier 2015 et environ 5% de projets au stade de prospects qualifiés ; 228 (iii) (iv) le volume d’activité du segment Services aux Actifs sera tiré notamment par : a. la poursuite des services de maintenance et de gestion aux 27 projets représentant 181 MW sous gestion au 31 mars 2014 ; b. le lancement des services de maintenance à de nouveaux projets dont la réception provisoire est prévue sur l’exercice clos au 31 mars 2015 portant la puissance totale sous gestion à cette date à environ 310 MW ; c. le lancement des services de maintenance de nouveaux projets dont la réception provisoire est prévue sur l’exercice clos au 31 mars 2016 portant la puissance totale sous gestion à cette date à environ 500 à 550 MW ; le volume d’activité de la ligne de services Gestion des Participations sera tiré notamment par : a. les investissements réalisés au cours des exercices précédents générant des intérêts sur comptes courants investis ; b. la cession de participations dans certains parcs ; c. les investissements réalisés et à réaliser sur les exercices clos au 31 mars 2015 et 31 mars 2016 qui sont estimés respectivement à environ 27 millions d’euros et à environ 100 millions d’euros, principalement sous forme d’avances en compte courant portant intérêts ; d. Le Groupe estime qu’il détiendra ainsi en pleine propriété environ 95 MW au 31 mars 2015, et environ 340 à 360 MW au 31 mars 2016 ; e. Les flux entrants issus des cessions de participations dans certains investissements majoritaires et minoritaires sont respectivement estimés à 15,4 millions d’euros et 26,3 millions d’euros sur les exercices clos au 31 mars 2015 et au 31 mars 2016 et correspondant respectivement à 3,3 millions d’euros et 5,8 millions d’euros de plus-value de cessions ; (v) un impact positif des programmes d’amélioration continue permettant aux activités de construction de maintenir des marges de construction de l’ordre de 12% en moyenne, et des marges de maintenance de l’ordre de 45% en moyenne dans un cadre économique plus contraint, en conséquence des différentes environnements tarifaires sur lesquels est fondé le chiffre d’affaires des sociétés de projets ; et (vi) un taux d’imposition effectif dans le compte de résultat de 20% pour les activités de construction, de 30% pour les activités de services aux actifs et de 15% pour les activités d’investissement ; et des coûts de structure en légère baisse sur l’exercice clos au 31 mars 2015 par rapport à l’exercice précèdent, suivi par une légère augmentation sur l’exercice clos au 31 mars 2016 ; 229 13.2 PRÉVISIONS DU GROUPE POUR L’EXERCICE CLOS LE 31 MARS 2015 Sur la base des hypothèses décrites ci-dessus et des Etats Financiers Annuels et des Etats Financiers Semestriels, le Groupe considère pouvoir, au titre de l’exercice clos le 31 mars 2015 : (i) réaliser une croissance organique de son Chiffre d’Affaires Sectoriel des Segments Opérationnels (cumulant ses activités de Développement et Construction et Services aux Actifs) à taux de change constant de 32% par rapport au montant de 148 millions d’euros réalisé au cours de l’exercice clos le 31 mars 2014, pour atteindre un Chiffre d’Affaires Sectoriel des Segments Principaux (entendu comme le Chiffre d’Affaires Sectoriel des Segments Opérationnels cumulé au chiffre d’affaires du segment Gestion des Participations) d’environ 195 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2015 dont : a. Environ 97% attribuables au segment Développement et Construction ; b. Environ 3% attribuables au segment Services aux Actifs ; (ii) outre ses Segments Opérationnels, réaliser un chiffre d’affaires sectoriel pour le segment Gestion des Participations (hors plus-values de cession) d’environ 3 millions d’euros ; (iii) réaliser un EBIT Sectoriel (hors plus-value de cessions) Total (tel que défini dans le Chapitre 12 « Informations sur les tendances et les objectifs » du présent document de base) d’environ 6 millions d’euros, dont environ 3 millions d’euros pour le segment Services aux Actifs, environ 3 millions d’euros pour le segment Gestion des Participations (hors plus-value de cessions) et une perte d’environ 4 millions d’euros pour le segment Développement et Construction (sur la base d’une allocation des « Couts de Structure non-Alloués » et des « Dotations aux Amortissements » telle que définie dans le Chapitre 12 « Informations sur les tendances et les objectifs » du présent document de base) ; (iv) réaliser un résultat opérationnel IFRS d’un montant négatif d’environ (3) millions d’euros ; (v) atteindre une dette nette consolidée d’environ 21 millions d’euros, dont environ 42 millions d’euros de dette sans recours sur les sociétés de projets consolidées ; (vi) réaliser un investissement de 27 millions d’euros, portant le capital investi à environ 38 millions d’euros après les ventes de parc prévues. Les prévisions présentées dans cette Section ont été établies sur la base de données, hypothèses et estimations considérées comme raisonnables par le Groupe. Ces données, hypothèses et estimations sont susceptibles d’évoluer en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, politique, comptable, concurrentiel et réglementaire ou en fonction d’autres facteurs dont le Groupe n’aurait pas connaissance à la date d’enregistrement du présent document de base. En outre, la réalisation d’un ou plusieurs risques décrits au Chapitre 4 « Facteurs de risques » du présent document de base pourrait avoir un impact sur les activités, les résultats, la situation financière ou les perspectives du Groupe, et donc remettre en cause ces prévisions. Le Groupe ne prend aucun engagement et ne donne aucune garantie sur la réalisation des prévisions figurant dans la présente Section 13.2. 230 13.3 PRÉVISIONS DU GROUPE POUR L’EXERCICE CLOS LE 31 MARS 2016 Sur la base des hypothèses décrites ci-dessus et des Etats Financiers Annuels et des Etats Financiers Semestriels, le Groupe considère pouvoir, au titre de l’exercice clos le 31 mars 2016 : (i) réaliser une croissance organique de son Chiffre d’Affaires Sectoriel des Segments Opérationnels (cumulant ses activités de Développement et Construction et de Services aux Actifs) à taux de change constant de 64-77% par rapport au montant d’environ 195 millions d’euros prévu au cours de l’exercice clos le 31 mars 2015, pour atteindre un Chiffre d’Affaires Sectoriel des Segments Opérationnels d’environ 320-345 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2016 dont : a. environ 97% attribuables au segment Développement et Construction; b. environ 3% attribuables au segment Services aux Actifs; (ii) outre ses Segments Opérationnels, réaliser un chiffre d’affaires sectoriel pour le segment Gestion des Participations (hors plus-values de cessions) d’environ 4 millions d’euros ; (iii) réaliser un EBIT Sectoriel (hors plus-values de cession) Total (tel que défini dans le Chapitre 12 « Informations sur les tendances et les objectifs » du présent document de base) d’environ 23 à 25 millions d’euros, dont environ 4 millions d’euros pour le segment Services aux Actifs, environ 4 millions d’euros pour le segment Gestion des Participations (hors plus-value de cessions) et environ 15 à 17 millions d’euros pour le segment Développement et Construction (sur la base d’une allocation des « Couts de Structure non-Alloués » et des « Dotations aux Amortissements » telle que définie dans le Chapitre 12 « Informations sur les tendances et les objectifs » du présent document de base) ; (iv) réaliser un résultat opérationnel IFRS d’un montant négatif d’environ (1) million d’euros. Les prévisions présentées dans cette Section ont été établies sur la base de données, hypothèses et estimations considérées comme raisonnables par le Groupe. Ces données, hypothèses et estimations sont susceptibles d’évoluer en raison des incertitudes liées notamment à l’environnement économique, politique, comptable, concurrentiel et réglementaire ou en fonction d’autres facteurs dont le Groupe n’aurait pas connaissance à la date d’enregistrement du présent document de base. En outre, la réalisation d’un ou plusieurs risques décrits au Chapitre 4 « Facteurs de risques » du présent document de base pourrait avoir un impact sur les activités, les résultats, la situation financière ou les perspectives du Groupe, et donc remettre en cause ces prévisions. Le Groupe ne prend aucun engagement et ne donne aucune garantie sur la réalisation des prévisions figurant dans la présente Section 13.3. 231 13.4 RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES PRÉVISIONS DE RÉSULTATS FIDUS 12 rue de Ponthieu 75008 Paris PricewaterhouseCoopers Audit 63 rue de Villiers 92200 Neuilly-sur-Seine Rapport des commissaires aux comptes sur les prévisions de résultat Solairedirect 18, rue du Quatre Septembre 75082 PARIS Cedex 02 Au Président-Directeur Général, En notre qualité de commissaires aux comptes et en application du règlement (CE) n°809/2004, nous avons établi le présent rapport sur les prévisions de Résultat Opérationnel de la société Solairedirect incluses dans la partie 13 du document de base établi le 4 mars 2015. Ces prévisions et les hypothèses significatives qui les sous-tendent ont été établies sous votre responsabilité, en application des dispositions du règlement (CE) n°809/2004 et des recommandations ESMA relatives aux prévisions. Il nous appartient sur la base de nos travaux d’exprimer une conclusion, dans les termes requis par l’annexe I, point 13.2, du règlement (CE) n°809/2004, sur le caractère adéquat de l’établissement de ces prévisions. Nous avons mis en œuvre les diligences que nous avons estimé nécessaires au regard de la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative à cette mission. Ces diligences ont comporté une appréciation des procédures mises en place par la direction pour l’établissement des prévisions ainsi que la mise en œuvre de diligences permettant de s’assurer de la conformité des méthodes comptables utilisées avec celles suivies pour l’établissement des informations financières historiques de la société Solairedirect. Elles ont également consisté à collecter les informations et les explications que nous avons estimées nécessaires permettant d’obtenir l’assurance raisonnable que les prévisions sont adéquatement établies sur la base des hypothèses qui sont énoncées. Nous rappelons que, s’agissant de prévisions présentant par nature un caractère incertain, les réalisations différeront parfois de manière significative des prévisions présentées et que nous n’exprimons aucune conclusion sur la possibilité de réalisation de ces prévisions. A notre avis : - les prévisions ont été adéquatement établies sur la base indiquée ; - la base comptable utilisée aux fins de ces prévisions est conforme aux méthodes comptables appliquées par la société Solairedirect au 30 septembre 2014. 232 Ce rapport est émis aux seules fins du dépôt du document de base auprès de l’AMF et, le cas échéant, de l’offre au public en France et dans les autres pays de l’Union Européenne dans lesquels un prospectus, comprenant ce document de base, visé par l’AMF, serait notifié et ne peut être utilisé dans un autre contexte. Fait à Neuilly-sur-Seine et Paris, le 4 mars 2015 Les Commissaires aux comptes PricewaterhouseCoopers Audit Fidus Philippe Kubisa Francis Bernard 233 14. ORGANES D’ADMINISTRATION ET DE DIRECTION 14.1 COMPOSITION DES ORGANES D’ADMINISTRATION ET DE DIRECTION La Société est une société anonyme à conseil d’administration. Une description des principales stipulations des statuts que la Société a adopté sous condition suspensive de l’admission de ses actions aux négociations sur Euronext Paris, relatives au Conseil d’administration, en particulier son mode de fonctionnement et ses pouvoirs, ainsi qu’un descriptif résumé des principales stipulations du règlement intérieur du Conseil d’administration et des comités spécialisés du Conseil d’administration que la Société a mis en place, avec effet à la date d’admission aux négociations de ses actions sur Euronext Paris, figurent au Chapitre 16 « Fonctionnement des organes d’administration et de direction » et au Chapitre 21 « Informations Complémentaires » du présent document de base. 14.1.1 Conseil d’administration A la date du présent document de base, le Conseil d’administration de la Société est composé comme suit : Nom et prénom / dénomination sociale Date de première nomination Au sein du Groupe En dehors du Groupe Autres mandats exercés Autres mandats exercés Fonction Date de la nomination Age Date d’échéance du mandat Autres mandats exercés au cours des cinq dernières années et expirés (par l’administrateur ou son représentant permanent) Autres mandats exercés au cours des cinq dernières années et expirés (par l’administrateur ou son représentant permanent) Thierry Lepercq 26 mars 2007 Mandats en cours Mandats en cours Président du Conseil d’administration 29 janvier 2015 Directeur général de Solairedirect Gérant de Solaire Vinon Gérant de Solaire Sainte Tulle Gérant de Solaire Les Mées 1 Gérant de Solaire Les Mées 2 Administrateur de Solairedirect Solar Projects (Afrique du Sud) Administrateur de Électricité Solaire des Territoires (ESTER) – France Administrateur de l’association PME Finance Adresse Professionnelle 52 ans Siège social de la Société Assemblée Générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2015 Mandats expirés Néant Mandats expirés Gérant de Solaire Oraison Amaury Korniloff 26 mars 2007 Mandats en cours Mandats en cours Administrateur Assemblée Générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2015 Directeur général délégué de Solairedirect Directeur business développement et stratégie marketing de Solairedirect Administrateur de Électricité Solaire des Territoires (ESTER) – France Néant 49 ans Siège social de la Société Mandats expirés Néant 234 Mandats expirés Néant Nom et prénom / dénomination sociale Date de première nomination Au sein du Groupe En dehors du Groupe Autres mandats exercés Autres mandats exercés Fonction Date de la nomination Age Date d’échéance du mandat Autres mandats exercés au cours des cinq dernières années et expirés (par l’administrateur ou son représentant permanent) Autres mandats exercés au cours des cinq dernières années et expirés (par l’administrateur ou son représentant permanent) Stéphane-Emmanuel Jallat 30 octobre 2008 Mandats en cours Mandats en cours 29 janvier 2015 Administrateur de Smart Energies Administrateur Assemblée Générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2015 Président du conseil d’administration et administrateur délégué de Solairedirect Global Operations Administrateur de Solairedirect Holding International Administrateur de Drakensberg Administrateur d’Arcadia Administrateur de SolaireGhana Administrateur de Solairedirect Technologies Administrateur de Solairedirect Southern Africa Administrateur de Solairedirect Solar Projects (Afrique du Sud) Administrateur de Solairedirect Energie India Administrateur de Solairedirect Projects India Pvt (Inde) Administrateur de Northern Solaire Prakash Pvt Ltd (Inde) Administrateur de Suryauday Solaire Prakash Pvt Ltd (Inde) Administrateur de Pokaran Solaire Energy India Pvt Ltd Administrateur de SD Capital Administrateur de Panama Solar 1 Administrateur de Panama Solar 2 Administrateur de Solairedirect (Thailand) Administrateur de Solairedirect Contracting Administrateur de Solairedirect North America Administrateur de Solairedirect USA Inc. Adresse Professionnelle 44 ans Voie du Chariot 3, 1003 Lausanne, Suisse Mandats expirés Directeur général de Solairedirect Directeur général délégué de Solairedirect du 5 février 2009 au 6 mai 2010 235 Mandats expirés Néant Nom et prénom / dénomination sociale Date de première nomination Au sein du Groupe En dehors du Groupe Autres mandats exercés Autres mandats exercés Fonction Date de la nomination Age Date d’échéance du mandat Autres mandats exercés au cours des cinq dernières années et expirés (par l’administrateur ou son représentant permanent) Autres mandats exercés au cours des cinq dernières années et expirés (par l’administrateur ou son représentant permanent) 26 mars 2007 Mandats en cours Mandats en cours 29 janvier 2015 Néant Assemblée Générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2016 Mandats expirés Membre des conseils de surveillance de Burgeap Igip Holding SE, Fondasol SAS (président), Semco Engineering SA, SmartHome International/Financière de Chambray. Adresse Professionnelle Olivier Dupont, représentant permanent de Demeter Partners Administrateur 64 ans Néant 7-9, Rue de la Boétie, 75008 Paris Membre des comités de surveillance de Financière Contrôles et Test SAS et LFP SAS. Administrateur de Aqualabo SA, Controlab, Levisys SAS, Comarth Engineering SL (Espagne), RPI Proyectos Energéticos (Espagne). Mandats expirés Membre des conseils de surveillance de Aérowatt SA et Coré SA. Membre des comités de surveillance de Arion SAS, Caléa Energies Renouvelables SAS, ACH SAS et Burgeap Holding SAS. Administrateur de Ambène avenir, Eurener, Julien Lacaze SA, TREZ SA, Vergnet SA Jean-Marc Bally, représentant permanent de Aster Capital Partners SAS Administrateur 26 mars 2007 Mandats en cours Mandats en cours 29 janvier 2015 Néant Assemblée Générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2016 Mandats expirés Membre des conseils de surveillance de Teem Photonics SA, Tronics Microsystems. Néant Administrateur de Casanova SAS, Hightech Bio Activities SA, Jet Metal Technologies SAS, Ordinal Software SA, Tiempo SAS, Lucibel SA, The Cosmo Company SAS, IOXUS Inc. (USA), FibeRio Technology Corporation (USA), Next Generation Cooling Ltd (UK) Etogas GmbH (Allemagne), Atlantium Technologies (Israël). 43 ans 7 Boulevard Malesherbes, 75008, Paris Membre du Comité stratégique de Optireno SAS. Mandats expirés Membre des conseils de surveillance de OFlexx GmbH (Allemagne) et Watteco SAS. Administrateur de ConnectBlue ab (Suède), BuildingIQ Inc. (USA) et Tracetel. 236 Nom et prénom / dénomination sociale Date de première nomination Au sein du Groupe En dehors du Groupe Autres mandats exercés Autres mandats exercés Fonction Date de la nomination Age Date d’échéance du mandat Autres mandats exercés au cours des cinq dernières années et expirés (par l’administrateur ou son représentant permanent) Autres mandats exercés au cours des cinq dernières années et expirés (par l’administrateur ou son représentant permanent) 26 mars 2007 Mandats en cours Mandats en cours 29 janvier 2015 Néant Assemblée Générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2016 Mandats expirés Administrateur de 123 Venture Holding 2009, 6wind SA, Expway SA, Silios Technologies SA, Citilog SA, CoolTech SA, Domain Therapeutics SA, et PolyptusTransfection SA, Oasiis SA, Agri-Esprit SA. Adresse Professionnelle Jean-Michel Barbier, représentant permanent de Techfund Europe Management SAS Administrateur Néant 69 ans Président-directeur général de TechFund Management Europe et de JMB Consult 233 rue de La Croix Nivert, 75015, Paris Membre du conseil de surveillance de Demeter Partners. Mandats expirés Administrateur de Miyowa SA, Greenpro SA, Dorean Developpement SAS, Novaled GmbH (Allemagne) Membre des conseils de surveillance de Novaled Ag, Cooltech Applications SAS, Flying Robots SAS, Caléa Energies Renouvelables SAS, Forenap Frp SAS. Censeur au sein de RSI Video Technnologies SA – Radio Système Ingénierie Video Technologies SA et Nacarat Finances SAS. 237 Nom et prénom / dénomination sociale Date de première nomination Au sein du Groupe En dehors du Groupe Autres mandats exercés Autres mandats exercés Fonction Date de la nomination Age Date d’échéance du mandat Autres mandats exercés au cours des cinq dernières années et expirés (par l’administrateur ou son représentant permanent) Autres mandats exercés au cours des cinq dernières années et expirés (par l’administrateur ou son représentant permanent) 30 octobre 2008 Mandats en cours Mandats en cours 29 janvier 2015 Néant Assemblée Générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2017 Mandats expirés Membre des conseils de surveillance de DARVA SA, DV Holding SAS, G.P.I.M SAS, Inter Mutuelle Assistance SA, Inter Mutuelle Entreprises SA, Mutavie SE. Adresse Professionnelle Olivier de Malleray représentant permanent de Mutuelle Assurance des Commerçants et industriels de France et des Cadres et Salariés de l’Industrie et du Commerce (MACIF) Néant Membre des collèges ou comités de surveillance de OFI Investment Solutions SAS, OFI MGA. Administrateur de AVISE SAS, BPCE Assurances SA, Chèque Domicile SA, Compagnie Foncière de la Macif SAS, ENERCOOP SCIC, Equigest SA, ESFIN SAS, Foncière de Lutece SA, Foncière INEA SA, MPI SA, MACIF Participations SAS, Macifilia SA, OFI AM, OFI Instit SA (ex OFI Holding), OFI Bond allocation, OFI Convertibles, OFI Euro Investment Grade, OFI Palmarès Actions Europe, OFI Smidcap opportunities, Ofivalmo Partenaires, Secta, Socram banque Sa, S2iEM SAS, Thémis SA, Groupement Mutualiste pour la Prévoyance, Vivium, CEREMH (Association), France Active (Association), GIE IMH. 61 ans Siège social de la MACIF au 2 et 4 rue De Pied De Fond, 79000, Niort Membre des comités de gestion de Sferen Réparations SAS et Sipemi SAS. Mandats expirés Administrateur de Altima Assurances SA, Altima Courtage SA, Domicours Holding SAS, Gestepargne Investissements Services SA, Macif Gestion SA OFI, Trésor ISR, Qualidom SA Président et membre du comité stratégique de Idmacif SAS. 238 Dans le cadre du projet d’admission aux négociations des actions de la Société sur Euronext Paris, la Société a procédé à la nomination, avec effet à compter de cette admission, de deux membres indépendants du Conseil d’administration au regard des critères définis par le Code Middlenext pour les valeurs moyennes et petites (le « Code Middlenext ») auquel la Société entend se référer. Ainsi, l’Assemblée Générale Mixte du 29 janvier 2015 a décidé de nommer Mesdames Martine Griffon-Fouco et Marie-Christine Levet en qualité d’administratrices sous condition suspensive et avec effet à la date d’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris. Nom et prénom / dénomination sociale Date de première nomination Au sein du Groupe En dehors du Groupe Autres mandats exercés Autres mandats exercés Fonction Date de la nomination Age Date d’échéance du mandat Autres mandats exercés au cours des cinq dernières années et expirés (par l’administrateur ou son représentant permanent) Autres mandats exercés au cours des cinq dernières années et expirés (par l’administrateur ou son représentant permanent) 29 janvier 2015 Mandats en cours Mandats en cours Assemblée Générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2017 Néant Présidente du conseil d’administration de Gali SA. Adresse Professionnelle Martine GriffonFouco Administrateur indépendant 63 ans Mandats expirés Administrateur de GIAT Industries (administrateur indépendant) et Groupe Gorge, ENSMA (Ecole Nationale Supérieure de Mécanique et d’Aérotechnique), KEDGE (Ecole de Commerce Bordeaux-Marseille). Néant 10, rue Daru, 75008, Paris Gérante des SCI Laufred et Gala. Mandats expirés Présidente du conseil d’administration de Insiema, de Alphatest SA. Administrateur de Assystem. Membre du directoire de Assystem Facilities. Marie-Christine Levet Administrateur indépendant 48 ans 29 janvier 2015 Mandats en cours Mandats en cours Assemblée Générale statuant sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2017 Néant Administrateur indépendant de Bpifrance Financement, Mercialys, Iliad (Free), Fonds Google–AIPG pour l’Innovation Numérique de la presse (Association). Mandats expirés Néant Mandats expirés 91, rue du ChercheMidi, 75006, Paris Directrice générale de Groupe 01/Tests /NextradioTV A la date d’enregistrement du présent document de base, Monsieur Amaury Korniloff est également administrateur de la Société. Il a vocation à démissionner de cette fonction à la date d’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris pour prendre alors les fonctions de censeur au sein du Conseil d’administration de la Société. (Voir ci-dessous la soussection « Renseignements personnels concernant les censeurs du Conseil d’administration » de la présente Section 14.1.1). Renseignements personnels concernant les membres du Conseil d’administration Monsieur Thierry Lepercq (52 ans), membre fondateur de Solairedirect, a été nommé administrateur le 26 mars 2007 et président du Conseil d’administration le 5 avril 2007. Il est également Directeur général de la Société depuis le 29 janvier 2015 (Pour une description de son parcours, voir la Section 14.1.2 « Directeur général et Directeur général délégué de la Société » cidessous). Monsieur Amaury Korniloff (49 ans), membre fondateur de Solairedirect, a été nommé administrateur le 26 mars 2007, fonction qu’il occupera jusqu’à la date d’admission des actions de la 239 Société aux négociations sur Euronext Paris, date à compter de laquelle il occupera les fonctions de censeur. Il est également Directeur général délégué de la Société (Pour une description de son parcours, voir la Section 14.1.2 « Directeur général et Directeur général délégué de la Société » cidessous). Monsieur Stéphane-Emmanuel Jallat (44 ans), membre fondateur de Solairedirect, a été nommé administrateur le 30 octobre 2008. Diplômé de Supelec, il est à l'origine de l’activité industrielle de Tenesol, filiale photovoltaïque de Total et EDF. Il a été précédemment directeur général de Tenesol (Afrique du Sud), une unité industrielle de fabrication de panneaux solaires, au sein de laquelle il a dirigé 250 salariés. Le 5 février 2009, il avait été nommé Directeur général délégué en charge des opérations au sein de la Société et le 6 mai 2010, il avait été nommé Directeur général de la Société, fonctions qu’il a occupées jusqu’à sa démission le 17 décembre 2014, à effet au 29 janvier 2015. Le 12 décembre 2014, il a été nommé président du Conseil d’administration et Administrateur délégué de Solairedirect Global Operations, filiale opérationnelle de la Société. Monsieur Olivier Dupont (63 ans) est le représentant permanent de Demeter Partners, administrateur de la Société depuis le 26 mars 2007. Depuis 2005, il est le fondateur et président du directoire de Demeter Partners, société de gestion de fonds indépendante agréée par l’AMF, qui gère des fonds investis dans des PME des secteurs des éco-industries (eau, déchets, dépollution de site) et des éco-énergies (énergies renouvelables, efficacité énergétique, éco-construction). Avant Demeter Partners, M. Dupont a occupé les fonctions de directeur général du « Fonds Public pour le capitalrisque » et du « Fonds de Promotion pour le capital risque » (l’Etat Français / Caisse des Dépôts) de 2001 à 2005 et, avant 2005, a occupé plusieurs postes à responsabilité dans des organismes financiers (directeur du private equity à Société Générale, directeur de l’ingénierie financière au Crédit du Nord, directeur de affaires industrielles au CIC Est). Ingénieur civil des Ponts et Chaussées (1973) et titulaire d’un D.E.S en Sciences Économiques (Paris I Sorbonne, 1974), M. Dupont exerce également les fonctions de président du GT Finances du COSEI et a été président de la commission déontologique au sein de l’Association Française des Investisseurs en Capital (l’AFIC) de 2009 à 2012 et président de la commission formation de l’AFIC de 2001 à 2009. Il est l’auteur de deux ouvrages « Les PME et le marché de l’environnement » et « Ajustement de prix et Capitalinvestissement ». Monsieur Olivier Dupont est chevalier de la légion d’honneur. Monsieur Jean-Marc Bally (43 ans) est représentant permanent de la société Aster Capital Partners SAS, administrateur de la Société depuis le 26 mars 2007. Diplômé de l'école supérieure de commerce de Grenoble, titulaire d’une licence de mathématiques et d'un programme exécutif de l'INSEAD, il a participé à la création en 2000 de la société Schneider Electric Ventures (rebaptisée Aster Capital Partners SAS en 2010) après avoir passé cinq années au sein de la fonction finance chez Schneider Electric en France et à l'étranger. Actuellement Managing Partner de la société Aster Capital Partners SAS, il est chargé de gérer les participations détenues dans Solairedirect, Agilence, Lucibel, Casanova, Iceotope, Jet Metal Technologies, Ordinal Software, Tronics Microsystems, Easybike et Optireno. Monsieur Jean-Michel Barbier (69 ans) est le représentant permanent de Techfund Europe Management SAS, administrateur de la Société depuis le 26 mars 2007. Après six ans au Centre National d'Etudes des Télécommunications (Devenu France Telecom R/D), puis 7 ans à la direction générale des Télécommunications (devenue France Telecom), il a rejoint Telic-Alcatel comme directeur des ventes, puis TITN-Alcatel comme directeur général délégué Génie Logiciel. Cofondateur et DG de Planetel, start-up développant des Ecrans LCD, il a ensuite été directeur général de Thomson-CSF Ventures en 1987, avant de monter TechFund Europe en 2000, dont il est aujourd’hui Managing Partner. Depuis 1987, il est administrateur de plusieurs dizaines de sociétés aux Etats-Unis, au Canada, en Europe et en Chine. Monsieur Olivier de Malleray (61 ans) est le représentant permanent de la MACIF, administrateur de la Société depuis le 30 octobre 2008. Diplômé ESC/DECS, il a commencé sa 240 carrière dans l’audit et le conseil au sein des cabinets Coopers & Lybrand et PA international. Il a été directeur financier de Seet-Cecoba, directeur du contrôle de gestion de la Compagnie financière de Mutuelles du Mans, directeur associé et co-fondateur de Progéfirme SA, directeur financier d’Eagle Star Vie. Il est actuellement directeur général délégué de Macif-Mutavie-Finance et directeur des participations du groupe Macif. Madame Martine Griffon-Fouco (63 ans) a été nommée administrateur de la Société le 29 janvier 2015 avec effet à compter de la date d’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris. Diplômée de l’école nationale supérieure de mécanique et d’aérotechnique (l’Ensma), dont elle est également administratrice, elle a commencé sa carrière au Commissariat à l’énergie atomique et aux énergies alternatives (CEA) avant de rejoindre le groupe EDF au sein duquel elle a successivement exercé les fonctions de directrice adjointe puis directrice du centre nucléaire du Blayais (1988-1998, première femme dans le monde à avoir dirigé une centrale nucléaire), de déléguée régionale d’EDF en Aquitaine, de directrice de l’Action régionale du groupe EDF (1998-2001) puis de membre du comité exécutif en charge de la communication du groupe (2001-2003). De 2003 à 2006, elle rejoint Cegelec en tant que key account manager, directrice de business unit (Contrôles non destructifs) et directrice commerciale. Enfin, elle dirige de 2006 à 2014 le groupe Assystem avant de rejoindre Akka Technologies en 2014, groupe d’ingénierie fortement présent dans les secteurs de l’aéronautique et de l’automobile. Madame Martine Griffon-Fouco est officier de la légion d’honneur et chevalier de l’ordre national du mérite. Madame Marie-Christine Levet (48 ans) a été nommée administrateur de la Société le 29 janvier 2015 avec effet à compter de la date d’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris. Diplômée d’HEC et d’un MBA de l’INSEAD, elle a dirigé plusieurs grandes marques de l’internet français. En 1997, elle a fondé la société Lycos pour lancer la version française du moteur de recherche et l’a développé notamment en rachetant les sociétés Caramail, Spray et Multimania. De 2001 à 2007, elle a dirigé la société Club-Internet, fournisseur d’accès à internet (filiale de T-Online/ Deutsche Telekom). Après avoir pris la direction générale du groupe 01, 1er groupe d’information hi-tech en France (01net, 01Informatique…), ainsi que des activités internet du groupe NextRadioTV en 2008 elle a occupé jusqu’en 2013 le poste de directrice associée au sein de Jaïna Capital, fonds d’investissement spécialisé dans les jeunes entreprises à fort potentiel de croissance. Elle est administrateur indépendant au sein de plusieurs sociétés opérant dans le secteur de l’internet et des nouvelles technologies. Censeurs du Conseil d’administration L’Assemblée Générale peut nommer un ou plusieurs censeurs, pour un mandat d’une durée de trois (3) années. Le Conseil d’administration peut également décider de coopter des censeurs, sous réserve de leur ratification par l’Assemblée Générale. Les censeurs sont appelés à assister comme observateurs aux réunions du Conseil d’administration, peuvent être consultés par celui-ci et peuvent, sur les propositions qui leur sont soumises, présenter des observations aux assemblées générales. Le Conseil d’administration peut confier des missions spécifiques aux censeurs ; ils peuvent faire partie des comités créés par le Conseil d’administration. Équilibre dans la composition du Conseil d’administration Comme indiqué ci-dessus, dans le cadre du projet d’admission aux négociations des actions de la Société sur Euronext Paris, et sous condition suspensive de cette admission, la Société a procédé, le 29 janvier 2015, à la nomination de deux membres indépendants au regard des critères d’indépendance formulés au sein du Code Middlenext, auquel la Société se réfère. Cette désignation complètera la composition du Conseil d’administration d’une manière lui permettant d’assurer une diversité des compétences ainsi qu’une représentation équilibrée des 241 hommes et des femmes, dans des proportions conformes aux exigences légales applicables et à celles du Code Middlenext. A compter de l’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris, le Conseil d’administration sera constitué de huit membres, dont deux administrateurs indépendants et 25% de femmes. Renseignements personnels concernant les censeurs du Conseil d’administration A compter de l’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris, la Société comptera deux censeurs au sein du Conseil d’administration. Les Censeurs assistent aux réunions du Conseil d’administration et peuvent prendre part aux délibérations avec une voix consultative seulement. Monsieur Thierry Chatelain, (59 ans) a été nommé censeur du Conseil d’administration le 13 décembre 2012. Titulaire d’un doctorat en économie d’entreprise, il a effectué sa carrière au sein du groupe OFI, d’abord chez Ofivalmo en tant que directeur des marchés actions de 1984 à 1990, puis en tant que directeur d’Aurel Finance, établissement spécialisé dans l’intermédiation obligataire (1990-1996). Entre 1996 et 2007, il occupe au sein de Ofima Futur, le poste de responsable des opérations financières pour compte propre du groupe OFI, avant de rejoindre Ofimalliance en 2007, filiale spécialisée dans le développement de solutions d’investissement en centrales solaires pour investisseurs institutionnels et particuliers. Depuis 2008, il est directeur général de Vernier Participation. Monsieur Amaury Korniloff (49 ans), membre fondateur de Solairedirect, occupera les fonctions de censeur du Conseil d’administration à compter de l’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris. Il est également Directeur général délégué de la Société (Pour une description de son parcours, voir la Section 14.1.2 « Directeur général et Directeur général délégué de la Société » ci-dessous). C’est en sa qualité de fondateur (et non de Directeur général délégué), et compte tenu de son rôle parmi les fondateurs et de l’équilibre recherché dans la composition du Conseil au vu de la composition du capital actuelle, que Monsieur Korniloff a vocation à siéger au sein du Conseil sans voix délibérative. A la date d’enregistrement du présent document de base, Monsieur Grégoire Aladjidi est censeur au sein du Conseil d’administration, et ce, jusqu’à la date d’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris, date à compter de laquelle il démissionnera de cette fonction. Monsieur Grégoire Aladjidi (42 ans) a été nommé censeur du Conseil d’administration le 13 décembre 2012, fonction qu’il occupera jusqu’à la date d’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris, date à compter de laquelle il démissionnera de ses fonctions. Diplômé de Polytechnique en 1993 et de l’École des Mines en 1995, co-auteur de l’ouvrage « Les Business Models de la Nouvelle Économie » publié en 1999, il commence sa carrière comme analyste chez Atlas Venture en 1998 avant de devenir l’un des co-fondateurs et, de 1998 à 2000, le directeur marketing de TempoSoft, issue de la scission d’Ilog. De 2000 à 2004, il occupe les fonctions de chargé d’affaires chez Galiléo en qualité de spécialiste dans le domaine des semi-conducteurs et de l'énergie. Directeur d'investissement depuis 2004 chez TechFund Europe Management SAS, il en devient associé en 2008 et est responsable des investissements énergie propre. Il a représenté TechFund Europe Management SAS au conseil d’administration de P21, de Solairedirect et de RSI. 14.1.2 Directeur général et Directeur général délégué de la Société Monsieur Thierry Lepercq et Monsieur Amaury Korniloff exercent respectivement les fonctions de Directeur général et Directeur général délégué de la Société à la date du présent document de base. (Pour une description des autres fonctions ou mandats qu’ils exercent, ou ont 242 exercé au cours des cinq dernières années, voir la Section 14.1.1 « Conseil d’administration » cidessus). Monsieur Thierry Lepercq (52 ans), membre fondateur de Solairedirect, exerce les fonctions de Directeur général de la Société depuis le 29 janvier 2015, fonctions qu’il avait auparavant occupées entre le 5 avril 2007 et le 6 mai 2010. Il est diplômé de HEC. Après une carrière de banquier d’affaires dans le secteur des hautes technologies (Bankers Trust, Banque Arjil, Oddo), il fonde en 1999 NetsCapital, le premier établissement financier dédié aux sociétés de technologie, qui a fait l’objet d’une liquidation judiciaire en 2001. En 2003, il fonde Novatio Partners, un cabinet de conseil spécialisé dans l’innovation dans le secteur de l’énergie. Il a notamment coordonné les travaux du groupe de réflexion Réseau Innovation Energie, réunissant de grands énergéticiens et des capitalrisqueurs. Monsieur Amaury Korniloff (49 ans), membre fondateur de Solairedirect, est Directeur général délégué de la Société depuis le 5 avril 2007, en charge des activités de développement depuis le 5 février 2009. Diplômé des Mines de Paris, il apporte son expertise en matière de marketing stratégique et de développement d'activités nouvelles dans le secteur de l'énergie. Après avoir exercé différentes fonctions au sein du groupe Shell, il prend en charge la direction stratégie et marketing de la société Butagaz en 1998. Il exerce entre 2004 et 2007 les fonctions de directeur du développement au sein de la société Poweo. Le 26 mars 2007, il a été nommé administrateur de la Société, fonction qu’il occupera jusqu’à la date d’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris, date à compter de laquelle il occupera les fonctions de censeur. 14.1.3 Déclaration relative aux membres du Conseil d’administration et de la Direction générale A la connaissance de la Société, il n’existe, à la date du présent document de base, aucun lien familial entre les membres du Conseil d’administration et de la Direction générale de la Société. A la connaissance de la Société, au cours des cinq dernières années : (i) aucune condamnation pour fraude n’a été prononcée à l’encontre d’un membre du Conseil d’administration, du Directeur général ou du Directeur général délégué, (ii) aucun des membres du Conseil d’administration, ni le Directeur général, ni le Directeur général délégué n’a participé en qualité de dirigeant à une faillite, mise sous séquestre ou liquidation, (iii) aucune incrimination et/ou sanction publique officielle n’a été prononcée à l’encontre d’un membre du Conseil d’administration, du Directeur général ou du Directeur général délégué par des autorités judiciaires ou administratives (y compris des organismes professionnels désignés) et (iv) aucun des membres du Conseil d’administration, ni le Directeur général, ni le Directeur général délégué n’a été empêché par un tribunal d’agir en qualité de membre d’un organe d’administration, de direction ou de surveillance d’un émetteur ni d’intervenir dans la gestion ou la conduite des affaires d’un émetteur. NetsCapital, fondée en 1999 par Monsieur Thierry Lepercq, Président-Directeur général de la Société, a fait l’objet d’une liquidation judiciaire en 2001, il y a donc plus de cinq ans. La responsabilité de Monsieur Thierry Lepercq n’a pas été engagée et il n’a fait l’objet d’aucune sanction dans ce cadre. 14.2 CONFLITS D’INTÉRÊTS La composition du Conseil d’administration à la date du présent document de base résulte d’un pacte d’actionnaires conclu le 30 octobre 2008 entre l’ensemble des actionnaires de la Société, qui sera résilié de plein droit en cas d'admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris (voir la Section 18.3 « Pactes et conventions d’actionnaires » du présent document de base). 243 À la connaissance de la Société, à compter de l’admission aux négociations des actions de la Société sur Euronext Paris, il n’existera pas de pacte ou accord quelconque conclu avec les actionnaires, clients, fournisseurs ou autres en vertu duquel l’un des membres du Conseil d’administration ou l’un des dirigeants mandataires sociaux (Président-Directeur général, Directeur général délégué) de la Société est ou sera nommé en cette qualité (voir la Section 18.3 « Pactes et conventions d’actionnaires » du présent document de base). A la connaissance de la Société, à la date du présent document de base, les membres du Conseil d’administration, le Président-Directeur général et le Directeur général délégué ne sont pas en situation de conflit d'intérêts se rapportant à l'exercice de leur mandat au sein de la Société et il n’existe pas d'autre situation pouvant donner lieu à un conflit d'intérêts se rapportant à l’exercice par les membres du Conseil d’administration, le Président-Directeur général et le Directeur général délégué de leurs mandats au sein de la Société. A la date du présent document de base, il n’existe aucune restriction acceptée par les membres du Conseil d’administration concernant la cession de leur participation dans le capital social de la Société, à l’exception des dispositions du plan d’attribution gratuite d’actions adopté en application de l’Assemblée Générale Extraordinaire du 29 juin 2012, dont le règlement prévoit un engagement de conservation des actions gratuitement attribuées, pendant une période de deux ans, à compter de l’acquisition définitive des actions par les bénéficiaires (voir Section 15.1.9 « Historique des attributions d’actions gratuites » du présent document de base). 244 15. RÉMUNÉRATION ET AVANTAGES DES DIRIGEANTS 15.1 RÉMUNÉRATIONS ET AVANTAGES MANDATAIRES SOCIAUX VERSÉS AUX DIRIGEANTS ET Il est rappelé que dans le cadre de l’admission de ses actions aux négociations sur Euronext Paris, la Société entend se référer au Code Middlenext (voir la Section 16.6 « Déclaration relative au gouvernement d’entreprise » du présent document de base). Les tableaux insérés aux sections ci-dessous présentent une synthèse des rémunérations et avantages de toute nature versés aux dirigeants mandataires sociaux de la Société et aux membres du Conseil d’administration de la Société par (i) la Société, (ii) les sociétés contrôlées, au sens de l’article L. 233-16 du Code de commerce, par la Société, dans laquelle le mandat est exercé, (iii) les sociétés contrôlées, au sens de l’article L. 233-16 du Code de commerce, par la ou les société(s) qui contrôle(nt) la Société, dans laquelle le mandat est exercé et (iv) la ou les société(s) qui contrôle(nt) au sens du même article, la Société, dans laquelle le mandat est exercé. La Société appartenant à un groupe à la date du présent document de base, l’information porte sur les sommes dues, par toutes les sociétés de la chaîne de contrôle. La Société est une société anonyme à conseil d’administration pour laquelle les fonctions de Président du Conseil d’administration et de Directeur général sont réunies et exercées par Monsieur Thierry Lepercq. 15.1.1 Rémunération des dirigeants mandataires sociaux 15.1.1.1 Principes de la rémunération de Monsieur Thierry Lepercq – PrésidentDirecteur général Monsieur Thierry Lepercq a été nommé administrateur le 26 mars 2007 et Président du Conseil d’administration le 5 avril 2007 pour la durée de son mandat d’administrateur. Il est également Directeur général de la Société depuis le 29 janvier 2015 pour cette même durée. La date de fin de son mandat d’administrateur de la Société est celle de l’Assemblée Générale qui statuera sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2015. Monsieur Thierry Lepercq n’a pas de contrat de travail et ne bénéficie pas, au titre de la cessation de son mandat social au sein de la Société, d’indemnité de départ. La Société entend prévoir à l’égard de Monsieur Thierry Lepercq une indemnité relative à une clause de non-concurrence prévue dans le cadre de son mandat social. 15.1.1.2 Principes de la rémunération de Monsieur Amaury Korniloff – Directeur général délégué Monsieur Amaury Korniloff a été nommé Directeur général délégué le 5 avril 2007 et a été confirmé dans ses fonctions le 29 janvier 2015 pour la durée du mandat du Président-Directeur général de la Société. Solairedirect a conclu, le 26 mars 2007, un contrat de travail à durée indéterminée avec Monsieur Amaury Korniloff, Directeur général délégué de la Société à la date d’enregistrement du présent document de base. Aux termes de son contrat de travail, il exerce les fonctions de directeur du business development du Groupe. Compte tenu de l’organisation de la Société, le Conseil d’administration a décidé de poursuivre le maintien, y compris après la réalisation de l’admission des actions de la Société aux 245 négociations sur Euronext Paris, du contrat de travail de Monsieur Amaury Korniloff, qui correspond à des fonctions techniques spécifiques de responsable du développement commercial, distinctes de celles qu’il assume au titre de son mandat social. Au titre de son contrat de travail, Monsieur Amaury Korniloff perçoit une rémunération fixe et une rémunération variable qui dépend des résultats qu’il a obtenus par rapport aux objectifs fixés par la Direction générale. Le montant de cette rémunération variable est plafonné à 12 mois de rémunération fixe brute. Le montant de la rémunération variable de Monsieur Amaury Korniloff a été, par le passé, fixé par le comité ad hoc se prononçant sur les rémunérations des trois principaux dirigeants du Groupe et sera, après l’admission aux négociations des actions de la Société sur Euronext Paris, fixé par le nouveau Comité des nominations et des rémunérations qui se substituera à ce comité ad hoc (voir la Section 16.4.2 « Comité des nominations et des rémunérations » du présent document de base). Il ne perçoit pas de rémunération au titre de son mandat de Directeur général délégué ni au titre de son mandat d’administrateur. Il ne percevra pas non plus de rémunération distincte en qualité de censeur à compter de l’admission des actions de la Société sur Euronext Paris. Monsieur Amaury Korniloff ne bénéficie pas, au titre de la cessation de son mandat social au sein de la Société, d’indemnité de départ, ou d’indemnité relative à une clause de non-concurrence ; il bénéficie d’une indemnité relative à une clause de non-concurrence au titre de son contrat de travail. 15.1.1.3 Tableaux de synthèse des rémunérations et des options et actions attribuées aux dirigeants mandataires sociaux au titre des exercices 2013 et 2014 Monsieur Thierry Lepercq Président-Directeur général Rémunérations dues au titre de l'exercice Valorisation des rémunérations variables pluriannuelles attribuées au cours de l’exercice Valorisation des options attribuées au cours de l'exercice(2) Valorisation des actions de performance attribuées au cours de l'exercice TOTAL 2013(1) 2014 405 000 360 000 - - 825 450 - - - 1 230 450 360 000 (1) Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013. (2) Il s’agit de 11 006 bons de souscription de parts de créateurs d’entreprise (les « BCE2012-1 ») décrits au paragraphe 21.1.4 b) du présent document de base. _______________________________ Monsieur Amaury Korniloff Directeur général délégué Rémunérations dues au titre de l'exercice Valorisation des rémunérations variables pluriannuelles attribuées au cours de l’exercice Valorisation des options attribuées au cours de l'exercice(2) Valorisation des actions de performance attribuées au cours de l'exercice TOTAL (1) Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013. 246 2013(1) 2014 371 250 330 000 - - 550 500 - - - 921 750 330 000 (2) Il s’agit de 7 340 bons de souscription de parts de créateurs d’entreprise (les « BCE2012-1 ») décrits au paragraphe 21.1.4 b) du présent document de base. ________________________ 15.1.1.4 Rémunération des dirigeants mandataires sociaux Monsieur Thierry Lepercq Président-Directeur général (en euros) Rémunération fixe Rémunération variable(2) Rémunération exceptionnelle(2) Jetons de présence Avantages en nature TOTAL 2013(1) 2014 Dues Versées Dues Versées 225 000 180 000 405 000 225 000 216 000 441 000 180 000 180 000 360 000 180 000 150 000 330 000 (1) Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013. (2) Compte tenu des perturbations du marché photovoltaïque en 2011 et 2012, les critères d’attribution de la rémunération variable 2013 n’ont pas été appliqués et le Comité ad hoc des rémunérations a décidé de proposer le versement d’une rémunération variable exceptionnelle pour l’exercice clos le 31 mars 2013 visant à récompenser les niveaux de résultats atteints au titre de cet exercice en dépit d’un contexte de baisse des tarifs d’achat obligatoires. Les critères d’appréciation de la rémunération variable de Monsieur Thierry Lepercq au titre de l’exercice 2014 portaient sur l’atteinte du budget sur les paramètres de chiffre d’affaires et d’EBIT ainsi que sur la réalisation d’une opération exceptionnelle de renforcement des fonds propres qui n’est pas intervenue. Ils n’ont toutefois pas été appliqués et le Comité ad hoc des rémunérations a décidé de l’octroi d’une rémunération variable après avoir pris en compte les conditions de performance de la Société au cours de l’exercice. _________________________________ Les critères de versement de la rémunération variable pour l’exercice 2015 du PrésidentDirecteur général de la Société ont été fixés comme suit : (i) l’atteinte d’un objectif de chiffre d’affaires, (ii) l’atteinte d’un objectif d’EBIT et (iii) la réalisation de l’introduction en bourse avant le 30 juin 2015. Par ailleurs, en cas de réalisation de l’introduction en bourse, les montants de rémunération de Monsieur Thierry Lepercq seraient révisés comme suit : - rémunération fixe de 240 000 € ; - rémunération variable au maximum égale à 100% de la rémunération fixe. Monsieur Amaury Korniloff Directeur général délégué (en euros) Rémunération fixe Rémunération variable(2) Rémunération exceptionnelle(2) Jetons de présence Avantages en nature TOTAL 2013(1) 2014 Dues Versées Dues Versées 206 250 165 000 371 250 189 750 168 000 357 750 165 000 165 000 330 000 158 362 137 500 295 862 (1) Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013. (2) Compte tenu des perturbations du marché photovoltaïque en 2011 et 2012, les critères d’attribution de la rémunération variable 2013 n’ont pas été appliqués et le Comité ad hoc des rémunérations a décidé de proposer le versement d’une rémunération variable exceptionnelle pour l’exercice clos le 31 mars 2013 visant à récompenser les niveaux de résultats atteints au titre de cet exercice en dépit d’un contexte de baisse des tarifs d’achat obligatoires. 247 Les critères d’appréciation de la rémunération variable de Monsieur Amaury Korniloff au titre de l’exercice 2014 portaient sur l’atteinte du budget sur les paramètres de chiffre d’affaires et d’EBIT ainsi que sur la réalisation d’une opération exceptionnelle de renforcement des fonds propres qui n’est pas intervenue. Ils n’ont toutefois pas été appliqués et le Comité ad hoc des rémunérations a décidé de l’octroi d’une rémunération variable après avoir pris en compte les conditions de performance de la Société au cours de l’exercice. ____________________________________ Les critères de versement de la rémunération variable pour l’exercice 2015 du Directeur général délégué de la Société ont été fixés comme suit : (i) l’atteinte d’un objectif de chiffre d’affaires, (ii) l’atteinte d’un objectif d’EBIT et (iii) la réalisation de l’introduction en bourse avant le 30 juin 2015. Par ailleurs, en cas de réalisation de l’introduction en bourse, les montants de rémunération de Monsieur Amaury Korniloff seraient révisés comme suit : - rémunération fixe de 200 000 € ; - rémunération variable au maximum égale à 100% de la rémunération fixe. Il n’est pas envisagé qu’une prime exceptionnelle liée à la réalisation de l’introduction en bourse de la Société soit versée aux dirigeants mandataires sociaux de la Société, cet événement conditionnant par ailleurs le montant de la rémunération variable 2015, comme indiqué ci-dessus. 15.1.2 Jetons de présence et autres rémunérations perçues par les membres du Conseil d’administration au cours des exercices 2013 et 2014 Le tableau ci-après présente les jetons de présence et autres types de rémunérations perçus par les membres du Conseil d’administration de la Société en 2013 et en 2014 : 248 Tableau 3 – Récapitulatif des rémunérations de chaque membre du Conseil d’administration (nomenclature AMF) Tableau sur les jetons de présence et autres rémunérations perçus par les mandataires sociaux non dirigeants (en euros) Mandataires sociaux non dirigeants Montants versés au cours de l’exercice 2013(1)(2) Montants versés au cours de l’exercice 2014(2) 417 000 497 000 DEMETER PARTNERS Jetons de présence Autres rémunérations - - ASTER CAPITAL Jetons de présence Autres rémunérations - - - - - - Thierry CHATELAIN Jetons de présence Autres rémunérations - - Grégoire ALADJIDI Jetons de présence Autres rémunérations - - Stéphane-Emmanuel JALLAT Jetons de présence Autres rémunérations(3) TECHFUND EUROPE MANAGEMENT SAS Jetons de présence Autres rémunérations MACIF Jetons de présence Autres rémunérations Censeurs (1) (2) (3) Exercice de 15 mois clos le 31 mars 2013. Sur une base brute (avant charges sociales et impôts). Jusqu’au 28 février 2015, Monsieur Jallat était salarié de la société Solairedirect Technologies. 15.1.3 Options de souscription ou d’achat d’actions attribuées durant l’exercice 2014 à chaque dirigeant mandataire social par la Société ou par toute société du Groupe Aucune attribution d’options de souscription ou d’achat d’actions n’est intervenue en faveur des dirigeants mandataires sociaux au cours de l’exercice clos le 31 mars 2014. 15.1.4 Options de souscription ou d’achat d’actions levées durant l’exercice 2014 par chaque dirigeant mandataire social Aucune option de souscription ou d’achat d’actions n’a été levée par un dirigeant mandataire social au cours de l’exercice clos le 31 mars 2014. 249 15.1.5 Actions de performance attribuées durant l’exercice 2014 aux mandataires sociaux Aucune action de performance n’a été attribuée en faveur des dirigeants mandataires sociaux au cours de l’exercice clos le 31 mars 2014. 15.1.6 Actions de performance devenues disponibles durant l’exercice 2014 pour chaque mandataire social Aucune action de performance n’est devenue disponible pour les mandataires sociaux au cours de l’exercice clos le 31 mars 2014. 15.1.7 Historique des attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions ou de bons de souscription d’actions (BSA) ou de bons de souscription de parts de créateurs d’entreprise (BCE) Date d’Assemblée Date du Conseil d’Administration Date de début de la période d’exercice Date de fin de la période d’exercice 29 juin 2012 29 juin 2012 (1) (2) 9 593(3) 0 0 386€ (2) (4) 7 340 11 006 (5) 0 0 29 juin 2012 29 juin 2012 29 juin 2012 29 juin 2012 (1) (1) (2) Nombre d’options consenties 55 057 3 350 dont à Amaury Korniloff dont à Thierry Lepercq Prix de souscription Nombre d’options exercées Nombre options annulées ou caduques Situation au 31/03/2014 0 0 9 593 386€ 0 13 066 41 991 386€ 0 1 850 1 500 (1) Les BSA2012-1, les BCE2012-1 et les OSA2012-1 seront exerçables en cas de réalisation de l’introduction en bourse de la Société avant le 30 juin 2015 à compter de la notification de la réalisation de l’évènement par la Société au bénéficiaire au moins 30 jours précédant la date de dépôt du prospectus de l’opération auprès de l’autorité compétente. (2) Les BSA2012-1, les BCE2012-1 et les OSA2012-1 seront caducs à compter du 1er juillet 2015. Dans l’hypothèse d’une période de « lock-up » (période durant laquelle un porteur a l’obligation de conserver tout ou partie de ses titres au sein de la Société), les BSA2012-1, les BCE2012-1 et les OSA2012-1 pourront être exercés au plus tard un mois après ladite période de « lock-up ». (3) Bons de souscription d’actions (les « BSA2012-1 ») décrits au paragraphe 21.1.4 a) du présent document de base. L’ensemble de ces 9 593 BSA2012-1 a été émis au profit de la société Smart Energies (société contrôlée par une personne assimilée à Monsieur Stéphane Jallat, administrateur et membre du Comité exécutif de la Société). (4) Bons de souscription de parts de créateurs d’entreprise (les « BCE2012-1 ») décrits au paragraphe 21.1.4 b) du présent document de base. (5) Options de souscription d’actions (les « OSA2012-1 ») décrits au paragraphe 21.1.4 b) du présent document de base. Les instruments visés à la présente Section 15.1.7 deviendront exerçables en cas de réalisation d’une introduction en bourse de la Société avant le 30 juin 2015. A défaut, ils seront caducs. 250 15.1.8 Options de souscription ou d’achat d’actions ou BCE consentis aux dix premiers salariés de la Société Nombre total d’options attribuées / d’actions souscrites ou achetées Prix moyen pondéré Plan Options consenties, durant l’exercice, par la Société et toute société comprise dans le périmètre d’attribution des options, aux dix salariés de l’émetteur et de toute société comprise dans ce périmètre, dont le nombre d’options ainsi consenties est le plus élevé (information globale) - - - Options détenues sur l’émetteur et les sociétés visées précédemment, levées, durant l’exercice, par les dix salariés de la Société et de ces sociétés, dont le nombre d’options ainsi achetées ou souscrites est le plus élevé (information globale) - - - 251 29 juin 2012 29 juin 2012 20 Nombre de bénéficiaires (1) Modalités d’exercice 5 000 Nombre d’actions consenties 1 176 dont à StéphaneEmmanuel Jallat 0 Nombre d’actions acquises au 31/03/2014 1 775 Nombre cumulé d’actions annulées ou caduques Actions attribuées gratuitemen t restantes en fin d’exercice 3 325 (2) Fin de la période d’acquisitio n (3) Date de cessibilité 252 L’acquisition définitive de ses AGA2012-1 par un bénéficiaire est subordonnée à la permanence de l’exercice par celui-ci de fonctions opérationnelles au sein ou dans l’intérêt de la Société ou de ses filiales en vertu d’un mandat social ou d’un contrat de travail jusqu’à la date d’acquisition. (2) Les AGA2012-1 ne seront définitivement acquises à leurs bénéficiaires qu’en cas de réalisation de l’introduction en bourse de la Société avant le 30 juin 2015. Dans cette hypothèse, la date d’acquisition sera le jour du règlement-livraison de l’introduction en bourse de la Société. (3) Les bénéficiaires sont tenus de conserver leurs AGA2012-1 pendant deux années à compter de la date d’acquisition. (1) Date du Conseil d’administr ation Date d’Assemblée 15.1.9 Historique des attributions d’actions gratuites 15.1.10 Avantages des dirigeants mandataires sociaux Indemnités ou avantages dus ou susceptibles d’être Régime de retraite Contrat de travail dus à raison de la supplémentaire cessation ou du Dirigeants Mandataires Sociaux changement de fonctions Oui Monsieur Thierry Lepercq Président-Directeur général Début de mandat : 5 avril 2007 Fin de mandat : Assemblée Générale appelée à statuer sur les comptes de l’exercice clos le 31 mars 2015 Monsieur Amaury Korniloff Directeur général délégué Début de mandat : 5 avril 2007 Fin de mandat : durée du mandat du Président-Directeur général de la Société 15.1.10.1 Non Oui Non 9 9 Oui Indemnités relatives à une clause de non concurrence Non Oui 9 9 9 9 9 9 Non Régime de retraite supplémentaire Ni Monsieur Thierry Lepercq, ni Monsieur Amaury Korniloff ne bénéficient d’un régime de retraite supplémentaire. 15.1.10.2 Indemnités ou avantages dus ou susceptibles d’être dus à raison de la cessation ou du changement de fonctions Ni Monsieur Thierry Lepercq, ni Monsieur Amaury Korniloff ne bénéficient, au titre de la cessation de leur mandat social au sein de la Société, d’indemnité de départ. 15.1.10.3 Assurance chômage mandataire social La Société a souscrit, au bénéfice de Monsieur Thierry Lepercq, une assurance chômage mandataire social du type GSC offrant à Monsieur Thierry Lepercq une couverture en cas de rupture de son mandat social. 15.1.10.4 Indemnités relatives à une clause de non-concurrence La Société a prévu à l’égard de Monsieur Thierry Lepercq une indemnité relative à une clause de non-concurrence prévue dans le cadre de son mandat social. Il percevra à ce titre, durant une période de 12 mois, une rémunération mensuelle égale à 50% de sa rémunération mensuelle moyenne calculée sur la base de la moyenne des rémunérations et primes qui lui auront été versées au cours des 12 derniers mois précédant la notification de la fin de son mandat social. La Société se réserve le droit de renoncer au bénéfice de cette clause de non-concurrence. 253 Monsieur Amaury Korniloff bénéficie d’une indemnité relative à la clause de nonconcurrence prévue dans son contrat de travail. Il percevra à ce titre durant une période de 12 mois une rémunération mensuelle égale à d’une indemnité égale à 50% de son salaire mensuel moyen calculé sur la base de la moyenne des salaires et primes qui lui auront été versés au cours des 12 derniers mois précédant la notification de la rupture de son contrat de travail. La Société se réserve le droit de renoncer au bénéfice de cette clause de non-concurrence. 15.1.11 Conformité de la rémunération globale des dirigeants mandataires sociaux aux recommandations du Code Middlenext A compter de l’admission aux négociations des actions de la Société sur Euronext Paris, celleci entend se référer à l’ensemble des recommandations du Code Middlenext. Le Code Middlenext auquel la Société entend se référer peut être consulté sur Internet1. La Société tient à la disposition permanente des membres de ses organes sociaux des copies de ce code. 15.2 MONTANT DES SOMMES PROVISIONNEES OU CONSTATEES PAR LA SOCIETE OU SES FILIALES AUX FINS DE VERSEMENT DE PENSIONS, DE RETRAITES OU D’AUTRES AVANTAGES La Société n’a provisionné aucune somme au titre de versements de pensions, de retraites ou autres avantages similaires au profit de ses mandataires sociaux. 1 http://www.middlenext.com/IMG/pdf/Code_de_gouvernance_site.pdf 254 16. FONCTIONNEMENT DES ORGANES D’ADMINISTRATION ET DE DIRECTION 16.1 MANDATS DES MEMBRES DES ORGANES D’ADMINISTRATION ET DE DIRECTION 16.1.1 Direction générale Les éléments relatifs à la Direction générale de la Société font l’objet des développements et informations contenus au Chapitre 14 « Organes d’administration et de direction » et à la Section 21.2 « Actes constitutifs et statuts », sous-section 21.2.4 « Directeur général et Directeur général délégué » du présent document de base. 16.1.2 Conseil d’administration Les éléments relatifs au Conseil d’administration de la Société font l’objet des développements et informations contenus au Chapitre 14 « Organes d’administration et de direction » et à la Section 21.2 « Actes constitutifs et statuts », sous-section 21.2.3 « Conseil d’administration » du présent document de base. 16.2 INFORMATIONS SUR LES CONTRATS DE SERVICE LIANT DES MEMBRES DES ORGANES D’ADMINISTRATION ET DE DIRECTION A LA SOCIÉTÉ OU A L’UNE QUELCONQUE DE SES FILIALES A la connaissance de la Société, il n’existe pas, à la date du présent document de base, de contrats de services liant les membres du Conseil d’administration ou de la Direction générale à la Société ou à l’une des entités du Groupe et prévoyant l’octroi d’avantages à leur bénéfice à l’exception du contrat de services conclu entre Stéphane Jallat et Solairedirect Global Operations, filiale de la Société, au titre de ses fonctions d’administrateur délégué au sein de cette dernière. Dans le cadre des opérations de réorganisation du Groupe, telles que décrites dans la Section 7.2.1 « Les entités « Core », structures-métier du Groupe » du présent document de base, une convention de services a été conclue, le 19 février 2015, avec effet à compter du 1er mars 2015, entre Solairedirect Global Operations, filiale à 100% de la Société, et Monsieur Stéphane Jallat, administrateur de la Société et Président du conseil d’administration et administrateur délégué de Solairedirect Global Operations. Au titre de cette convention, en vigueur pour la durée de l’exercice 2016 et indéfiniment reconductible pour une période d’un exercice, Monsieur Stéphane Jallat fournira à Solairedirect Global Operations diverses prestations d’assistance et de conseils se rapportant aux activités de cette société et de ses filiales et en contrepartie desquelles il percevra, au titre de l’exercice 2015 : - en cas d’admission des actions de la Société sur Euronext Paris avant le 30 juin 2015, une rémunération fixe de 345 600 euros par an, avec effet rétroactif au 1er avril 2015. Jusqu’à cette date ou à défaut d’admission des actions de la Société sur Euronext Paris avant le 30 juin 2015, sa rémunération s’élèvera à 259 999 euros par an ; - une rémunération exceptionnelle, versée à la fin du mois suivant l’admission des actions de la Société sur Euronext Paris, au maximum égale à 100% de sa rémunération fixe. Par ailleurs, pour mémoire, Monsieur Amaury Korniloff, Directeur général délégué de la Société, est lié à celle-ci par un contrat de travail. Pour plus d’informations sur ce contrat de travail, voir Section 15.1.10 « Avantages des dirigeants mandataires sociaux » du présent document de base. 255 16.3 RÈGLEMENT INTÉRIEUR DU CONSEIL D’ADMINISTRATION 16.3.1 Participation aux réunions du Conseil d’administration par visioconférence ou des moyens de télécommunication Dans le respect des dispositions de l’article L. 225-37 du Code de Commerce, les réunions du Conseil d’administration peuvent être tenues par tous moyens de visioconférence ou de télécommunication permettant l’identification des administrateurs et garantissant leur participation effective, c’est-à-dire transmettant au moins la voix des participants et satisfaisant à des caractéristiques techniques permettant la retransmission continue et simultanée des délibérations afin de leur permettre de participer aux réunions du Conseil d’administration. Sont réputés présents pour le calcul du quorum et de la majorité les administrateurs participant à la réunion par des moyens de visioconférence ou de télécommunication. Les dispositions qui précèdent ne sont pas applicables pour l’adoption des décisions prévues aux articles L. 232-1 et L. 233-16 du Code de commerce, respectivement relatifs à l’établissement des comptes annuels et du rapport de gestion et à l’établissement des comptes consolidés et du rapport de gestion du Groupe. 16.3.2 Matières réservées du Conseil d’administration Conformément à l’article 16.2 des statuts que la Société a adopté sous condition suspensive de l’admission de ses actions aux négociations sur Euronext Paris, le Conseil d’administration fixe la limitation des pouvoirs du Directeur général, le cas échéant, aux termes de son règlement intérieur, en visant les opérations pour lesquelles son autorisation est requise, soit les décisions suivantes : - toute modification des principales orientations stratégiques de la Société et des autres entités « Core » ; - toute modification substantielle de l’activité du Groupe, ou d’une partie substantielle du Groupe ; - l’adoption ou la modification du business plan du Groupe ; - toute constitution d’une entité « Core » ; - toute opération de fusion de toute entité « Core », ou acquisition par toute entité « Core » d’une entité tierce quelconque qui, si elle avait été au sein du Groupe constituerait une entité « Core » ; - toute opération d’aliénation quelle qu’en soit la forme juridique, immédiate ou à terme, par une entité « Core » d’une autre entité « Core » ; - toute opération d’aliénation quelle qu’en soit la forme juridique, immédiate ou à terme, par une entité « Core » d’un actif stratégique (défini comme un actif nécessaire à l’exercice de son activité ou à la réalisation de son objet social) ; - l’adoption ou la modification du budget annuel du Groupe ; - l’adoption ou la modification du programme annuel d’investissement ; - l’adoption ou la modification du programme annuel d’acquisition foncière ; 256 16.4 - l’adoption ou la modification du programme annuel de garanties financières par toute entité « Core » au profit de toute autre entité « Core » ; - tout engagement de la Société ou d’une autre entité « Core », quelle qu’en soit la nature, ne figurant pas au budget annuel ou sortant du cadre normal de leurs affaires, ce qui sera présumé s’il excède, en une ou plusieurs fois, la somme d’un million d’euros (EUR 1.000.000) H.T. ; - toute opération d’investissement dans une entité « Portfolio » ne figurant pas au programme d’investissement annuel approuvé par le Conseil d’administration si elle excède, en une ou plusieurs fois, la somme de cinq millions d’euros (EUR 5.000.000) H.T. ; - toute opération d’acquisition par une entité « Core » de tout droit réel immobilier de quelque nature que ce soit ne figurant pas au programme annuel d’acquisition foncière approuvé par le Conseil d’administration si elle excède, en une ou plusieurs fois, la somme de trois millions d’euros (EUR 3.000.000) H.T. COMITÉS DU CONSEIL D’ADMINISTRATION Aux termes de l’article 16.4 des statuts que la Société a adopté sous condition suspensive de l’admission de ses actions aux négociations sur Euronext Paris, et de l’article 1.4 du règlement intérieur qu’il est envisagé de mettre en place avec effet à compter de l’admission effective des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris, le Conseil d’administration de la Société peut décider la création de comités chargés d’étudier les questions que lui-même ou son président soumet à leur examen. Dans ce cadre, il est envisagé que soient institués deux comités du Conseil d’administration de la Société : un comité d’audit et un comité des nominations et des rémunérations, dont la composition, les attributions et les règles de fonctionnement sont décrites ci-après. Ces comités seront mis en place au moment de l’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris. 16.4.1 Comité d’audit Le Conseil d’administration de la Société mettra en place un Comité d’audit. Les termes du règlement intérieur du comité d’audit qu’il est envisagé de mettre en place à compter de l’admission aux négociations des actions de la Société sur Euronext Paris sont les suivants. 16.4.1.1 Composition (article 2 du règlement intérieur du Comité d’audit) Le Comité d'audit est composé de 4 membres, désignés par le Conseil d’administration parmi ses membres et dont deux sont désignés parmi les membres indépendants du Conseil d’administration. La composition du Comité d'audit peut être modifiée par le Conseil d’administration agissant à la demande de son Président. En particulier, conformément aux dispositions légales applicables, les membres du Comité doivent disposer de compétences particulières en matière financière et/ou comptable. Tous les membres du Comité d’audit doivent bénéficier lors de leur nomination d’une information sur les spécificités comptables, financières et opérationnelles de la Société. La durée du mandat des membres du Comité d’audit coïncide avec celle de leur mandat de membre du Conseil d’administration. Il peut faire l'objet d'un renouvellement en même temps que ce dernier. 257 Le président du Comité d'audit est désigné par le Conseil d’administration sur proposition du Comité des nominations et rémunérations parmi les membres indépendants. Le Comité d’audit ne peut comprendre aucun dirigeant mandataire social. Le secrétariat des travaux du Comité est assuré par toute personne désignée par le Président du Comité ou en accord avec celui-ci. 16.4.1.2 Attributions (article 1 du règlement intérieur du Comité d’audit) La mission du Comité d’audit est d’assurer le suivi des questions relatives à l’élaboration et au contrôle des informations comptables et financières et de s’assurer de l’efficacité du dispositif de suivi des risques et de contrôle interne opérationnel, afin de faciliter l’exercice par le Conseil d’administration de ses missions de contrôle et de vérification en la matière. Dans ce cadre, le Comité d’audit exerce notamment les missions principales suivantes : (i) Suivi du processus d’élaboration de l’information financière Le Comité d’audit doit examiner, préalablement à leur présentation au Conseil d’administration, les comptes sociaux et consolidés, annuels ou semestriels, et s’assurer de la pertinence et de la permanence des méthodes comptables utilisées pour l’établissement de ces comptes. Le Comité se penchera, si besoin, sur les opérations importantes à l’occasion desquelles aurait pu se produire un conflit d’intérêts. Le Comité d’audit doit notamment examiner les provisions et leurs ajustements et toute situation pouvant générer un risque significatif pour le Groupe, ainsi que toute information financière ou tout rapport trimestriel, semestriel ou annuel sur la marche des affaires sociales, ou établi à l’occasion d’une opération spécifique (apport, fusion, opération de marché…). Dans la mesure du possible, cet examen devra avoir lieu au minimum deux (2) jours avant l’examen fait par le Conseil d’administration. L’examen des comptes devra être accompagné d’une présentation des Commissaires aux comptes indiquant les points essentiels des résultats et des options comptables retenues, ainsi que d’une présentation du directeur financier décrivant l’exposition aux risques et les engagements hors-bilan significatifs de la Société. (ii) Suivi de l’efficacité des systèmes de contrôle interne, d’audit interne et de gestion des risques relatifs à l’information financière et comptable Le Comité d’audit doit s’assurer de la pertinence, de la fiabilité et de la mise en œuvre des procédures de contrôle interne, d’identification, de couverture et de gestion des risques de la Société relatifs à ses activités et à l’information comptable et financière. Le Comité doit également examiner les risques et les engagements hors bilan significatifs de la Société et de ses filiales. Le Comité doit notamment entendre les responsables de l’audit interne et examiner régulièrement la cartographie des risques métiers. Le Comité doit en outre donner son avis sur l’organisation du service et être informé de son programme de travail. Il doit être destinataire des rapports d’audit internes ou d’une synthèse périodique de ces rapports. Le Comité veille à l’existence, à l’efficacité, au déploiement et à la mise en œuvre d’actions correctrices, en cas de faiblesses ou d’anomalies significatives, des systèmes de contrôle interne et de gestion des risques. 258 (iii) Suivi du contrôle légal des comptes sociaux et consolidés par les Commissaires aux comptes de la Société Le Comité d’audit doit s’informer et opérer un suivi auprès des Commissaires aux comptes de la Société (y compris hors de la présence des membres de la Direction générale), notamment de leur programme général de travail, des difficultés éventuelles rencontrées dans l’exercice de leur mission, des modifications qui leur paraissent devoir être apportées aux comptes de la Société ou aux autres documents comptables, des irrégularités, anomalies ou inexactitudes comptables qu’ils auraient relevées, des incertitudes et risques significatifs relatifs à l’élaboration et au traitement de l’information comptable et financière, et des faiblesses significatives du contrôle interne qu’ils auraient découvertes. Le Comité doit entendre régulièrement les Commissaires aux comptes, y compris hors la présence des dirigeants. Le Comité d’audit doit notamment entendre les Commissaires aux comptes lors des réunions du Comité traitant de l’examen du processus d’élaboration de l’information financière et de l’examen des comptes, afin qu’ils rendent compte de l’exécution de leur mission et des conclusions de leurs travaux. (iv) Suivi de l’indépendance des Commissaires aux comptes Le Comité doit piloter la procédure de sélection et de renouvellement des Commissaires aux comptes, et soumettre au Conseil d’administration le résultat de cette sélection. Lors de l’échéance des mandats des Commissaires aux comptes, la sélection ou le renouvellement des Commissaires aux comptes peuvent être précédés, sur proposition du Comité et sur décision du Conseil, d’un appel d’offres supervisé par le Comité d’audit, qui valide le cahier des charges et le choix des cabinets consultés. Afin de permettre au Comité de suivre, tout au long du mandat des Commissaires aux comptes, les règles d’indépendance et d’objectivité de ces derniers, le Comité d’audit doit notamment se faire communiquer chaque année : - la déclaration d’indépendance des Commissaires aux comptes ; - le montant des honoraires versés au réseau des Commissaires aux comptes par les sociétés contrôlées par la Société ou l’entité qui la contrôle au titre des prestations qui ne sont pas directement liées à la mission des Commissaires aux comptes ; et - une information sur les prestations accomplies au titre des diligences directement liées à la mission des Commissaires aux comptes. Le Comité doit en outre examiner avec les Commissaires aux comptes les risques pesant sur leur indépendance et les mesures de sauvegarde prises pour atténuer ces risques. Il doit notamment s’assurer que le montant des honoraires versés par la Société et le Groupe, ou la part qu’ils représentent dans le chiffre d’affaires des cabinets et des réseaux, ne sont pas de nature à porter atteinte à l’indépendance des Commissaires aux comptes. La mission de commissariat aux comptes doit être exclusive de toute autre diligence non liée au contrôle légal. Les Commissaires aux comptes sélectionnés devront renoncer pour euxmêmes et le réseau auquel ils appartiennent à toute activité de conseil (juridique, fiscal, informatique…) réalisée directement ou indirectement au profit de la Société qui l’a choisi ou de toute entité du Groupe. Toutefois, après approbation préalable du Comité d’audit, des travaux accessoires ou directement complémentaires au contrôle des comptes peuvent être réalisés, tels que des audits d’acquisition ou post acquisition, mais à l’exclusion des travaux d’évaluation et de conseil. 259 Le Comité rend compte régulièrement de l’exercice de ses missions au Conseil d’administration et l’informe sans délai de toute difficulté rencontrée. 16.4.1.3 Fonctionnement (article 3 du règlement intérieur du Comité d’audit) Le Comité d'audit peut valablement délibérer soit en cours de réunion, soit par téléphone ou visioconférence, dans les mêmes conditions que le Conseil, sur convocation de son Président ou du secrétaire du Comité, à condition que la moitié au moins des membres participent à ses travaux. Les convocations doivent comporter un ordre du jour et peuvent être transmises verbalement ou par tout autre moyen. Le Comité d'audit prend ses décisions à la majorité des membres participant à la réunion, chaque membre étant titulaire d’une voix. Le Comité d'audit se réunit autant que de besoin et, en tout état de cause, au moins deux fois par an à l’occasion de la préparation des comptes annuels et des comptes semestriels. Les réunions se tiennent avant la réunion du Conseil d’administration et, dans la mesure du possible, au moins deux jours avant cette réunion lorsque l’ordre du jour du Comité d’audit porte sur l’examen des comptes semestriels et annuels préalablement à leur examen par le Conseil d’administration. 16.4.2 Comité des nominations et des rémunérations Le Conseil d’administration de la Société mettra en place un nouveau comité des nominations et des rémunérations, se substituant au comité ad hoc du Conseil qui s’est prononcé, par le passé, sur les rémunérations des trois principaux dirigeants du Groupe, à savoir Thierry Lepercq, Stéphane Jallat et Amaury Korniloff. Ce comité ad hoc est composé de trois membres désignés par le Conseil d’administration, assisté du secrétaire général de la Société. Il comprend au moins deux administrateurs. Il a pour attributions essentielles d’assister le Conseil d’administration dans sa tâche de déterminer l’ensemble des rémunérations et avantages des mandataires sociaux et la supervision de la politique de rémunération des principaux dirigeants du Groupe. A la date d’enregistrement du présent document de base, le Comité ad hoc est composé de Monsieur Olivier Dupont, représentant permanent de Demeter Partners, Monsieur Jean-Marc Bailly, représentant permanent de Aster Capital Partners SAS, Jean-Michel Barbier, représentant permanant de Techfund Europe Management et Olivier de Malleray, représentant permanent de la MACIF. Les termes du règlement intérieur du comité des nominations et des rémunérations qu’il est envisagé de mettre en place à compter de l’admission aux négociations des actions de la Société sur Euronext Paris sont les suivants. 16.4.2.1 Composition (article 2 du règlement intérieur du Comité des nominations et des rémunérations) Le Comité des nominations et des rémunérations est composé de 4 membres, désignés par le Conseil d’administration parmi ses membres et dont deux sont des membres indépendants du Conseil d’administration. Les membres du Comité des nominations et des rémunérations sont désignés en considération notamment de leur indépendance et de leur compétence en matière de sélection ou de rémunération des dirigeants mandataires sociaux de sociétés cotées. Le Comité des nominations et des rémunérations ne peut comprendre aucun dirigeant mandataire social. 260 La composition du Comité peut être modifiée par le Conseil d’administration agissant à la demande de son Président. La durée du mandat des membres du Comité coïncide avec celle de leur mandat de membre du Conseil d’administration. Il peut faire l’objet d'un renouvellement en même temps que ce dernier. Le Président du Comité des nominations et des rémunérations est désigné parmi les membres indépendants par le Conseil d’administration. Le secrétariat des travaux du Comité est assuré par toute personne désignée par le Président du Comité ou en accord avec celui-ci. 16.4.2.2 Attributions (article 1er du règlement intérieur du Comité des nominations et des rémunérations) Le Comité des nominations et des rémunérations est un comité spécialisé du Conseil d’administration dont la mission principale est d’assister celui-ci dans la composition des instances dirigeantes de la Société et du Groupe et dans la détermination et l’appréciation régulière de l’ensemble des rémunérations et avantages des dirigeants mandataires sociaux ou cadres dirigeants du Groupe, en ce compris tous avantages différés et/ou indemnités de départ volontaire ou forcé du Groupe. Dans ce cadre, il exerce notamment les missions suivantes : (i) Propositions de nomination des membres du Conseil d’administration, de la Direction générale et des Comités du Conseil Le Comité des nominations et des rémunérations a notamment pour mission de faire des propositions au Conseil d’administration en vue de la nomination des membres du Conseil d’administration (par l’assemblée générale ou par cooptation) et des membres de la Direction générale, ainsi que des membres et du Président de chacun des autres comités du Conseil d’administration et du Comité exécutif de la Société. À cet effet, il adresse des propositions motivées au Conseil d’administration. Celles-ci sont guidées par l’intérêt des actionnaires et de la Société. D’une manière générale, le Comité doit s’efforcer de refléter une diversité d’expériences et de points de vue, tout en assurant un niveau élevé de compétence, de crédibilité interne et externe et de stabilité des organes sociaux de la Société. Par ailleurs, il établit et tient à jour un plan de succession des membres du Conseil d’administration et de la Direction générale ainsi que des membres du Comité exécutif pour être en situation de proposer rapidement au Conseil d’administration des solutions de succession notamment en cas de vacance imprévisible. S’agissant spécialement de la nomination des membres du Conseil d’administration, le Comité prend notamment en compte les critères suivants : (i) l’équilibre souhaitable de la composition du Conseil d’administration au vu de la composition et de l’évolution de l’actionnariat de la Société, (ii) le nombre souhaitable de membres indépendants, (iii) la proportion d’hommes et de femmes requise par la réglementation en vigueur, (iv) l’opportunité de renouvellement des mandats et (v) l’intégrité, la compétence, l’expérience et l’indépendance de chaque candidat. Le Comité des nominations et des rémunérations doit également organiser une procédure destinée à sélectionner les futurs membres indépendants et réaliser ses propres études sur les candidats potentiels avant qu’aucune démarche ne soit faite auprès de ces derniers. 261 Lorsqu’il émet ses recommandations, le Comité des nominations et des rémunérations doit tendre à ce que les membres indépendants du Conseil d’administration et des Comités spécialisés du Conseil dont notamment le Comité d’audit et le Comité des nominations et des rémunérations comportent au minimum le nombre de membres indépendants requis par les principes de gouvernance auxquels la Société se réfère et par le règlement intérieur du Conseil d’administration de la Société. (ii) Evaluation annuelle de l’indépendance des membres du Conseil d’administration Le Comité des nominations et des rémunérations examine chaque année, avant la publication du rapport annuel de la Société, la situation de chaque membre du Conseil d’administration au regard des critères d’indépendance adoptés par la Société, et soumet ses avis au Conseil en vue de l’examen, par ce dernier, de la situation de chaque intéressé au regard de ces critères. (iii) Examen et proposition au Conseil d’administration concernant l’ensemble des éléments et conditions de la rémunération des principaux dirigeants du Groupe Le Comité établit des propositions qui comprennent la rémunération fixe et variable, mais également, le cas échéant, les options de souscription ou d’achat d’actions, les attributions d’actions de performance et plus généralement tous les plans d’intéressement mis en place au sein du Groupe, les régimes de retraite et de prévoyance, les indemnités de départ, les avantages en nature ou particuliers et tout autre éventuel élément de rémunération directe ou indirecte (y compris à long terme) pouvant constituer la rémunération des membres de la Direction générale et du Comité exécutif. Le Comité est informé des mêmes éléments de la rémunération des principaux cadres dirigeants du Groupe et des politiques mises en œuvre à ce titre au sein du Groupe et statue sur la politique de rémunération des principaux cadres dirigeants au sein du Groupe. Dans le cadre de l’élaboration de ses propositions et travaux, le Comité prend en compte les pratiques de place en matière de gouvernement d’entreprise auxquelles la Société adhère et notamment les principes suivants : (a) Le montant de la rémunération globale des membres de la Direction générale et du Comité exécutif soumis au vote du Conseil d’administration tient compte de l’intérêt général de l’entreprise, des pratiques de marché et des performances des membres de la Direction générale et du Comité exécutif. (b) Chacun des éléments de la rémunération des membres de la Direction générale et du Comité exécutif est clairement motivé et correspond à l’intérêt général de l’entreprise. Le caractère approprié de la rémunération proposée doit être apprécié dans l’environnement du métier de la Société et par référence aux pratiques du marché français et aux pratiques internationales. (c) La rémunération des membres de la Direction générale et du Comité exécutif doit être déterminée avec équité et en cohérence avec celle des autres cadres dirigeants du Groupe, compte tenu notamment de leurs responsabilités, compétences et contribution personnelles respectives aux performances et au développement du Groupe. (d) Le Comité propose des critères de définition de la partie variable de la rémunération des membres de la Direction générale et du Comité exécutif, qui doivent être cohérents avec l’évaluation faite annuellement des performances des membres de la Direction générale et du Comité exécutif et avec la stratégie du Groupe. Les critères de performance utilisés pour déterminer la partie variable de la rémunération des membres de la Direction générale et du Comité exécutif, qu’il s’agisse d’une rémunération par bonus ou attribution 262 d’options de souscription ou d’achat d’actions ou d’actions de performance, doivent être simples à établir et à expliquer, traduire de façon satisfaisante l’objectif de performance et de développement économique du Groupe au moins à moyen terme, permettre la transparence à l’égard des actionnaires dans le rapport annuel et lors des assemblées générales et correspondre aux objectifs de l’entreprise ainsi qu’aux pratiques normales de la Société en matière de rémunération de ses dirigeants. (e) Le Comité suit l’évolution des parties fixe et variable de la rémunération des membres de la Direction générale et du Comité exécutif sur plusieurs années au regard des performances du Groupe. (f) S’il y a lieu, s’agissant spécialement des attributions d’options de souscription ou d’achat d’actions ou d’actions de performance, ou plus généralement de tous les plans d’intéressement mis en place au sein du Groupe, le Comité veille à ce que ceux-ci soient motivés par un objectif de renforcement de la convergence dans la durée des intérêts des bénéficiaires et de la Société. Tout membre de la Direction générale et du Comité exécutif devra prendre l’engagement de ne pas recourir à des opérations de couverture de son risque au titre desdites options ou actions de performance. (g) La même méthodologie s’applique pour ce qui est de l’appréciation des rémunérations et avantages des principaux dirigeants non mandataires sociaux du Groupe et, plus généralement, des politiques mises en œuvre à cet égard. (h) Dans toutes les matières ci-dessus, le Comité peut formuler, d’initiative ou sur demande du Conseil d’administration ou de la Direction générale, toute proposition ou recommandation. (iv) Examen et proposition au Conseil d’administration concernant la méthode de répartition des jetons de présence Le Comité propose au Conseil d’administration le montant de l’enveloppe globale des jetons de présence qui sera soumis à l’approbation de l’assemblée générale ainsi que la répartition des jetons de présence et les montants individuels des versements à effectuer à ce titre aux membres du Conseil d’administration et aux censeurs, en tenant compte notamment de leur participation effective au Conseil et dans les Comités qui le composent, des responsabilités qu’ils encourent et du temps qu’ils doivent consacrer à leurs fonctions. Le Comité formule également une proposition sur la rémunération allouée au Président du Conseil d’administration de la Société. (v) Missions exceptionnelles Le Comité est consulté pour recommandation au Conseil d’administration sur toutes rémunérations exceptionnelles afférentes à des missions exceptionnelles qui seraient confiées, le cas échéant, par le Conseil d’administration à certains de ses membres. 16.4.2.3 Fonctionnement (article 3 du règlement intérieur du Comité des nominations et des rémunérations) Le Comité des nominations et des rémunérations peut valablement délibérer soit en cours de réunion, soit par téléphone ou visioconférence, dans les mêmes conditions que le Conseil, sur convocation de son Président ou du secrétaire du Comité, à condition que la moitié au moins des membres participent à ses travaux. Les convocations doivent comporter un ordre du jour et peuvent être transmises verbalement ou par tout autre moyen. 263 Le Comité des nominations et des rémunérations prend ses décisions à la majorité des membres participant à la réunion, chaque membre étant titulaire d’une voix. Le Comité des nominations et des rémunérations se réunit autant que de besoin et, en tout état de cause, au moins une fois par an, préalablement à la réunion du Conseil d’administration se prononçant sur la situation des membres du Conseil d’administration au regard des critères d’indépendance adoptés par la Société et, en tout état de cause, préalablement à toute réunion du Conseil d’administration se prononçant sur la fixation de la rémunération des membres de la Direction générale ou sur la répartition des jetons de présence. 16.5 COMITÉ EXÉCUTIF Le Groupe a décidé de se doter à compter du 1er janvier 2015 d’un Comité exécutif. Celui-ci est un organe de concertation et de coordination des activités du Groupe. Il est composé de Messieurs Thierry Lepercq, Stéphane Jallat, et Amaury Korniloff. Au sein du Comité exécutif, Monsieur Thierry Lepercq, Executive Chairman, est plus particulièrement en charge de : - Conseiller le Comité exécutif sur la stratégie ; Conseiller le Comité exécutif sur les innovations à apporter au modèle d’affaires ; Soutenir et motiver les équipes de management, développement et finance au niveau global ; Superviser et assurer la gouvernance financière du Groupe ; Participer à la validation politique et stratégique des opportunités d’investissement ; Initier, entretenir et développer les relations institutionnelles du Groupe avec les investisseurs, prêteurs et analystes ; Initier et superviser les levée de fonds corporate et projets ; Assurer la communication institutionnelle et protocolaire, les relations media, les interventions publiques et les affaires publiques. Au sein du Comité exécutif, Stéphane Jallat, Group Managing Director, est plus particulièrement en charge de : - Conseiller le Comité exécutif sur la structuration et pilotage de la croissance internationale du Groupe ; Conseiller le Comité exécutif sur la structuration et coordination des fonctions supports aux projets ; Participer à la validation opérationnelle des opportunités d’investissement ; Gérer l’ensemble des risques d’exécution opérationnelle ; Conseiller le Comité exécutif sur les opportunités d’amélioration continue des processus et le lean management de l’organisation du Groupe ; Conseiller le Comité exécutif sur le développement des nouveaux modèles d’affaires et l’innovation technique et opérationnelle ; Au sein du Comité exécutif, Amaury Korniloff, Deputy Group Managing Director, est plus particulièrement en charge de : - Piloter le développement des affaires et la croissance du chiffre d’affaires ; Participer à la validation commerciale des opportunités d’investissement ; Piloter les projets en développement ; Piloter le marketing et les ventes ; 264 16.6 Piloter l’innovation globale ; Assurer la communication commerciale. DÉCLARATION RELATIVE AU GOUVERNEMENT D’ENTREPRISE Au regard de sa taille et du niveau de capitalisation boursière envisagée, la Société entend désigner le Code Middlenext pour les valeurs moyennes et petites (le « Code Middlenext ») comme étant son code de référence. La Société entend se conformer à l’ensemble des dispositions du Code Middlenext, au plus tard lors de la réalisation de l’introduction en bourse, et tenir compte des points de vigilance de ce Code. 16.7 CONTRÔLE INTERNE Pour une information détaillée sur les dispositifs de gestion des risques mis en place par le Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la Section 4.4 « Assurances et gestion des risques » du présent document de base. Dans la mesure où, à la date d’enregistrement du présent document de base, aucun titre financier de la Société n’est admis aux négociations sur un marché réglementé, le Président du Conseil d’administration n’est pas tenu de préparer le rapport prévu par l’article L. 225-37 du Code de commerce sur la composition du Conseil et l’application du principe de représentation équilibrée des femmes et des hommes en son sein, les conditions de préparation et d’organisation des travaux du Conseil d’administration, ainsi que les procédures de contrôle interne et de gestion des risques mises en place par le Groupe. Au titre de l’exercice qui sera clos le 31 mars 2015 et des exercices suivants, et pour autant que les actions de la Société soient admises aux négociations sur Euronext Paris, le Président du Conseil d’administration de la Société sera tenu d’établir ce rapport conformément aux dispositions de l’article L. 225-37 du Code de commerce ainsi qu’un rapport sur la responsabilité sociale, sociétale et environnementale du Groupe conformément aux dispositions légales et réglementaires applicables et notamment les articles L. 225-100 et suivants du Code de commerce. 265 17. SALARIÉS 17.1 GESTION DES RESSOURCES HUMAINES 17.1.1 Évolution des effectifs Au 31 décembre 2014, l’effectif du Groupe était de 203 salariés, dont 87 en France, qui constituent le « corporate center » du Groupe, en charge de la stratégie, du business development, des finances et des achats, ainsi que des activités opérationnelles dédiées au marché français, et 116 salariés à l’international. Sur les 116 salariés à l’international, 69 sont employés par la société Solairedirect Technologies (usine) et 47 par les différentes filiales internationales. Les missions de ces derniers sont orientées vers le support au développement international (l’identification des opportunités et la gestion des intérêts) et le support aux projets (opérations, maintenance, développement et financement). L’effectif du Groupe se répartit comme suit entre la Société et ses différentes filiales internationales aux 31 décembre 2011, 31 mars 2013, 31 mars 2014 et 31 décembre 2014 : Entités juridiques Solairedirect (France) Solairedirect Technologies Solairedirect Southern Africa Solairedirect Chile Solairedirect Energy India Solairedirect Thailand Solairedirect USA Solairedirect Mexico (1) Total 31/12/2011 31/03/2013 31/03/2014 31/12/2014 181 170 151 87 72 61 58 69 9 14 11 10 2 3 5 7 5 8 9 22 1 3 3 5 - - - 2 - - - 1 270 259 237 203 ______________________ (1) En cours de constitution 266 De 219 salariés au 31 décembre 2010, l’effectif de la Société en France a ensuite évolué de la façon suivante aux 31 décembre 2011, 31 mars 2013, 31 mars 2014 et 31 décembre 2014 : Marchés toitures (résidentielle et professionnelle) Développement des parcs solaires Exploitation des parcs mis en service Activités Corporate Développement international Total 31/12/2011 31/03/2013 31/03/2014 31/12/2014 41 20 - - 57 51 52 17 7 11 4 77 6 83 9 86 2 42 24 181 170 151 87 Les variations significatives des effectifs entre les exercices clos le 31 décembre 2010 et le 31 décembre 2011, en premier lieu, et entre l’exercice clos le 31 mars 2013 et l’effectif constaté le 31 décembre 2014, en second lieu, sont la conséquence de la mise en œuvre de deux plans de réduction des effectifs au cours de ces années : - En 2011, les modifications réglementaires en France ont conduit à la forte baisse des tarifs d’achat obligatoires de l’électricité photovoltaïque et à l’abandon de la commercialisation directe auprès de la clientèle marché de la toiture (résidentielle et professionnelle), engendrant ainsi la suppression de 56 postes dans le cadre d’un plan de départs volontaires ; - En 2014, pour faire face au ralentissement du marché français et aux changements réglementaires intervenus sur le marché français de l’industrie photovoltaïque (diminution des tarifs d’achat obligatoires et instauration d’un marché reposant sur un système d’appel d’offres notamment), la Société a revu à la baisse sa structure de coûts afin de préserver sa compétitivité au travers d’un plan de sauvegarde de l’emploi visant la suppression de 70 postes, dont la mise en œuvre est achevée à la date d’enregistrement du présent document de base. Pour des informations sur les contentieux portant sur les plans de réduction des effectifs, se reporter à la Section 20.6.2 « Contentieux prud’homaux » du présent document de base. En fonction des nécessités liées à son activité, la Société a recours à, au maximum, une dizaine de salariés intérimaires par an. S’agissant du recours à l’intérim au sein des filiales, il est également extrêmement limité, sauf au sein de la société Solairedirect Technologies. En effet, l’usine de fabrication de panneaux solaires tire parti d’un système local de travail temporaire qui lui permet d’ajuster son effectif en fonction des impératifs de production. Au cours de l’année civile 2014, elle a ainsi eu recours à 83 intérimaires (contre 94 intérimaires en 2013). La Société ne compte aucun expatrié, les filiales du Groupe employant des compétences au niveau local. Seul deux français salariés de la Société sont détachés temporairement au sein de l’usine en Afrique du Sud pour intervenir notamment sur les sujets liés à la mise en œuvre des processus qualité et à l’amélioration continue. Par ailleurs, deux salariés de la Société sont affectés au marché américain et un salarié est affecté au marché de la zone Moyen-Orient et l’Afrique. 267 Répartition des effectifs de la Société basés en France Initialement, l’activité de la Société était organisée autour de trois marchés : le marché de la toiture « résidentielle », le marché de la toiture « professionnelle » et le marché des installations au sol de grande envergure. A compter de l’année 2009, la Société a entamé son développement à l’international en opérant via des filiales dans chaque pays d’implantation. Les marchés de la toiture « résidentielle » et de la toiture « professionnelle » ont progressivement été abandonnés en 2011 et 2012 en raison des modifications réglementaires et notamment des baisses successives des tarifs d’achat obligatoires de l’énergie photovoltaïque qui ont conduit à un effondrement de la demande d’installation de panneaux solaires par les particuliers et les professionnels. L’activité de la Société est aujourd’hui recentrée sur le seul marché des parcs solaires au sol, tant en France qu’à l’international, à l’exception, toutefois, d’éventuels projets d’installations sur toitures de grande taille (>1MW) pour lesquels le Groupe se réserve le droit de postuler à l’avenir à travers des appels d’offres. (Pour plus d’informations, se reporter au Chapitre 9 « Examen de la situation financière et du résultat », Section 9.1 « Présentation générale » du présent document de base.) A l’issue du plan de sauvegarde de l’emploi finalisé en mai 2014, l’activité de la Société est structurée de la façon suivante à la date du présent document de base : - - 22 salariés sont dédiés au marché français ; 58 salariés ont vocation à apporter une expertise support (juridique, financier, EPC engineering, procurement, construction - et O&M – opérations et maintenance) à l’ensemble des marchés sur lesquels l’entreprise est présente (France, Afrique du Sud, Inde, Chili, Asie du sud-est, Etats-Unis), ainsi que sur les marchés en devenir ; six salariés assurent des fonctions de support non opérationnelles ; Un salarié est rattaché à la Direction générale. Répartition des salariés de la Société basés en France et dédiés au marché français Les 22 salariés basés en France et dédiés au marché français sont organisés comme suit : La majeure partie des équipes affectées à l’activité en France opère au sein d’une direction dédiée dont les missions sont de racheter des projets (acquisition), de piloter les réponses aux appels d’offres et de réaliser les négociations commerciales jusqu’à la finalisation des transactions, ainsi que d’assurer le pilotage de la réalisation des projets en France (17 salariés). La gestion des actifs déjà existants est assurée par un salarié. La maintenance des ouvrages situés en France est assurée par une équipe opérations et maintenance (quatre salariés). Répartition des salariés de la Société basés en France et dédiés aux marchés internationaux Les 58 salariés basés en France et dédiés au support des différentes filiales sont organisés comme suit : 268 La Direction business development (sept salariés) assure le développement de nouveaux business models, de nouvelles offres, l’ouverture de nouveaux marchés et soutient, dans ce cadre, les business développeurs des différentes zones géographiques sur lesquelles l’entreprise est présente. La Direction financière et juridique (22 salariés) participe à la structuration financière des projets et assure le contrôle de gestion. Elle dispose d’une équipe spécialisée dans les financements structurés ayant des compétences en modélisation financière, en montages juridiques et fiscaux. Cette équipe mène de front des processus de levées de fonds auprès de partenaires capitalistiques et de bailleurs de fonds et la conduite d’un audit complet des projets en matière juridique, technique, fiscale et d’assurances. Elle supervise également le pilotage des conseils locaux qui assistent chaque filiale dans l’ingénierie juridique et financière des projets qu’elles développent ou qu’elles acquièrent. La Direction technique (19 salariés) a pour mission principale de formaliser les méthodes, outils et process techniques afin d’assurer une industrialisation des processus métier EPC (engineering, procurement, construction) et de standardiser les designs techniques de base afin d’uniformiser les installations du Groupe. La Direction industrielle (10 salariés) définit la stratégie d’achats du Groupe (recherche et sélection des meilleurs fournisseurs par zone et réflexion stratégique sur le développement de produits spécifiques), pilote les prestataires de services généraux, pilote et gère la logistique internationale. Elle assure également l’identification et la prévention des risques liés à la sécurité et aux environnements locaux, aux fins de prise en compte dans la gestion de projet. Elle a, enfin, la charge du pilotage de l’amélioration continue et de l’infrastructure IT. L’ensemble de ces équipes dédiées à la France et à l’international bénéficient des fonctions de support de la société : Ressources Humaines (quatre salariés), assistanat de direction (deux salariés). Enfin, un salarié est rattaché à la Direction générale de la Société. Le graphique ci-dessous résume la répartition des salariés par activités au sein de la Société en France : Nombre de salariés 1 10 Direction générale 2 4 Assistanat de direction Gestion des ressources humaines 17 19 Direction projets France 1 4 Gestion d'actifs France Opérations et maintenance France 7 22 Direction business développement 269 Répartition des effectifs par type de contrat La part de contrats de travail à durée indéterminée est très importante au sein de la Société aux 31 décembre 2011, 31 mars 2013, 31 mars 2014 et 31 décembre 2014 : 31/12/2011 31/03/2013 31/03/2014 31/12/2014 176 4 1 181 163 3 4 170 150 1 151 86 1 87 CDI CDD Stagiaires et apprentis Total Les emplois sous forme de contrat de travail à durée indéterminée représentent la quasitotalité de l’effectif. Le recours au contrat de travail à durée déterminée a constitué l’exception au cours des dernières années. Il en est de même au sein des filiales internationales où le recours aux contrats de travail à durée déterminée reste l’exception. Répartition des effectifs par tranche d’âge Le tableau ci-dessous présente l’évolution de la pyramide des âges au sein de la Société aux 31 décembre 2011, 31 mars 2013, 31 mars 2014 et 31 décembre 2014 : Pyramide des âges 31/12/2011 31/03/2013 31/03/2014 31/12/2014 – de 25 5 (2,8%) 6 (3,5%) 2 (1,3%) 0 (0%) 25 – 29 43 (23,8%) 34 (20%) 23 (15,2%) 12 (13,8%) 30 – 39 82 (45,3%) 85 (50%) 72 (47,7%) 41 (47,2%) 40 – 49 45 (24,8%) 37 (21,8%) 46 (30,5%) 31 (35,6%) 50 ans et plus 6 (3,3%) 8 (4,7%) 8 (5,3%) 3 (3,4%) Total 181 170 151 87 Entre le 31 décembre 2011 et le 31 décembre 2014, la moyenne d’âge de l’effectif s’est légèrement accrue, passant de 35 ans et 4 mois à 37 ans et 5 mois. La pyramide des âges est équilibrée entre les populations masculines et féminines. Embauches Compte tenu du caractère faiblement prévisible du marché photovoltaïque au regard des évolutions réglementaires, la Société a opté pour une organisation flexible et adaptable aux évolutions imprévisibles du marché, à la hausse comme à la baisse, reposant sur de la sous-traitance ou des partenariats, tout en conservant en interne la maîtrise des compétences clés afin de piloter efficacement ces partenaires externes. En conséquence, il n’est pas envisagé d’embauches importantes à moyen terme au sein de la Société. De la même façon, un type d’organisation identique étant appliqué pour les filiales à l’international, le niveau d’embauche devrait donc rester également limité dans ce cadre dans les années à venir. 270 Information relative aux plans de réduction des effectifs et de sauvegarde d’emploi Au début de l’année 2014, pour faire face aux changements réglementaires intervenus sur le marché français de l’industrie photovoltaïque (diminution des tarifs d’achat obligatoires et instauration d’un marché reposant sur un système d’appel d’offres notamment) et au ralentissement du marché français qui ont entraîné un effondrement de son chiffre d’affaires de plus de 40%, la Société a décidé de mettre en œuvre un plan de sauvegarde de l’emploi impliquant la suppression de 70 postes en France. Les 70 suppressions de postes ont eu pour objet de redimensionner les effectifs de la Société en fonction des perspectives de développement de projets photovoltaïques en France alors qu’avant le plan de sauvegarde de l’emploi, les effectifs de la société étaient établis pour intervenir dans le développement de projets de l’ordre de 400 MW par an. A la date d’enregistrement du présent document de base, tous les licenciements ont été prononcés, à l’exception de ceux concernant les salariés protégés, pour lesquels la procédure est toujours en cours. Le coût du plan, d’un montant de 3,3 millions d’euros, a été intégralement provisionné au 31 mars 2014. Pour des informations sur les contentieux portant sur le plan de sauvegarde de l’emploi 2014, se reporter à la Section 20.6.2 « Contentieux prud’homaux » du présent document de base. Information relative à l’absentéisme Au titre de l’année civile 2014, le nombre de jours d’absence, toutes causes confondues, s’est élevé à 1 464 jours au sein de la Société, soit un taux moyen d’absentéisme de 3%, et à 2 354 jours en incluant les filiales internationales, soit un taux moyen d’absentéisme de 2,70%. 17.1.2 Politique de ressources humaines Politique de rémunération Pour l’ensemble du Groupe, la rémunération brute s’est élevée à 17,5 millions d’euros au cours de l’année civile 2012 et à 16,5 millions d’euros au cours de l’année civile 2013. Au cours de l’année civile 2014, la rémunération brute versée par le Groupe s’est élevée à 11 millions d’euros. Pour l’exercice clos le 31 mars 2014, la rémunération brute (hors cotisations patronales de sécurité sociale) versée par la Société est ressortie à 10,3 millions d’euros contre 13,7 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 mars 2013) et 11 millions d’euros pour l’exercice clos le 31 décembre 2011. A l’issue du plan de sauvegarde de l’emploi, le montant de la rémunération brute (hors cotisations patronales de sécurité sociale) pour une année pleine est estimé à environ 7 millions d’euros. La rémunération de la quasi-totalité des salariés de la Société est composée d’une partie fixe et d’une partie variable. La partie variable, qui peut représenter de 10 à 25% de la rémunération fixe, est déterminée en fonction d’objectifs annuels. Ces objectifs annuels se décomposent en : 271 - un objectif collectif, qui contribue à 20% du montant de la rémunération variable, constitué par un indicateur économique concernant le Groupe (le chiffre d’affaires s’agissant de l’exercice clos le 31 mars 2014 ou la marge s’agissant de l’exercice qui sera clos le 31 mars 2015) ; - des objectifs individuels, qui contribuent au montant de la rémunération variable pour les 80% restant, fixés lors des entretiens annuels. Egalité professionnelle La Société a pris des engagements en termes d’égalité homme/femme dans un accord établi en 2011 pour une durée déterminée de trois ans, qui vient à échéance le 31 mai 2015. Au 31 décembre 2011, les femmes représentaient 30% de l’effectif. Dans le cadre de cet accord, outre la mise en œuvre effective des principes d’égalité professionnelle et d’égalité salariale, la Société s’est engagée, dans le cadre de ses recrutements, à porter le taux d’embauche des femmes au minimum à 35% au 31 mai 2015. Cet engagement fait l’objet d’un suivi régulier avec les représentants du personnel. Lors de la dernière réunion de suivi, il a été constaté qu’au cours des années 2012 et 2013, les proportions de femmes et d’hommes dans le recrutement s’étaient très sensiblement rapprochées pour atteindre les taux de, respectivement, 45 et 55%. Au 30 septembre 2014, les femmes représentaient 28% de l’effectif. Relations sociales Au sein de la Société, la représentation du personnel est assurée par une Délégation Unique du personnel et un Comité d’Hygiène et de Sécurité et des Conditions de Travail. La Délégation Unique du personnel se compose comme suit : - Collège cadres : cinq membres titulaires et de trois membres suppléants ; Collège agents de maîtrise : un membre titulaire et un membre suppléant ; Collège employés : carence de candidats. Les dernières élections ont eu lieu en 2013 pour un mandat de trois années. Le Comité d’Hygiène et de Sécurité est composé de trois membres. La représentation syndicale au sein de la Société est constituée d’un représentant de section syndicale (désigné par la CFTC). S’agissant de ses filiales, le Groupe se conforme aux obligations légales locales en matière de représentation du personnel et de représentation syndicale qui n’exigent pas, de façon générale ou soit au regard du faible effectif de ces sociétés, la mise en place d’une telle représentation. Le Groupe considère dans l’ensemble avoir des relations sociales très satisfaisantes avec ses salariés. Il n’a jamais connu de conflit social ou de grève. Formation La création relativement récente de la Société conjuguée à la faible moyenne d’âge des salariés (36 ans et 7 mois au 31 mars 2014) induisent de faibles besoins en termes d’ajustements de compétences. 272 En 2014, 41 salariés ont suivi des formations pour un nombre total de jours de formation égal à 95,5 jours, dont 7 salariés qui ont assisté à plusieurs formations. Le nombre moyen de jours de formation par salarié est de 2,3 jours, contre 2,2 jours en 2013. Outre ces formations externes, tous les salariés bénéficient systématiquement à leur arrivée au sein de la Société d’une session d’intégration organisée sous forme de formation interne (non comprise dans les chiffres ci-dessus). La répartition des formations par genre s’établit à 32% en faveur des femmes et 68% en faveur des hommes en 2014. En 2014, les formations ont concerné les domaines de compétence suivants : Nombre de journées de formation par domaine de compétence 24 21.5 Communication Langues Technique / Métier Qualité, sécurité, environnement 24 26 Pour l’année 2015, les axes du plan de formation sont les suivants : 17.2 le pilotage et la gestion de projet dans la perspective de l’accroissement de l’externalisation ; les langues et notamment l’anglais compte tenu des efforts de développement à l’international ; les formations techniques en vue du maintien et de l’amélioration des compétences professionnelles ; et le développement personnel. PARTICIPATIONS ET OPTIONS DE SOUSCRIPTION OU D’ACHAT D’ACTIONS DÉTENUES PAR LES DIRIGEANTS ET CERTAINS SALARIÉS DU GROUPE Pour plus d’informations sur les participations et options de souscription ou d’achat d’actions détenues par les membres du Conseil d’administration et de la Direction générale de la Société ainsi que par certains salariés du Groupe, se reporter à la Section 15.1 « Rémunérations et avantages versés aux dirigeants et mandataires sociaux » et Section 21.1 « Capital social » du présent document de base. 273 17.3 ACCORDS DE PARTICIPATION ET D’INTÉRESSEMENT Accord de participation La mise en place d’un accord de participation est obligatoire dans les entreprises de 50 salariés et plus qui dégagent un bénéfice fiscal supérieur à la rémunération de 5% des capitaux propres en application de l’article L. 3322-2 du Code du travail. A ce titre, un accord de participation a été conclu entre la Société et la Délégation Unique du personnel en 2010. Il concerne l’ensemble des salariés de la Société ayant plus de trois mois d’ancienneté. Il s’est appliqué pour la première fois au titre de l’exercice 2010. La méthode de calcul de la réserve de participation prévue dans l’accord de participation est celle prévue par le Code du travail ; en tout état de cause, le montant de la réserve spéciale de participation ne peut excéder la moitié du bénéfice net fiscal de l’exercice considéré. Au titre de l’exercice 2013/2014, le montant de la réserve de participation s’est élevé à 354 2 359 euros , contre 22 472 euros au titre de l’exercice 2012/2013. Plan d’épargne d’entreprise et plans assimilés La mise en place d’un plan d’épargne est obligatoire dans les sociétés ayant mis en place un accord de participation en application de l’article L. 3332-2 du Code du travail. Un plan d’épargne d’entreprise ou de groupe est un système d’épargne collectif offrant aux salariés des entreprises adhérentes la faculté de se constituer, avec l’aide de leur employeur, un portefeuille de valeurs mobilières. Il peut notamment recevoir les sommes issues d’un accord de participation ou d’intéressement, ainsi que des versements volontaires. Les sommes investies dans un plan d’épargne d’entreprise sont indisponibles pendant au moins cinq ans, sauf cas de déblocage anticipé prévus par la loi. En décembre 2010, la Société a mis en place un plan d’épargne d’entreprise (PEE). Ce dispositif est composé de six supports d’investissement (FCPE) gérés par Natixis Asset Management. Conformément à l’article L. 3332-25 du Code du travail, l’épargnant a la possibilité de liquider les avoirs disponibles sur le plan afin de lever des options sur titre attribuées dans les conditions prévues aux articles L. 225-177 ou L. 225-179 du Code de commerce. Les actions ainsi souscrites ou achetées par l’épargnant sont alors versées dans le plan d’épargne et ne sont disponibles qu’à l’expiration d’un délai de 5 ans à compter de ce versement. Accord d’intéressement L’intéressement est un dispositif facultatif dont l’objet est de permettre à l’entreprise d’associer, au moyen d’une formule de calcul présentant un caractère aléatoire, les salariés de manière collective aux résultats ou performances de l’entreprise par le versement de primes immédiatement disponibles en application de l’article L. 3312-1 du Code du travail. A la date d’enregistrement du présent document de base, aucun accord d’intéressement n’a été mis en place. 2 Ce montant est la conséquence d’un redressement fiscal et se rapporte en réalité à l’exercice 2011. 274 18. ACTIONNAIRES 18.1 ACTIONNARIAT 18.1.1 Principaux actionnaires Les actionnaires détenant une participation représentant plus de 5% du capital et des droits de vote de la Société sont Demeter, Techfund SEL, SEV 1, Vernier Participation, FIP 123 Expansion II et Monsieur Thierry Lepercq. FCPR Demeter est un fonds commun de placement à risques. Sa société de gestion est Demeter Partners, une société anonyme à directoire et conseil de surveillance ayant son siège social au 7 rue de la Boétie, 75008, Paris, immatriculée au registre du commerce et des sociétés de Paris sous le n° 483 279 923. Demeter Partners est un acteur majeur du capital investissement européen dans les secteurs des éco-industries et des éco-énergies et prend des participations dans des sociétés principalement au stade « capital développement », pour accompagner le développement des entreprises en croissance et à fort potentiel, en tant qu’actionnaire minoritaire aux côtés des dirigeants. FCPR SEV 1 est un fonds commun de placement à risques. Sa société de gestion est Aster Capital Partners SAS, une société par actions simplifiée créée en 2000 sous le nom Schneider Electric Ventures, ayant son siège social au 7 boulevard Malesherbes, 75008, Paris, immatriculée au registre du commerce et des sociétés de Paris sous le n° 414 286 567. Aster Capital Partners SAS est une société de gestion de portefeuille gérant des fonds de capital-risque centrés sur les nouvelles technologies et les énergies renouvelables. FCPR Techfund SEL est un fonds commun de placement à risques. Sa société de gestion est Techfund Europe Management SAS, une société par actions simplifiée, ayant son siège social au 233 rue de la Croix Nivert, 75015, Paris, immatriculée au registre du commerce et des sociétés de Paris sous le n° 432 392 322. Techfund Europe Management SAS investit dans les nouvelles technologies incluant le multimédia, les réseaux et les communications, les énergies renouvelables, ainsi que dans les projets qui se situent au croisement entre les secteurs de l’énergie et celui des nouvelles technologies de l’information et de la communication. Vernier Participation est une société par actions simplifiée au capital de 37.000 euros dont le siège social est situé 1, rue Vernier, 75017 Paris, immatriculée au registre du commerce et des sociétés de Paris sous le numéro 505 188 102 dont l’activité est de prendre des participations dans tous les types des sociétés industrielles ou commerciales et notamment au sein d’établissements financiers. FIP 123 Expansion II est un fonds d’investissement de proximité. Sa société de gestion est Techfund Europe Management SAS (voir plus haut). Monsieur Thierry Lepercq est un des fondateurs, membre du Conseil d’administration et Président-Directeur général de la Société. Pour une description de son parcours, se reporter à la Section 14.1.2 « Directeur général et Directeur général délégué de la Société » du présent document de base. A la connaissance de la Société, il n’existe aucun autre actionnaire détenant directement ou indirectement, seul ou de concert, plus de 5% du capital ou des droits de vote de la Société. 18.1.2 Répartition du capital et des droits de vote A la date du présent document de base, le capital existant de la Société se répartit de la façon suivante(1) : 275 Nombre d’actions ordinaires et de droits de votes Nombre d’actions de préférence « AP2007-1 »(2) Nombre d’actions de préférence « AP2008-1 »(2) Nombre total d’actions et de droits de vote - 1 747 480 769 240 2 516 720 24,54% - 2 184 360 307 720 2 492 080 24,30% - 1 419 840 76 920 1 496 760 14,60% - 546 080 106 160 652 240 6,36% - 218 440 - 218 440 2,13% - - 124 640 124 640 1,22% FCPR SEV 1 - 1 310 640 461 520 1 772 160 17,28% Vernier Participation - - 1 410 440 1 410 440 13,75% Avenir Sol - - 128 000 128 000 1,25% Total détenu par les Investisseurs - 5 242 480 3 076 920 8 319 400 81,12% Thierry Lepercq 510 880 61 400 - 572 280 5,58% Amaury Korniloff 340 560 40 920 - 381 480 3,72% Autres Fondateurs(4) 652 560 78 520 - 731 080 7,13% Total détenu par les Fondateurs 1 504 000 180 840 - 1 684 840 16,43% 224 000 26 960 - 250 960 2,45% 1 728 000 5 450 280 3 076 920 10 255 200 100% Actionnaires FCPR Demeter Total des Fonds TechFund FCPR TechFund SEL FIP 123 Expansion II FIP 123 Expansion I FIP 123 Expansion III Autres salariés Total Pourcentage (3) (1) Ce tableau prend en compte la division par quarante de la valeur nominale des actions de la Société décidée par l’Assemblée Générale Mixte du 29 janvier 2015. (2) Les AP 2007-1 et les AP 2008-1 bénéficient des mêmes droits que les actions ordinaires sous réserve du droit particulier de priorité sur l’éventuel boni de liquidation en cas de dissolution de la Société, les AP2008-1 bénéficiant d’un premier rang par rapport aux AP2007-1. Ces deux catégories d’actions de préférence seront supprimées et les actions de préférence seront converties en actions ordinaires, à raison d’une action ordinaire de même valeur nominale pour chaque action de préférence, automatiquement et de plein droit, en cas d’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris. (3) La répartition du capital de la Société est susceptible de varier suite à l’exercice des titres donnant accès au capital (voir Section 21.1.4 « Autres titres donnant accès au capital social » du présent document de base). (4) Les « Autres Fondateurs » désignent Messieurs Jean-Pascal Pham-Ba et Abdel Bounia ainsi que la société Smart Energies (affiliée à Monsieur Stéphane Jallat). La répartition du capital social de la Société et des droits de vote n’a pas évolué au cours des trois derniers exercices. Pour plus d’informations sur le capital social de la Société, le lecteur est 276 invité à se reporter à la Section 5.1.5 « Histoire et évolution du Groupe » et la Section 21.1 « Capital social » du présent document de base. 18.2 DROITS DE VOTE DES ACTIONNAIRES Dans la mesure où chaque action de la Société, qu’elle soit ordinaire ou de préférence, donne droit à une voix en assemblée générale, les principaux actionnaires de la Société ne disposent pas de droits de vote différents. A compter de l’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris, toutes les actions composant le capital de la Société seront converties en actions ordinaires. Par ailleurs, il sera institué un droit de vote double dans les conditions visées à l’article 11 des statuts de la Société (voir Section 21.2.5.2 « Droits de vote » du présent document de base). 18.3 PACTES ET CONVENTIONS D’ACTIONNAIRES Pacte d’actionnaires Solairedirect Un pacte d’actionnaires a été conclu le 30 octobre 2008 entre notamment Messieurs Thierry Lepercq et Amaury Korniloff, la société Smart Energies (liée à Monsieur Stéphane Jallat) et les fonds actionnaires de la Société, en tant qu’actionnaires de Solairedirect, et est toujours en vigueur à la date du présent document de base (ci-après, le « Pacte d’actionnaires Solairedirect »). Aux termes du Pacte d’actionnaires Solairedirect, toute admission des actions de la Société aux négociations sur un marché règlementé ainsi que les modalités essentielles d’une telle admission doit être soumise à l’examen et à la délibération préalable du Conseil d’administration de la Société, statuant à la majorité des 4/7ème des membres présents ou représentés, cette majorité devant comprendre la voix de trois administrateurs au moins parmi les quatre qui sont nommés par les Investisseurs. Le Pacte d’actionnaires Solairedirect stipule qu’il sera résilié de plein droit dans toutes ses dispositions immédiatement avant la date de première admission des actions de la Société aux négociations sur un marché réglementé français ou de l’Union-Européenne, ou un marché étranger approuvé par le Conseil d’administration. Ainsi, en cas d’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris, le Pacte d’actionnaires Solairedirect ne produira plus effet. A la connaissance de la Société, la conclusion d’un autre pacte d’actionnaires n’est pas envisagée dans le cadre du projet d’introduction en bourse. 18.4 DÉCLARATION RELATIVE AU CONTRÔLE DE LA SOCIÉTÉ A la date du présent document de base, chaque actionnaire de la Société est lié par le Pacte d’actionnaires Solairedirect (voir Section 18.3 « Pactes et conventions d’actionnaires » du présent document de base). Ce pacte deviendra caduc à compter de l’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris et la Société ne fera l’objet, à sa connaissance, d’aucun contrôle direct ou indirect à cette date. 18.5 ACCORDS SUSCEPTIBLES D’ENTRAINER UN CHANGEMENT DE CONTRÔLE A la date du présent document de base, à la connaissance de la Société, à l’exception du Pacte d’actionnaires Solairedirect mentionné à la Section 18.3 « Pactes et conventions d’actionnaires » du présent document de base, la Société ne fait l’objet d’aucun autre accord ou engagement liant un ou plusieurs actionnaires, société ou autre personne morale ou personne physique agissant 277 individuellement ou conjointement portant sur la détention directe ou indirecte de son capital ou sur son contrôle. A la date du présent document de base, il n’existe, à la connaissance de la Société, aucun accord dont la mise en œuvre pourrait entraîner un changement de contrôle. 278 19. OPÉRATIONS AVEC LES APPARENTÉS 19.1 PRINCIPALES OPÉRATIONS AVEC LES APPARENTÉS Dans l’exercice de ses activités, la Société conclut des conventions avec des entités du Groupe, qu’elles soient classés comme entités « Core » ou comme entités « Portfolio ». (voir Section 7.2 « Filiales et participations » du présent document de base). 19.1.1 Conventions conclues entre la Société et les entités « Core » du Groupe Solairedirect a conclu avec ses principales filiales, Solairedirect Global Operations et Solairedirect Investment Management une convention de services par laquelle Solairedirect fournit à différents services de siège et d’assistance technique notamment en matière de business development, et de support aux projets. En 2010, Solairedirect avait conclu une convention de prestations de services avec la société Solairedirect Technologies, filiale à 100% de la Société, qui assurait pour Solairedirect et ses filiales internationales diverses prestations d’assistance et de conseils et dont Monsieur Stéphane Jallat était administrateur et salarié. Cette convention a été résiliée avec effet au 31 décembre 2014. Par ailleurs, Solairedirect a conclu avec l’ensemble de ses principales filiales opérationnelles une convention de compte courant d’associés retraçant les flux financiers existants entre mère et fille ainsi que des conventions d’intégration fiscale, avec chacune de ses filiales françaises membres de son groupe d’intégration fiscale, réglant la contribution de ces filiales aux diverses impositions d’ensemble dont Solairedirect est l’unique redevable en tant que société tête de groupe. Aux termes de ces conventions, les filiales versent à la Société l’impôt dont elles auraient été redevables en l’absence d’intégration, tel que calculé selon les règles de droit commun telles qu’elles s’appliqueraient en l’absence d'intégration fiscale. Enfin, Solairedirect, en tant que société tête du Groupe consent à des tiers des cautions avals et garanties au titre d’engagements pris par les entités « Core » du Groupe. Les conventions conclues entre la Société et les entités « Core » du Groupe sont considérées par la Société comme des conventions courantes conclues à des conditions normales sauf celles se rapportant (i) au contrat de travail d’Amaury Korniloff et (ii) à la convention de prestations de services conclue entre la Société et Solairedirect Technologies. Pour des données chiffrées sur les opérations réalisées par la Société avec les parties liées, voir la note 33 aux états financiers relatifs à l’exercice clos le 31 mars 2014, reproduits au à la Section 20.1 « Comptes consolidés du Groupe » du présent document de base. 19.1.2 Conventions conclues entre entités « Core » et entités « Portfolio » Dans l’exercice de leurs activités, les entités « Core » opérationnelles ont vocation à conclure avec les entités « Portfolio » l’ensemble des contrats qui sont nécessaires au développement, à la construction et à l’exploitation des parcs solaires portés par ces dernières. En fonction des géographies et des attentes des investisseurs, ces contrats peuvent être réunis au sein d’un seul contrat ou démembrés en plusieurs contrats distincts. Cependant, ils recouvrent généralement le même type d’obligations : - fourniture de services de développement, avec obligation de résultat ; 279 - fourniture de services d’ingénierie, de fourniture et d’installation (services d’EPC) avec engagement de capacité/performance, de prix et de délai et assorties de garanties contractuelles usuelles et le cas échéant de contre-garanties bancaires ; - fourniture de services d’exploitation et de maintenance (services O&M), avec des engagements de disponibilités énergétique technique ; - fourniture de prestations de gestions administratives et financières. Ces services peuvent être fournis par la même entité « Core » opérationnelle ou par différentes entités « Core » au sein du Groupe. En particulier, dans le cadre des opérations de structuration du Groupe, telles que décrites dans la Section 7.2.1 « Les entités « Core », structuresmétier du Groupe » du présent document de base, la fourniture des principaux équipements du projet (notamment panneaux photovoltaïques) a vocation à être assurée directement par Solairedirect Global Operations, et certains services d’ingénierie par la Société ou par d’autres entités du Groupe, alors que les services par nature locaux (développement, installation sur site, maintenance des installations) sont fournis par les entités locales. Lorsque l’ensemble de ces services n’est pas fourni par la même entité, les investisseurs et prêteurs demandent généralement qu’une garantie unique leur soient consentie, notamment par la Société. Les entités « Core » du Groupe qui exercent une activité d’investissement et détiennent directement ou indirectement des entités « Portfolio », et en particulier historiquement, la Société et aujourd’hui Solairedirect Investment Management, ont vocation à conclure avec celles-ci différentes conventions nécessaires à leur administration et à leur financement. En fonction des géographies et des souhaits des investisseurs, ces contrats sont plus ou moins structurés, mais recouvrent généralement le même type d’obligations : - administration et direction générale ; - financement par souscription d’actions, avances en compte courant d’associés et/ou souscription d’un emprunt obligataire ; - services de conseils en structuration financières et levée de fonds. Préalablement à la construction de parcs solaires, le Groupe procède au financement des sociétés de projets, après les avoir constituées puis cédées à des tiers, soit au cours de la phase de préconstruction des projets (phase dite « greenfield »), soit au cours de la phase de post-construction, lorsque le projet a démarré ses opérations de commercialisation d’électricité (phase dite « brownfield »). Dans les deux cas, le Groupe participe au financement du projet notamment en accordant aux sociétés de projets des avances en compte courant d’associés. Les conventions y afférentes prévoient une participation de chacun des associés au financement du projet au prorata de leurs participations respectives dans le capital social de la société. Les conventions d’avances en compte courant sont accordées moyennant un intérêt généralement compris entre 5% et 10%, ce taux pouvant dépasser les 10% pour les projets situés hors de France, et sont systématiquement à durée déterminée prévoyant soit une date fixe d’expiration, soit, pour certaines d’entre elles, une clause selon laquelle l’expiration du contrat d’achat d’électricité (PPA) portant sur l’énergie produite par le parc solaire constitue un terme extinctif de la convention d’avances en compte courant. Des cas usuels d’exigibilité anticipée (tels que l’ouverture d’une procédure collective à l’encontre de la société de projet ou un changement de contrôle de celle-ci) sont prévus de même que la société de projet dispose en général d’une faculté de remboursement anticipé à tout moment sans avoir à supporter de frais de rupture. Enfin, les avances sont généralement subordonnées par rapport aux autres modes de financement du projet, 280 notamment les financements bancaires et les facilités de crédit accordés par les banques aux sociétés de projets. Ces conventions sont conclues sans prise en compte des liens qui peuvent exister entre la société de projet et le Groupe et ce, dans le cadre de négociations avec les investisseurs et les prêteurs, ou dans la perspective de cession à un tiers. Elles sont par principe considérées par le Groupe comme des conventions courantes conclues à des conditions normales. Pour plus d’informations, voir le Chapitre 6 « Aperçu des activités du Groupe » du présent document de base. 281 19.2 RAPPORTS SPÉCIAUX DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES CONVENTIONS RÈGLEMENTÉES 19.2.1 Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions règlementées pour l’exercice clos le 31 décembre 2011 Solairedirect S.A. RAPPORT SPÉCIAL DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES CONVENTIONS RÈGLEMENTÉES (Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2011) 282 PricewaterhouseCoopersAudit 63 rue de Villiers 92208 Neuilly-sur-Seine cedex FIDUS 12 rue de Ponthieu 75008 RAPPORT SPÉCIAL DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES CONVENTIONS RÈGLEMENTÉES (Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2011) Aux Actionnaires Solairedirect S.A. 18 rue du Quatre-Septembre 75002 Paris Mesdames, Messieurs, En notre qualité de commissaires aux comptes de votre société, nous vous présentons notre rapport sur les conventions réglementées. Il nous appartient de vous communiquer, sur la base des informations qui nous ont été données, les caractéristiques et les modalités essentielles des conventions dont nous avons été avisés ou que nous aurions découvertes à l’occasion de notre mission, sans avoir à nous prononcer sur leur utilité et leur bien-fondé ni à rechercher l’existence d’autres conventions. Il vous appartient, selon les termes de l’article L.225-31 du code de commerce, d’apprécier l’intérêt qui s’attachait à la conclusion de ces conventions en vue de leur approbation. Par ailleurs, il nous appartient, le cas échéant, de vous communiquer les informations prévues à l’article L.225-40 du code de commerce relatives à l’exécution, au cours de l’exercice écoulé, des conventions déjà approuvées par l’assemblée générale. Nous avons mis en œuvre les diligences que nous avons estimé nécessaires au regard de la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative à cette mission. Ces diligences ont consisté à vérifier la concordance des informations qui nous ont été données avec les documents de base dont elles sont issues. 283 Solairedirect S.A. (Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2011) – page 2 ___________________________________________________________________________ CONVENTIONS SOUMISES A L’APPROBATION DE L’ASSEMBLEE GENERALE Conventions autorisées au cours de l’exercice écoulé En application de l’article L.225-40 du code de commerce, nous avons été avisés des conventions suivantes qui ont fait l’objet de l’autorisation préalable de votre conseil d’administration. • Convention d’avance en compte courant d’associé avec la société Solairedirect Participations Votre société a signé le 15 avril 2011 une convention d’avance en compte courant avec la société Solairedirect Participations dans le cadre de l’acquisition par cette dernière de la société Figawatt. Solairedirect a versé le 15 avril 2011 à la société Solairedirect Participations un montant de 9.200 K€ pour permettre le financement de cette acquisition. D’après la convention cette avance est prévue pour une durée indéterminée et elle est rémunérée au taux annuel de 3,80%. Au 31 décembre 2011, la société Solairedirect Participations a remboursé à la société Solairedirect l’intégralité de l’avance en compte courant. Par omission, aucun intérêt n’a été comptabilisé dans les comptes de Solairedirect sur l’exercice 2011, et la régularisation sera effectuée sur l’exercice 2012. Personnes morales concernées par cette convention autorisée par votre conseil d’administration du 19 mai 2011 : Solairedirect et Solairedirect Participations dont l’associé unique est Solairedirect. Conventions non autorisées préalablement En application des articles L.225-42 et L.823-12 du Code de commerce, nous vous signalons que les conventions suivantes n’ont pas fait l’objet d’une autorisation préalable de votre conseil d’administration. Il nous appartient de vous communiquer les circonstances en raison desquelles la procédure d’autorisation n’a pas été suivie. La procédure d’autorisation préalable n’a pas été suivie en raison d’une omission de la part de votre société. 284 Solairedirect S.A. (Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2011) – page 3 ___________________________________________________________________________ • Convention de compte courant conclue entre Solairedirect, la Caisse des Dépôts et Consignations et Solaire Durance Votre société a signé, le 12 mai 2011, avec la Caisse des Dépôts et Consignations et Solaire Durance, une convention de compte courant d’associés qui, dans un souci de rationalisation des accords existants, fusionne l’ensemble des comptes courants et remplace l’ensemble des conventions existantes signées depuis 2008 avec la Caisse des Dépôts et Consignations et Solaire Durance. Cette convention prévoit, à compter du 1er janvier 2011, un taux d’intérêt fixé à 5% l’an. Au 31 décembre 2011, le montant des avances au titre de cette convention s’élève à 13.256 K€. Au titre de l’exercice 2011, la société Solairedirect a enregistré un produit financier de 634 K€ en rémunération de ces avances. Mandataire concerné : Monsieur Thierry Lepercq en qualité de Président Directeur Général de Solairedirect de représentant de Solairedirect prise en sa qualité de Président de Solaire Durance. Nous vous précisons que, lors de sa réunion du 3 mai 2012, votre conseil d’administration a décidé d’autoriser à postériori cette convention. • Avenant au contrat de prestation entre Solairedirect et Solairedirect Technologies La société Solairedirect Technologies assure, à travers une convention de prestations de services signée le 17 novembre 2010, pour Solairedirect et ses filiales internationales, des prestations d’assistance et de conseils dans les domaines de politique et de direction générale du groupe, assistance technique et industrielle, des achats, financier, administratif et comptable. Cette convention prévoit une rémunération fixe mensuelle de 20 K€ plus remboursement de frais et une rémunération dont le montant est plafonné à 260 K€. Votre société a signé un avenant le 14 décembre 2011 permettant de porter le montant maximum de la part variable à 400 K€. Le montant des honoraires comptabilisés en charge sur l’exercice 2011 s’élève à 584 K€ dont 288 K€ au titre de la part fixe, y compris 53 K€ de remboursement de frais et 296 K€ au titre de la part variable. 285 Solairedirect S.A. (Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2011) – page 4 ___________________________________________________________________________ CONVENTIONS DEJA APPROUVEES PAR L’ASSEMBLEE GENERALE Conventions approuvées au cours d’exercices antérieurs a) dont l’exécution s’est poursuivie au cours de l’exercice écoulé En application de l’article L. 225-30 du code de commerce, nous avons été informés que l’exécution des conventions suivantes, déjà approuvées par l’assemblée générale au cours d’exercices antérieurs, s’est poursuivie au cours de l’exercice écoulé. • Garantie accordées par Solairedirect au profit d’IDC Votre société a accordé une garantie de droit sud-africain au profit d’IDC à la garantie du remboursement du prêt de 2.900 K€ consenti par cette dernière à Solairedirect Technologies. • Rémunération allouée à Monsieur Amaury Korniloff Monsieur Amaury Korniloff est lié à votre société par un contrat de travail aux termes duquel il exerce les fonctions de directeur des opérations résidentiel et tertiaire. Au titre de l’exercice 2011, il a été constaté en charge une rémunération brute de 280 K€. • Pacte d’actionnaire refondu A l’occasion du dernier tour de financement, le pacte d’actionnaire a été refondu et signé le 30 octobre 2008. Il a été considéré que ce pacte, dans la mesure où votre société est signataire et que l’ensemble des administrateurs sont également signataires, constitue une convention réglementée. • Contrat de promotion immobilière Votre société a signé un contrat de promotion immobilière avec la société Solaire les Mées 2 pour la construction du parc solaire de Les Mées 2. Sur l’exercice 2011, votre société, au titre de ce contrat, a facturé à la société Solaire Les Mées 2 un montant global de 7.108 K€. 286 Solairedirect S.A. (Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2011) – page 5 ___________________________________________________________________________ • Contrat d’apports en fonds propres Sponsors Votre société a signé un contrat d’apports en fonds propres Sponsors avec les sociétés Solaire Durance et la Caisse des Dépôts et Consignations par lequel ces sociétés s’engagent à apporter à Solaire Durance, en compte courant d’associé ou autrement, les fonds nécessaires au financement de la construction du parc solaire Les Mées 2. A fin 2011, le montant cumulé des avances en compte courant d’associé apporté par Solairedirect à Solaire Durance dans le cadre de ce contrat s’élève à 4.088 K€. • Accord entre créanciers Votre société a conclu un accord entre créanciers avec les sociétés Solaire Durance et Solaire Les Mées 2 et les prêteurs de cette dernière régissant les rapports entre créanciers de la société Solaire Les Mées 2, et, en, particulier, subordonnant les créances de la société et de Solaire Durance à l’égard de Solaire Les Mées 2 aux créances des prêteurs. • Convention cadre de cession de créances professionnelles Votre société a signé une convention cadre de cession de créances professionnelles avec la société Solaire Les Mées 2 et les prêteurs de cette dernière, prévoyant la cession à titre de garantie des créances détenues par Solaire Les Mées 2 sur EDF au titre du Contrat d’Achat, des créances de TVA détenues par Solaire Les Mées 2 sur le Trésor Public, des créances détenues par Solaire Les Mées 2 sur Solairedirect au titre du contrat de Développement et du Contrat de Promotion Immobilière et des Contrats d’Exploitation-Construction et Maintenance, des créances détenues par Solairedirect agissant au nom et pour le compte de Solaire Les Mées 2, sur Q-Cells au titre du Contrat d’Entreprise Générale, ainsi que des créances que Solairedirect détient sur Deutsche Bank au titre de l’octroi par cette dernière d’une garantie bancaire à première demande de restitution d’acompte et d’une garantie bancaire à première demande de paiement de l’ajustement de prix, et des créances détenues par Solaire Les Mées 2 au titre des indemnités d’assurance dues au titre des contrats d’Assurances souscrits par Solaire Les Mées 2 au fur et à mesure de leur souscription. • Contrat d’Exploitation-Constructeur Votre société a signé un contrat d’Exploitation-Construction avec la société Solaire Les Mées 2 pour l’exploitation maintenance du parc solaire de les Mées 2 pendant une durée de deux ans à compter de sa livraison à Solaire Les Mées 2. Sur l’exercice 2001, le montant des prestations facturées par Solairedirect à la société Solaire Les Mées 2 s’élève à 412 K€. 287 Solairedirect S.A. (Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 décembre 2011) – page 6 ___________________________________________________________________________ b) sans exécution au cours de l’exercice écoulé Par ailleurs, nous avons été informés de la poursuite des conventions suivantes, déjà approuvées par l’assemblée générale au cours d’exercices antérieurs, qui n’ont pas donné lieu à exécution au cours de l’exercice écoulé. • Convention et avenant à la convention fixant les honoraires de la société Smart Energies Votre société a signé le 19 février 2010 un deuxième avenant à la convention de prestations de services qui liait, depuis le 26 mars 2007, la société Solairedirect et la société Smart Energies. Cet avenant a pour objet d’élargir le champ des services rendus par Smart Energies à la société Solairedirect et de modifier les conditions de rémunération. La société Smart Energies fournit à votre société notamment des services en matière de direction générale, d’organisation et de stratégie du groupe et de systèmes d’information. Les effets de cet avenant ont débuté le 1er janvier 2010 et le terme du contrat initialement fixé au 31 décembre 2011. Cet avenant n’a, cependant, plus produit d’effets depuis le 30 septembre 2010. • Contrat d’Exploitation-Maintenance Votre société a signé un contrat d’Exploitation-Maintenance avec la société Solaire Les Mées 2 pour l’exploitation maintenance du parc solaire de Les Mées 2 pendant une durée de 18 ans à compter de l’expiration du contrat d’Exploitation-Construction. Sur l’exercice 2011, ce contrat n’a eu aucun effet, le parc n’étant pas construit à cette date. En application de la loi, nous vous signalons que notre rapport, contrairement aux dispositions de l’article R.225-150 du Code de commerce, n’a été mis à la disposition des actionnaires quinze jours au moins avant la réunion de l’assemblée générale en raison de la réception tardive de certains documents. Neuilly-sur-Seine et Paris, le 11 mai 2012 Les Commissaires aux comptes PricewaterhouseCoopers Audit Fidus Philippe Kubisa Francis Bernard 288 19.2.2 Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions règlementées pour l’exercice clos le 31 mars 2013 Solairedirect S.A. RAPPORT SPÉCIAL DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES CONVENTIONS RÈGLEMENTÉES (Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 mars 2013) 289 PricewaterhouseCoopers Audit 63 rue de Villiers 92208 Neuilly-sur-Seine cedex FIDUS 12 rue de Ponthieu 75008 RAPPORT SPÉCIAL DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES CONVENTIONS RÈGLEMENTÉES (Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 mars 2013) Aux Actionnaires Solairedirect S.A. 18 rue du Quatre-Septembre 75002 Paris Mesdames, Messieurs, En notre qualité de commissaires aux comptes de votre société, nous vous présentons notre rapport sur les conventions réglementées. Il nous appartient de vous communiquer, sur la base des informations qui nous ont été données, les caractéristiques et les modalités essentielles des conventions dont nous avons été avisés ou que nous aurions découvertes à l’occasion de notre mission, sans avoir à nous prononcer sur leur utilité et leur bien-fondé ni à rechercher l’existence d’autres conventions. Il vous appartient, selon les termes de l’article R.225-31 du code de commerce, d’apprécier l’intérêt qui s’attachait à la conclusion de ces conventions en vue de leur approbation. Par ailleurs, il nous appartient, le cas échéant, de vous communiquer les informations prévues à l’article R.225-31 du code de commerce relatives à l’exécution, au cours de l’exercice écoulé, des conventions déjà approuvées par l’assemblée générale. Nous avons mis en œuvre les diligences que nous avons estimé nécessaires au regard de la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative à cette mission. Ces diligences ont consisté à vérifier la concordance des informations qui nous ont été données avec les documents de base dont elles sont issues. CONVENTIONS SOUMISES A L’APPROBATION DE L’ASSEMBLEE GENERALE Conventions autorisées au cours de l’exercice écoulé Nous vous informons qu’il ne nous a été donné avis d’aucune convention autorisée au cours de l’exercice écoulé à soumettre à l’approbation de l’assemblée générale en application des dispositions de l’article L.225-38 du code de commerce. 290 Solairedirect S.A. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions réglementées Exercice clos le 31 mars 2013 – page 2 ___________________________________________________________________________ CONVENTIONS DEJA APPROUVEES L’ASSEMBLEE GENERALE Conventions approuvées au cours d’exercices antérieurs a) dont l’exécution s’est poursuivie au cours de l’exercice écoulé En application de l’article R.225-30 du code de commerce, nous avons été informés que l’exécution des conventions suivantes, déjà approuvées par l’assemblée générale au cours d’exercices antérieurs, s’est poursuivie au cours de l’exercice écoulé. • Convention d’avance en compte courant d’associé avec la société Solairedirect Participations Votre société a signé le 15 avril 2011 une convention d’avance en compte courant avec la société Solairedirect Participations dans le cadre de l’acquisition par cette dernière de la société Figawatt (nouvellement SolaireFiganières). Solairedirect a versé le 15 avril 2011 à la société Solairedirect Participations un montant de 9.200 K€ pour permettre le financement de cette acquisition. D’après la convention cette avance est prévue pour une durée indéterminée et elle est rémunérée au taux annuel de 3,80%. Au 31 décembre 2011, la société Solairedirect Participations a remboursé à la société Solairedirect l’intégralité de l’avance en compte courant. Par omission, aucun intérêt n’avait été comptabilisé dans les comptes de Solairedirect sur l’exercice 2011. Le montant des intérêts constatés sur l’exercice clos le 31 mars 2013 est de 115 K€. Personnes morales concernées par cette convention autorisée par votre conseil d’administration du 19 mai 2011 : Solairedirect et Solairedirect Participations dont l’associé unique est Solairedirect. • Convention de compte courant con clue entre Solairedirect, la Caisse des Dépôts et Consignations et Solaire Durance Votre société a signé, le 12 mai 2011, avec la Caisse des Dépôts et Consignations et Solaire Durance, une convention de compte courant d’associés qui, dans un souci de rationalisation des accords existants, fusionne l’ensemble des comptes courants et remplace l’ensemble des conventions existantes signées depuis 2008 avec la Caisse des Dépôts et Consignations et Solaire Durance. Cette convention prévoit, à compter du 1er janvier 2011, un taux d’intérêt fixé à 5% l’an. Au 31 mars 2013, le montant des avances au titre de cette convention s’élève à 3.171 K€. 291 Solairedirect S.A. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions réglementées Exercice clos le 31 mars 2013 – page 3 ___________________________________________________________________________ Au titre de l’exercice clos le 31 mars 2013, la société Solairedirect a enregistré un produit financier de 724 K€ en rémunération de ces avances. Mandataire concerné : Monsieur Thierry Lepercq en qualité de Président Directeur Général de Solairedirect de représentant de Solairedirect prise en sa qualité de Président de Solaire Durance. Nous vous précisons que, lors de sa réunion du 3 mai 2012, votre conseil d’administration a décidé d’autoriser à postériori cette convention. • Avenant au contrat de prestation entre Solairedirect et Solairedirect Technologies La société Solairedirect Technologies assure, à travers une convention de prestations de services signée le 17 novembre 2010, pour Solairedirect et ses filiales internationales, des prestations d’assistance et de conseils dans les domaines de politique et de direction générale du groupe, assistance technique et industrielle, des achats, financier, administratif et comptable. Cette convention prévoit une rémunération fixe mensuelle de 20 K€ plus remboursement de frais et une rémunération dont le montant est plafonné à 260 K€. Votre société a signé un avenant le 14 décembre 2011 permettant de porter le montant maximum de la part variable à 400 K€. Le montant des honoraires comptabilisés en charge sur l’exercice clos au 31 mars 2013 s’élève à 545 K€ dont 288 K. • Garantie accordée par Solairedirect au profit d’IDC Votre société a accordé une garantie de droit sud-africain au profit d’IDC à la garantie du remboursement du prêt de 2.900 K€ consenti par cette dernière à Solairedirect Technologies. • Rémunération allouée à Monsieur Amaury Korniloff Monsieur Amaury Korniloff est lié à votre société par un contrat de travail aux termes duquel il exerce les fonctions de directeur Business Développement. Au titre de l’exercice clos le 31 mars 2013, il a été constaté en charge une rémunération brute de 358 K€. • Pacte d’actionnaire refondu A l’occasion du dernier tour de financement, le pacte d’actionnaire a été refondu et signé le 30 octobre 2008. Il a été considéré que ce pacte, dans la mesure où votre société est signataire et que l’ensemble des administrateurs sont également signataires, constitue une convention réglementée. 292 Solairedirect S.A. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions réglementées Exercice clos le 31 mars 2013 – page 4 ___________________________________________________________________________ • Contrat d’apports en fonds propres Sponsors Votre société a signé un contrat d’apports en fonds propres Sponsors avec les sociétés Solaire Durance et la Caisse des Dépôts et Consignations par lequel ces sociétés s’engagement à apporter à Solaire Durance, en compte courant d’associé ou autrement, les fonds nécessaires à l’apport par Solaire Durance à Solaire les Mées 2 des fonds propres nécessaires au financement de la construction du parc solaire Les Mées 2. La convention est devenue caduque au cours de l’exercice clos au 31 mars 2013. • Accord entre créanciers Votre société a conclu un accord entre créanciers avec les sociétés Solaire Durance et Solaire Les Mées 2 et les prêteurs de cette dernière régissant les rapports entre créanciers de la société Solaire Les Mées 2, et, en particulier, subordonnant les créances de la société et de Solaire Durance à l’égard de Solaire les Mées 2 aux créances des prêteurs. • Convention cadre de cession de créances professionnelles Votre société a signé une convention cadre de cession de créances professionnelles avec la société Solaire Les Mées 2 et les prêteurs de cette dernière, prévoyant la cession à titre de garantie des créances détenues par Solaire Les Mées 2 sur EDF au titre du Contrat d’Achat, des créances de TVA détenues par Solaire Les Mées 2 sur le Trésor Public, des créances détenues par Solaire Les Mées 2 sur Solairedirect au titre du contrat de Développement et du Contrat de Promotion Immobilière et des Contrats d’Exploitation-Construction et Maintenance, des créances détenues par Solairedirect agissant au nom et pour le compte de Solaire Les Mées 2, sur Q-Cells au titre du Contrat d’Entreprise Générale, ainsi que des créances que Solairedirect détient sur Deutsche Bank au titre de l’octroi par cette dernière d’une garantie bancaire à première demande de restitution d’acompte et d’une garantie bancaire à première demande de paiement de l’ajustement de prix, et des créances détenues par Solaire Les Mées 2 au titre des indemnités d’assurance dues au titre des contrats d’Assurances souscrits par Solaire Les Mées 2 au fur et à mesure de leur souscription. • Contrat d’Exploitation-Constructeur Votre société a signé un contrat d’Exploitation-Construction avec la société Solaire Les Mées 2 pour l’exploitation maintenance du parc solaire de les Mées 2 pendant une durée de deux ans à compter de sa livraison à Solaire Les Mées 2. Sur l’exercice clos au 31 mars 2013, le montant des prestations facturées par Solairedirect à la société Solaire Les Mées 2 s’élève à 604 K€. La convention est devenue caduque au cours de l’exercice. 293 Solairedirect S.A. Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions réglementées Exercice clos le 31 mars 2013 – page 5 ___________________________________________________________________________ b) sans exécution au cours de l’exercice écoulé Par ailleurs, nous avons été informés de la poursuite des conventions suivantes, déjà approuvées par l’assemblée générale au cours d’exercices antérieurs, qui n’ont pas donné lieu à exécution au cours de l’exercice écoulé. • Contrat d’Exploitation-Maintenance Votre société a signé un contrat d’Exploitation-Maintenance avec la société Solaire Les Mées 2 pour l’exploitation maintenance du parc solaire de Les Mées 2 pendant une durée de 18 ans à compter de l’expiration du contrat d’Exploitation-Construction. Sur l’exercice clos au 31 mars 2013, ce contrat n’a eu aucun effet. La convention est devenue caduque au cours de l’exercice. • Contrat de promotion immobilière Votre société a signé un contrat de promotion immobilière avec la société Solaire Les Mées 2 pour la construction du parc solaire de Les Mées 2. Sur l’exercice clos au 31 mars 2013, ce contrat n’a eu aucun effet. La convention est devenue caduque au cours de l’exercice. En application de la loi, nous vous signalons que notre rapport, contrairement aux dispositions de l’article R.225-150 du Code de commerce, n’a pas été mis à la disposition des actionnaires quinze jours au moins avant la réunion de l’assemblée générale en raison de la réception tardive de certains documents. Neuilly-sur-Seine et Paris, le 16 septembre 2013 Les Commissaires aux comptes PricewaterhouseCoopers Audit Fidus Philippe Kubisa Francis Bernard 294 19.2.3 Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions règlementées pour l’exercice clos le 31 mars 2014 Solairedirect S.A. RAPPORT SPÉCIAL DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES CONVENTIONS RÈGLEMENTÉES (Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 mars 2014) 295 PricewaterhouseCoopers Audit 63 rue de Villiers 92208 Neuilly-sur-Seine cedex FIDUS 12 rue de Ponthieu 75008 RAPPORT SPÉCIAL DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR LES CONVENTIONS RÈGLEMENTÉES (Assemblée générale d’approbation des comptes de l’exercice clos le 31 mars 2014) Aux Actionnaires Solairedirect S.A. 18 rue du Quatre-Septembre 75002 Paris Cedex 02 Mesdames, Messieurs, En notre qualité de commissaires aux comptes de votre société, nous vous présentons notre rapport sur les conventions réglementées. Il nous appartient de vous communiquer, sur la base des informations qui nous ont été données, les caractéristiques et les modalités essentielles des conventions dont nous avons été avisés ou que nous aurions découvertes à l’occasion de notre mission, sans avoir à nous prononcer sur leur utilité et leur bien-fondé ni à rechercher l’existence d’autres conventions. Il vous appartient, selon les termes de l’article R.225-31 du code de commerce, d’apprécier l’intérêt qui s’attachait à la conclusion de ces conventions en vue de leur approbation. Par ailleurs, il nous appartient, le cas échéant, de vous communiquer les informations prévues à l’article R.225-31 du code de commerce relatives à l’exécution, au cours de l’exercice écoulé, des conventions déjà approuvées par l’assemblée générale. Nous avons mis en œuvre les diligences que nous avons estimé nécessaires au regard de la doctrine professionnelle de la Compagnie nationale des commissaires aux comptes relative à cette mission. Ces diligences ont consisté à vérifier la concordance des informations qui nous ont été données avec les documents de base dont elles sont issues. CONVENTIONS SOUMISES A L’APPROBATION DE L’ASSEMBLEE GENERALE Conventions autorisées au cours de l'exercice écoulé Nous vous informons qu'il ne nous a été donné avis d'aucune convention autorisée au cours de l'exercice écoulé à soumettre à l'approbation de l'assemblée générale en application des dispositions de l'article L.225-38 du code de commerce. 296 Solairedirect Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions réglementées Exercice clos le 31 mars 2014 – Page 3 CONVENTIONS DÉJÀ APPROUVÉES PAR L'ASSEMBLÉE GÉNÉRALE Conventions approuvées au cours d'exercices antérieurs a) dont l'exécution s'est poursuivie au cours de l'exercice écoulé En application de l'article R. 225-30 du code de commerce, nous avons été informés que l'exécution des conventions suivantes, déjà approuvées par l’assemblée générale au cours d'exercices antérieurs, s’est poursuivie au cours de l’exercice écoulé. • Avenant au contrat de prestation entre Solairedirect et Solairedirect Technologies La société Solairedirect Technologies assure, à travers une convention de prestations de services signée le 17 novembre 2010, pour Solairedirect et ses filiales internationales, des prestations d'assistance et de conseils dans les domaines de politique et de direction générale du groupe, assistance technique et industrielle, des achats, financier, administratif et comptable. Cette convention prévoit une rémunération fixe mensuelle de 20 K€ plus remboursement de frais et une rémunération dont le montant est plafonné à 260 K€. Votre société a signé un avenant le 14 décembre 2011 permettant de porter le montant maximum de la part variable à 400 K€. Le montant des honoraires comptabilisés en charge sur l'exercice clos au 31 mars 2014 s'élève à 456 K€. • Garantie accordée par Solairedirect au profit d’IDC Votre société a accordé une garantie de droit sud-africain au profit d'IDC à la garantie du remboursement du prêt de 2.900 K€ consenti par cette dernière à Solairedirect Technologies. • Rémunération allouée à Monsieur Amaury Korniloff Monsieur Amaury Korniloff est lié à votre société par un contrat de travail aux termes duquel il exerce les fonctions de directeur Business Développement. Au titre de l'exercice clos au 31 mars 2014, il a été constaté en charge une rémunération brute de 296 K€. • Pacte d'actionnaire refondu A l'occasion du dernier tour de financement, le pacte d'actionnaire a été refondu et signé le 30 octobre 2008. Il a été considéré que ce pacte, dans la mesure où votre société est signataire et que l'ensemble des administrateurs sont également signataires, constitue une convention réglementée. 297 Solairedirect Rapport spécial des commissaires aux comptes sur les conventions réglementées Exercice clos le 31 mars 2014 – Page 4 En application de la loi, nous vous signalons que notre rapport, contrairement aux dispositions de l'article R.225-150 du Code de commerce, n'a pas été mis à la disposition des actionnaires quinze jours au moins avant la réunion de l'assemblée générale en raison de la réception tardive de certains documents. Fait à Neuilly-sur-Seine et Paris, le 26 septembre 2014 Les Commissaires aux comptes PricewaterhouseCoopers Audit Fidus Philippe Kubisa Francis Bernard 298 20. INFORMATIONS FINANCIÈRES CONCERNANT LE PATRIMOINE, SITUATION FINANCIÈRE ET LES RÉSULTATS DE LA SOCIÉTÉ 20.1 COMPTES CONSOLIDES DU GROUPE LA Les comptes consolidés du Groupe, établis conformément aux normes IFRS, pour les exercices clos les 31 décembre 2011, 31 mars 2013 et 31 mars 2014, sont reproduits en Annexe II du présent document de base. Le rapport d’audit des commissaires aux comptes sur les comptes consolidés du Groupe des exercices clos les 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 est reproduit en Annexe III du présent document de base. 20.2 HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES Les honoraires versés aux commissaires aux comptes au titre des exercices clos le 31 décembre 2011, le 31 mars 2013 et le 31 mars 2014 sont présentés ci-après : PWC en milliers d’euros 2014 2013 FIDUS 2011 2014 2013 TOTAL 2011 2014 2013 2011 Commissariat aux comptes, certification, examen des comptes individuels et consolidés 164 174 134 81 73 70 245 247 204 - dont Solairedirect 114 130 100 75 68 69 189 198 169 50 44 34 6 5 1 56 49 35 Autres diligences et prestations directement liées à la mission du commissaire aux comptes 7 58 58 2 24 20 9 82 78 - dont Solairedirect 2 49 56 2 24 20 4 73 76 - dont filiales intégrées globalement 5 9 2 0 0 0 5 9 2 171 232 192 83 97 90 254 329 282 40 40 24 0 0 0 40 40 24 -- -- -- -- -- -- -- -- -- 211 272 215 83 97 90 294 369 305 - dont filiales intégrées globalement Sous-total Audit Prestations juridiques, fiscales et Sociales Autres TOTAL HONORAIRES 20.3 INFORMATIONS FINANCIÈRES INTERMÉDIAIRES ET AUTRES Les comptes consolidés semestriels condensés, établis conformément aux normes IFRS, ainsi que le rapport d’examen limité des commissaires aux comptes de la Société sur ces comptes, pour le semestre clos le 30 septembre 2014 sont reproduits respectivement en Annexes IV et V du présent document de base. 299 20.4 DATE DES DERNIÈRES INFORMATIONS FINANCIÈRES Les dernières informations financières du Groupe ayant été vérifiées par les commissaires aux comptes de la Société sont les comptes consolidés semestriels condensés pour le semestre clos le 30 septembre 2014 reproduits en Annexe IV du présent document de base. 20.5 POLITIQUE DE DISTRIBUTION DES DIVIDENDES La Société n’a procédé à aucune distribution de dividendes au cours des trois derniers exercices clos les 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011. En outre, la Société prévoit de ne pas distribuer de dividendes dans un avenir prévisible après l’admission de ses actions aux négociations sur Euronext Paris. 20.6 PROCÉDURES JUDICIAIRES ET D’ARBITRAGE Le Groupe est et peut, dans le futur, être impliqué dans des procédures judiciaires, gouvernementales, règlementaires ou d’arbitrage dans le cours normal de son activité. Une provision est enregistrée par le Groupe dès lors qu’il existe une probabilité suffisante que de tels litiges entraînent des coûts à la charge de la Société ou de l’une de ses filiales et que le montant peut être raisonnablement estimé. A la date du présent document de base, le Groupe n’a pas connaissance de procédures judiciaires, gouvernementales, règlementaires ou d’arbitrage (y compris toute procédure dont le Groupe a connaissance, qui est en suspens ou dont le Groupe est menacé) autres que celles mentionnées ci-dessous, susceptibles d’avoir ou ayant eu au cours des douze derniers mois des effets significatifs sur la situation financière ou la rentabilité du Groupe. 20.6.1 Litiges commerciaux Il existe un différend commercial entre la société Tenesol et la société Solaire Figanières, acquise par la Société le 15 avril 2011 et cédée le 7 juin 2011 à la société Solaire Auvergne 1 (codétenue par Triodos et Solairedirect à hauteur de 90% et 10% respectivement). Dans le cadre de la cession de Solaire Figanières, la Société a consenti une garantie de passif couvrant le risque d’un litige éventuel avec la société Tenesol. En effet, en mars 2011 Tenesol avait réclamé à la société Solaire Figanières le paiement d’une somme d’un montant de 5,3 millions d’euros à titre de dommages et intérêts compensant la perte subie et le gain manqué du fait d’une inexécution par Solaire Figanières d’un prétendu contrat de fourniture de panneaux solaires. En première instance, Solaire Figanières a obtenu gain de cause devant le Tribunal de Commerce de Draguignan le 11 juin 2013. Tenesol ayant interjeté appel, l’affaire est pendante devant la Cour d’appel d'Aix-en-Provence. 20.6.2 Contentieux prud’homaux Contentieux individuels hors licenciements pour motif économique La Société est défenderesse dans neuf contentieux individuels portant principalement sur la contestation de licenciements pour motif personnel (majoritairement des licenciements motivés par des griefs d’insuffisance professionnelle). Licenciements pour motif économique Plan de départs volontaires 2011 300 Huit salariés sollicitent la requalification de leur départ volontaire en licenciement sans cause réelle et sérieuse. En première instance, le Conseil de prud’hommes a condamné la Société à verser à ces huit salariés la somme totale de 66 000 euros pour manquement à son obligation de reclassement (le montant total des demandes des huit salariés s’élevait à 180 000 euros). La Société ayant interjeté appel, ces affaires devraient être entendues en juin 2016. Licenciement collectif 2012 Trois salariés ont contesté leur licenciement pour motif économique (qui avait concerné neuf salariés au total en 2012). Ces dossiers demeurent pendants. Le montant total des demandes s’élève à la somme de 930 000 euros. Plan de sauvegarde de l’emploi 2014 Le plan de sauvegarde de l’emploi 2014, homologué par une décision du DIRECCTE en date du 3 avril 2014, a fait l’objet de requêtes en annulation déposées par huit salariés de la Société. Par jugement en date du 2 septembre 2014, le Tribunal administratif de Paris a rejeté lesdites requêtes. Cette décision a fait l’objet d’une procédure d’appel devant la Cour administrative d’appel de Paris qui a également rejeté les requêtes des salariés de la Société par une décision en date du 22 janvier 2015. Par ailleurs, vingt-neuf salariés ont contesté, à titre individuel, leur licenciement pour motif économique. Le montant total des demandes s’élève à la somme de 3,4 millions d’euros. Des audiences de jugement (pour les non-cadres) et de conciliation (pour les cadres) sont fixées au premier semestre 2015. Pour plus d’informations sur le plan de départ volontaire de 2011 et le plan de sauvegarde de l’emploi de 2014, se reporter au Chapitre 17 « Salariés » du présent document de base. 20.6.3 Investigations liées au chantier de construction des centrales photovoltaïques du Salzet à Arsac La Société assure la maîtrise d’ouvrage du chantier de construction des centrales photovoltaïques du Salzet à Arsac (33) en France. Dans ce cadre, elle a conclu des contrats avec différentes entreprises dont deux ont conclu, chacune pour leur compte, un contrat de sous-traitance avec la société Olp Tech, établie en Hongrie. Le 19 novembre 2014, les services de l’Etat ont mené un contrôle sur le chantier à l’occasion duquel ils ont relevé, à l’égard de la société Olp Tech, des soupçons de fraude au régime du détachement transnational de travailleurs, de violation de la réglementation relative à la rémunération minimale applicable en France et de travail dissimulé. Par lettre en date du 20 novembre 2014, la gendarmerie nationale a informé la Société que ces soupçons pouvaient être étendus, « sous réserve des vérifications ultérieures », aux infractions de prêt illicite de main-d’œuvre et de délit de marchandage. Elle a également enjoint la Société à mettre en demeure ses cocontractants de cesser toute irrégularité. Par lettres recommandées en date du 25 novembre 2014, la Société a mis en demeure les sociétés visées par la gendarmerie, et notamment la société Olp Tech, de cesser toute violation du droit français. Le Parquet a été saisi par la gendarmerie et une enquête préliminaire a été ouverte. A la date de l’enregistrement du présent document de base, la Société, ni aucun de ses mandataires sociaux ou de ses salariés ne fait l’objet d’une procédure judiciaire dans ce cadre. 301 A la date de l’enregistrement du présent document de base, les investigations de la gendarmerie semblent principalement fondées sur un relevé de l’amplitude de présence sur le site des salariés hongrois détachés par la société Olp Tech. La Société a compris que la société Olp Tech rejette cet argument et considère que le temps de présence avant et après les horaires de travail, lorsqu’il est avéré, ne doit pas être considéré comme du temps de travail effectif. Il ne saurait néanmoins être exclu, en l’état préliminaire des investigations et de la procédure, que la société Olp Tech fasse l’objet d’une condamnation pour recours au travail dissimulé. Dans ce cas, et bien que la Société ne voie pas sur quel fondement reposerait une telle procédure en l’absence d’indice laissant supposer que la société Olp Tech pouvait recourir à du travail dissimulé et en l’absence de toute intention de recourir à du travail dissimulé, il existerait un risque que le Parquet ouvre une procédure à l’encontre de la Société ou de ses mandataires sociaux sur la base de la condamnation de la société Olp Tech en alléguant qu’elle a eu recours intentionnellement à du travail dissimulé par personne interposée. Il est à noter que la Société, par la voie de son Président, Thierry Lepercq, a réagi le 25 novembre 2014 aux différents articles de presse concernant cette affaire en soulignant qu’à sa connaissance la société Olp Tech s’était conformée aux règles du droit du travail français, notamment en matière de rémunération et de temps de travail et en insistant sur les fortes exigences de la Société, dans son rôle de maître d’ouvrage, quant aux aspects sociaux et environnementaux. S’agissant, d’une façon générale, des facteurs de risque liés au recours à la sous-traitance, se reporter à la Section 4.1 « Risques relatifs aux activités du Groupe », sous-section « Le fait de s’appuyer sur des sous-traitants tiers expose le Groupe à des risques » du présent document de base. 302 21. INFORMATIONS COMPLÉMENTAIRES 21.1 CAPITAL SOCIAL 21.1.1 Capital social souscrit et capital social autorisé mais non émis A la date d’enregistrement du présent document de base, et en tenant compte de la nouvelle valeur nominale des actions de la Société décidée par l’Assemblée Générale Mixte du 29 janvier 2015, le capital de la Société s’élève à la somme de vingt-cinq millions six cent trente-huit mille (25.638.000) euros, divisé en dix millions deux cent cinquante-cinq mille deux cents (10.255.200) actions de deux virgule cinq (2,5) euros de valeur nominale chacune, dont : - 1.728.000 actions ordinaires ; 5.450.280 actions de préférence AP 2007-1 (les « AP2007-1 ») ; et 3.076.920 actions de préférence AP 2008-1 (les « AP2008-1 »). Il est envisagé que les actions de préférence soient converties en actions ordinaires à l’occasion de l’introduction en bourse de la Société, tel qu’envisagé aux articles 8 et 8bis des statuts de la Société. 21.1.2 Titres non représentatifs du capital social À la date du présent document de base, la Société n’a émis aucun titre non représentatif de capital. 21.1.3 Auto-contrôle, auto-détention et acquisition par la Société de ses propres actions A la date d'enregistrement du présent document de base, la Société ne détient aucune action propre. 21.1.4 Autres titres donnant accès au capital social a) Bons de souscription d’actions L’Assemblée Générale Extraordinaire de la Société du 29 juin 2012 a décidé l’émission de 9 593 bons de souscription d’actions (les « BSA2012-1 »), réservée à la société Smart Energies (société contrôlée par une personne assimilée à Monsieur Stéphane Jallat, administrateur et membre du Comité exécutif de la Société). Les BSA2012-1 seront notamment exerçables en cas de réalisation de l’introduction en bourse de la Société avant le 30 juin 2015 pendant un délai d’au moins 30 jours précédant la date de dépôt du prospectus de l’opération auprès de l’autorité compétente, cette période prenant fin soit avec l’introduction en bourse, soit, le cas échéant, un mois après l’expiration de l’engagement de conservation des titres des titulaires concernés, dans le cadre de l’introduction en bourse. Les BSA2012-1 seront caducs à compter du 1er juillet 2015 à défaut d’introduction en bourse de la Société réalisée avant cette date. Les BSA2012-1 sont également exerçables en cas de : (i) cession à des tiers par chacun des actionnaires de ses titres au sein de la Société moyennant une contrepartie payée en numéraire à 100% ; ou 303 (ii) après une cession par chacun des actionnaires de ses titres au sein de la Société non payée à 100% en numéraire, (a) une introduction en bourse de la Société ou (b) une cession de la contrepartie non numéraire reçue lors de la première cession. En cas d’exercice, chaque BSA donne droit à la souscription d’une action nouvelle ordinaire d’une valeur nominale d’un (1) euro, au prix de 386 euros, soit quarante actions nouvelles ordinaires d’une valeur nominale de deux virgule cinq (2,5) euros au prix unitaire de 9,65 euros, après modification de la valeur nominale des actions de la Société pour la porter à 2,5 euros par action. b) Autres instruments dilutifs L’Assemblée Générale Extraordinaire de la Société du 29 juin 2012 a décidé l’émission de bons de souscription de parts de créateurs d’entreprise et d’options de souscription d’actions, notamment exerçables en cas de réalisation de l’introduction en bourse de la Société avant le 30 juin 2015 pendant un délai d’au moins 30 jours précédant la date de dépôt du prospectus de l’opération auprès de l’autorité compétente, cette période prenant fin soit avec l’introduction en bourse, soit, le cas échéant, un mois après l’expiration de l’engagement de conservation des titres des titulaires concernés, dans le cadre de l’introduction en bourse. Les bons de souscription de parts de créateurs d’entreprise et les options de souscription d’actions seront caducs à compter du 1er juillet 2015 à défaut d’introduction en bourse de la Société réalisée avant cette date. Les bons de souscription de parts de créateurs d’entreprise et options de souscription d’actions sont également exerçables en cas de : (i) cession à des tiers par chacun des actionnaires de ses titres au sein de la Société moyennant une contrepartie payée en numéraire à 100% ; ou (ii) après une cession par chacun des actionnaires de ses titres au sein de la Société non payée à 100% en numéraire, (a) une introduction en bourse de la Société ou (b) une cession de la contrepartie non numéraire reçue lors de la première cession. A la date d’enregistrement du présent document de base, sur les 55 057 bons de souscription de parts de créateurs d’entreprise dont l’émission a été décidée par l’Assemblée Générale Extraordinaire du 29 juin 2012 (les « BCE2012-1 »), 41 481 BCE2012-1 seront susceptibles d’être exercés en cas de réalisation d’une introduction en bourse avant le 30 juin 2015, les autres étant caducs, et sur les 3 350 options de souscription d’actions attribuées par le Conseil d’administration le 29 juin 2012 (les « OSA2012-1 »), 1 700 OSA2012-1 seront susceptibles d’être exercées dans la même hypothèse, les autres étant caduques. L’exercice de chaque BCE2012-1 ou, selon le cas, de chaque OSA2012-1 donne droit à la souscription d’une action ordinaire d’une valeur nominale d’un (1) euro, au prix de 386 euros, soit quarante actions nouvelles ordinaires d’une valeur nominale de deux virgule cinq (2,5) euros au prix unitaire de 9,65 euros, après modification de la valeur nominale des actions de la Société pour la porter à 2,5 euros par action. Par ailleurs, l’Assemblée Générale Extraordinaire de la Société du 13 février 2015 a décidé l’émission de 15 750 bons de souscription de parts de créateurs d’entreprise (les « BCE2015 ») et a autorisé le Conseil d’administration à procéder à l’émission de 4 250 options de souscription d’actions (les « OSA2015 ») notamment exerçables à compter du 30 avril 2017 ou, en cas d’introduction en bourse de la Société préalablement à cette date, à compter de l’expiration d’un délai de 2 ans suivant la réalisation de cette introduction en bourse. Tant les BCE2015 que les OSA2015 sont incessibles. Aucun des mandataires sociaux ou autres fondateurs de la Société n’est désigné comme bénéficiaire des BCE2015 ou des OSA2015. L’exercice de chaque BCE2015 ou, selon le cas, de chaque OSA2015 donne droit à la souscription d’une action ordinaire d’une valeur nominale d’un (1) euro, au prix de 800 euros soit quarante actions nouvelles ordinaires d’une valeur nominale de 2,5 euro, au prix unitaire de 20 euros, après modification de la valeur nominale des actions de la Société décidée par l’Assemblée Générale Mixte du 29 janvier 2015. 304 c) Attribution gratuite d’actions L’Assemblée Générale Extraordinaire de la Société du 29 juin 2012 a autorisé l’attribution gratuite de 5 000 actions (les « AGA2012-1 »), dont 3 225 seront susceptibles d’être émises en cas de réalisation d’une introduction en bourse avant le 30 juin 2015, les autres étant caduques. Les AGA2012-1 peuvent également être émises en cas de : (i) cession à des tiers par chacun des actionnaires de ses titres au sein de la Société moyennant une contrepartie payée en numéraire à 100% ; ou (ii) après une cession par chacun des actionnaires de ses titres au sein de la Société non payée à 100% en numéraire, (a) une introduction en bourse de la Société ou (b) une cession de la contrepartie non numéraire reçue lors de la première cession. En cas d’attribution, chaque AGA2012-1 donne lieu à l’émission au profit de son bénéficiaire, à titre gratuit, d’une action nouvelle ordinaire d’une valeur nominale d’un (1) euro soit quarante actions nouvelles ordinaires d’une valeur nominale de deux virgule cinq (2,5) euros après modification de la valeur nominale des actions de la Société pour la porter à 2,5 euros par action. 21.1.4.1 Dilution maximale En cas d’exercice ou d’attribution de l’intégralité des BSA2012-1, des BCE2012-1, des OSA2012-1 et des AGA2012-1 existants à la date d’enregistrement du présent document de base, et exerçables ou attribuables en cas d’introduction en bourse de la Société, cela donnerait lieu à l’émission de 55 839 actions nouvelles d’une valeur nominale d’un (1) euro, soit 2 233 560 actions d’une valeur nominale de deux virgule cinq (2,5) euros chacune après modification de la valeur nominale des actions de la Société pour la porter à 2,5 euros par action. Au vu du capital social existant à la date d’enregistrement du présent document de base, les actions ordinaires susceptibles d’être détenues sur exercice des droits attachés à ces instruments représenteraient environ 17,93% du capital, sur une base entièrement diluée (hors BCE2015 et OSA2015 attribuées en février 2015 et qui ne seront pas exerçables avant un délai de 2 ans). La part du capital détenue par les actionnaires autres que les Fondateurs et salariés de la Société représenterait 66,58% sur une base entièrement diluée (hors BCE2015 et OSA2015) au lieu de 81,12% à la date d’enregistrement du présent document de base. En cas d’exercice ou d’attribution de l’intégralité des BCE2015 et des OSA2015 existants à la date d’enregistrement du présent document de base, cela donnerait lieu à l’émission de 20 000 actions nouvelles d’une valeur nominale d’un (1) euro, soit 800 000 actions d’une valeur nominale de deux virgule cinq (2,5) euros chacune après modification de la valeur nominale des actions de la Société pour la porter à 2,5 euros par action. Au vu du capital social existant à la date d’enregistrement du présent document de base, les actions ordinaires susceptibles d’être détenues sur exercice des droits attachés à ces instruments représenteraient environ 6,02% du capital, sur une base entièrement diluée (en prenant pour hypothèse l’exercice de l’intégralité des BSA2012-1, BCE2012-1, OSA2012-1 et AGA2012-1 existants à la date d’enregistrement du présent document de base n’ait été exercé). La part du capital détenue par les actionnaires autres que les Fondateurs et salariés de la Société représenterait 62,57% sur une base entièrement diluée (hors BCE2015 et OSA2015) au lieu de 81,12% à la date d’enregistrement du présent document de base. 305 9 593 Total Actionnaires 41 481 55 057 9,65 € 30 juin 2015 9 593 9 593 9,65 € 30 juin 2015 9 714 31 807 3 382 28 425 10 079 - 7 340 11 006 BCE2012-1 30 juin 2015 9,65 € 3 350 1 700 1 700 30 juin 2015 0€ 5 000 3 225 1 625 1600 - - 1600 424 1 176 - - AGA2012-1 - - - - - OSA2012-1 30 juin 2015 9,65 € 2 920 000 2 240 000 520 000 1 720 000 135 280 1 584 720 420 120 430 760 293 600 440 240 4,16% - - - - (2) 306 - - 22,16% 33,42% 29,26% 18,88% - 3,09% 26,17% 16,43% 2,45% 6,79% 5,87% 5,40% 8,10% Pourcentage de détention du capital social sur une base entièrement diluée (4) 4,17% 2,95% 3,72% 5,58% Pourcentage de détention du capital social avant exercice d’instruments dilutifs Entité affiliée à Monsieur Stéphane Jallat. Les « Autres Fondateurs » désignent Messieurs Jean-Pascal Pham-Ba et Abdel Bounia. (3) Cette colonne prend en compte la division par quarante de la valeur nominale des actions de la Société décidée par l’Assemblée Générale Mixte du 29 janvier 2015. (4) Cette colonne détaille la part que chaque titulaire d’instruments dilutifs pourrait détenir au sein du capital de la Société, sur une base entièrement diluée (hors BCE2015 et OSA2015), en tenant compte des actions dont il est déjà propriétaire, tel que décrit à la Section 18.1.2 « Répartition du capital et des droits de vote » du présent document de base. (5) Comprend les bons et AGA devenus caducs. (6) Cette date étant étendue en cas d’engagement de conservation pris dans le cadre de l’introduction en bourse. (1) Nombre total de bons exerçables et d’actions à émettre en cas d’IPO Nombre total de bons émis et de droits d’attribution d’actions(5) Prix d’exercice / d’attribution des titres Date limite d’exercice(6) - - Autres actionnaires Autres salariés 9 593 Total Fondateurs - 9 593 Smart Energies(1) Autres Fondateurs - Amaury Korniloff (1) - BSA2012-1 Thierry Lepercq Actionnaires Nombre total d’actions pouvant être souscrites ou attribuées (2) 21.1.4.2 Tableau récapitulatif des titres donnant accès au capital pouvant être exercés, sous certaines conditions, en cas d’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris L’ensemble de ces instruments sera caduc au 1er juillet 2015 en l’absence de réalisation d’une admission des actions de la Société aux négociations sur un marché réglementé avant le 30 juin 2015. 21.1.5 Historique du capital social Pour plus d’informations sur l’historique du capital social de la Société, le lecteur est invité à se reporter à la Section 5.1.5 « Histoire et évolution du Groupe ». 21.2 ACTES CONSTITUTIFS ET STATUTS Les statuts décrits dans la présente Section 21.2 sont ceux qui ont été adoptés par l’Assemblée Générale des Actionnaires de la Société du 29 janvier 2015, sous condition suspensive de l’admission de ses actions aux négociations sur Euronext Paris. Les principales stipulations décrites ci-dessous sont issues desdits statuts de la Société. 21.2.1 Objet social (article 2 des statuts) Aux termes de l’article 2 des statuts, la Société a pour objet, directement ou indirectement, pour compte propre ou pour compte de tiers : - Toute activité de conseil, recherche, développement, ingénierie, ingénierie financière, ingénierie de structuration, gestion des risques, assurances, courtage, réassurance, de toute nature dans le domaine des énergies renouvelables, de l’efficacité énergétique, de la gestion des réseaux, de technologies liées à la protection de l’environnement et au développement durable ; - Toutes activités de services relatifs au développement, à la construction, à l’exploitation, à la maintenance et au démantèlement d’infrastructures, d’équipements et/ou de solutions énergétiques de production, de stockage, de transport, de distribution, de fourniture, de comptage, de gestion de consommation, d‘effacement, d’efficacité énergétique ; - Toutes activités d’investissement en capital ou autrement dans tous infrastructures, équipements et/ou de solutions énergétiques de production, de stockage, de transport, de distribution, de fourniture, de comptage, de gestion de consommation, d‘effacement, d’efficacité énergétique ; - Toutes activités de négoce de biens et services relatifs au développement, à la construction, à l’exploitation, à la maintenance et au démantèlement d’infrastructures, d’équipements et/ou de solutions énergétiques de production, de stockage, de transport, de distribution, de fourniture, de comptage, de gestion de consommation, d‘effacement ; - Toutes activités de négoce physique, notionnel, de droits et produits dérivés ou autrement, d’électricité, de matière premières énergétiques ou en lien avec l’énergie ; - La participation par tous moyens à toutes entreprises ou sociétés existantes ou à créer, pouvant se rattacher à son objet principal, notamment par voie de création de sociétés nouvelles, d’apport, commandite, souscription ou achat de titres ou de droit sociaux, fusion, groupement, alliance ou association en participation. 307 Et plus généralement, toutes opérations commerciales ou civiles, financières, immobilières ou mobilières, annexes ou complémentaires, se rapportant à l’objet social ou susceptibles d’en faciliter la réalisation. 21.2.2 Exercice social (article 6 des statuts) L’exercice social de la Société, dont les dates ont été modifiées en 2012, a une durée de douze mois, commençant le 1er avril et se terminant le 31 mars de chaque année. 21.2.3 Conseil d’administration 21.2.3.1 Règlement intérieur du Conseil d’administration Le Conseil d’administration sera doté d’un règlement intérieur à l’effet de préciser ses modalités de fonctionnement du Conseil d’administration de la Société. Les principales stipulations décrites ci-dessous sont issues du règlement intérieur adopté par le Conseil d’administration lors de sa réunion du 29 janvier 2015 sous condition suspensive de l’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris. 21.2.3.2 Membres du Conseil d'administration (articles 15 et 16 des statuts) La Société est administrée par un Conseil d'administration composé de trois membres au moins et de dix-huit membres au plus, nommés par l’Assemblée Générale Ordinaire des Actionnaires. La durée des fonctions d’administrateur est de trois ans. Par exception, et afin de permettre un renouvellement des administrateurs par roulement chaque année, la durée du mandat des administrateurs pourra être inférieure à trois ans. Ainsi, les administrateurs composant le Conseil d’administration à la date d’introduction en bourse seront répartis en trois groupes : (i) un premier groupe composé de deux administrateurs nommés pour un mandat d’une durée d’un an qui prendra fin à l’issue de l’Assemblée Générale Ordinaire de la Société statuant sur les comptes annuels de l’exercice clos le 31 mars 2015, (ii) un deuxième groupe composé de trois administrateurs, nommés pour un mandat d’une durée de deux ans qui prendra fin à l’issue de l’Assemblée Générale Ordinaire de la Société statuant sur les comptes annuels de l’exercice clos le 31 mars 2016 et (iii) un troisième groupe composé de trois administrateurs, dont deux administrateurs indépendants, nommés pour un mandat d’une durée de trois ans qui prendra fin à l’issue de l’Assemblée Générale Ordinaire de la Société statuant sur les comptes annuels de l’exercice clos le 31 mars 2017. Les administrateurs ne doivent pas être âgés de plus de 70 ans. 21.2.3.3 Président (article 17 des statuts) Le Conseil d’administration élit parmi ses membres personnes physiques un Président. Le Président du Conseil d’administration organise et dirige les travaux de celui-ci, dont il rend compte à l’Assemblée Générale des Actionnaires. Il veille au bon fonctionnement des organes de la Société et s’assure, en particulier, que les administrateurs sont en mesure de remplir leur mission. 21.2.3.4 statuts) Convocations et délibérations du Conseil d'administration (article 16 des Le Conseil d’administration se réunit aussi souvent que l’intérêt de la Société l’exige, sur convocation du Président ou de l’un de ses membres. La périodicité et la durée des séances du Conseil d’administration doivent être telles qu’elles permettent un examen et une discussion approfondis des matières relevant de la compétence du Conseil. 308 21.2.3.5 Pouvoirs du Conseil d’administration (article 16 des statuts) Le Conseil d’administration détermine les orientations de l’activité de la Société et veille à leur mise en œuvre. Sous réserve des pouvoirs expressément attribués aux assemblées d’actionnaires et dans la limite de l’objet social, il se saisit de toute question intéressant la bonne marche de la Société et règle par ses délibérations les affaires qui la concernent. Le Conseil d’administration fixe la limitation des pouvoirs du Directeur général, le cas échéant, aux termes de son règlement intérieur, en visant les opérations pour lesquelles l’autorisation du Conseil est requise. Le Conseil d’administration fixe chaque année soit un montant global à l’intérieur duquel le Directeur général peut prendre des engagements au nom de la Société sous forme de cautions, avals et garanties, soit un montant au-delà duquel chacun des engagements ci-dessus ne peut être pris ; tout dépassement du plafond global ou du montant maximum fixé pour un engagement doit faire l’objet d’une autorisation spéciale du Conseil d’administration. 21.2.3.6 Rémunération des administrateurs (article 15 des statuts) L’Assemblée Générale Ordinaire peut allouer aux administrateurs, à titre de jetons de présence, une somme fixe annuelle, dont le montant est maintenu jusqu'à décision nouvelle. Sa répartition entre les administrateurs est déterminée par le Conseil d'administration. Les administrateurs ne peuvent recevoir de la Société aucune rémunération, permanente ou non, autre que celles prévues par la loi. 21.2.3.7 Comités du Conseil d’administration (article 16 des statuts et article 1 du règlement intérieur du Conseil) Le Conseil d’administration peut décider la création de comités chargés d’étudier les questions que lui-même ou son président soumet à leur examen. La composition et les attributions de chacun de ces comités, lesquels exercent leur activité sous sa responsabilité, sont fixées par le Conseil d’administration par règlement intérieur. A ce jour, le Conseil d’administration a décidé de constituer les comités permanents suivants : (i) un comité d’audit et (ii) un comité des nominations et des rémunérations. (Voir la Section 16.4 « Comités du Conseil d’administration » du présent document de base.) 21.2.4 Directeur général et Directeur général délégué (article 18 des statuts) En fonction du choix effectué par le Conseil d’administration, la Direction générale de la Société est assurée soit par le Président, soit par une personne nommée par le Conseil d’administration et portant le titre de Directeur général. Le Directeur général est investi des pouvoirs les plus étendus pour agir en toutes circonstances au nom de la Société. Il exerce ces pouvoirs dans la limite de l’objet social et sous réserve de ceux que la loi et les statuts attribuent expressément aux assemblées d’actionnaires et au Conseil d’administration. Le Directeur général représente la Société dans ses rapports avec les tiers. Sur proposition du Directeur général, le Conseil d’administration peut nommer une ou plusieurs personnes physiques, chargées d’assister le Directeur général, avec le titre de Directeur général délégué. En accord avec le Directeur général, le Conseil d’administration détermine l’étendue et la durée des pouvoirs conférés aux Directeurs généraux délégués. Les Directeurs généraux délégués disposent, à l’égard des tiers, des mêmes pouvoirs que le Directeur général. 309 Le Directeur général et les Directeurs généraux délégués ne peuvent pas être âgés de plus de 70 ans. 21.2.5 Droits, privilèges et restrictions attachés aux actions 21.2.5.1 Forme des actions (article 10 des statuts) Les actions entièrement libérées revêtent la forme nominative ou au porteur, au choix de l’actionnaire, dans les conditions prévues par la réglementation en vigueur. 21.2.5.2 Droits de vote (article 11 des statuts) Chaque action donne droit au vote et à la représentation dans les assemblées générales, dans les conditions légales et statutaires. Il est institué un droit de vote double au profit des actions entièrement libérées ayant fait l’objet d’une détention continue au nominatif par un même titulaire pendant une durée consécutive de deux (2) ans minimum. Pour le calcul de cette durée de détention, il n’est pas tenu compte de la durée de détention des actions de la Société précédant la date d’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris. Conformément à l’article L. 225-123 alinéa 2 du Code de commerce, en cas d’augmentation de capital par incorporation de réserves, bénéfices ou primes d’émission, le droit de vote double est accordé dès leur émission aux actions nouvelles attribuées gratuitement à un actionnaire à raison d’actions anciennes pour lesquelles il bénéficie déjà de ce droit. Ce droit de vote double peut s’exercer à l’occasion de toute assemblée d’actionnaires. Le droit de vote double cesse de plein droit lorsque l’action est convertie au porteur ou transférée en propriété. 21.2.5.3 Droit aux dividendes et profits (article 11 des statuts) Chaque action donne droit, dans les bénéfices et l’actif social, à une part proportionnelle à la quotité du capital qu'elle représente. Les actionnaires ne supportent les pertes qu’à concurrence de leurs apports. Les droits et obligations attachés à l'action suivent le titre dans quelque main qu’il passe. La propriété d’une action emporte de plein droit adhésion aux statuts et aux décisions de l’assemblée générale. Chaque fois qu’il est nécessaire de posséder plusieurs actions pour exercer un droit quelconque, les actions isolées ou en nombre inférieur à celui requis ne donnent aucun droit à leurs propriétaires contre la Société, les actionnaires ayant à faire, dans ce cas, leur affaire personnelle du groupement du nombre d’actions nécessaires. 21.2.5.4 Droit préférentiel de souscription Les actions de la Société bénéficient d’un droit préférentiel de souscription aux augmentations de capital dans les conditions prévues par le Code de commerce. 21.2.5.5 Limitation des droits de vote Aucune clause statutaire ne restreint le droit de vote attaché aux actions. 310 21.2.6 Assemblées générales (article 20 des statuts) 21.2.6.1 Convocation des assemblées générales Les assemblées générales sont convoquées dans les conditions, formes et délais prévus par la loi. Elles sont réunies au siège social ou en tout autre lieu indiqué dans la convocation. 21.2.6.2 Accès et vote aux assemblées générales Tout actionnaire a le droit d'assister aux assemblées générales et de participer aux délibérations personnellement ou par mandataire. Tout actionnaire peut participer, personnellement ou par mandataire, dans les conditions fixées par la réglementation en vigueur, aux assemblées sur justification de son identité et de la propriété de ses titres sous la forme de l’enregistrement comptable de ses titres dans les conditions prévues par les dispositions législatives et réglementaires en vigueur. Sur décision du Conseil d’administration publiée dans l’avis de réunion ou dans l’avis de convocation de recourir à de tels moyens de télécommunications, sont réputés présents pour le calcul du quorum et de la majorité les actionnaires qui participent à l’assemblée par visioconférence ou par des moyens de télécommunication ou télétransmission, y compris internet, permettant leur identification dans les conditions prévues par la réglementation en vigueur. Tout actionnaire peut voter à distance ou donner procuration conformément à la réglementation en vigueur, au moyen d’un formulaire établi par la société et adressé à cette dernière dans les conditions prévues par la réglementation en vigueur, y compris par voie électronique ou télétransmission, sur décision du Conseil d’administration. Ce formulaire doit être reçu par la société dans les conditions réglementaires pour qu’il en soit tenu compte. Les procès-verbaux d’assemblée sont dressés et leurs copies sont certifiées et délivrées conformément à la réglementation en vigueur. Les représentants légaux d'actionnaires juridiquement incapables et les personnes physiques représentant des personnes morales actionnaires prennent part aux assemblées, qu'ils soient ou non personnellement actionnaires. 21.2.6.3 Tenue des assemblées générales L’ordre du jour de l'assemblée figure sur les avis et lettres de convocation ; il est arrêté par l'auteur de la convocation. L’assemblée ne peut délibérer que sur les questions figurant à son ordre du jour ; néanmoins, elle peut, en toutes circonstances, révoquer un ou plusieurs administrateurs et procéder à leur remplacement. Un ou plusieurs actionnaires représentant au moins la quotité du capital prévue par la loi, et agissant dans les conditions et délais légaux, ont la faculté de requérir l'inscription à l'ordre du jour de projets de résolutions. À chaque assemblée est tenue une feuille de présence contenant les indications prescrites par la loi. Les assemblées sont présidées par le président du Conseil d'administration ou, en son absence ou en cas de carence, par un administrateur délégué à cet effet par le Conseil. À défaut, l'assemblée élit elle-même son président. 311 Les fonctions de scrutateurs sont remplies par les deux membres de l'assemblée, présents et acceptant ces fonctions, qui disposent par eux-mêmes ou comme mandataires, du plus grand nombre de voix. Le bureau désigne le secrétaire, qui peut être choisi en dehors des actionnaires. Les membres du bureau ont pour mission de vérifier, certifier et signer la feuille de présence, de veiller à la bonne tenue des débats, de régler les incidents de séance, de contrôler les votes émis, d'en assurer la régularité et de veiller à l'établissement du procès-verbal. Les procès-verbaux sont dressés et les copies ou extraits des délibérations sont délivrés et certifiés conformément à la loi. 21.2.7 Censeurs (article 19 des statuts) L’assemblée générale peut nommer un ou plusieurs censeurs (personnes physiques ou morales). Le Conseil d’administration peut également procéder à la nomination de censeurs sous réserve de la ratification par la prochaine assemblé générale. La durée du mandat des censeurs est fixée à trois (3) années. Elle prend fin à l’issue de la réunion de l’assemblé générale ordinaire ayant statué sur les comptes de l’exercice écoulé et tenue dans l’année au cours de laquelle expire le mandat de censeur. Les censeurs sont rééligibles deux fois. Les censeurs sont appelés à assister comme observateurs aux réunions du Conseil d’administration et peuvent être consultés par celui-ci ; ils peuvent, sur les propositions qui leur sont soumises, et s’ils le jugent à propos, présenter des observations aux assemblées générales. Ils doivent être convoqués à chaque réunion du Conseil d’administration. Le Conseil d’administration peut confier des missions spécifiques aux censeurs. Ils peuvent faire partie des comités créés par le Conseil d’administration. 21.2.8 Clauses statutaires ou du règlement intérieur susceptibles d’avoir une incidence sur la survenance d’un changement de contrôle Aucune stipulation des statuts ou du règlement intérieur qui ont été adoptés par le Conseil d’administration de la Société lors de sa réunion du 29 janvier 2015 sous condition suspensive de l’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris, ne pourrait, à la connaissance de la Société, avoir pour effet de retarder, de différer ou d’empêcher un changement de contrôle de la Société. 21.2.9 Franchissements de seuils et identification des actionnaires 21.2.9.1 Franchissements de seuils (article 14 des statuts) Pour autant que les actions de la Société soient admises aux négociations sur un marché réglementé, outre les déclarations de franchissement de seuils expressément prévues par les dispositions législatives et réglementaires en vigueur, toute personne physique ou morale qui vient à posséder : • directement ou indirectement par l’intermédiaire de sociétés qu’elle contrôle au sens de l’article L. 233-3 du code de commerce, 312 • seule ou de concert, au sens de l’article L. 233-10 du Code de commerce, une fraction du capital ou des droits de vote, calculée conformément aux dispositions des articles L. 2337 et L. 233-9 du Code de commerce et aux dispositions du règlement général de l’Autorité des Marchés Financiers, égale ou supérieure : - à 5% du capital social ou des droits de vote de la Société, ou au-delà de ce seuil, toute fraction supplémentaire de 2% du capital social ou des droits de vote de la Société, y compris au-delà des seuils de déclaration légaux, doit informer la Société du nombre total : - des actions et des droits de vote qu’elle possède, directement ou indirectement, seule ou de concert, - des titres donnant accès à terme au capital de la Société qu’elle possède, directement ou indirectement, seule ou de concert et des droits de vote qui y sont potentiellement attachés, et - des actions déjà émises que cette personne peut acquérir en vertu d’un accord ou d’un instrument financier mentionné à l’article L. 211-1 du code monétaire et financier, par lettre recommandée avec demande d’avis de réception dans le délai de quatre jours de bourse à compter du franchissement de seuil concerné. Cette obligation d’information de la Société sera également applicable dans les cas visés au paragraphe VI bis de l’article L. 233-7 du Code de commerce, qui seront réputés applicables mutatis mutandis aux seuils visés au paragraphe 14.1 des statuts. L’obligation d’informer la Société s’applique également, dans les mêmes délais et selon les mêmes conditions, lorsque la participation de l’actionnaire en capital, ou en droits de vote, devient inférieure à l’un des seuils mentionnés au paragraphe ci-avant. Les sanctions prévues par la loi en cas d’inobservation de l’obligation de déclaration de franchissement des seuils légaux ne s’appliqueront aux seuils statutaires que sur demande, consignée dans le procès-verbal de l’assemblée générale, d’un ou de plusieurs actionnaires détenant au moins 2% du capital ou des droits de vote de la Société. La Société se réserve la faculté de porter à la connaissance du public et des actionnaires soit les informations qui lui auront été notifiées, soit le non-respect de l’obligation susvisée par la personne concernée. 21.2.9.2 Identification des actionnaires (article 10 des statuts) Pour autant que les actions de la Société soient admises aux négociations sur un marché réglementé, la Société est en droit de demander l’identification des détenteurs de titres conférant immédiatement ou à terme le droit de vote dans ses assemblées d’actionnaires, ainsi que les quantités de titres détenus, dans les conditions prévues par les dispositions législatives et réglementaires en vigueur. 21.2.10 Clauses particulières régissant les modifications du capital social Il n’existe aucune stipulation particulière dans les statuts de la Société régissant les modifications de son capital. 313 22. CONTRATS IMPORTANTS Pour plus d’informations sur les contrats importants conclus par la Société, se reporter aux Chapitre 6 « Aperçu des activités du Groupe » et Chapitre 19 « Opérations avec les apparentés » du présent document de base. 314 23. INFORMATIONS PROVENANT DES TIERS, DÉCLARATIONS D’EXPERTS ET DÉCLARATIONS D’INTÉRÊTS Le présent document de base contient des données statistiques et cite des projections de tiers en rapport avec le secteur de l’énergie solaire. La provenance de ces données est détaillée au sein de la note introductive du présent document de base. 315 24. DOCUMENTS ACCESSIBLES AU PUBLIC Des exemplaires du présent document de base sont disponibles sans frais au siège social de Solairedirect (18, rue du Quatre Septembre, 75002 Paris), ainsi que sur le site internet de la Société (www.solairedirect.com) et sur celui de l’Autorité des marchés financiers (www.amf-france.org). Pendant la durée de validité du présent document de base, les documents suivants (ou une copie de ces documents) peuvent être consultés : - les statuts de la Société ; - tous rapports, courriers et autres documents, informations financières historiques, évaluations et déclarations établis par un expert à la demande de la Société, dont une partie est incluse ou visée dans le présent document de base ; et - les informations financières historiques incluses dans le présent document de base. L’ensemble de ces documents juridiques et financiers relatifs à la Société et devant être mis à la disposition des actionnaires conformément à la réglementation en vigueur peuvent être consultés au siège social de la Société. A compter de l’admission des actions de la Société aux négociations sur Euronext Paris, l’information réglementée au sens des dispositions du règlement général de l’AMF sera également disponible sur le site Internet de la Société. A compter de l’introduction en bourse, conformément à la loi et la réglementation applicables, la Société n’entend pas publier de comptes trimestriels ni d’information trimestrielle sur son chiffre d’affaires. Elle entend toutefois publier des informations trimestrielles sur ses principaux indicateurs d’activité se rapportant au trimestre écoulé, tels que : le nombre de MW en construction, le nombre de MW installés et construits, le nombre de MW sous gestion, le nombre de MW figurant au bilan du Groupe, le nombre de projets en backlog, pipeline et prospects qualifiés. Ces informations seraient fournies pour la première fois au titre du 1er semestre comptable clos postérieurement à la date d’admission des actions aux négociations sur le marché Euronext Paris. 316 25. INFORMATIONS SUR LES PARTICIPATIONS Pour plus d’informations sur les participations du Groupe, le lecteur est invité à se reporter à la Section 7.2 « Filiales et participations » du présent document de base. 317 ANNEXE I GLOSSAIRE Autres composants du système (« balance of system » ou composants « BOS ») Tous les équipements et composants nécessaires à la construction d’un parc solaire autres que les panneaux photovoltaïques, y compris les onduleurs qui transforment le courant continu directement reçu des panneaux photovoltaïques en courant alternatif (AC), des transformateurs, des dispositifs de protection électrique, des équipements de câblage et de contrôle, ainsi que des éléments de structure tels que des cadres de montage. Backlog Avant la phase de construction, dans l’hypothèse de projets qui ne sont pas basés sur la vente d’électricité aux prix du marché de gros, projets pour lesquels le Groupe a conclu ou s’est assuré de la conclusion d’un contrat de vente d’électricité, et a vocation à s’assurer, dans les 12-18 mois à venir, des éléments restants nécessaires au financement du projet dans la juridiction concernée (contrôle du site, permis, conventions de raccordement aux Réseaux) ; dans l’hypothèse de projets basés sur la vente d’électricité aux prix du marché de gros, projets pour lesquels le Groupe s’est assuré des éléments nécessaires au financement du projet dans la juridiction concernée. Conception, fourniture et installation (« engineering, procurement and construction » ou « EPC ») Phase de conception, d’approvisionnement en panneaux photovoltaïques et autres composants du système (composants BOS) et d’installation de ceux-ci pour construire un parc solaire. Conditions de test standards Conditions de test standardisées pour la mesure de la puissance nominale produite par des cellules ou des panneaux photovoltaïques correspondant à : (i) un niveau d’irradiation de 1 000 W/m2, (ii) un niveau de masse d’air de 1,5 unité, et (iii) une température de cellule ou de panneau de 25°. Contrat d’achat d’électricité (« power purchase agreement » ou « PPA ») Contrat à long-terme par lequel un producteur d’électricité vend, pour un prix déterminé, tout ou partie de sa production future à un acquéreur (encore appelé acheteur d’électricité). Convention de raccordement au réseau Convention définissant les obligations réciproques et les conditions d’ordre technique, juridique et financier que le producteur d’énergie et le gestionnaire du réseau doivent remplir pour le raccordement au réseau d’une installation de production d’électricité. Coût moyen total de production d’énergie (« levelized cost of energy » ou « LCOE ») Indicateur permettant de comparer la compétitivité des différentes sources d’énergie, calculé en rapportant le coût total de production d’électricité (incluant les coûts de développement, financement, construction, exploitation et maintenance) pour une installation donnée, à la production effective d’électricité de cette installation (exprimée en kWh) sur toute sa durée de vie. Date de début des opérations de commercialisation Date à partir de laquelle un parc solaire est raccordé au réseau et Annexe I - 1 (« commercial operation date » ou « COD ») commence à vendre l’électricité qu’il produit. Date de réception provisoire (« substantial completion date ») Date à laquelle le Groupe atteint un niveau, contractuellement défini, d’achèvement de la construction d’un parc solaire et obtient les certifications nécessaires pour satisfaire les critères de « réception provisoire » au titre des contrats d’EPC (contrats de conception, fourniture et installation) et autres conventions se rapportant à ce parc solaire. Disponibilité énergétique technique moyenne Ratio entre l’énergie effectivement produite par une installation photovoltaïque au cours d’une période donnée et l’énergie qui pourrait théoriquement être produite au cours de la même période par la même installation. Entités « Core » Entités dont le capital est détenu majoritairement ou en totalité par le Groupe et à travers lesquelles le Groupe exerce ses activités opérationnelles et réalise ses investissements, y compris au sein d’entités « Portfolio ». Entités « Portfolio » Entités qui ne sont pas considérées comme des entités « Core » par le Groupe, dans lesquelles le Groupe détient une participation, minoritaire ou majoritaire, qu’il a vocation à céder à terme rapproché. Irradiation Niveau d’exposition d’un point de la surface terrestre aux rayonnements du soleil, qui détermine également le niveau d’électricité qu’une installation photovoltaïque peut produire à cet endroit. Kilowatt (kW) Unité standard mesurant la puissance électrique, équivalente à 1 000 watts. Kilowatt-heure (kWh) Unité standard mesurant l’énergie électrique générée ou consommée (puissance exprimée en kW multipliée par une période exprimée en heure). Mégawatt (MW) Unité standard mesurant la puissance électrique, équivalente à 1 000 kW ou 1 million de watts. Mégawatt-heure (MWh) Unité standard mesurant l’énergie électrique générée ou consommée (puissance exprimée en MW multipliée par une période exprimée en heure). Onduleur Dispositif permettant de convertir un courant continu (« CC ») produit par les parcs solaires en un courant alternatif (« CA ») compatible avec les réseaux de transport et de distribution d’électricité. Panneau photovoltaïque Principal composant d’un parc solaire, constitué d’un ensemble de cellules photovoltaïques reliées entre elles électriquement, encapsulées dans une enveloppe en plastique ou en verre et soutenues par des matériaux de support, le plus souvent une structure en aluminium. Les panneaux photovoltaïques utilisés par le Groupe sont le plus souvent composés de silicium Annexe I - 2 monocristallin ou de silicium polycristallin. Phase de post-construction (ou phase dite « brownfield ») Phase d’un projet de parc solaire postérieure à la date de début des opérations de commercialisation d’électricité ou à la date de réception provisoire, selon le cas et les usages locaux. Phase de pré-construction (ou phase dite « greenfield ») Phase d’un projet de parc solaire antérieure au démarrage des opérations de construction de l’installation ou à la date de réception provisoire, selon le cas et les usages locaux. Photovoltaïque Processus permettant de produire un courant électrique par l’exposition de matériaux semi-conducteurs à la lumière. Pipeline Projets pour lesquels le Groupe ne s’est pas encore assuré des éléments permettant de qualifier le projet de projet en backlog mais pour lesquels le Groupe a franchi une des étapes suivantes : (i) le contrôle du site et les permis requis sont assurés, (ii) une convention de raccordement au réseau est signée ou sa signature est assurée, (iii) le projet a été sélectionné ou qualifié à l’issu d’une procédure d’appel d’offres qui comprend une première phase de sélection ou (iv) une offre a été émise dans le cadre d’une procédure d’appel d’offres qui ne prévoit pas de première phase de sélection. Prospect qualifié Projets potentiels pour lesquels des dépenses de développement ont été approuvées par le Groupe et des ressources internes ont été affectées pour en assurer la conduite. Puissance crête Puissance produite par un panneau photovoltaïque dans des conditions de test standards. Puissance installée Niveau de watt-crête ou de watt, selon le cas et les normes considérées, pour une installation photovoltaïque donnée. PV Abréviation utilisée pour photovoltaïque. Ratio de performance (RP) Ratio entre la quantité d’électricité produite par une installation photovoltaïque et le niveau d’irradiation mesuré à la surface des panneaux photovoltaïques qui la composent. Réseau Ensemble des installations d’infrastructures énergétiques permettant d’acheminer l’énergie électrique des unités de production aux consommateurs. Silicium monocristallin Matériau de base composant les cellules photovoltaïques, obtenu en faisant fondre le silicium polycristallin raffiné à très haute température puis en le solidifiant en un seul cristal cylindrique de grande dimension. Cette technologie représente près de 30% du marché mondial et son rendement varie de 13 à 19% dans des conditions de test standards (ce rendement pouvant atteindre jusqu’à 23% pour les cellules testées en laboratoire). Silicium polycristallin Matériau de base composant les cellules photovoltaïques, obtenu par refonte de morceaux de silicium raffiné puis par solidification dans un creuset en bloque parallélépipédique, puis découpé en Annexe I - 3 lingot rectangulaire constitué de multiples petits cristaux de tailles et de formes différentes. Chaque lingot est ensuite découpé en wafer d’épaisseur très fin. Cette technologie représente près de 57% du marché mondial et son rendement est légèrement inférieur à celui du silicium monocristallin (11 à 15% dans des conditions de test standards). Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA) Système d’information utilisé pour évaluer, optimiser et contrôler la production d’énergie, la performance, la sécurité et plus généralement, le bon fonctionnement d’une installation photovoltaïque en temps réel. Tarif d’achat obligatoire (TAO) Mécanisme légal et règlementaire en vertu duquel le prix d’achat de l’électricité produite par une unité de production est imposé à un acheteur au titre de contrats de longue durée. Transformateur Dispositif de conversion qui permet de modifier la tension et l’intensité d’un courant électrique en un courant électrique de tension et d'intensité différentes. Viabilité financière d’un projet Etat d’un projet en termes de financement et commercialisation auprès des investisseurs et des prêteurs. Watt (W) Unité standard mesurant la puissance électrique d’une installation photovoltaïque, établie dans des conditions de test standards. Annexe I - 4 de ANNEXE II COMPTES CONSOLIDÉS DU GROUPE POUR LES EXERCICES CLOS LES 31 MARS 2014, 31 MARS 2013 ET 31 DÉCEMBRE 2011 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Comptes consolidés du Groupe pour les exercices clos les 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Annexe II - 2 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Table des matières A COMPTE DE RESULTAT CONSOLIDE ............................................................................. 5 B ETAT CONSOLIDE DU RESULTAT GLOBAL .................................................................. 6 C BILAN CONSOLIDE............................................................................................................ 7 D TABLEAU DE VARIATION DES CAPITAUX PROPRES CONSOLIDES ......................... 9 E TABLEAU DES FLUX DE TRESORERIE CONSOLIDES................................................ 10 F NOTES AUX ETATS FINANCIERS .................................................................................. 11 1 INFORMATIONS GENERALES .............................................................................................. 11 2 FAITS MARQUANTS DES EXERCICES ................................................................................... 11 3 METHODES COMPTABLES .................................................................................................. 14 4 ESTIMATIONS DE LA DIRECTION ......................................................................................... 27 5 PERIMETRE DE CONSOLIDATION ET DUREE DE L’EXERCICE .................................................. 28 6 IMMOBILISATIONS INCORPORELLES .................................................................................... 29 7 IMMOBILISATIONS CORPORELLES ....................................................................................... 30 8 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES ASSOCIEES ......................................................... 32 9 ACTIFS FINANCIERS .......................................................................................................... 33 10 STOCKS ....................................................................................................................... 35 11 CREANCES CLIENTS ET AUTRES ACTIFS COURANTS ........................................................ 36 12 CAPITAUX PROPRES ..................................................................................................... 37 13 DETTES FINANCIERES ................................................................................................... 39 14 PROVISIONS ET AVANTAGES AU PERSONNEL .................................................................. 42 15 IMPOTS DIFFERES ......................................................................................................... 44 16 FOURNISSEURS ............................................................................................................ 45 17 DETTES FISCALES ET SOCIALES ..................................................................................... 46 18 AUTRES PASSIFS D’EXPLOITATION COURANTS ................................................................ 46 Annexe II - 3 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 19 SECTEURS OPERATIONNELS : PRODUIT DES ACTIVITES ORDINAIRES ET MARGE BRUTE ...... 47 20 INFORMATION COMPARATIVE SUR 12 MOIS AU 31 MARS 2013 ......................................... 51 21 CHARGES DE PERSONNEL ............................................................................................. 51 22 CHARGES EXTERNES .................................................................................................... 52 23 AUTRES PRODUITS ET CHARGES OPERATIONNELS COURANTS ......................................... 52 24 AUTRES CHARGES OPERATIONNELLES NON COURANTES ................................................. 53 25 DOTATIONS NETTES AUX DEPRECIATIONS ET AUX PROVISIONS ........................................ 53 26 COUT DE L’ENDETTEMENT FINANCIER NET ...................................................................... 54 27 AUTRES PRODUITS ET CHARGES FINANCIERS ................................................................. 54 28 IMPOTS ........................................................................................................................ 54 29 RESULTAT PAR ACTIONS ............................................................................................... 56 30 INSTRUMENTS FINANCIERS ............................................................................................ 57 31 GESTION DES RISQUES ET DU CAPITAL ........................................................................... 59 32 ENGAGEMENTS HORS BILAN .......................................................................................... 61 33 PARTIES LIEES ............................................................................................................. 63 34 EFFECTIFS PAR CATEGORIE DE PERSONNEL ................................................................... 64 35 EVENEMENTS POSTERIEURS A LA CLOTURE .................................................................... 64 36 LISTE DES PRINCIPALES ENTITES INCLUSES DANS LE PERIMETRE DE CONSOLIDATION ....... 65 Annexe II - 4 Groupe Solairedirect A Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Compte de résultat consolidé En milliers d'euros Notes 19 Produits des activités ordinaires Achats consommés Charges de personnel Charges externes Impôts et taxes Autres charges opérationnelles courantes Autres produits opérationnels courants 2014/2013 (12 mois) 2013/2012 (15 mois) 2011 (12 mois) 156 352 (113 516) (18 944) (15 592) (643) (1 071) 761 126 231 (68 551) (23 539) (17 130) (834) (3 501) 2 873 213 478 (146 939) (18 262) (18 182) (821) (1 433) - 7 347 15 547 27 842 (1 689) 1 566 (3 734) (1 491) (1 465) - (1 171) (2 629) (894) 3 490 12 592 23 148 (996) 3 106 (2 037) (404) 1 928 (580) (61) 852 (60) 73 943 731 3 563 13 535 23 879 (2 625) (74) (4 304) 453 (4 962) 431 Résultat net de l'exercice 864 9 686 19 349 Revenant : Au Groupe Aux détenteurs d'intérêts ne conférant pas le contrôle 705 159 9 686 - 19 349 - 2,75 2,75 37,78 36,15 75,47 68,27 21 22 23 23 Excedent Brut Operationnel Dotations aux amortissements Dotations nettes aux dépréciations et aux provisions Autres charges opérationnelles non courantes 25 24 Résultat opérationnel 26 27 27 Coût de l'endettement financier net Autres produits financiers Autres charges financières Résultat financier Résultat avant impôt Charge d'impôt Quote-part du résultat net des entreprises associées 28 8 Résultat part du Groupe - par action Avant dilution Après dilution 29 29 Les notes annexes font partie intégrante des états financiers consolidés. Annexe II - 5 Groupe Solairedirect B Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Etat consolidé du résultat global 2014/2013 (12 mois) En milliers d'euros Résultat net de l'exercice 2013/2012 (15 mois) 2011 (12 mois) 864 9 686 19 349 (2 151) (1 042) 359 (2 834) (172) 254 (87) (5) 25 25 79 (27) 52 (122) 42 (80) - Résultat global (1 918) 9 601 19 374 Revenant : Au Groupe Aux détenteurs d'intérêts ne conférant pas le contrôle (2 068) 150 9 601 - 19 374 - Ecarts de conversion Couverture de flux de trésorerie Impôts différés sur couverture Eléments recyclables en résultat Ecart actuariel sur avantages au personnel Impôts différés sur écart actuariel sur avantages au personnel Eléments non recyclables en résultat Les notes annexes font partie intégrante des états financiers consolidés. Les écarts de conversion représentent les gains et pertes de change latents sur les investissements nets du Groupe à l’étranger. Les écarts de conversion portant sur les investissements réalisés sous forme de comptes courants à long terme (voir note 3.16.2 et 31.1.2) s’élèvent à (3 267) milliers d’euros au 31 mars 2014. Les couvertures de flux de trésorerie traduisent les variations de valeurs des instruments de couverture souscrits par le Groupe pour se prémunir des risques de change (voir note 31.1.2). L’effet des écarts actuariels sur les avantages du personnel est présenté en note 14. Annexe II - 6 Groupe Solairedirect C Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Bilan consolidé Bilan actif En milliers d'euros Actifs non courants Immobilisations incorporelles Immobilisations corporelles Actifs financiers non courants Titres mis en équivalence Impôts différés actifs Notes 31 mars 2014 6 7 9 8 15 Total des actifs non courants Actifs courants Stocks et en cours Clients Autres actifs courants Créances d'impôt sur les bénéfices Trésorerie et équivalents de trésorerie 10 11 11 9 Total des actifs courants Total de l'actif 1er avril 2013 31 décembre 2011 2 007 11 805 11 090 774 3 266 1 807 10 144 120 792 4 202 1 807 10 144 15 105 274 4 081 1 424 4 137 21 011 107 28 942 17 065 31 411 26 680 16 500 28 506 11 800 38 950 14 580 55 157 21 454 860 33 458 14 580 55 157 21 454 860 33 458 5 501 61 075 9 114 17 178 95 756 125 509 125 509 92 868 124 698 142 574 156 920 119 548 Les notes annexes font partie intégrante des états financiers consolidés. Annexe II - 7 31 mars 2013 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Bilan passif En milliers d'euros Capitaux propres part du Groupe Capital Primes Réserves de conversion Autres réserves Résultat de l'exercice Notes 31 mars 2014 12 Total des capitaux propres du Groupe Détenteurs d'intérêts ne conférant pas le contrôle Total des capitaux propres Passifs non courants Participation dans les entreprises associées Avantages au personnel Provisions Impôts différés passifs Dettes financières 8 14 14 15 13 Total des passifs non courants Passifs courants Dettes financières Fournisseurs Dettes d'impôt sur les bénéfices Dettes fiscales (hors IS) et sociales Autres passifs d'exploitation 13 16 17 18 Total des passifs courants Total du passif 1er avril 2013 31 décembre 2011 256 25 338 (2 297) 17 099 705 256 25 338 (155) 6 335 9 686 256 25 338 (155) 20 681 9 686 256 25 330 17 23 19 349 41 101 150 41 251 41 460 41 460 55 806 55 806 44 975 44 975 421 4 467 371 5 727 600 3 084 21 3 601 600 3 084 21 3 601 12 202 248 1 984 673 4 200 10 986 7 306 7 306 19 308 14 412 40 722 1 182 12 742 3 403 2 616 59 807 29 962 1 423 2 616 59 807 29 962 1 423 11 755 29 686 10 480 3 343 72 461 124 698 93 808 142 574 93 808 156 920 55 265 119 548 Les notes annexes font partie intégrante des états financiers consolidés. Annexe II - 8 31 mars 2013 Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Capitaux propres au 31 mars 2014 (2) Voir note 3.2 Les notes annexes font partie intégrante des états financiers consolidés. (1) Voir note 12.2. Paiements en actions (1) Autres éléments du résultat global Résultat net de la période Autres mouvements 256 Annexe II - 9 25 338 25 338 (788) (1 042) 254 254 254 30 113 1 180 (167) 9 686 42 19 372 19 349 (396) 419 Autres Réserves et résultats 18 592 1 717 411 705 (7) 15 766 256 - - - Réserves de couverture de f lux de trésorerie Capitaux propres au 1er avril 2013 25 338 8 25 330 25 330 Primes (14 347) 256 256 256 Capital Changement comptable relatif à la comptabilisation de certaines participations (2) Capitaux propres au 31 mars 2013 Paiements en actions (1) Autres éléments du résultat global Résultat net de la période Autres mouvements Capitaux propres au 31 décembre 2011 Paiements en actions (1) Autres éléments du résultat global Résultat net de la période Autres mouvements Capitaux propres au 31 décembre 2010 En milliers d'euros D Tableau de variation des capitaux propres consolidés Groupe Solairedirect (2 297) (2 142) (155) (155) (172) 17 25 (8) Ecarts de conversion 41 101 1 717 (2 773) 705 (7) 41 459 (14 347) 55 806 1 188 (85) 9 686 42 44 975 (396) 25 19 349 - 25 997 Capitaux propres - part du Groupe - - - 150 (9) 159 0 Intérêts minoritaires 41 251 1 717 (2 782) 864 (7) 41 459 (14 347) 55 806 1 188 (85) 9 686 42 44 975 (396) 25 19 349 - 25 997 Total des capitaux propres Groupe Solairedirect E Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Tableau des flux de trésorerie consolidés 2014/2013 (12 mois) En milliers d'euros Résultat net de l'ensemble consolidé 2013/2012 (15 mois) 2011 (12 mois) 864 9 686 19 349 2 528 1 173 1 717 (470) 42 74 931 1 071 1 451 9 381 3 860 (4 947) 1 180 (2 789) (612) (453) (17 691) 566 1 532 (9 668) 3 459 112 (396) 3 736 21 357 4 849 31 487 Variation des stocks et en-cours Variation des créances clients et autres débiteurs Variation des dettes fournisseurs et autres créditeurs Impôt décaissé Flux net généré par l'activité opérationnelle (3 970) 36 094 (30 790) (831) 9 884 1 130 (10 106) 41 277 (1 532) 21 101 7 762 (49 720) (16 549) (4 780) (31 800) Acquisition d'immobilisations corporelles et incorporelles Acquisition d'actifs financiers Cession d'immobilisations corporelles et incorporelles Cession d'immobilisations financières Impact des variations de périmètre sur la trésorerie Flux net provenant des investissements (5 042) (13 046) 405 669 33 (16 981) (8 283) (3 278) (898) 18 411 (110) 5 842 (1 264) (6 105) 68 3 (7 298) Augmentation de capital Côut de l'endettement financier Emissions ou souscriptions d'emprunts et dettes financières Remboursements d'emprunts et dettes financières (1 071) 16 087 (1 892) 8 (566) 2 447 (12 344) (357) 9 559 (1 214) Flux net provenant du financement 13 124 (10 455) 7 988 Effet de la conversion sur la trésorerie Variation nette de la trésorerie (493) 5 534 (252) 16 236 (16) (31 126) 33 414 38 948 5 534 17 178 33 414 16 236 48 304 17 178 (31 126) Ajustements : . Dotations aux amortissements et aux provisions . Variation des impôts différés . Charges de personnel payées en action . Gains et pertes latents liés aux variations de juste valeur . Autres éléments sans impact sur la trésorerie . Résultat des sociétés MEE net des dividendes reçus . Plus ou moins value de cession . Coût de l'endettement financier . Charge d'impôt courant de l'exercice Capacité d'autofinancement Trésorerie et équivalents de trésorerie à l'ouverture Trésorerie et équivalents de trésorerie à la clôture Variation de trésorerie La trésorerie et les équivalents de trésorerie présentés dans le tableau de flux de trésorerie comprennent la trésorerie et équivalents de trésorerie présentés à l’actif du bilan (voir note 9 pour le détail) diminués des soldes créditeurs bancaires inclus dans les dettes financières au passif (voir note 13 pour le détail de ce poste). Les notes annexes font partie intégrante des états financiers consolidés. Annexe II - 10 Groupe Solairedirect F Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Notes aux états financiers 1 Informations générales Solairedirect (« la Société ») et ses filiales (« le Groupe ») ont pour activité le développement, la construction et l’exploitation, au travers de contrats de service, d’infrastructures photovoltaïques. Le Groupe mène en outre une politique d’investissements dans certains de ces projets. L’ambition de Solairedirect est de produire de l’électricité solaire intelligente au meilleur coût. Le Groupe exerce principalement ses activités en France, en Inde, et en Afrique du Sud. Solairedirect est une société anonyme enregistrée en France dont le siège social est domicilié 18 rue du Quatre Septembre à Paris 2 2 ème . Faits marquants des exercices En France Le marché français de l’énergie photovoltaïque, qui a généré 76.3% du chiffre d’affaires du Groupe pour l’exercice clos le 31 mars 2014, est fortement dépendant des évolutions de la politique gouvernementale en matière de tarifs d’achat obligatoires. En effet, si le marché s’est développé à la faveur de l’instauration de tarif d’achat obligatoire dès 2006, le gouvernement français à partir de l’année 2010 a revu sa politique en réduisant les tarifs d’achat obligatoires, et après un moratoire de 3 mois imposé en décembre 2010, a fini par adopter une nouvelle politique centrée sur des baisses significatives de ces tarifs d’achat obligatoires. En janvier 2013, afin de freiner davantage la construction de parcs solaires qui ne sont pas passés par le mécanisme d’appel d’offres, le gouvernement français a réduit de 20% supplémentaire le tarif d’achat applicable au Groupe, dit « tarif T5 », et a mis en place un système de baisses trimestrielles automatiques de ce tarif après cette date. Ces baisses significatives des tarifs d’achat obligatoires ont eu pour conséquence de freiner considérablement l’expansion du parc solaire en France. Sur l’exercice 2011, le Groupe a lancé la construction de 8 parcs photovoltaïques, ainsi que 2 serres photovoltaïques, bénéficiaires de tarifs antérieurs au moratoire et un total de 59 MW a été construit correspondant à l’avancement effectif des constructions de l’ensemble des parcs. Le Groupe a par ailleurs restructuré et stoppé son activité de vente directe aux particuliers, compte tenu des difficultés récurrentes rencontrées sur ce segment. Cette évolution a rendu nécessaire la mise en place d’un Plan de Sauvegarde de l’Emploi qui a engendré la suppression de 56 postes au sein des effectifs de Solairedirect SA. Annexe II - 11 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Sur l’exercice 2012/2013, le Groupe a lancé la construction de 9 nouveaux parcs photovoltaïques représentant une puissance cumulée de 73 MW. Ces parcs bénéficient de tarifs T5 et à ce titre, ont nécessité un ajustement significatif des prix de vente pour préserver la viabilité économique des projets. Un total de 49 MW a été construit dans ce contexte sur l’exercice correspondant à l’avancement effectif des constructions de l’ensemble des parcs. L’exercice a également été marqué par la cession partielle de 35,25% du capital (et de la créance en comptes courants attenante) détenu dans Solaire Durance. La participation résiduelle du Groupe dans Solaire Durance s’élève à 15%. Enfin, compte tenu des difficultés rencontrées sur le marché de la toiture de moyenne taille, les développements commerciaux sur ce segment ont été arrêtés sur l’exercice. Sur l’exercice 2013/2014, l’activité de construction de parcs solaires a été marquée par la poursuite de la construction des parcs lancée sur le précédent exercice ainsi que le lancement de 9 nouveaux parcs d’une puissance cumulée de 67 MW. Un total de 84 MW a ainsi été construit sur l’exercice correspondant à l’avancement effectif des constructions de l’ensemble des parcs. Le ralentissement du marché français consécutif aux évolutions règlementaires a conduit le Groupe à revoir à la baisse sa structure de coûts au travers d’un Plan de Sauvegarde de l’Emploi visant la suppression de 68 postes au sein des effectifs de Solairedirect SA. En Inde Depuis 2010, le gouvernement national et les gouvernements régionaux ont annoncé une série d’offres publiques destinées à atteindre des objectifs ambitieux de construction d’installations photovoltaïques notamment la « Jawaharlal Nehru National Solar Mission », avec l’objectif de déployer 20 000 MW d’énergie photovoltaïque raccordée au réseau à l’horizon de 2022. Sur l’exercice 2012/2013, le Groupe a construit ses 2 premiers projets au Rajasthan, l’un pour compte propre pour une puissance de 5,6MW, l’autre pour compte de tiers pour une puissance de 10 MW, tous 2 lauréats de la Jawaharlal Nehru National Solar Mission. L’exercice 2013/2014 a été marqué par le lancement de l’activité de maintenance sur les 2 parcs construits lors de l’exercice 2013/2012. Le Groupe est également devenu attributaire de 3 projets d’une puissance cumulée de 50 MW remportés dans le cadre d’appels d’offres, l’un dans l’Etat du Punjab, les 2 autres dans le cadre de la National Solar Mission dans l’Etat du Rajasthan. Annexe II - 12 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 En Afrique du Sud La demande de puissance photovoltaïque a été stimulée en grande partie par un programme gouvernemental intitulé « Renewable Energy Independent Power Producer Programme » (REIPP), qui est un programme public d’approvisionnement par lequel le gouvernement sud-africain s’est fixé pour objectif d’atteindre un seuil d’approvisionnement total en énergie photovoltaïque dans le pays de 8 400 MW en 2030. L’énergie photovoltaïque est vendue via une procédure gouvernementale d’appel d’offres concurrentes. Les candidats retenus se voient généralement offrir la possibilité de conclure un contrat d’achat d’électricité (PPA) avec Eskom, entreprise sud-africaine en charge d’une mission de service public. L’exercice 2013/2014 a été marqué par la construction de deux projets remportés sur l’exercice précédent, d’une puissance cumulée de 21MW (projets Aurora & Vredendal). Ces derniers ont été construits respectivement à hauteur de 98% et 92% sur l’exercice. La construction des projets sera donc achevée sur l’exercice 2014/2015. En Afrique du Sud également, l’exercice a été marqué aussi par le redémarrage de l’activité industrielle de l’usine d’assemblage de modules (SDT) dans un premier temps à la faveur des 2 projets Aurora et Vredendal pour lesquels SDT a fourni 100% des modules installés, mais aussi à la faveur de la signature d’un contrat de travail à façon pour le compte de Renesola assurant ainsi la couverture des frais fixes et un taux de charge maximal pour une durée de 3 ans minimum. Au Chili L’exercice 2013/2014 a été marqué par l’achèvement d’un premier projet de 1,3 MW et de son exploitation. En Thaïlande L’activité est restée peu soutenue dans l’attente de l’émission d’appels d’offres. Des développements prometteurs sont entamés aux Philippines et en Indonésie. Annexe II - 13 Groupe Solairedirect 3 Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Méthodes comptables 3.1 Déclaration de conformité au référentiel IFRS Les états financiers consolidés du Groupe pour les exercices clos les 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 ont été établis en conformité avec le référentiel IFRS (International Financial Reporting Standards) tel qu’adopté par l’Union Européenne et applicable au 31 mars 2014. Ce référentiel est disponible sur le site : http://ec.europa.eu/internal_market/accounting/ias_fr.htm#adopted-commission Les états financiers sont présentés en milliers d'euros et ont été arrêtés par le Conseil d'Administration du 03 mars 2015. Ils ont été établis dans le cadre de l’introduction en bourse du Groupe. Certaines normes, interprétations et amendements aux normes déjà publiés par l'IASB et adoptées par l'Union Européenne ne sont pas d’application obligatoire aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011. Ces normes et interprétations ci-après n'ont pas été appliquées par anticipation par le Groupe ; - Le « paquet consolidation », composé des 5 normes suivantes applicables pour les exercices er er ouverts à compter du 1 janvier 2014, soit pour le Groupe, à compter de l’exercice ouvert le 1 avril 2014 : o IFRS 10 - : « États financiers consolidés » qui définit les principes de préparation des états financiers consolidés lorsqu’une entité contrôle une ou plusieurs entités, en définissant de manière unique le contrôle, notion à la base de la consolidation ; o IFRS 11 - « Partenariats » qui définit précisément les droits et les obligations de chacune des parties selon le type de partenariat ; o IFRS 12 - « Informations à fournir sur les intérêts détenus par d’autres entités » dont l’objectif est de rendre accessibles et intelligibles les risques auxquels une entité est exposée en raison des liens qu’elle entretient avec des entités dans lesquelles elle détient des intérêts (filiale, partenariat ou entreprise associée) ou avec des entités structurées et définit le concept de contrôle lorsqu’une entité n’a pas la majorité des droits de vote ; o IAS 27 amendée, « Présentation des états financiers individuels » ; o IAS 28 amendée, « Participation dans les entités associées et joint-ventures ». - IAS 36 amendée – « Informations sur la valeur recouvrable des actifs non-financiers » ; - IAS 32 amendée « Compensation des actifs financiers et des passifs financiers » ; - IAS 39 amendée « Novation de dérivés et maintien de la comptabilité de couverture » ; - IFRIC 21 « Taxes prélevées par une autorité publique ». Annexe II - 14 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Bien que l'analyse soit en cours, le Groupe n’anticipe pas d’incidence significative de la mise en uvre de ces textes sur ses états financiers consolidés, compte tenu notamment du changement exposé au §3.2 ciaprès et applicable à l’exercice clos au 31 mars 2014. Par ailleurs, le Groupe n’a pas encore procédé à l’analyse de l’application de la norme IFRS9 « Instruments financiers », norme publiée par l’IASB mais non encore adoptée par l’Union Européenne 3.2 Changement comptable relatif à la comptabilisation de certaines participations pour l’exercice clos le 31 mars 2014 Dans le cadre de son analyse de la mise en uvre à venir du « paquet consolidation » mentionné ci-avant, le Groupe a réexaminé l’ensemble de son périmètre de consolidation et notamment des participations minoritaires qu’il détient dans certaines sociétés de projets comptabilisées jusqu’à présent comme des actifs financiers disponibles à la vente conformément à la norme IAS 39. Selon cette analyse, et la clarification apportée par l’IFRS Interpretations Committee en janvier 2015 sur un sujet connexe (appréciation de l’influence notable par un fonds qui agit comme agent pour le compte des investisseurs), le Groupe a déterminé que ces participations, listées dans la note 36, entrent dans le champ d’application d’IAS 28, qu’il détient une influence notable dans ces entités, et qu’elles doivent désormais être comptabilisées comme des entreprises associées conformément à la norme IAS 28 d’application actuelle. Pour l’exercice clos le 31 mars 2014, le Groupe a donc comptabilisé ces participations selon la méthode de la mise en équivalence. Conformément à la norme IAS 8, le Groupe a réalisé ce changement de manière rétrospective mais, comme le permet IAS 8, n’a pas retraité les exercices comparatifs présentés compte tenu du caractère impraticable d’une telle correction avec les éléments dont le Groupe dispose à ce jour. Le changement comptable se traduit essentiellement par une dépréciation d’un montant de 14 985 milliers d’euros des créances rattachées aux participations détenues par le Groupe sur les entités projets, conséquence de la prise en compte des quotes-parts de capitaux propres négatifs des entités projets et des éliminations de marges internes de construction réalisées par le Groupe avec les entités projets (voir notes 3.3.2 et 3.3.3 sur les principes de comptabilisation des entités mis en équivalence et de neutralisation des résultats internes). er Le passage du bilan au 31 mars 2013 au bilan au 1 avril 2013 est présenté ci-dessous. Annexe II - 15 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Changement comptable relatif à certaines participations 31 mars 2013 En milliers d'euros Actifs non courants Immobilisations incorporelles Immobilisations corporelles Actifs financiers non courants Titres mis en équivalence Impôts différés actifs Total des actifs non courants 1 807 10 144 15 105 274 4 081 31 411 Actifs courants Stocks et en cours Clients Autres actifs courants Créances d'impôt sur les bénéfices Trésorerie et équivalents de trésorerie 14 580 55 157 21 454 860 33 458 (14 985) 518 121 (14 346) Total des actifs courants 125 509 - Total de l'actif 156 920 (14 346) Changement comptable relatif à certaines participations 31 mars 2013 En milliers d'euros Capitaux propres part du Groupe Capital Primes Réserves de conversion Autres réserves Résultat de l'exercice 256 25 338 (155) 20 681 9 686 Total des capitaux propres du Groupe Détenteurs d'intérêts ne conférant pas le contrôle Total des capitaux propres 55 806 55 806 Passifs non courants Avantages au personnel Provisions Impôts différés passifs Dettes financières 600 3 084 21 3 601 Total des passifs non courants 7 306 Passifs courants Dettes financières Fournisseurs Dettes d'impôt sur les bénéfices Dettes fiscales (hors IS) et sociales Autres passifs d'exploitation (14 346) (14 346) (14 346) - 2 616 59 807 29 962 1 423 Total des passifs courants Total du passif 93 808 156 920 Annexe II - 16 (14 346) 1er avril 2013 1 807 10 144 120 792 4 202 17 065 14 580 55 157 21 454 860 33 458 125 509 142 574 1er avril 2013 256 25 338 (155) 6 335 9 686 41 460 41 460 600 3 084 21 3 601 7 306 2 616 59 807 29 962 1 423 93 808 142 574 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 3.3 Méthodes de consolidation 3.3.1 Filiales Les filiales sont les sociétés dans lesquelles Solairedirect exerce, directement ou indirectement, le contrôle. Ce contrôle se caractérise par le pouvoir de diriger les politiques financières et opérationnelles afin d’obtenir des avantages de l’activité de ces filiales. Elles sont consolidées selon la méthode de l’intégration globale avec constatation des droits des actionnaires minoritaires, le cas échéant. Le contrôle est présumé lorsque le Groupe détient plus de 50% des droits de vote, ou exerce de fait la direction opérationnelle et financière d’une entreprise. Les droits de vote potentiels, détenus par Solairedirect ou ses filiales et qui sont exerçables ou convertibles, sont pris en compte pour apprécier ce contrôle. 3.3.2 Entreprises associées Les entreprises associées sont les entités dans lesquelles le Groupe exerce une influence notable sur les politiques financières et opérationnelles sans en avoir le contrôle. Cette influence notable est présumée exister dès lors que la participation du Groupe est comprise entre 20% et 50% des droits de vote, mais elle peut être démontrée dans certains cas quand le Groupe détient moins de 20%. Elles sont comptabilisées selon la méthode de la mise en équivalence. La mise en équivalence consiste à retenir l’actif net et le résultat net d’une société au prorata de la participation détenue par la société mère dans le capital, ainsi que l’écart d’acquisition y afférant le cas échéant. Dans le cas où la quote-part de capitaux propres mise en équivalence est négative, celle-ci est imputée sur la valeur d’équivalence des titres détenus puis sur les actifs financiers long-terme (principalement des comptes-courants) que le Groupe détient sur ces entités. Lorsque cette quote-part de capitaux propres négatifs est supérieure aux actifs financiers détenus, le Groupe ne reconnait un passif complémentaire que s’il considère être engagé vis-à-vis de ces entités le cas échéant au-delà de son investissement net existant.. 3.3.3 Neutralisation des opérations intra-groupe Les créances et les dettes réciproques ainsi que les produits et les charges réciproques relatives à des sociétés consolidées par intégration globale sont éliminées dans leur totalité. Les marges internes réalisées entre ces sociétés sont éliminées. Les marges internes de construction des installations photovoltaïques réalisées entre les entreprises dont les titres sont mis en équivalence et les entreprises dont les comptes sont intégrés globalement sont éliminées à hauteur du pourcentage de participation détenu par le Groupe dans le capital de l’entreprise mise en Annexe II - 17 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 équivalence. Cette élimination n’est toutefois pratiquée que dans la mesure où elle ne génère pas chez l’entité projet de quote-part de capitaux propres négatifs supérieure aux actifs financiers détenus par le Groupe sur cette entité projet. Le Groupe n’élimine pas la marge interne qu’il réalise sur les prestations d’exploitation et maintenance des actifs installés avec les entités projets mis en équivalence. Les filiales sont consolidées à compter de la date de transfert du contrôle au Groupe, et déconsolidées à la date où le Groupe n'exerce plus de contrôle. Les résultats des sociétés acquises en cours d'exercice sont retenus dans le compte de résultat consolidé pour la période postérieure à la date de transfert du contrôle au Groupe. Les titres de sociétés non significatives ou dans lesquelles le Groupe n'exerce pas de contrôle ou d'influence notable sont classés en tant qu’ « actifs financiers disponibles à la vente » (voir note 3.9). 3.4 Immobilisations incorporelles Les immobilisations incorporelles qui ont été acquises par le Groupe sont comptabilisées à leur coût diminué du cumul des amortissements et des pertes de valeur, le cas échéant. Elles sont amorties selon le mode linéaire sur leur durée d’utilité estimée. Les logiciels sont amortis linéairement sur des durées comprises entre 2 et 3 ans. Le logiciel SAP est amorti sur une durée de 10 ans. 3.5 Immobilisations corporelles 3.5.1 Coût d’acquisition ou de construction Les immobilisations corporelles sont comptabilisées à leur coût d’acquisition ou de construction diminué du cumul des amortissements et des pertes de valeur, le cas échéant. Le coût d'acquisition inclut tous les coûts directement attribuables à l’acquisition ou la création de l’immobilisation, à son transfert jusqu’à son lieu d’exploitation, et à sa mise en état pour permettre son exploitation de la manière prévue par la direction. Les installations photovoltaïques que le Groupe conserve dans le cadre de son activité d’investissement (voir note 3.17) sont présentées en installations techniques, matériel et outillage. Annexe II - 18 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 3.5.2 Amortissements des immobilisations corporelles Les immobilisations corporelles sont amorties selon le mode linéaire afin de ramener le coût de chaque actif à sa valeur résiduelle en tenant compte de sa durée de vie estimée. Lorsque des composants des immobilisations corporelles ont des durées de vie différentes, ils sont comptabilisés en tant qu’immobilisations distinctes. Les valeurs résiduelles et les durées d’utilité sont revues, et le cas échéant ajustées à chaque clôture. Les principales durées d’amortissement retenues sont les suivantes : - Les parcs photovoltaïques sont amortis sur une durée de 20 ans. Ils sont amortis à compter de leur date de mise en service. - La chaîne d’assemblage des modules photovoltaïques est amortie sur une durée de 5 ans. - Les autres installations techniques, matériels et outillages sont amortis sur une durée de 8 ans. - Les autres immobilisations corporelles sont amorties linéairement sur des durées comprises entre 3 et 8 ans. 3.6 Contrats de location Les contrats de locations significatifs souscrits par le Groupe et qui ont pour effet de lui transférer la quasitotalité des risques et avantages inhérents à la propriété sont qualifiés de contrat de location financement et entrainent à leur signature la reconnaissance d’un actif et d’une dette financière pour un montant égal à la juste valeur du bien loué ou, si celle-ci est inférieure, à la valeur actualisée des paiements minimaux au titre de la location déterminée, chacune au commencement du contrat de location. 3.7 Dépréciation des actifs immobilisés Le Groupe déprécie les immobilisations dont la valeur recouvrable estimée est inférieure à la valeur comptable. Ainsi, il examine régulièrement s'il existe des indices de perte de valeur des actifs incorporels et corporels. S'il existe de tels indices, un test de perte de valeur est réalisé afin d'évaluer si la valeur comptable de l'actif n'est pas supérieure à sa valeur recouvrable, définie comme la valeur la plus élevée entre la juste valeur diminuée des coûts de vente et la valeur d'utilité. La valeur d’utilité est la valeur d’utilisation des actifs dans le cadre du processus actuel d’utilisation. Annexe II - 19 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 3.8 Stocks Le stock de matières premières est évalué au coût de revient, non majoré des frais accessoires, à l’exception des frais de transport. L’ensemble des matières premières est valorisé au coût. Le stock de produits finis comprend les panneaux solaires, ou modules. Il comprend les composants nécessaires à l’assemblage des panneaux solaires, ainsi que le coût de la prestation d’assemblage. Le Groupe encourt par ailleurs des coûts de développement dans le cadre de ses projets de développement photovoltaïque, correspondant à la valorisation des coûts externes et des charges internes engagés dans la phase de développement des contrats de construction des installations photovoltaïques. Ces coûts font l’objet d’une comptabilisation en stock dès lors que les projets concernés remplissent simultanément les critères suivants : - Les coûts sont identifiables ; - Les coûts sont porteurs d’avantages économiques futurs ; - Les coûts sont évalués avec une fiabilité suffisante. Une dépréciation est comptabilisée pour couvrir le risque d’échec des projets en cours de développement. 3.9 Actifs financiers Le Groupe définit ses actifs financiers selon les catégories suivantes : actifs évalués à la juste valeur en contrepartie du résultat, prêts et créances, actifs disponibles à la vente. La classification dépend des raisons ayant motivé l’acquisition des actifs financiers. Le Groupe détermine la classification de ses actifs financiers lors de la comptabilisation initiale. Les actifs financiers sont constitués par de la trésorerie et des équivalents de trésorerie, des créances d’exploitation, des prêts, des titres non consolidés. Ils sont comptabilisés à la date de transaction. Les méthodes suivantes sont appliquées aux actifs financiers : - la trésorerie et les équivalents de trésorerie sont évalués en juste valeur, les ajustements de valeurs étant enregistrés en résultat. - les prêts et créances sont comptabilisés selon la méthode du coût amorti au taux d’intérêt effectif. En cas de difficulté de recouvrement des créances, des dépréciations sont constatées sur la base des prévisions d’encaissements. - Les actifs financiers détenus par le Groupe sur les entreprises associées peuvent en outre être dépréciés en cas de quote-part de capitaux propres négatifs des entreprises associées concernées (voir note 3.3.2). Annexe II - 20 Groupe Solairedirect - Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 les actifs disponibles à la vente comprennent les titres de participation non consolidés. Ils sont comptabilisés au coût quand leurs justes valeurs ne peuvent être évaluées de manière fiable. Dans certains cas un contrat de cession signé mais non encore réalisé constitue une évaluation fiable de la juste valeur. Les variations de juste valeur sur ces actifs financiers sont enregistrées en autres éléments du résultat global jusqu’à la cession effective des titres. Lorsque les circonstances permettent de conclure que la perte de valeur est définitive, celle-ci est comptabilisée en résultat. La trésorerie et les équivalents de trésorerie comprennent les liquidités, les comptes bancaires courants, les valeurs mobilières de placement réalisables à très court terme et facilement convertibles en liquidités et qui ne présentent pas de risque significatif d'évolution de valeur. La trésorerie, dont la variation est analysée dans le tableau de flux de trésorerie consolidé, est représentée par la trésorerie nette active sous déduction des découverts bancaires. 3.10 Passifs financiers Les passifs financiers comprennent les dettes financières et les dettes d’exploitation. Ils sont comptabilisés à la date de transaction. En application d’IAS 39 «Instruments financiers», les dettes d’exploitation et les dettes financières sont évaluées selon la méthode du coût amorti au taux d’intérêt effectif. 3.11 Avantages au personnel Le Groupe comptabilise et évalue les avantages du personnel conformément à IAS 19. Les avantages au personnel incluent les avantages postérieurs à l’emploi et les avantages à long-terme. Le seul avantage postérieur à l’emploi au sein du Groupe correspond au versement d’indemnités de fin de carrière en France déterminées en fonction des conventions collectives en vigueur. Les indemnités de fin de carrière relèvent d’un régime à prestations définies et sont traitées comme telles dans les états financiers. Le Groupe a évalué les engagements de retraite correspondant aux avantages postérieurs à l’emploi en estimant le montant des avantages futurs acquis par le personnel en échange des services rendus au cours de la période présente et des périodes antérieures ; ce montant est actualisé pour déterminer sa valeur actuelle. Le taux d’actualisation est égal au taux d’intérêt, à la date de clôture, fondé sur les obligations de première catégorie dont la date d’échéance est proche de celle des engagements du Groupe. Les calculs sont effectués en utilisant la méthode des unités de crédit projetées. Les écarts actuariels issus de cette évaluation sont comptabilisés en autres produits et charges du résultat global. Annexe II - 21 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 3.12 Provisions Des provisions sont comptabilisées : - lorsque le Groupe a une obligation actuelle résultant d'un événement passé, - lorsqu'il est probable qu'une sortie de ressources représentatives d'avantages économiques sera nécessaire pour éteindre l'obligation, - lorsque le montant de l'obligation peut être estimé de manière fiable. Les éventuels coûts de démantèlement ne font pas l’objet de provision dans la mesure où le Groupe estime à ce jour que la valeur recouvrable des installations photovoltaïques est supérieure au coût de démantèlement de celles-ci. 3.13 Résultat par actions L’information présentée est calculée selon les principes suivants : Résultat de base par action : le résultat de la période (part du Groupe) est rapporté au nombre moyen pondéré d’actions ordinaires en circulation au cours de la période après déduction des actions propres détenues au cours de la période. Le nombre moyen d’actions ordinaires en circulation est une moyenne annuelle pondérée ajustée du nombre d’actions ordinaires remboursées ou émises au cours de la période et calculée en fonction de la date d’émission des actions au cours de l’exercice ; Résultat dilué par action : le résultat de la période (part du Groupe) ainsi que le nombre moyen pondéré d’actions en circulation, pris en compte pour le calcul du résultat de base par action, sont ajustés des effets de toutes les actions ordinaires potentiellement dilutives : options de souscription d’actions, actions gratuites et autres instruments dilutifs. 3.14 Impôt sur les bénéfices La charge d’impôt sur les bénéfices au compte de résultat comprend l’impôt à payer au titre de la période et l’impôt différé. Les impôts différés sont constatés sur toutes les différences temporelles entre les valeurs comptables et fiscales des éléments d'actifs et de passifs, ainsi que sur les déficits fiscaux reportables. Les impôts différés actifs ne sont comptabilisés que si leur récupération est probable. Les impôts différés sont évalués en fonction de l'échéance prévisionnelle de remboursement des différences temporelles. La règle du report variable est appliquée et l'effet de tout changement de taux d'imposition est Annexe II - 22 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 comptabilisé dans le compte de résultat à l'exception de changements relatifs à des éléments comptabilisés directement en capitaux propres. Les impôts différés ne sont pas actualisés. L’IFRIC a rappelé en mai 2006 et mars 2009 que, pour entrer dans le champ d’IAS 12, un impôt doit être calculé sur la base d’un montant net de produits et de charges et que ce montant net peut être différent du résultat net comptable. Le Groupe, ayant jugé que la CVAE répondait à ces critères et à ceux d’IAS 12, a choisi de la comptabiliser en impôt sur les résultats. 3.15 Paiements en actions Le Groupe a mis en place un plan d’options sur actions de la société Solairedirect octroyées à certains salariés et dirigeants en 2012. En application de la norme IFRS 2 « Paiement fondé sur des actions », les options de souscription ou d’achat d’actions sont évaluées à leur juste valeur calculée à la date d’attribution de ces options. Conformément à IFRS 2, la juste valeur des options est déterminée selon des méthodes adaptées à leurs caractéristiques. La juste valeur à la date d’attribution des options de souscription est comptabilisée en charges sur la période d’acquisition des droits de l’option, en fonction de la probabilité d’exercice de ces options avant leur échéance, avec en contrepartie une augmentation des réserves consolidées. Les paramètres retenus dans ce modèle sont décrits en note 12. 3.16 Conversions monétaires 3.16.1 Conversion des transactions libellées en monnaies étrangères Les opérations en devises sont comptabilisées au cours du change à la date de l’opération. A la clôture de l’exercice, les créances et les dettes en devises sont converties au cours en vigueur à cette date ; les écarts de conversion qui en résultent sont comptabilisés en résultat. 3.16.2 Conversion des états financiers exprimés en devises Les états financiers des sociétés dont la monnaie fonctionnelle n’est pas l’euro sont convertis selon les méthodes suivantes : - Les actifs et passifs, y compris les écarts d’acquisition et les ajustements de juste valeur sur les actifs et passifs des sociétés étrangères, sont convertis au taux de change de clôture ; - Les produits et les charges sont convertis en euros au taux de change moyen de l’exercice. Annexe II - 23 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Les écarts de conversion en résultant sont inscrits en autres éléments du résultat global. Ils représentent les pertes et gains de change latents sur les investissements nets du Groupe dans ses activités à l’étranger que ceux-ci soient réalisés sous forme d’acquisition de sociétés, de constitution de fonds propres dans le cadre de création de filiales ou encore de comptes courants accordés aux filiales étrangères. La formule de l’investissement sous forme de comptes courants a été retenue pour sa souplesse d’utilisation puisqu’elle autorise une injection de fonds en fonction des besoins effectifs dans le temps et évite par la même une forte capitalisation ab initio. Ces comptes courants répondent à deux besoins principaux : d’une part l’investissement de la part de capital requise dans le cadre du financement de l’infrastructure solaire et d’autre part la couverture des frais de développement préalables à l’obtention d’autorisations menant à la construction effective de l’infrastructure solaire. Ces comptes courants ont donc vocation à demeurer sur le long terme pour assurer le financement des filiales concernées. Sont concernées principalement par ces conversions, les entités indiennes et sud-africaines. 3.17 Produits des activités ordinaires Le Groupe Solairedirect tire ses revenus de trois activités principales : - le développement de projets photovoltaïques et la construction d’installations photovoltaïques ; - l’exploitation et la maintenance d’installations photovoltaïques ; - l’investissement que le Groupe réalise dans certaines installations photovoltaïques. Parmi les activités secondaires ou jugées non stratégiques par le Groupe, les ventes de panneaux solaires assemblés par son usine en Afrique du Sud peuvent représenter des montants significatifs. Le revenu de chacune des activités est présenté en « Produits des activités ordinaires ». La reconnaissance des revenus tirés de ces contrats entre dans le champ d’application d’IAS 18 « Produits des activités ordinaires » qui correspondent à la juste valeur de la contrepartie reçue ou à recevoir, lors des ventes de biens et prestations de services dans le cadre des activités ordinaires du Groupe. La reconnaissance des revenus tirés des contrats de constructions d’installations photovoltaïques entre dans le champ d’application de IAS 11 « Contrats de construction ». Développement et construction d’installations photovoltaïques Dans le cadre de cette activité, le Groupe conclut un contrat de développement et construction avec un client. Ce contrat confie à Solairedirect la mission de concevoir, de faire construire puis de livrer et de procéder à la mise en service du parc solaire. Les revenus perçus au titre de ce mandat sont comptabilisés en résultat à l’avancement des prestations dès lors que le pourcentage d’avancement est jugé suffisant. La méthode à l’avancement des coûts est utilisée pour la reconnaissance des revenus. Ainsi, les revenus et la marge sont comptabilisés dès lors : Annexe II - 24 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 - que les avantages économiques attendus de la prestation sont probables et quantifiables ; - que les coûts à engager pour délivrer le service et le degré d’avancement peuvent être évalués de façon fiable ; - que le client du contrat est externe au Groupe. En effet le Groupe créé des entités projets pour héberger le parc photovoltaïque qu’il peut céder à des tiers à différents stade de la vie de l’entité projet notamment en fonction de choix pris dans le cadre de l’activité investissement du Groupe (voir plus bas le descriptif de cette activité). L’entité projet est le client du contrat de construction mais tant qu’elle est contrôlée par le Groupe, celui-ci ne reconnaît ni produit, ni marge de construction. Exploitation et Maintenance Ces prestations portent notamment sur : - l’assistance et dépannage ; - la maintenance préventive triennale ; - la facturation de la production à EDF ; - le suivi de la production de l’installation ; - le suivi de la consommation électrique du client. Le chiffre d’affaires est constaté linéairement sur la durée du contrat ou, s’agissant de prestations de dépannages, lorsque la prestation est délivrée. Les prestations de maintenance et d’exploitation réalisées par le Groupe sur les installations photovoltaïques qu’il contrôle constituent des transactions intragroupes et ne donnent donc pas lieu à la reconnaissance de chiffre d’affaires dans les comptes consolidés. Investissement dans les installations photovoltaïques Les parcs photovoltaïques étant logés dans des entités ad hoc (ceci permettant de bénéficier d’une structure juridique portant l’ensemble des autorisations administratives se rapportant au projet), le Groupe peut alternativement céder le contrôle de la société de projet avant le démarrage de la construction ou construire l’actif pour son compte propre et décider par la suite de le céder dans le cadre de la gestion de ses investissements. La cession des parts des sociétés de projet est comptabilisée en « Produit des Activités Ordinaires » de l’activité investissement au moment de la réalisation de l’opération. Le Groupe finance partiellement les entités projet porteuses des installations photovoltaïques par capitaux propres ou comptes courants. La nature des revenus de ces investissements varie suivant le contrôle ou l’absence de contrôle du Groupe sur les installations photovoltaïques. - Lorsque le Groupe contrôle une installation photovoltaïque en service, il en retire des produits de vente d’électricité. Annexe II - 25 Groupe Solairedirect - Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 En l’absence de contrôle, le Groupe dégage des produits financiers du financement qu’il accorde aux entités projet propriétaires de l’installation photovoltaïque. Ces produits financiers sont présentés dans le résultat financier du compte de résultat consolidé et en produit d’activité du secteur Investissement dans le reporting interne du Groupe. La note 19 « Secteurs Opérationnels », identifie ce reclassement de présentation des produits financiers entre le compte de résultat consolidé et les agrégats de reporting interne. - Lors de la cession de parts d’entité projet détenues par le Groupe, le résultat de cession est présenté en produits des activités ordinaires de l’activité investissement quel que soit le niveau de contrôle que ces parts représentaient. La vente de l’entité projet marque donc la reconnaissance, d’une part, de chiffre d’affaires d’investissement avec la reconnaissance de la plus-value de cession de l’entité projet et, d’autre part, si les parts cédées accordaient au Groupe le contrôle de l’entité, la reconnaissance du chiffre d’affaires et de la marge de construction, au titre de l’avancement de la construction du projet jusqu’à la date de cession. En effet, si préalablement à la cession, le Groupe contrôle l’entité projet, il ne reconnaît pas de chiffre d’affaires et de marge de construction et constate en immobilisations corporelles le parc photovoltaïque à hauteur des coûts engagés. Les autres activités Les ventes de panneaux photovoltaïques sont essentiellement issues des ventes de panneaux assemblés dans l’usine de production en Afrique du Sud et vendus localement. Ces ventes sont présentées dans l’activité « Autres » de la note 19 « Secteurs Opérationnels ». Le Groupe comptabilise les produits issus de ces ventes dès lors que la propriété du bien est transférée à l’acheteur et que les avantages économiques que le Groupe retire de cette vente sont quantifiables et probables. La propriété est considérée transférée à l’acheteur dès lors que les principaux risques et avantages, la gestion et le contrôle liés à la propriété du bien ont été transférés à l’acheteur. 3.18 Excédent Brut Opérationnel L’excédent Brut Opérationnel présenté au compte de résultat se défini comme le résultat opérationnel retraité d’une part des dotations nettes aux amortissements et dépréciations d’actifs et des provisions pour risques et d’autre part des produits et charges opérationnels jugés non courants par le Groupe en raison de leur caractère inhabituel, anormal par leurs natures et leurs montants élevés. Ces éléments sont retraités car ils sont de nature à fausser la compréhension de la performance opérationnelle courante du Groupe. L’Excédent Brut Opérationnel inclut donc les produits de l’activité du Groupe diminués : - des achats consommés dont le niveau est directement lié à l’activité du Groupe ; Annexe II - 26 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 - des frais de personnel ; - des charges externes constituées des charges fixes nécessaires à l’activité du Groupe. Elles incluent notamment les honoraires, les charges locatives immobilières, les frais d’assurance hors assurances projets ; - des autres produits et charges opérationnelles courants du Groupe qui incluent notamment, les résultats sur cessions d’actifs immobilisés. 3.19 Secteurs opérationnels L’information par secteurs d’activité est présentée en conformité avec le système de reporting interne du Groupe utilisé par la Direction Générale pour mesurer la performance financière et allouer les ressources. Les risques et rentabilités sont en outre spécifiques à chacun des secteurs d’activité. Le Groupe suit, par secteur d’activité, deux agrégats financiers principaux : - Ses revenus d’activités qui correspondent à ses produits d’activités ordinaires augmentés des produits financiers que le Groupe facture aux entité projet détentrices de parcs photovoltaïques sur lesquelles il détient des parts qui ne lui confèrent pas de contrôle et auxquelles il accorde un financement par prêt ou compte courant ; - Ses marges brutes qui correspondent aux revenus nettés des achats consommés et des charges externes directement liées aux projets. 4 Estimations de la direction La préparation des états financiers amène le Groupe à procéder à ses meilleures estimations et à retenir des hypothèses qui affectent la valeur comptable des éléments d’actif et de passif, les informations relatives aux éléments d’actif et de passif éventuels, ainsi que la valeur comptable des produits et charges enregistrés durant la période. Les résultats réels futurs sont susceptibles de diverger par rapport à ces estimations. Les principaux éléments des états financiers pour lesquels le Groupe a recours à des estimations significatives sont les suivants : - l’évaluation et la dépréciation des stocks (se référer à la note 3.8) ; - l’évaluation des impôts différés et la reconnaissance des impôts différés actifs (se référer à la note 3.14) ; - le degré d’avancement des projets et leur marge à terminaison (se référer à la note 3.17 paragraphe « Développement et construction d’installations photovoltaïques ») ; - l’évaluation des provisions (voir note 3.12 et 14). Annexe II - 27 Groupe Solairedirect - Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Les entités projets clôturant leurs comptes annuels au 31 décembre, le Groupe a estimé le résultat de la période sur la base des derniers éléments disponibles, pour ses participations dans les entreprises associées ne produisant pas d’information financière trimestrielle. 5 Périmètre de consolidation et durée de l’exercice La liste des principales entités incluses dans le périmètre de consolidation est présentée en note 36. Elle inclut notamment les holdings des entités qui portent des projets dans le cadre des contrats de développement et de construction tel que décrit au paragraphe 3.17 « Produits des activités ordinaires ». La reconnaissance des entités projets dans les comptes consolidés à fait l’objet d’un changement comptable au er 1 avril 2013, décrit en note 3.2. En décembre 2012, l’Assemblée Générale Extraordinaire de la Société a pris la décision de modifier la date de clôture des exercices comptables de la Société, celle-ci passant du 31 décembre au 31 mars de chaque année. En conséquence, les comptes consolidés relatifs à l’exercice clos le 31 mars 2013 couvrent une période de 15 mois, contre 12 mois pour les exercices clos respectivement les 31 mars 2014 et 31 décembre er 2011. Une information sur l’activité du Groupe sur les 12 mois entre le 1 avril 2012 et le 31 mars 2013 est présentée en note 20. Annexe II - 28 Groupe Solairedirect 6 Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Immobilisations incorporelles En milliers d'euros Concessions, brevets Autres immobilisations incorporelles Total Valeurs brutes : Au 31 décembre 2010 Acquisitions Cessions Ecarts de change Au 31 décembre 2011 Acquisitions Cessions Ecarts de change Au 31 mars 2013 Acquisitions Cessions Ecarts de change Autres mouvements Au 31 mars 2014 1 302 202 718 2 222 579 (341) 174 2 634 847 (50) (55) 3 376 106 619 (718) 7 183 (177) 14 (1) (12) 1 1 408 821 2 229 762 (341) (3) 2 648 847 (51) (67) 3 377 (326) (481) (808) (385) 357 1 (834) (562) 27 (1 369) (30) 30 (8) 1 (8) 1 7 - (356) (481) 30 (808) (393) 357 2 (842) (562) 28 7 (1 369) 976 1 414 1 800 2 007 76 7 5 - 1 052 1 424 1 807 2 007 Amortissements : Au 31 décembre 2010 Dotations Reprise Autres mouvements Au 31 décembre 2011 Dotations Reprise Autres mouvements Au 31 mars 2013 Dotations Ecarts de change Autres mouvements Au 31 mars 2014 Valeurs nettes : Au 31 décembre 2010 Au 31 décembre 2011 Au 31 mars 2013 Au 31 mars 2014 Les autres immobilisations incorporelles sont principalement composées de logiciels détenus par la société Solairedirect. Annexe II - 29 Groupe Solairedirect 7 Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Immobilisations corporelles En milliers d'euros Matériel, installations techniques et outillage Autres immobilisations corporelles Total Valeurs brutes : Au 31 décembre 2010 Acquisitions Cessions Autres mouvements Au 31 décembre 2011 Acquisitions Cessions Autres mouvements Au 31 mars 2013 Acquisitions Cessions Ecarts de change Autres mouvements Au 31 mars 2014 4 962 298 (28) 5 232 4 104 (1 563) 27 7 800 3 571 (423) (1 522) 1 637 11 063 1 887 381 (65) 2 202 3 702 (196) (2) 5 706 625 (92) (483) (1 570) 4 186 6 849 679 (93) 7 434 7 805 (1 759) 25 13 506 4 196 (515) (2 005) 67 15 249 (1 755) (1 049) 424 (2 380) (1 252) 1 346 (2 287) (720) 60 718 (187) (2 416) (501) (481) 65 (917) (356) 197 (1 076) (233) 33 69 180 (1 027) (2 256) (1 530) 489 (3 297) (1 608) 1 543 (3 363) (953) 93 787 (7) (3 443) 3 207 2 852 5 513 8 646 1 386 1 285 4 630 3 159 4 593 4 137 10 144 11 805 Amortissements : Au 31 décembre 2010 Dotations Reprise Au 31 décembre 2011 Dotations Reprise Au 31 mars 2013 Dotations Reprise Ecarts de change Autres mouvements Au 31 mars 2014 Valeurs nettes : Au 31 décembre 2010 Au 31 décembre 2011 Au 31 mars 2013 Au 31 mars 2014 Le poste matériel, installations techniques et outillage est principalement constitué des machines utilisées pour assembler les panneaux solaires. Il comprend également les véhicules en location financement. Aucun indice de perte de valeur des immobilisations corporelles n’a été identifié au cours des exercices clos aux 31 décembre 2011, 31 mars 2013 et 31 mars 2014. En conséquence, aucun test de perte de valeur n’a été effectué. Annexe II - 30 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Les autres immobilisations corporelles de 3 159 milliers d’euros sont constituées de terrains (2 176 milliers d’euros), de constructions (98 milliers d’euros), d’immobilisation en cours (19 milliers d’euros), d’avances & acomptes sur immobilisations corporelles (456 milliers d’euros) et d’autres immobilisations corporelles (410 milliers d’euros). Le montant des biens pris en location financement, net d'amortissement, s'élève à 199 milliers d’euros au 31 mars 2014 contre 405 milliers d’euros au 31 mars 2013 et 1070 milliers d’euros au 31 décembre 2011. Les dettes financières au titre des locations financement sont présentées dans la note 13. Les immobilisations corporelles en cours s’élèvent à 19 milliers d’euros au 31 mars 2014 contre 1 704 milliers d’euros au 31 mars 2013 et 7 milliers d’euros au 31 décembre 2011. Aucun coût d’emprunt n’a été capitalisé sur l’exercice. Annexe II - 31 Groupe Solairedirect 8 Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Participations dans les entreprises associées La variation des participations dans les entreprises associées s’analyse comme suit: 31 mars 2014 En milliers d'euros Mouvements au cours de la période comptable Montant en début de période (1) Quote-part dans les résultats des entreprises associées Elimination des résultats internes Variation de périmètre Montant en fin de période 31 mars 2013 792 (18) 774 (12 202) 453 12 023 274 31 décembre 2011 (9 706) 431 (2 927) (12 202) (1) Un changement comptable relatif à la participation des entités projets a été effectué par le Groupe dans ses comptes consolidés 2013/0214 (voir note 3.2). L’effet de ce changement comptable sur la valeur des participations sur les entreprises associées est de 518 milliers d’euros. Les quote-parts de résultat des entreprises associées au 31 mars 2014 ont par ailleurs affecté les créances rattachées aux participations pour un montant de (56) milliers d’euros (voir note 3.3.2 sur les principes de comptabilisation des mises en équivalence). Le Groupe a cédé au cours de l’exercice 2012/2013 35,25% du capital de Solaire Durance (voir note 2 « Faits marquants de l’exercice »). Aux 31 mars 2014 et 31 mars 2013, au titre de ses participations dans les entreprises associés, le Groupe n’est pas engagé vis-à-vis de ces entités au-delà du montant de son investissement net. Les actifs, les passifs et éléments du compte de résultat de ces entités, aux dates ou elles sont comptabilisées par le Groupe en mise en équivalence sont les suivants : En milliers d'euros 31 mars 2014 31 mars 2013 31 décembre 2011 Actifs non courants Actifs courants Total des actifs Capitaux propres Passifs non courants Passifs courants Total passifs 447 966 67 864 515 830 (2 847) 416 046 102 631 515 830 802 802 782 19 802 148 685 16 052 164 736 (4 440) 156 977 12 200 164 736 Chiffre d'affaires Résultat opérationnel Résultat de l'exercice 57 778 24 757 (14 006) (18) (18) 14 769 6 455 (21 247) Annexe II - 32 Groupe Solairedirect 9 Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 Actifs financiers Actifs financiers non courants : 31 mars 2014 En milliers d'euros Titres de participation 111 Valeur brute des créances rattachées à des participations Dépréciations des créances rattachées à des participations Créances rattachées à des participations en valeurs nettes Dépôts et cautionnements Actifs financiers non courants 22 186 (11 462) 10 724 31 mars 2013 4 368 10 469 10 469 31 decembre 2011 3 186 17 465 17 465 255 269 360 11 090 15 105 21 011 Les titres de participations au 31 mars 2013 et au 31 décembre 2011 comprennent essentiellement les investissements dans différentes entité projets portant des parcs solaires construits par le Groupe. Comme exposé dans la note 3.2, ces entités, sur lesquelles le Groupe exerce une influence notable, sont comptabilisées selon la méthode de mise en équivalence au 31 mars 2014 uniquement (l’effet du changement de comptabilisation des entités projets porte sur les capitaux propres d’ouverture de l’exercice 2013/2014 tel que décrit en note 3.2). Les créances rattachées à des participations correspondent essentiellement aux créances vis-à-vis des sociétés projet et font ainsi partie de l’investissement net du Groupe dans ces entités. La dépréciation de ces créances au 31 mars 2014 résulte le cas échéant de l’application de la méthode de la mise en équivalence sur des sociétés projets dont la quote-part d’actif net revenant au Groupe excèderait la valeur d’équivalence des titres de participation détenus (voir la note 3.2 qui présente les effets du changement de comptabilisation des entités projets et notamment l’effet de la dépréciation des actifs financiers sur les capitaux propres au 1 er avril 2013). Au 31 mars 2013 et 31 décembre 2011, les entités projets ne sont pas comptabilisées selon la méthode de mise en équivalence. Bien que ces entités enregistrent des pertes sur ces périodes, leurs performances sont conformes aux prévisions établies lors de leur création. Le Groupe a donc considéré qu’il n’y avait pas lieu de déprécier les créances du Groupe rattachées à ces participations du fait de la profitabilité qui en est attendue. L’augmentation des créances rattachées aux participations en valeur brute au 31 mars 2014 est essentiellement liée au financement des entités projets en Afrique du sud et en France. Les échéances des actifs financiers non courants au 31 mars 2014 sont les suivantes : Annexe II - 33 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 En milliers d'euros Total Titres de participation Créances rattachées à des participations Dépôts et cautionnements 111 10 724 255 Total 11 090 de un à cinq ans Plus de cinq ans 111 10 724 255 - 11 090 Trésorerie et équivalents de trésorerie : En milliers d'euros 31 mars 2014 31 mars 2013 31 décembre 2011 Equivalents de trésorerie Disponibilités 3 908 35 042 17 999 15 459 580 16 598 Total 38 950 33 458 17 178 Les équivalents de trésorerie comprennent des SICAV monétaires, des comptes à terme et des parts de fonds communs de placement immédiatement disponibles dont les variations en juste valeur sont comptabilisées en résultat. Au 31 mars 2014, les disponibilités incluent un montant de 4.277 milliers d’euros de comptes bancaires nantis au profit d’établissements financiers contre 913 milliers d’euros au 31 mars 2013 et 8.552 milliers à la clôture 2011. Ce nantissement est destiné à contre-garantir certaines garanties financières présentées en engagement donné en note 32.1. Annexe II - 34 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 10 Stocks Les stocks s’analysent comme suit : 31 mars 2014 En milliers d'euros 31 mars 2013 31 décembre 2011 Stocks en valeur brute Marchandises et matières premières En cours de production biens & services Panneaux solaires et modules 2 288 14 496 2 539 2 068 14 105 2 692 1 819 3 032 2 998 Stock & En cours - Brut 19 323 18 865 7 849 Marchandises et matières premières En cours de production biens & services Panneaux solaires et modules (26) (2 216) (581) (26) (2 751) (1 508) (990) (1 358) Stock & En cours - Provisions (2 823) (4 285) (2 348) Marchandises et matières premières En cours de production biens & services Panneaux solaires et modules 2 262 12 280 1 958 2 042 6 067 1 184 1 819 2 042 1 640 Stock & En cours - Net 16 500 14 580 5 501 Dépréciations des stocks Stocks en valeur nette Au 31 mars 2014, les stocks d’en cours de production biens & services concernent principalement la construction des parcs Caillavet, Ollières, Fontienne et Arsac. Au 31 mars 2013, les stocks d’en cours de production biens & services concernent principalement la construction du parc Beconnais. Annexe II - 35 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 11 Créances clients et autres actifs courants Les créances clients s’analysent comme suit : 31 mars 2014 En milliers d'euros 31 mars 2013 31 décembre 2011 Créances clients - Brut Créances clients - Provisions 28 997 (491) 55 806 (649) 61 399 (324) Créances clients - Net 28 506 55 157 61 075 Le groupe déprécie : - totalement les factures échues depuis plus de 120 jours, - à 50% les factures échues à plus de 90 jours, - à 25% les factures échues à plus de 60 jours, - à 10% les factures échues à plus de 30 jours. Les autres actifs courants s’analysent comme suit : En milliers d'euros Créances fiscales et sociales Créances d'impôt sur les bénéfices Avances et acomptes versés Autres créances diverses Charges constatées d'avance Autres actifs courants 31 mars 2014 31 mars 2013 31 décembre 2011 1 151 1 197 9 006 446 887 860 6 565 13 383 620 1 760 117 6 608 628 11 800 22 314 9 114 Les créances diverses au 31 mars 2014 sont constituées de comptes courants à court terme avec des sociétés projet mises en équivalence. Les créances diverses au 31 mars 2013 sont constituées de comptes courants avec des sociétés projets non consolidées. Le Groupe détenait à la clôture une créance de 6 480 milliers d’euros sur des sociétés projet en cours de construction à la date du 31 mars 2013. Cette créance a fait l’objet d’un refinancement postérieurement à la clôture, conformément aux accords contractuels relatifs au financement des projets concernés. Les créances diverses au 31 décembre 2011 sont essentiellement constituées de comptes courants avec des sociétés projet non consolidées. Annexe II - 36 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 12 Capitaux propres 12.1 Capital social Le capital social de la Société au 31 mars 2014 est de 256 380 euros divisé en 256 380 actions de 1 euro chacune entièrement souscrite, intégralement libérée. Le nombre d’actions n’a pas évolué de 2011 à 2014. 12.2 Paiements en actions En 2012, Solairedirect a attribué gratuitement 5.000 actions ordinaires de la Société au profit des membres du personnel, émis 9.593 bons de souscription d'actions autonomes conférant chacun le droit de souscrire à une action nouvelle ordinaire d'une valeur nominale d'un euro, émis à titre gracieux, 55.057 bons de souscription de parts de créateurs d'entreprises conférant chacun le droit de souscrire à une action nouvelle ordinaire d'une valeur nominale d'un euro et a attribué 3.350 options de souscription d'actions conférant chacun le droit de souscrire à une action nouvelle ordinaire d'une valeur nominale d'un euro. Les caractéristiques de ces instruments financiers sont présentées ci-dessous : AGA 2012-1 BSA 2012 -1 BCE 2012-1 OSA 2012-1 29/06/12 29/06/12 29/06/12 29/06/12 0 386 386 386 1 1 1 1 1/07/15 1/07/15 1/07/15 1/07/15 5.000 9.593 55.057 3.350 Conditions d’acquisition cf. (a) (minimum 2ans) cf. (a) cf. (a) cf. (a) Période de conservation 2 ans après acquisition - - - 0 1 0 0 Résultat comptabilisé en 2013/2014 (291) K (275) K (1 115) K (37) K Résultat comptabilisé en 2012/2013 (378) K (120) K (655) K (27) K Caractéristiques Date d'attribution Prix d’exercice Parité Action/Instrument Caducité Nombre attribué Prix d’émission (a) - Les conditions d’acquisition sont les suivantes : la réalisation d’un événement de liquidité avant le 1er juillet 2015 ; Annexe II - 37 Groupe Solairedirect - Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 la présence du titulaire à la date de réalisation de l’événement de liquidité. Les principales hypothèses retenues pour l’évaluation des bons relutifs sont les suivantes : AGA 2012-1 BSA 2012 -1 BCE 2012-1 OSA 2012-1 29/06/12 29/06/12 29/06/12 29/06/12 Maturité des instruments 3 ans 3 ans 3 ans 3 ans Juste valeur du sous-jacent à la date d’attribution 386 386 386 386 0% 0% 0% 0% 0,25% 0,25% 0,25% 0,25% Volatilité du sous-jacent n/a 28% 28% 28% Turn-over annuel 5% 5% 5% 5% Hypothèses Date d’attribution Taux de dividende Taux sans risque à 3 ans Les justes valeurs retenues pour ces plans sont les suivantes : Instruments Attribués le 29/06/12 Existants au 31/03/14 Annulés Juste valeur unitaire IFRS 2 () AGA 2012-1 5.000 1.675 3.325 367 BSA 2012-1 9.593 - 9.593 75 BCE 2012-1 55.057 12.080 42.977 75 OSA 2012-1 3.350 1.650 1.700 75 Annexe II - 38 Groupe Solairedirect Comptes consolidés aux 31 mars 2014, 31 mars 2013 et 31 décembre 2011 13 Dettes
