L’activité principale de Voltalia est le développement de centrales de production d’électricité renouvelable, ainsi que la vente de l’électricité générée par les centrales qu’il détient.

Cette production repose principalement sur trois technologies :

Voltalia est également présent sur deux technologies complémentaires :

En 2025, Voltalia a décidé d’arrêter le développement sur ces deux dernières technologies ainsi que le développement de nouveaux projets hydrogène.

L’électricité produite est vendue, soit à des opérateurs publics, à des tarifs réglementés ou issus d’appels d’offres soit à des clients publics ou privés sur le marché libre, via des contrats de type PPA.

En 2025, Voltalia a vendu 4,9 TWh d’électricité renouvelable, en hausse de 4 % par rapport à 2024, malgré l'écrêtement au Brésil.

Au 31 décembre 2025, Voltalia a une puissance installée de 2,91 GW auxquels s’ajoutent 641 MW en construction, soit un total de 3,6 GW (contre 3,3 GW à fin 2024).

Le Groupe dispose enfin d’un portefeuille de projets en développement représentant une capacité totale de 12 GW, dont 1 GW sécurisés par des contrats long terme de vente d’électricité.

Voltalia couvre l’ensemble du cycle de vie des centrales, du développement à l’exploitation et pour ce faire, fournit également des prestations de services couvrant :

En plus de ses propres centrales, Voltalia et Renvolt exploite 8,7 GW pour compte de tiers (en croissance de 34 % par rapport à 2024).

En 2025, dans le cadre du programme de transformation SPRING et pour donner plus de transparence sur les différentes activités, Voltalia a créé Renvolt, Business Unit dédiée aux activités EPC et O&M, pour les centrales du groupe et pour compte de tiers.

À partir de 2026, les activités spécialisées du Groupe sont regroupées au sein d’une entité dédiée, Voltalia Hub.

Cette entité rassemble notamment les Business Units :

Voltalia Hub regroupe ainsi les expertises spécialisées du Groupe, en complément des activités de production et de services aux centrales.

Depuis le début de l'année 2026, dans le cadre de son plan de transformation SPRING et pour répondre à l'évolution du marché des énergies renouvelables, Voltalia a créé Renvolt, une filiale dédiée aux services EPC (Ingénierie, Approvisionnement et Construction) et O&M (Exploitation et Maintenance). Ces services sont désormais réalisés par Voltalia au travers de sa Business Unit Renvolt, pour son compte propre et pour le compte de clients tiers tels que des compagnies d’électricité, des entreprises de tous secteurs ou des fonds d’infrastructure.

L’activité pour clients tiers permet également à Voltalia de sonder et de prospecter de nouveaux territoires avant de s’y établir durablement en tant que producteur d’électricité. L’activité de Services a servi de tremplin dans des pays comme l’Albanie.

Concernant plus particulièrement les prestations d’Exploitation-Maintenance et de gestion d’actifs, Voltalia exploitait à fin 2025, 8,7 GW pour le compte de clients tiers, principalement en Europe et en Amérique Latine. En incluant 2,9 GW détenus en propre par le Groupe, la puissance totale sous gestion atteint 11,6 GW.

Les équipes Ingénierie, Fourniture d’équipement et Construction sont en charge de la conception de la centrale, de la sélection des fournisseurs et sous-traitants ainsi que de la construction des infrastructures de production d’électricité (centrales et lignes de transmission si nécessaire). Elles supervisent les chantiers ainsi que les tests de raccordement jusqu’à la mise en service de la centrale. Ces activités sont désormais assurées par Renvolt, filiale de Voltalia dédiée aux Services.

Les équipes d’Exploitation-maintenance optimisent la performance des centrales et réalisent les interventions de maintenance préventive, corrective et prédictive. Elles peuvent assurer également la gestion administrative et financière des centrales (adaptation aux changements réglementaires, facturation de l’électricité...). Ces activités sont désormais assurées par Renvolt, filiale de Voltalia dédiée aux Services.

D’importants montants sont investis en prospection et en développement et renforcent le portefeuille de projets. Ce dernier atteignait 12 GW à fin 2025 en baisse de 30%, avec une priorité donnée à la maturité des projets. L'objectif est de tendre vers une baisse des dépenses de développement en privilégiant une meilleure allocation sur les futurs projets.

En développant à un faible coût marginal un nombre important de projets, Voltalia est en mesure d’opérer une sélection pour conserver ceux qui correspondent le mieux à sa stratégie et vend les autres à des clients tiers, associés à des contrats de Fournitures d’équipement, de Construction et/ou d’Exploitation-maintenance. Les projets peuvent être cédés quel que soit leur stade de développement (projets prêt-à-construire, centrales en construction ou en exploitation).

En 2025, Voltalia a poursuivi sa stratégie de vente de projets à différents stades de développement. Voltalia a ainsi cédé des centrales solaires en exploitation en France pour un total de 24 MW. Il s'agit des centrales de Carrières des Plaines (8,2 MW), Canadel (10,4 MW) et Pagap (5 MW).

Pour mémoire :

En 2024, Voltalia a cédé un parc éolien de 12 MW en Nord‐Charente en fin de contrat, tout en conservant l’exploitation et la maintenance via Greensolver. Le groupe a également vendu un parc solaire en construction de 50 MW au Royaume‐Uni et un projet éolien en développement de 500 MW au Brésil.

Voltalia s'appuie sur un portefeuille produisant de l’électricité à un prix compétitif. Fort de cette stratégie différenciante centrée sur les marchés non subventionnés, Voltalia est en mesure de saisir de nombreuses opportunités de créer de la valeur ajoutée supplémentaire à toutes les étapes du cycle de vie d’une centrale :

Le modèle économique développé par Voltalia privilégie des contrats long terme de vente d’électricité (durée résiduelle moyenne des contrats de 18,1 années à fin 2025), indexés sur l’inflation, offrant une visibilité exceptionnelle sur les flux de trésorerie dans la durée : avec les contrats de vente d’électricité signés en 2025, Voltalia dispose au 31 décembre 2025 d’un portefeuille dont le total atteint 7,7 milliards d’euros de revenus futurs contractés. 77 % du chiffre d’affaires généré par les contrats d’achat d’électricité était indexé sur l’inflation.

Les centrales de Voltalia sont par ailleurs financées en grande majorité par de la dette long terme dans la même devise que celle du contrat de vente d’électricité ; cette dette projet a aujourd’hui une maturité résiduelle de 12,99 ans. On peut également noter que cette dette est généralement swappée en taux fixe dès le financement et n’est donc pas sensible à la hausse des taux d’intérêt.

Fort de ses atouts opérationnels tels que la capacité à développer, la sélection rigoureuse des sites, les économies d’échelles liées au développement en cluster ou la capacité à exploiter des marchés de niche, Voltalia conserve ses objectifs de taux de rentabilité interne (supérieurs à 10 % dans les pays développés et à 15 % dans les pays émergents).

En 2025, même si Voltalia a signé davantage de contrats avec les Gouvernements et les Utilites, les contrats liant directement un producteur d’énergie renouvelable à son client, une entreprise, ou Corporate PPA, ont continué à se développer à la fois dans les pays où les énergies renouvelables ne sont pas subventionnées et dans des pays où des mécanismes de soutien sont toujours en cours. La France a vu l’apparition de ce type de contrats de gré à gré dès 2019 malgré l’existence de Feed-In Tariff (Tarif Règlement d’Achat) et de Feed-In Premium (Complément de Rémunération).

Cette tendance continue dans certaines régions, grâce à des entreprises qui s’engagent, de manière obligatoire ou volontaire, à atteindre un objectif de consommation d’énergie renouvelable ambitieux. Dans les zones où le réseau électrique est inexistant ou défaillant (principalement les pays en développement), l’approvisionnement en énergie renouvelable est également synonyme d’accès à une source d’électricité moins chère et plus fiable que la seule production générée via des groupes électrogènes conventionnels.

Dans le cadre d’un Corporate PPA, un producteur et un consommateur définissent des conditions de vente d’électricité, à moyen ou long terme, depuis un (ou des) projet(s) ciblé(s) jusqu’aux infrastructures du client. Ils permettent aux producteurs d’apporter une nouvelle source d’énergie renouvelable sur le réseau et constituent ainsi une source « additionnelle » pour le réseau.

Depuis 2008, les entreprises ont signé des accords à long terme pour plus de 210 GW d’énergie propre dans le monde. Sur ces marchés, les PPA sont des instruments négociés au prix de gros, et la plupart d’entre eux sont des contrats « hors site » (l’électricité est acheminée de l’usine aux installations via le réseau).

En 2025, 14 % des contrats de Ventes d'énergie signés par Voltalia l'ont été avec des Corporates., contre 86 % avec des Utilities. Sur l'ensemble des contrats signés (y compris en Corporate), 71 % l’ont été en Afrique et en Ouzbékistan et 29 % en Europe.

En 2025, Voltalia n'a pas signé de contrats long terme au Brésil.

En 2025, Voltatia n'a pas signé de contrats long terme en Afrique.

En 2026, Voltalia a remporté un nouveau projet solaire en Tunisie d'une capacité de 132 MW dans la région de Gabès, située dans le sud-est du pays qui fait suite à deux contrats signés en 2024 pour un total de 269 MW.

En Italie, Voltalia a sécurisé un tarif garanti de 20 ans pour 68 mégawatts avec quatre projets sélectionnés lors de l’appel d’offres tarifaire FERX, L’entreprise détient plus de 100 mégawatts autorisés, dont 68 mégawatts bénéficient désormais d’un tarif indexé sur 20 ans, garantissant des revenus stables pour les prochaines années.

En Guyane, Voltalia remporté un projet au dernier appel d’offre de la CRE dédié aux « Zones Non Interconnectées » (ZNI) concernant le parc de Laussat, un projet photovoltaïque de 5 MW sur une parcelle directement adjacente à deux autres projets solaire/stockage de l’entreprise déjà en opération : « Parc Sable Blanc » (5 MW / 11 MWh) et « Mana Energies Services » (14 MWh).

En 2025, Helexia, filiale de Voltalia, a signé des contrats long terme en Europe pour un total de 63 MW.

En mars 2025, Voltalia a signé, un contrat de vente d’électricité (PPA) avec le gouvernement ouzbek. Cet accord prévoie la fourniture d’électricité pendant une durée de 25 ans pour le solaire et l’éolien, et de 15 ans pour le stockage : 126 mégawatts de solaire, 300 mégawatts d’éolien et 100 mégawatts / 200 mégawattheures de batteries. La première phase d’Artemisya comprend la construction de la partie stockage de 100 mégawatts / 200 mégawattheures, ainsi que la première tranche éolienne de 100 mégawatts, lancée suite à la signature le 5 décembre 2025 des accords d’investissement.

En 2025, Voltalia a démarré la production de la centrale solaire de Sarimay, d’une capacité de 126 MW. Le contrat de vente d’électricité, d’une durée d’au moins 25 ans, a été remporté en 2022 dans le cadre d’un appel d’offres géré par la SFI, filiale de la Banque mondiale et par la Banque Européenne pour la Reconstruction et le Développement (BERD) avec le soutien du Fonds Européen pour le Développement Durable.

L’accélération du déploiement des énergies renouvelables, en particulier du solaire et de l’éolien, transforme en profondeur les systèmes électriques. Cette évolution bouleverse les équilibres historiques entre production, consommation et marchés de l’électricité, tout en mettant les réseaux électriques sous forte tension, rendant ainsi nécessaire le déploiement massif d’actifs de flexibilité.

Dans ce contexte, de plus en plus de marchés émergents intègrent désormais ces exigences à leurs appels d’offres, soit à travers des systèmes hybrides, soit via des capacités de stockage autonomes mises à disposition des opérateurs de réseau pour assurer l’équilibre du système électrique. Cette dynamique se reflète notamment dans les derniers appels d’offres publics en Tunisie, ainsi que dans les avancées majeures de Voltalia en Ouzbékistan, avec le développement de complexes hybrides combinant solaire, éolien et stockage, démontrant combien la flexibilité est désormais au cœur des exigences des appels d’offres internationaux.

Les marchés matures mettent également en place des instruments visant à encourager la flexibilité et la capacité de pilotage. Au‐delà de constituer une source de revenus additionnels, les projets renouvelables intégrant du stockage permettent aussi de réduire l’exposition aux risques liés aux prix négatifs et à l’écrêtement. Plusieurs acteurs du secteur explorent déjà ces solutions afin d’accroître la flexibilité de leur production, dans un cadre réglementaire qui continue d’évoluer.

En tant que producteur d’électricité, le développement international de Voltalia repose sur un ensemble de critères visant à identifier les projets de qualité. Parmi ces critères figurent :

Historiquement, cette stratégie a conduit Voltalia à se développer en priorité sur l’éolien qui était la technologie la plus compétitive au cours de sa première décennie d’existence. Grâce aux succès rencontrés lors des enchères, une part importante du portefeuille de centrales de Voltalia est aujourd’hui située au Brésil. Mais la diversification des actifs est en cours depuis plusieurs années tant d’un point de vue technologique que géographique. Voltalia compte poursuivre le développement de l'énergie solaire dans ses trois principales régions.

Depuis 2016, cette diversification se traduit par une montée en puissance du solaire dans la capacité installée totale de Voltalia et par une baisse de l’Amérique latine au profit de l’Europe, de l'Afrique et de l'Asie Centrale.

Ces projets satisfont tous aux critères suivants :

Le portefeuille de projets en développement représente un vivier d’opportunités important tant pour le développement à long terme de l’activité de production d’électricité renouvelable que pour celle de la prestation de services.

En 2025, une revue et un apurement du portefeuille de projet ont été menés pour conserver les projets les plus attractifs.

À fin 2025, Voltalia a atteint ses objectifs de capacité totale (en exploitation et en construction), conforme à l’objectif fixé. La capacité en exploitation et en construction a atteint 3,6 GW en croissance de +9 % par rapport à fin 2024, avec une capacité en exploitation de 2,9 GW en croissance de +16 % grâce à la mise en service de 408 MW, dont plus de 75 % ont eu lieu au dernier trimestre 2025.

La capacité en construction a atteint 0,6 GW avec la mise en chantier de 305 MW en 2025.

Le chiffre d’affaires 2025 atteint 587,8 millions d’euros (1), en hausse de +16 % à taux de change constants (+13 % à taux de change courants). Géographiquement, le chiffre d’affaires 2025 se répartit à 67 % en Europe, 29 % en Amérique latine et 4 % dans le reste du monde.

L’EBITDA consolidé s’établit à 211,3 millions d’euros, stable à taux constants (-3 % à taux de change courants) en ligne avec l’objectif annoncé en septembre (entre 200 et 220 millions d’euros) La forte croissance des constructions pour compte de Tiers (au sein de la filiale dédiée Revolt) a compensé la baisse temporaire des Ventes d’énergie, pénalisées par (i) l’écrêtement de la production brésilienne, (ii) un effet prix résultant de la fin de contrats court-terme conclus à des prix élevés et (iii) d’un taux de change EUR/BRL moins favorable qu’en 2024. La marge d’EBITDA est de 36 %, en recul de -6 pts, à taux de change constants et courants. La baisse de la marge consolidée s’explique principalement par (i) la croissance des activités de Services pour compte de tiers au sein de la filiale dédiée Renvolt (les activités de Services ayant une marge intrinsèque plus faible que celle de la Vente d’Energie), et (ii) un de l’impact de l’écrêtement sur les Ventes d’énergie.

La perte nette part du groupe s’élève à -128,1 millions d’euros, sous deux principaux effets :

Hors éléments exceptionnels, le résultat net aurait été de -25 millions d’euros (incluant -36 millions d’euros d’écrêtement), dont +15 millions d’euros au second semestre.

La production 2025 s’élève à 4,9 TWh, en hausse de +4 %, malgré l’écrêtement au Brésil de 1 040 GWh, soit 23 % de la production brésilienne (17 % de la production totale de Voltalia sur la période). Cette production bénéficie de la croissance de la capacité en exploitation (+16 %) ainsi que d’une meilleure ressource solaire et éolienne au Brésil. À noter que les principales mises en service ont eu lieu en fin d’année et contribueront aux résultats opérationnels principalement à compter de 2026.

À la suite de la nomination de Robert Klein, au poste de Directeur général, Voltalia a initié une revue stratégique de ses activités afin de définir et déployer dès 2025 un plan de transformation nommé SPRING (2) visant à créer les conditions durables d’une croissance rentable et alignée sur sa mission. Il s'agit d'une étape structurante pour Voltalia. Dans un environnement de marché en mutation avec pour objectif d’accélérer la création de valeur et de générer ses premiers résultats dès 2025. Ce plan a été établi en deux phases, une première phase de diagnostic, qui s’est achevée au premier semestre 2025, suivi d’une deuxième phase de mise en œuvre en cours depuis le deuxième semestre 2025.

Depuis la présentation du plan SPRING début septembre 2025, l’entreprise a poursuivi la mise en œuvre de sa feuille de route notamment dans le recentrage sur ses activités principales et la clarification des responsabilités et de son modèle opérationnel.

A mars 2026, la feuille de route du plan de transformation SPRING est la suivante :

L’entreprise a initié son recentrage autour de ses activités principales de Développement et de Ventes d’énergie, et sur ses marchés et technologies clés (3) :

La création de Renvolt a pour objectif de regrouper les activités de construction et d’exploitation-maintenance afin d’améliorer la lisibilité des performances, renforcer la compétitivité des activités de services et permettre à chaque métier de se concentrer sur ses priorités stratégiques :

· Réduction des coûts récurrents de 16,2 millions d’euros en 2025 par rapport à la base de coûts de 2024, avec la mise en place de plans de diminution des coûts de prospection/développement (-13,8 millions d'euros) et des coûts de structures avec le recentrage géographique, technologique et sur les activités stratégiques (-2,4 millions d'euros). À noter que les effectifs du Groupe ont diminué de 7,6 % en 2026 :

Voltalia confirme se positionner pour autofinancer(6) sa croissance entre 2026 et 2030, prévoit un versement de dividende à partir de 2028, et demeure un actif stratégique pour l’actionnaire majoritaire.

L’entreprise confirme ses objectifs de Mission pour 2027 et 2030 :

Les activités de développement de projets et de gestion du portefeuille de centrales détenues en propre par Voltalia ont été pilotées en 2025 via trois grands pôles régionaux avec le support de l’équipe d’ingénierie financière et de fusions‐acquisitions, pilotée centralement mais disposant de relais locaux.

Les autres activités de Services (Construction, Exploitation-maintenance...) et les fonctions support (Finance, Informatique, RH...) fonctionnent sur ce même schéma d’un pilotage en central, avec des relais locaux.

Voltalia a créé Renvolt, une entité dédiée aux services EPC (Ingénierie, Approvisionnement & Construction) et O&M (Exploitation & Maintenance).

Créée pour regrouper et clarifier les activités de services de Voltalia, Renvolt fournit des prestations couvrant l’ensemble du cycle de vie des actifs renouvelables (conception, construction, mise en service, puis exploitation et maintenance), pour Voltalia et pour des clients tiers. Ce positionnement renforce la lisibilité du modèle opérationnel et la compétitivité des offres, en ligne avec l’orientation stratégique de Voltalia visant à distinguer clairement la vente d’énergie et les services. Sur le terrain, Renvolt mobilise des équipes locales et internationales pour garantir sécurité, fiabilité et performance des installations, en s’appuyant sur des pratiques de maintenance proactives et basées sur les données.

Acquise en 2019, Helexia est un spécialiste de la performance énergétique des bâtiments et de la production d’énergie photovoltaïque sur site (en toiture et ombrière solaire). Cette société s’appuie sur les ressources de Voltalia pour son développement commercial, notamment à l’international, et la structuration de ses fonctions support. Helexia a, à la fois, une activité de Ventes d’énergies et une activité de Services (efficacité énergétique). La partie Services d'Helexia a été intégrée dans Voltalia Hub qui rassemble les activités spécialisées de Voltalia, notamment au travers de ses BUs (Greensolver, Triton, Yusco, Voltalia Services de maintenance au Brésil).

En 2026, Helexia poursuivra la mise en œuvre d’un plan de transformation.

Greensolver a rejoint le groupe Voltalia début 2020. Il intervient en tant que gestionnaire indépendant d’actifs opérationnels, consultant expert sur les technologies solaire, éolien et stockage, et sur les activités Opérations et Maintenance de Voltalia.

Depuis le 31 décembre 2025, Greensolver fait partie de Voltalia Hub, structure dédiée aux activités spécialisées de Voltalia.

Fondée en 2000 en Colombie-Britannique, au Canada, et rachetée par Voltalia fin 2019, Triton est le pionnier dans le développement de l’industrie de l’exploitation forestière subaquatique. Avec ses systèmes de récolte sous-marine brevetés SHARCTM et SAWFISHTM, Triton récupère les arbres submergés sur pied en toute sécurité dans le respect des écosystèmes environnants, fournissant au marché local et international des produits de bois de grande qualité et de la biomasse.

Depuis le 31 décembre 2025, Triton fait partie de Voltalia Hub, structure dédiée aux activités spécialisées de Voltalia.

En décembre 2024, Voltalia a conclu un partenariat avec trois grandes enseignes : Auchan, DECATHLON et Leroy Merlin. Cette collaboration prévoit l’installation et l’exploitation de points de recharge pour véhicules électriques sur plus de 350 parkings en France, contribuant à accompagner leurs clients vers une mobilité plus durable. Ces infrastructures seront installées et exploitées par la filiale mobilité électrique de Voltalia, opérant sous le nom de Yusco. Le service sera notamment commercialisé par Le Plein, une entreprise créée par Auchan, DECATHLON et Leroy Merlin, dont la stratégie est centrée sur l’expérience et l’accessibilité pour les clients. Le partenariat porte sur plus de 350 parkings répartis sur tout le territoire français et représente un potentiel d’environ 5 000 points de recharge. La première phase de déploiement a débuté en 2025 et se poursuivra jusqu’à fin 2028. Dix sites pilotes ont déjà été déployés ou sont en cours de déploiement sur des parkings Auchan, DECATHLON et Leroy Merlin. Auchan, DECATHLON et Leroy Merlin, veulent accueillir tous les utilisateurs de véhicules électriques avec une offre composée d’un mix de recharge lente à ultra-rapide en fonction des sites. Le service s’adapte ainsi aux besoins des utilisateurs en fonction de leur budget et du temps qu’ils souhaitent passer au sein des enseignes.

Depuis le 31 décembre 2025, Yusco fait partie de Voltalia Hub, structure dédiée aux activités spécialisées de Voltalia.

Le monde est entré dans ce que l’AIE décrit comme « l’Ère de l’électricité ». La demande mondiale d’électricité dépasse désormais la croissance économique, pour la première fois depuis trois décennies, et ce changement devrait être l’un des traits marquants des cinq prochaines années, la consommation d’électricité augmentant au moins 2,5 fois plus vite que la demande énergétique globale. La demande mondiale d’électricité devrait croître à un rythme annuel de 3,6 % entre 2026 et 2030, portée par la hausse de la consommation industrielle, l’électrification des transports, du chauffage et de la climatisation, ainsi que par les data centers. L’AIE prévoit que la croissance annuelle de la demande au cours des cinq prochaines années sera en moyenne 50 % plus élevée que celle de la décennie précédente.

La demande d’électricité repart à la hausse dans les économies avancées, après 15 ans de stagnation. Les économies émergentes restent le principal moteur de la croissance mondiale de la demande d’électricité, mais les économies avancées devraient représenter un cinquième de l’augmentation mondiale d’ici 2030. L’AIE prévoit que la Chine ajoutera d’ici 2030 une demande d’électricité nouvelle équivalente à la consommation électrique actuelle de l’Union européenne. En 2025, la demande dans l’UE a augmenté de moins de 1 %, mais un rebond est attendu avec une croissance annuelle supérieure à 2 % et 300 TWh supplémentaires d’ici 2030.

La croissance des capacités se poursuit dans l’ensemble du secteur des énergies renouvelables, mais à un rythme plus lent qu’anticipé l’an dernier, du fait d’un cumul de vents contraires. Environ 750 GW de nouvelles capacités renouvelables ont été ajoutées en 2025 — dont 80 % provenant du solaire photovoltaïque, selon l’AIE. L’année 2025 a également été marquée par une croissance significative de l’éolien, avec près de 150 GW de nouvelles capacités installées.

D’ici 2030, l’Agence internationale de l’énergie prévoit que la capacité mondiale renouvelable atteindra un niveau 2,6 fois supérieur à celui de 2022, dépassant 9 500 GW. Entre 2025 et 2030, l’AIE s’attend à ce que 4 600 GW de nouvelles capacités renouvelables soient mises en service — soit l’équivalent des parcs de production électrique combinés de la Chine, de l’Union européenne et du Japon. Cela reste néanmoins inférieur à l’engagement de la COP28 visant à tripler la capacité renouvelable d’ici 2030, une prévision revue à la baisse en raison d’une concurrence accrue en Chine et d’incertitudes réglementaires aux États-Unis. Malgré cela, 96 % de ces nouvelles capacités proviendront du solaire photovoltaïque et de l’éolien, pour atteindre 890 GW ajoutés en 2030.

Les prix poursuivent leur baisse, en particulier dans le solaire. Toutefois, la concurrence croissante et les goulets d’étranglement limitent désormais la vitesse à laquelle les capacités peuvent progresser. En conséquence, la trajectoire d’augmentation des capacités devrait être moins linéaire que par le passé.

Dans les marchés matures, la montée en puissance des renouvelables entraîne une complexité croissante et un besoin accru de flexibilité, tandis que la saturation constitue un défi technique et que les raccordements au réseau deviennent plus difficiles à sécuriser.

En 2026, la production d’électricité issue des renouvelables devrait dépasser celle du charbon, après avoir représenté une part à peu près équivalente en 2025. Les renouvelables comptent déjà pour plus d’un tiers de la production mondiale d’électricité, l’éolien et le solaire représentant à eux seuls 17 %. D’ici 2030, l’AIE prévoit que l’éolien et le solaire produiront 27 % de l’électricité mondiale. L’année 2025 a enregistré la plus forte hausse jamais observée de la production solaire photovoltaïque, atteignant 620 TWh, contre 450 TWh en 2024. Cette année, la production solaire devrait dépasser à la fois l’éolien et le nucléaire.

À l’échelle mondiale, le mix électrique devrait être composé à plus de 50 % de sources bas carbone d’ici 2030, grâce aux renouvelables et au nucléaire, selon l’AIE. La production renouvelable devrait en effet augmenter de 60 %, passant de 9 900 TWh en 2024 à 16 200 TWh en 2030.

La trajectoire de baisse à long terme des coûts des énergies renouvelables a soutenu — et continuera de soutenir — l’expansion mondiale du secteur. Toutefois, en 2025, cette dynamique est devenue plus complexe, les coûts ayant augmenté à court terme. Selon BloombergNEF, le coût moyen actualisé de l’électricité (LCOE) pour les nouveaux projets solaires construits en 2025 a augmenté de 6 % par rapport à 2024, tandis que la référence pour l’éolien terrestre a progressé de 2 %. Cette évolution mondiale s’explique par la hausse des coûts du capital (y compris en Chine), des tensions sur les chaînes d’approvisionnement et des réformes de marché.

Les perspectives pour 2026 sont encourageantes : BloombergNEF prévoit une baisse modérée des coûts pour l’ensemble des technologies d’électricité propre. Les LCOE du solaire et de l’éolien terrestre devraient chacun reculer de 3 % en termes réels en 2026, grâce à la baisse des prix des équipements, à un coût du capital plus faible et à une meilleure efficacité des installations. Pour le solaire, cela s’inscrit dans une tendance de long terme : depuis 2010, les prix des modules solaires ont chuté de 97 %, selon les données de BNEF.

Dans le secteur éolien, la situation est plus complexe : la fabrication des turbines est plus locale et les coûts n’ont pas diminué uniformément comme dans le solaire. Bien que le LCOE de référence mondial pour l’éolien terrestre ait augmenté de 2 % en 2025, plusieurs marchés, dont la Chine, ont observé une baisse du coût des turbines. Les dépenses d’investissement (capex) pour l’éolien terrestre, exprimées par mégawatt, ont en réalité légèrement augmenté en termes réels dans de nombreux marchés depuis 2024, selon les données de BloombergNEF. Le secteur éolien devra également bénéficier d’investissements supplémentaires dans les capacités de fabrication pour éviter des goulets d’étranglement dans la chaîne d’approvisionnement d’ici 2030 — tant pour l’éolien terrestre que, surtout, pour l’éolien offshore.

Élément crucial de la transition énergétique et de l’intégration d’un volume accru d’éolien et de solaire : les prix du stockage par batteries ont encore nettement chuté en 2025. Le LCOE de référence d’un projet de batterie à quatre heures a diminué de 27 % l’année dernière, s’ajoutant à une baisse de 92 % entre 2010 et 2024, grâce à une surcapacité de production, des économies d’échelle et des prix plus faibles des métaux et composants. Bien que BNEF anticipe une poursuite de la baisse des prix des batteries, les tensions géopolitiques, les droits de douane et les retards de projets pourraient faire grimper les prix des métaux et limiter les baisses de coûts. Les technologies pilotables — notamment l’hydroélectricité, la biomasse et surtout les batteries — apportent une flexibilité essentielle aux systèmes électriques. Cependant, dans de nombreux marchés, cette valeur n’est pas encore correctement reconnue par des mécanismes de rémunération adaptés permettant d’assurer des modèles économiques solides. La situation commence toutefois à évoluer, les gestionnaires de réseaux reconnaissant de plus en plus l’importance de cette flexibilité pour intégrer les renouvelables et maintenir un système fiable et efficace.

Le soutien des politiques publiques demeure également un moteur clé de la croissance du secteur des renouvelables, tant en termes de capacités que de compétitivité des prix. Les appels d’offres constituent l’un des principaux instruments permettant aux gouvernements de stimuler l’investissement, avec environ 1 444 GW de capacité cumulée d’énergie propre attribués dans le monde à fin novembre 2025. Si les technologies renouvelables restent vulnérables aux chocs sur la chaîne d’approvisionnement, notamment à cause de l’introduction de droits de douane, susceptibles d’inverser ponctuellement la tendance, les courbes d’expérience suggèrent que les prix continueront de baisser à long terme.

La compétitivité relative de l’électricité renouvelable incite également les entreprises à signer des contrats d’achat d’électricité (corporate PPAs) de long terme, pour répondre à leurs objectifs de durabilité et se protéger de la volatilité des prix. Toutefois, la complexité croissante dans les marchés matures entraîne une divergence d’activité selon les régions. L’Europe et le Moyen-Orient ont enregistré en 2025 des volumes plus faibles de Corporate PPAs par rapport à 2024, sous l’effet notamment de la volatilité des marchés, de l’incertitude politique et de l’évolution des stratégies d’approvisionnement des entreprises. Le marché des Corporate PPAs montre également des signes de consolidation : les grandes sociétés technologiques, cherchant à alimenter la croissance rapide des centres de données, dominent de plus en plus ce marché. Les principaux acheteurs d’électricité propre via des PPAs en 2025 étaient ainsi de grands groupes technologiques.

Début décembre, les volumes de PPAs atteignaient 37 GW pour 2025, contre 43 GW annoncés sur la même période en 2024.

La croissance de la demande d’électricité est également un facteur stimulant le développement des renouvelables, la demande repartant à la hausse dans les économies matures, à rebours de la tendance des 15 dernières années. En Europe, la croissance est désormais tirée par une électrification accrue et par la consommation électrique des centres de données — l’AIE prévoyant une hausse annuelle de 3,6 % entre 2026 et 2030.

L’électrification croissante et l’accélération de la demande, notamment dans les économies émergentes mais pas uniquement, nécessiteront non seulement de nouvelles capacités de production, mais aussi une expansion rapide et efficace des réseaux et de la flexibilité du système pour intégrer une part plus élevée de renouvelables variables et alimenter de nouveaux besoins. L’AIE estime que plus de 2 500 GW de nouveaux projets (renouvelables, stockage et grands consommateurs électriques) sont actuellement en attente de raccordement au réseau.

L’Europe reste un leader mondial dans le secteur des énergies renouvelables, avec une croissance qui s’est stabilisée en 2025, selon l’AIE. Pour la première fois en 2025, la production combinée du solaire et de l’éolien a dépassé celle des énergies fossiles. Le solaire photovoltaïque à lui seul a déjà dépassé 10 % du mix électrique en 2024 et devrait atteindre 20 % d’ici 2030. La part des renouvelables dans la production totale d’électricité a atteint environ 48 % l’an dernier.

En Europe, la demande d’électricité devrait augmenter, portée par une électrification croissante et par la consommation électrique des centres de données – l’AIE prévoyant une hausse annuelle de 3,6 % entre 2026 et 2030. Les nouvelles capacités renouvelables devraient couvrir l’intégralité de cette demande supplémentaire et remplacer progressivement la production fossile. L’AIE estime que plus de 400 GW de capacité nette renouvelable seront ajoutés entre 2026 et 2030, dont 70 % provenant du solaire photovoltaïque, et que la production éolienne augmentera en moyenne de 10 % par an. D’ici 2030, la part des renouvelables variables dans le mix électrique européen devrait atteindre 46 %, contre 30 % en 2025. La part des sources à faibles émissions, incluant l’hydroélectricité et le nucléaire (ainsi que le renouvelable), devrait atteindre 84 % d’ici 2030.

La montée en puissance des renouvelables crée toutefois une complexité croissante pour les marchés et les investisseurs, les événements de prix négatifs devenant plus fréquents dans les marchés matures. Cette volatilité, combinée à des difficultés de raccordement et des goulets d’étranglement dans les réseaux, souligne la nécessité d’investissements importants dans les réseaux et dans les capacités flexibles. La limitation (écrêtement) du solaire et de l’éolien devient un véritable défi dans les marchés où les investissements dans les réseaux et les améliorations d’intégration du système ne suivent pas le rythme des déploiements. De plus, les blocages liés aux permis et l’inflation ont réduit l’efficacité des programmes d’appels d’offres à travers l’Europe, entraînant des retards de projets et des appels d’offres sous-souscrits. La réactivité des gouvernements varie face à ces défis, bien que l’UE ait tenté d’imposer des réformes sur les procédures d’autorisation et une simplification réglementaire afin d’accélérer les déploiements.

L’UE continue de considérer les énergies renouvelables comme un pilier de l’indépendance énergétique et de la sécurité d’approvisionnement, et de nombreux États membres maintiennent des schémas d’appels d’offres pour de nouveaux projets. Toutefois, la volatilité croissante des marchés électriques européens, l’incertitude réglementaire et l’absence de capacités pilotables adéquates et de flexibilité du système des énergies renouvelables limitent l’efficacité de ces programmes et pèsent également sur l’appétit pour les Corporate PPAs. Le marché européen des PPAs corporatifs s’est contracté en 2025, en raison de vents contraires affectant à la fois les acheteurs et les vendeurs.

En 2025, Voltalia a décidé la cession des activités de Développement en Espagne, Hongrie, Slovaquie et Roumanie — des marchés très concurrentiels où l’entreprise n’occupait pas une position de leader — afin de renforcer sa présence sur les marchés où son positionnement est plus favorable.

Au Brésil, 2025 a vu l’aggravation du paradoxe entre une surcapacité de production d’électricité et une augmentation des limitations de production (êcretement) liées aux contraintes du réseau de transport, ce qui a freiné les investissements face à ces défis structurels. La pénétration croissante des renouvelables variables, combinée aux problèmes de réseau et à l’insuffisance du stockage, a entraîné une hausse des taux d'êcretement en 2024 et 2025, atteignant plus de 20 % en 2025. Le premier appel d’offres dédié au stockage est toutefois prévu pour le premier semestre de cette année.

La demande au Brésil continue de croître, l’AIE prévoyant une hausse annuelle de 2,7 % entre 2026 et 2030. La demande d'électricité devrait également augmenter : en novembre 2025, les demandes de raccordement pour les centres de données avaient dépassé 26 GW. Si cette capacité venait à être construite, elle représenterait plus d’un quart de la demande totale d’électricité du pays.

Le secteur des renouvelables poursuit également son développement en Colombie, avec une augmentation de 30 % de la production solaire photovoltaïque en 2025, portée par une capacité dépassant les 3 GW. L’intervention du gouvernement dans la fixation des prix a suscité des inquiétudes chez les investisseurs, mais les objectifs de sécurité énergétique du pays sont favorables à l’essor des nouvelles capacités renouvelables. Les investissements dans les réseaux, en particulier dans la transmission, constituent une étape essentielle pour intégrer davantage de capacités renouvelables au réseau.

Dans l’ensemble, l’Amérique latine devrait poursuivre sa croissance en matière de renouvelables dans les prochaines années. Entre 2026 et 2030, l’AIE prévoit l’ajout de plus de 160 GW de nouvelles capacités, le solaire rattrapant progressivement l’hydroélectricité.

En 2025, Voltalia a décidé de céder ses activités de développement au Mexique, un marché où les perspectives des énergies renouvelables étaient stagnantes, le gouvernement privilégiant l’industrie pétrolière pour répondre à la demande énergétique.

Les économies émergentes continuent de tirer la croissance mondiale de la demande d’électricité, et tant en Afrique du Nord qu’en Afrique subsaharienne, le potentiel des énergies renouvelables reste en grande partie inexploité. Les incitations publiques constituent généralement un moteur essentiel de croissance, notamment à travers des mécanismes visant à réduire les coûts de financement et à permettre de capter la compétitivité croissante du solaire photovoltaïque. Toutefois, l’amélioration et l’expansion des infrastructures de réseau resteront déterminantes pour libérer un potentiel significatif, tandis que des coûts de financement élevés continuent de limiter la bancabilité de nouveaux projets renouvelables. De nombreux gouvernements ont tenté de relever ces défis en organisant des programmes d’enchères ou des appels d’offres publics.

L’Afrique du Sud demeure le premier marché de PPAs d’entreprise du continent, et 2026 devrait être l’année la plus dynamique à ce jour, les PPAs corporatifs dépassant les appels d’offres gouvernementaux en tant que principal mécanisme d’approvisionnement en nouvelles capacités. La libéralisation tant attendue du marché de l’électricité devrait également ouvrir la concurrence entre les vendeurs et apporter un dynamisme croissant au secteur.

Voltalia a conclu plusieurs contrats de vente d’électricité, obtenus lors d’enchères publiques, de trois types distincts :

Les sites concernés par les contrats CER sont :

Les sites concernés par les contrats CCEAR sont :

Les sites concernés par les contrats long terme souscrits sur le marché libre sont :

Ces contrats CER et CCEAR incluent un engagement irrévocable d’achat d’électricité pour un volume défini pendant une durée de 20 ans pour les projets éoliens et solaires.

Ces types de contrats possèdent des mécanismes de tolérance et d’ajustement des volumes vendus et de prix d’électricité bien définis de manière à tenir compte du caractère intermittent de la production d’énergie éolienne et solaire.

L’objectif de ces contrats est de sécuriser la fourniture d’électricité aux usagers en prévoyant un volume d’énergie dédié à cette réserve. Le contrat est signé avec la Chambre de Commerce d’Énergie Électrique brésilienne (CCEE) qui gère un fonds de réserve dédié au règlement de l’électricité de réserve.

L’objectif de ces contrats est de fournir l’électricité à un groupe de distributeurs ayant consolidé leurs besoins pour la réalisation des enchères concernées. En fonction des enchères, le nombre de distributeurs peut varier mais est généralement compris entre huit et 35 distributeurs de diverses régions. Pour chaque site, plusieurs contrats bilatéraux sont donc signés avec les distributeurs et la gestion des contrats est réalisée par la CCEE.

Couramment appelé Corporate PPA, les contrats d’achat direct d’électricité renouvelable sont des accords privés d’achat d’électricité conclus entre des producteurs d’électricité renouvelable et des entreprises. Lorsqu’ils portent sur des actifs de production en développement, ces contrats sont de longue durée et permettent le financement des actifs.

Les contrats de vente court terme au Brésil sont conçus pour permettre de vendre l’électricité produite par les centrales en cas de mise en service anticipée de ces centrales.

Jusqu’à la promulgation de la loi sur la transition énergétique en 2015, les projets développés par Voltalia en France entraient uniquement dans le cadre de l’obligation d’achat des énergies renouvelables (dit Feed-in-Tariff – FiTs). Le Groupe a ainsi conclu avec EDF un contrat pour chacun de ses projets en exploitation en France.

Dans ce dispositif, EDF OA (Obligation d’Achat) et Voltalia signent un contrat d’achat d’électricité d’une durée de 15 à 20 ans selon la source d’énergie exploitée. Voltalia s’engage ainsi à vendre à EDF la totalité de la production de l’installation à un prix de vente indexé sur l’inflation.

EDF peut résilier le contrat d’achat d’électricité (i) en cas d’annulation par une décision de justice de l’autorisation d’exploiter, (ii) en cas d’annulation par une décision de justice du certificat ouvrant droit à l’obligation d’achat, (iii) en cas d’abandon du projet ou (iv) en cas d’arrêt définitif de l’activité ou de démantèlement de l’installation de production.

Ces contrats ne comportent pas de clause de renouvellement (excepté pour les contrats relatifs aux centrales de production hydrauliques, pour lesquels le contrat de vente d’électricité peut être renouvelé en cas de franchissement d’un certain seuil de CAPEX). À l’échéance du contrat, l’électricité pourra être vendue à des agrégateurs sur le marché libre.

Les centrales en service et en construction concernées par les Obligations d’Achat sont :

L’article 104 de la loi 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte stipule un nouveau mécanisme nommé « Complément de rémunération » en vigueur depuis le 1er janvier 2017. Dans ce mécanisme, le producteur bénéficie pour l’intégralité de sa production d’un tarif de référence pour une durée comprise entre 15 et 25 ans. Ce tarif peut être soit défini par arrêté soit fixé lors des appels d’offres et est composé comme suit :

Dans ce nouveau cadre, Voltalia signe un contrat de complément de rémunération avec EDF OA et vend l’électricité produite sur le marché de gros de l’électricité soit (i) par lui-même soit (ii) via un tiers généralement appelé « agrégateur ».

Les centrales en service et en construction concernées par les contrats de complément de rémunérations sont :

Couramment appelé Corporate PPA, les contrats d’achat direct d’électricité renouvelable sont des accords privés d’achat d’électricité conclus entre des producteurs d’électricité renouvelable et des entreprises. Lorsqu’ils portent sur des actifs de production en développement, ces contrats sont de longue durée et permettent le financement des actifs.

Les structures de prix sont diverses mais permettent généralement à l’acheteur d’avoir de la visibilité sur son prix pour toute la durée du contrat. Le prix inclut généralement les garanties d’origine associées à la production ainsi que les garanties de capacité. Cependant ces deux éléments peuvent être détachés et valorisés séparément.

Voltalia dispose de nombreux PPAs en France avec des clients de secteurs variés (distribution, banques, transports, organisations internationales, entités publiques...).

En 2020, Voltalia a signé un Corporate PPA de 15 ans avec City of London (49,9 MW). Pour fournir l’électricité renouvelable, Voltalia a construit une nouvelle centrale solaire dans le Dorset, au Royaume-Uni.

En 2023, Voltalia a signé un nouveau Corporate PPA d’une durée de 15 ans avec Co-op, l’une des plus grandes coopératives de consommateurs au monde. La production du parc solaire Eastgate de 34 MW, situé dans le Yorkshire du Nord, approvisionnera en électricité verte les établissements de Co-op, notamment les magasins d’alimentation, les centres de distribution et les maisons funéraires dans tout le Royaume-Uni.

En 2025, Voltalia a démarré la production de sa centrale solaire de Clifton, d’une capacité en exploitation de 45 MW, située dans le Dorset, près de Yeovil. Ce projet, ainsi que celui de Higher Stockbridge actuellement en construction, ont bénéficié d’un contrat de différence dans le cadre de la quatrième série d’enchères (CfD AR4), garantissant un tarif fixe pendant 20 ans.

En 2023, Voltalia a débuté la production d’un nouveau complexe de projet, le complexe de Garrido de 50,6 MW de capacité. L’ensemble de la capacité est sécurisé par des Corporate PPA à long terme. Le premier contrat, représentant une capacité de 12,4 MW, a été signé en mars 2023 avec BA Glass Group, un leader européen de la production de verre creux pour le secteur des boissons et de l’agroalimentaire. Le reste de la capacité (38,2 MW) a été contractualisé avec Auchan.

En 2022, Voltalia a signé un Corporate PPA, d’une durée de 20 ans, avec Richards Bay Minerals (RBM), le plus grand producteur de sables minéraux d’Afrique du Sud et une filiale du groupe anglo-australien de métaux et de mines, Rio Tinto. Depuis fin 2025, Voltalia a produit ses premiers kilowatteures dans la centrale solaire de Bolobedu (148 MW).

En 2024, Voltalia a remporté deux contrats de vente d’électricité avec l’État tunisien pour une durée de 25 ans pour l’un et de 30 ans pour le second. Le premier contrat porte sur un projet de 139 MW situé à Menzel Habib, qui devrait être mis en service en 2027. Le second contrat porte sur projet de 130 MW situé à Sagdoud, dont la mise en service est prévue au second semestre 2027. Un nouveau projet solaire de 132 MW a été sécurisé au début de l'année 2026 dans la région de Gabès, dans le sud-est de la Tunisie.

Voltalia a remporté en 2020 une concession de 30 ans pour la centrale photovoltaïque de Karavasta. Le projet de 140 MW a été attribué à Voltalia sur décision du conseil des ministres albanais le 21 janvier 2020, à la suite de la procédure de concours lancée par le ministère des Infrastructures et de l’Énergie avec le soutien de la Banque Européenne pour la Reconstruction et le Développement – BERD. Selon les termes de l’appel d’offres, le projet est adossé à des contrats de vente à long terme : 50 % de l’électricité au travers d’un contrat de vente de 15 ans à l’opérateur public albanais, tandis que le solde de la production est vendu au travers de contrats long terme à des opérateurs privés. La centrale a été mise en service en décembre 2023.

Les services proposés à ses clients par Voltalia au travers de sa filiale Renvolt incluent notamment des services de construction pour compte de tiers de centrales solaires. La construction intervient lorsque le projet est prêt à construire, une fois l’étape de développement achevée.

D’une durée moyenne d’un an, la construction de centrales solaires engage Voltalia, en sa qualité de prestataire de services, à livrer la centrale clé en main à une date définie dans le contrat de prestation de services. La construction comprend généralement les étapes suivantes : études générales et détaillées, achat du matériel, gestion des sous-traitants, montage des équipements, mise en service, et de façon générale la gestion de l’ensemble des activités nécessaires à la construction de la centrale solaire.

En sa qualité de constructeur, Voltalia s’engage sur les performances de la centrale solaire, qui sont évaluées lors de tests de fonctionnement. La centrale est considérée comme livrée dès lors que ces tests ont été réalisés avec succès. Elle peut ensuite être exploitée selon les conditions de production et de sécurité spécifiées dans le contrat. Voltalia est également tenu d’assurer pendant une période de garantie d’une durée moyenne de deux ans, le remplacement des matériels défectueux. Ce remplacement est généralement pris en charge par le fournisseur de matériel en question. En cas de non-respect par Voltalia d’une de ses obligations contractuelles, le contrat prévoit des pénalités permettant de dédommager le client. Le client bénéficie en outre d’une garantie bancaire (« performance bond ») garantissant l’exécution des obligations contractuelles ou le paiement des pénalités. Les contrats de construction de centrales solaires sont signés soit avec des clients ayant acquis des projets développés par Voltalia, soit avec des clients ayant développé leurs propres projets et ayant sollicité une offre pour la seule prestation de construction de la centrale solaire.

Voltalia fournit également des prestations d’exploitation et de maintenance (O&M) de centrales au travers de sa filiale Renvolt pour son propre compte sur l’ensemble de ses technologies comme pour le compte de clients tiers sur les technologies solaires et éoliennes.

Dans ce cadre, Voltalia a conclu des contrats d’exploitation et de maintenance de centrales photovoltaïques et éoliennes, pour une durée allant jusqu’à 25 ans. Au titre de ces contrats, le Groupe fournit des prestations pouvant couvrir l’ensemble des besoins en exploitation et maintenance : contrôle et supervision, définition des plans de maintenance, opération de maintenance préventive et corrective, inspections et mise en place de la maintenance prédictive rendue possible par l’exploitation des données (intelligence artificielle, machine learning, etc.), mise à disposition de services spécialisés relatifs aux principaux composants et systèmes : onduleurs, multiplicateurs, approvisionnement en pièces de rechange, management des réparations, audits, extension de durée de vie, repowering, etc. Pour les contrats O&M éolien, Voltalia n’assure pas la maintenance et la disponibilité des turbines.

Dans la majorité des contrats, Voltalia est tenu d’assurer au client un taux de disponibilité minimum de la centrale sur la base de l’Énergie produite.

Néant.

Dans l’exercice de ses activités, Voltalia est exposé à un ensemble de risques qui peuvent affecter le bon déroulement de ses opérations et la réalisation de ses objectifs.

Une revue et analyse de ces risques sont réalisées annuellement en fonction de l’évolution de ses activités et de leur expansion. Cette analyse permet d’actualiser et d’amender le dispositif de contrôle interne de sorte à maintenir ses adéquations et concordance avec la nature et l’importance des risques identifiés.

À la date du présent Document d’Enregistrement Universel, les risques majeurs décrits ci-après sont ceux que Voltalia a identifiés comme susceptibles d’être encourus et qui pourraient avoir un effet défavorable significatif sur son activité, sa situation financière, ses résultats ou sur sa capacité à réaliser ses objectifs. À la date de rédaction de ce document, Voltalia estime qu’il n’y a pas d’autres risques significatifs hormis ceux présentés ci-dessous.

L’attention des investisseurs est néanmoins attirée sur le fait que d’autres risques, dont le Groupe n’a actuellement pas connaissance ou dont la réalisation n’est pas considérée, à la date du présent Document d’Enregistrement Universel, comme susceptible d’avoir un impact défavorable significatif sur le Groupe, ses activités, sa situation financière, ses résultats ou ses perspectives, peuvent exister ou survenir. L’évaluation des facteurs de risques et de leur importance peut être modifiée à tout moment, et notamment si de nouveaux faits internes ou externes venaient à se matérialiser.

Le système de contrôle interne est un dispositif s’appliquant à la Société et à l’ensemble de ses Business Unit Busicontrôlées, comportant l’ensemble des moyens, des comportements, des procédures et des actions adoptés dans le but de détecter, en temps voulu, tout dérapage par rapport aux objectifs de rentabilité visés par l’entreprise, ainsi que contribuer à la maîtrise de ses activités et à l’efficacité de ses opérations. Le système de contrôle interne contribue d’ailleurs à promouvoir une assurance raisonnable quant à la réalisation des objectifs suivants :

En effet, le dispositif de contrôle interne intègre la démarche en amont de gestion des risques identifiés et caractérisés comme susceptibles d’impacter défavorablement les objectifs fixés par la Direction Générale de la Société et approuvés par son Conseil d’Administration, à savoir :

Voltalia confirme l’objectif ESG suivant :

En tant qu’Entreprise à Mission, Voltalia s’efforce constamment de renforcer ses engagements et son impact positif sur l’environnement et la société. Aujourd’hui, l’entreprise franchit une nouvelle étape en se fixant de nouveaux objectifs ESG à atteindre en 2027 et 2030 :

Voltalia a mis en place un dispositif de contrôle interne structuré, conçu pour garantir la fiabilité des informations financières, assurer la conformité aux exigences réglementaires et renforcer la maîtrise des risques opérationnels. Ce dispositif est piloté par un département dédié, rattaché à la Direction Administration et Finance, qui veille à l’application des meilleures pratiques et à l’adaptation continue des contrôles aux enjeux du Groupe.

Le cadre de contrôle interne s’appuie sur les principes du référentiel COSO (2013) et sur les recommandations de l’Autorité des Marchés Financiers (AMF) pour les valeurs moyennes et petites. Il intègre pleinement la gestion des risques au sein des processus et de la gouvernance.

Dans une logique d’amélioration continue, Voltalia évalue et ajuste régulièrement son dispositif de contrôle interne pour garantir son efficacité, sa conformité réglementaire et son alignement avec la stratégie du Groupe.

Cette démarche repose sur :

Voltalia veille à ce que son cadre de contrôle interne reste agile et évolutif, lui permettant de s’adapter aux défis de son secteur tout en sécurisant ses opérations et renforçant la confiance des investisseurs.

En collaboration avec l’ensemble des acteurs de contrôle, la direction Audit interne et Risques contribue activement à l’animation du dispositif de gestion des risques. Les missions sont déterminées en fonction d’un plan d’audit présenté annuellement au Comité d’Audit. Ce plan d’audit est élaboré en tenant compte des risques identifiés et des priorités du Groupe. L’audit peut également intervenir de manière ponctuelle sur des sujets ou des événements nécessitant une analyse particulière. À l’issue de chaque mission d’audit, des recommandations sont formulées et font l’objet d’un suivi trimestriel. Un bilan de la réalisation des audits et du suivi des recommandations est présenté au Comité d’Audit de manière annuelle.

Outre les directions du contrôle interne et de l’audit interne et de gestion des risques, le dispositif de contrôle interne repose sur un certain nombre d’acteurs identifiés, qui ont pour mission de participer à la démarche de veille des dispositifs de contrôle interne et de prévention des risques pouvant avoir un impact majeur sur la réalisation de la stratégie de Voltalia, l’atteinte de ses objectifs ou plus généralement sur sa pérennité.

Ainsi, le dispositif de contrôle interne fait intervenir :

Néanmoins, le dispositif de contrôle interne reste l’affaire de tous au sein du Groupe. La sensibilisation de l’ensemble du personnel aux valeurs de Voltalia constitue ainsi le premier maillon du dispositif de contrôle interne, permettant la création et le développement d’un environnement de contrôle conformément aux principes du COSO (7). Cette transmission verticale des valeurs est assurée à la fois dans le cadre de réunions d’équipe régulières et par le biais de communications sur l’actualité du Groupe et sa stratégie. Cette communication est également menée à travers les actions de sensibilisation aux risques de fraude, de corruption et aux risques environnementaux et sociaux, incitant les équipes à un renforcement continu des activités de contrôle interne en favorisant la maîtrise de ces risques. Chacun est ainsi à même, quel que soit son poste, de veiller à ce que ses actions soient conformes aux valeurs et à la stratégie de Voltalia.

Le Conseil d’Administration définit la direction stratégique sur proposition du Directeur Général et vérifie périodiquement, en conseil ou sur la base des travaux de ses Comités spécialisés, le déploiement de cette stratégie par le Directeur Général et son Comité Exécutif. Il vérifie également que la mise en œuvre de la stratégie s’inscrit dans les niveaux de risque et de rentabilité qu’il a, avec la Direction Générale, considérés comme acceptables. Le Conseil d’Administration fait un suivi régulier des performances opérationnelles, de la situation financière de la Société et de l’état d’avancement des projets.

Le Conseil d’Administration joue également, à travers le Comité d’Audit, un rôle important dans le suivi du dispositif de gestion des risques.

Le Comité d’Audit est chargé du suivi du processus d’élaboration de l’information financière et comptable, mais également de la revue et du suivi périodique de l’efficacité des systèmes de contrôle interne et du dispositif de gestion des risques ainsi que du dispositif de conformité éthique déployé au sein de la Société et ses Business Unit.

Le Comité d’Audit procède à toute vérification qu’il juge opportune et se fait communiquer par le Directeur Général et/ou le Directeur Financier tout document nécessaire au suivi de l’exécution par la Société de sa mission.

Le conseil et le comité d’audit revoient au moins une fois par an, la matrice des risques de l’entreprise.

Le Directeur Général déploie la stratégie approuvée par le Conseil d’Administration et, dans ce cadre, est responsable du bon fonctionnement du dispositif de contrôle interne et de gestion des risques qui sont en place en tenant compte des objectifs de Voltalia. À court terme, il est garant de la performance des opérations, met en œuvre les moyens nécessaires à la réalisation des objectifs, prescrit les actions correctrices nécessaires et contrôle leur mise en place dans le cadre de plans d’actions. À plus long terme, le Directeur Général joue également un rôle déterminant dans la proposition des axes stratégiques de Voltalia.

Le Comité Exécutif se réunit régulièrement afin de suivre les événements importants de la vie de Voltalia. Il peut aussi être réuni sans délai si des sujets le requièrent.

Il constitue également un organe d’analyse, de réflexion et de décision sur les sujets transverses en vue de l’alignement et de l’implémentation de la stratégie.

Les membres du Comité Exécutif se réunissent à un rythme bimensuel jusqu’à la fin du projet Spring afin de faire le point sur les événements opérationnels quotidiens du Groupe et sur leur impact sur la stratégie.

La Direction Administration et Finance du Groupe pilote les systèmes de contrôle et définit le cadre général des procédures, des règles financières et du dispositif de contrôle interne. Elle veille à la correcte application de ce cadre au sein de l’ensemble du Groupe. À cette Direction sont rattachés les responsables financiers régionaux et les contrôleurs par activité ainsi que les fonctions de comptabilité, de gestion de la trésorerie, de consolidation et de reporting, de financement de projet, de communication financière et de contrôle nterne. Afin de prendre en considération les évolutions fiscales et financières ou dans le cadre d’opérations particulières, la Direction Administration et Finance s’appuie sur des cabinets externes.

La Direction Administration et Finance assume par ailleurs la production et consolidation de l’information financière et comptable du Groupe, y compris la production d’un reporting partagé périodiquement avec le Comité Exécutif et le Conseil d’Administration, lequel constitue la base de l’analyse et du suivi permanent des activités.

Dans le cadre de l’activité de production et de consolidation de l’information financière et comptable, le département de contrôle interne, au sein de la Direction Administration et Finance, joue un rôle central.

Il est chargé de veiller à la fiabilité, la sincérité et la fidélité de ceux-ci, par le biais de la mise en place et du pilotage des dispositifs de contrôle interne des différentes procédures liées à l’activité de la Direction Administration et Finance, ainsi qu’auprès des autres directions fonctionnelles.

La Direction Administration et Finance assure la communication institutionnelle et les relations investisseurs. À ce titre, elle s’assure que l’ensemble des informations financières et stratégiques sont mises à disposition de l’ensemble des actionnaires de Voltalia et du public, conformément à ses obligations légales et réglementaires. Elle tient à jour la liste des initiés, et les informe régulièrement de leurs devoirs et obligations tels que définis par la charte de déontologie boursière signée par chaque initié.

La Direction Administration et Finance intègre la Direction Financement et Fusions-Acquisitions, en charge du financement corporate et des projets, du suivi du respect des covenants bancaires et, plus largement, de la conformité aux conditions contractuelles des financements. Elle pilote également l’ensemble du processus d’identification, d’analyse et de négociation des opérations d’acquisition et de cession.

Les autres directions fonctionnelles interviennent toutes dans la mise en œuvre du dispositif de contrôle interne. Les Directions suivantes, par leurs actions quotidiennes, sont plus particulièrement impliquées dans la démarche de contrôle interne :

Les risques identifiés sont classés selon les catégories qui reflètent la nature des facteurs de risques :

Chaque risque est ainsi intégré dans une des catégories décrites ci-dessus et est évalué sous forme matricielle avec une échelle allant de 1 à 4 (4 représentant le niveau le plus important) par la combinaison de son impact avec la probabilité d’occurrence.

De ce fait, les actions de contrôle appropriées sont mises en place afin d’atténuer l’incidence ou la probabilité des risques sur l’activité du Groupe. Ces derniers sont, par la suite, réévalués après prise en compte des éléments de contrôle donnant lieu à une évaluation nette du risque.

Le Groupe met en place des polices d’assurance dans chacun des pays où il exerce ses activités. Il couvre la responsabilité civile de ses mandataires sociaux incluant ses Business Unit. Pour chacune des sociétés, des assurances responsabilité civile sont souscrites ainsi que des polices plus spécifiques en fonction de l’activité de la société concernée et de la réglementation locale (principalement : assurances des locaux, assurances dommages aux biens et pertes d’exploitation, assurances des véhicules, assurance déplacements professionnels, etc.). Une assurance Cyber est notamment souscrite pour des garanties usuellement délivrées sur le marché.

Pour les sociétés qui portent des projets de centrales, Voltalia identifie les risques spécifiques liés à la technologie (parc éolien, centrale photovoltaïque, usine biomasse ou autre), aux conditions d’implantation (régions aux conditions climatiques difficiles) ou encore aux pays d’installation (contexte réglementaire particulier).

Pour les activités de Construction, la société titulaire du projet souscrit une police d’assurance « Tous Risques Chantier » ou bénéficie d’une telle police souscrite par le constructeur. Cette police couvre les dommages matériels pour la période de construction de la centrale jusqu’à sa réception et inclut dans la majorité des cas un volet spécifique sur les pertes d’exploitation. Ce volet est généralement exigé par les établissements financiers intervenant dans le projet ; il couvre notamment les pertes d’exploitation qui pourraient être subies en cas de retards pris dans les travaux de réalisation de la centrale liés à la survenance d’un sinistre.

La société titulaire du projet souscrit également une assurance Responsabilité Civile du maître d’ouvrage, lorsqu’elle n’est pas couverte par la police Groupe.

En fonction de l’incoterm négocié, elle peut également avoir à souscrire une assurance transport pour l’acheminement du matériel sur le site de construction soit directement, soit par l’intermédiaire du transporteur. Dans ces hypothèses, une garantie des pertes de recettes anticipées peut également être exigée par les établissements financiers.

Dès la mise en exploitation de la centrale, la société titulaire du projet souscrit une police générale de responsabilité civile lorsqu’elle n’est pas couverte par la police Groupe. Elle souscrit en outre une police couvrant habituellement les bris de machine, les incendies et risques annexes, les catastrophes naturelles et, dans la majorité des cas, les pertes d’exploitation. Par ailleurs, le Groupe bénéficie généralement de garanties contractuelles données par les fabricants des composants et équipements techniques de ses centrales électriques, couvrant le préjudice subi en cas de fonctionnement défectueux de ces éléments (pendant la période de garantie).

Cependant, Voltalia ne peut pas garantir que ces polices sont ou seront suffisantes pour couvrir les pertes qui résulteraient d’un sinistre. La situation financière et les résultats du Groupe pourraient être significativement affectés s’il devait subir un grave sinistre non ou insuffisamment assuré ou avec des niveaux de franchises élevés ou excédant notablement les plafonds de garantie institués ou s’il devait subir un retard dans le paiement des indemnités d’assurance.