Annual Report • Feb 21, 2023
Annual Report
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| 1 | RÉSULTATS ENGIE 20227 | |
|---|---|---|
| 2 | AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT 23 | |
| 3 | ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET 25 | |
| 4 | AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE 31 | |
| 5 | COMPTES SOCIAUX 32 |
| COMPTE DE RÉSULTAT 35 | |
|---|---|
| ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL 36 | |
| ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE 37 | |
| ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES 39 | |
| ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE 41 |
| Note 1 | RÉFÉRENTIEL COMPTABLE ET BASE D'ÉLABORATION DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS 44 |
|
|---|---|---|
| Note 2 | PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2022 49 | |
| Note 3 | PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 56 | |
| Note 4 | PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE 65 | |
| Note 5 | INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE 71 | |
| Note 6 | INFORMATION SECTORIELLE 76 | |
| Note 7 | VENTES 81 | |
| Note 8 | CHARGES OPÉRATIONNELLES 85 | |
| Note 9 | AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 87 | |
| Note 10 | RÉSULTAT FINANCIER 90 | |
| Note 11 | IMPÔTS 91 | |
| Note 12 | RÉSULTAT PAR ACTION 96 | |
| Note 13 | ACTIFS IMMOBILISÉS 97 | |
| Note 14 | INSTRUMENTS FINANCIERS112 | |
| Note 15 | RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS130 | |
| Note 16 | ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES152 | |
| Note 17 | PROVISIONS156 | |
|---|---|---|
| Note 18 | AVANTAGES POSTÉRIEURS À L'EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME166 | |
| Note 19 | PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS175 | |
| Note 20 | TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES179 | |
| Note 21 | RÉMUNÉRATIONS DES DIRIGEANTS181 | |
| Note 22 | BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT, STOCKS, AUTRES ACTIFS ET AUTRES PASSIFS182 | |
| Note 23 | CONTENTIEUX ET ENQUÊTES184 | |
| Note 24 | ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE191 | |
| Note 25 | HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES ET MEMBRES DE LEURS RÉSEAUX 192 | |
| Note 26 | INFORMATIONS RELATIVES À L'EXEMPTION DE PUBLICATION DE COMPTES ANNUELS DE CERTAINES SOCIÉTÉS LUXEMBOURGEOISES ET NÉERLANDAISES 193 |
| 1 | RÉSULTATS ENGIE 20227 | |
|---|---|---|
| 2 | AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT 23 | |
| 3 | ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET 25 | |
| 4 | AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE 31 | |
| 5 | COMPTES SOCIAUX 32 |
Progrès significatifs dans l'exécution du plan stratégique Solide performance financière et opérationnelle Proposition d'un dividende de 1,40 € par action pour 2022
(1) Cash Flow From Operations = Free Cash Flow avant Capex de maintenance et financement des provisions nucléaires.
| En milliards d'euros | 31 déc.2022 | 31 déc. 2021 | Variation brute en % |
Variation organique en % (1) |
||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Chiffre d'affaires | 93,9 | 57,9 | +62,2% | +60,4% | ||
| EBITDA | 13,7 | 10,6 | +29,8% | +27,0% | ||
| EBIT | 9,0 | 6,1 | +47,2% | +42,7% | ||
| Résultat net récurrent des activités poursuivis, part du | 5,2 | 2,9 | +78,4% | +76,2% | ||
| Groupe Résultat net, part du Groupe |
0,2 | 3,7 | -94,1% | ‐ | ||
| CAPEX (1) | 7,9 | 6,7 | +17,4% | ‐ | ||
| Cash Flow From Operations (CFFO) (2) | 8,0 | 6,5 | +24,0% | ‐ | ||
| Endettement financier net | 24,1 | -1,3 milliard d'euros par rapport au 31 déc. 2021 | ||||
| Dette nette économique | 38,8 | +0,5 milliard d'euros par rapport au 31 déc. 2021 | ||||
| Dette nette économique / EBITDA | 2,8x | -0,8x par rapport au 31 déc.2021 |
(1) Net des produits de cession dans le cadre du schéma DBSO (Develop, Build, Share & Operate) et du schéma de tax equity.
(2) Cash Flow From Operations = Free Cash Flow avant Capex de maintenance et dépenses de sortie du nucléaire.
Les objectifs pour les exercices comptables clos les 31 décembre 2023, 2024 et 2025 présentés ci-dessous sont basés sur des données, hypothèses et estimations considérées comme raisonnables par le Groupe à la date de publication de ce document.
Ces données et hypothèses peuvent évoluer ou être modifiées en raison d'incertitudes liées à l'environnement financier, comptable, concurrentiel, réglementaire et fiscal ou d'autres facteurs dont le Groupe n'a pas connaissance à la date d'enregistrement de ce document. De plus, la réalisation des prévisions nécessite le succès de la stratégie du Groupe. Par conséquent, le Groupe ne s'engage ni ne donne de garanties quant à la réalisation des prévisions énoncées dans la présente section.
Les objectifs présentés ci-dessous et hypothèses sous-jacentes ont également été établies conformément aux dispositions du Règlement délégué (UE) no 2019/980, complément du règlement (UE) no 2017/1129, et aux recommandations de l'ESMA sur les prévisions.
Ces objectifs résultent des processus budgétaires et de plan à moyen terme décrit dans la Note 13 des états financiers consolidés ; ils ont été établis sur une base comparable aux informations financières historiques et conformément aux méthodes comptables appliquées aux états financiers consolidés du Groupe pour l'exercice clos le 31 décembre 2022 décrites dans les états financiers consolidés.
L'avancée du plan stratégique pose les bases solides qui permettront à ENGIE d'atteindre la neutralité carbone tout en continuant à croître à long terme.
Le Groupe prévoit à moyen terme une croissance principalement portée par les investissements dans les Renouvelables et par l'amélioration des performances d'Energy Solutions, ainsi qu'une contribution stable des Infrastructures. GEMS permettra de renforcer le modèle intégré en garantissant la sécurité d'approvisionnement en énergie, l'optimisation et la gestion des risques pour ENGIE et ses clients. En raison de l'arrêt progressif des centrales d'ici 2025 en Belgique, la contribution nucléaire a été exclue de l'indication de l'EBIT.
Hypothèses de prix des commodités en Europe retenues dans la guidance pour les volumes merchant non couvert : les prix retenus pour la guidance 2023-2025 sont basés sur la moyenne des prix à terme en Europe au 31 décembre 2022.
Ainsi, entre 2023 et 2025, ENGIE prévoit :
| En milliards d'euros | Résultats 2023 | Résultats 2024 | Résultats 2025 |
|---|---|---|---|
| EBIT excluant le nucléaire | 6,6 - 7,6 | 7,2 - 8,2 | 7,5 - 8,5 |
| Guidance RNRpg | 3,4 - 4,0 | 3,8 - 4,4 | 4,1 - 4,7 |
ENGIE continue de viser une notation de crédit «strong investment grade» et un ratio de dette nette économique sur EBITDA inférieur ou égal à 4,0x.
La groupe s'est fixé comme objectif d'accélérer sa croissance en se concentrant sur la deuxième étape de son plan stratégique :
L'accélération des énergies renouvelables est soutenue par un portefeuille de projets équilibré et en pleine expansion. Le Groupe a mis en service 7 GW de capacité renouvelable au cours des deux dernières années, portant ainsi sa capacité totale installée à plus de 38 GW. Malgré les tensions sur la chaîne d'approvisionnement, ENGIE continue d'accélérer sa croissance annuelle de capacité à 4 GW jusqu'en 2025, puis 6 GW de 2026 à 2030. Cela portera la capacité totale installée à 50 GW en 2025 et à 80 GW en 2030.
Cette ambition est alimentée par un portefeuille de projets en croissance qui s'élevait à 80 GW à la fin de 2022 (contre 56 GW fin 2020) et qui bénéficie d'un très bon équilibre entre l'éolien terrestre, l'éolien en mer et le solaire. Près de la moitié de ce portefeuille est constituée de projets en construction, sécurisés ou à un stade avancé de développement.
Les principales priorités géographiques restent l'Europe, l'Amérique du Nord et l'Amérique latine, tandis que l'énergie éolienne offshore bénéficie d'une couverture géographique plus large.
Au total, ENGIE investira entre 13 et 14 milliards d'euros dans les énergies renouvelables sur la période 2023-2025, dans un portefeuille d'actifs qui aura une exposition limitée au risque de marché.
En tant que détenteur, exploitant et fournisseur d'infrastructures gazières, ENGIE joue un rôle essentiel en Europe. Les infrastructures de gaz (réseaux, capacités de stockage et terminaux méthaniers) ont tenu un rôle fondamental dans la crise énergétique et continueront à le faire dans le cadre de la transition énergétique, en garantissant la sécurité d'approvisionnement et la résilience globale du système. Les réseaux de gaz facilitent également le développement des gaz renouvelables et contribuent ainsi à la décarbonation.
L'activité des réseaux de gaz d'ENGIE est fortement réglementée, ce qui lui confère stabilité et visibilité. Les réseaux d'ENGIE ont toujours fait preuve d'une solide performance opérationnelle et respectent les normes de sécurité les plus élevées. Ils génèrent un cash-flow important qui permet au Groupe de maintenir son niveau de sécurité et de fiabilité, et de financer les investissements de croissance tels que l'expansion des gaz renouvelables.
Au total, la base d'actifs régulés (BAR) du Groupe, en France et à l'international, devrait atteindre 39 milliards d'euros en 2025 à comparer à 36 milliards d'euros en 2022.
Un portefeuille équilibré est essentiel pour garantir la flexibilité et l'efficacité du système énergétique. Dans un contexte de forte croissance des énergies renouvelables, ENGIE bénéficie d'un large portefeuille d'actifs de production flexibles et de stockage d'énergie, notamment des centrales à gaz (51 GW) et des centrales de pompage-turbinage (4 GW), qui sont absolument essentiels pour compenser l'intermittence associée à ces énergies renouvelables.
ENGIE continuera d'adapter son parc d'actifs pour apporter plus de flexibilité et d'optionalité au réseau et à son propre portefeuille de production, pour le rendre plus agile, plus efficace et moins intensif en CO2. Le modèle économique des centrales à gaz évoluera davantage vers des activités de rémunération de capacité et de services ancillaires.
Le groupe prévoit d'accélérer fortement le stockage par batterie pour compléter sa production au gaz et son stockage par pompage, et a pour objectif ambitieux d'atteindre environ 10 GW de capacité de batteries d'ici 2030, principalement en Europe et aux États-Unis.
Le développement des gaz renouvelables s'appuiera sur les infrastructures existantes, contribuant ainsi à la sécurité d'approvisionnement. Le Groupe s'appuiera sur ses réseaux existants pour développer les gaz renouvelables et investira 3,5 milliards d'euros dans les énergies décarbonées d'ici 2030.
Sous l'impulsion des pouvoirs publics et des entreprises engagés sur leurs propres objectifs de décarbonation, le marché du gaz renouvelable et bas-carbone devrait connaître une croissance rapide au cours de la prochaine décennie. ENGIE vise un objectif d'environ 10 TWh de production de biométhane par an à horizon 2030.
ENGIE se concentrera sur la montée en puissance de l'hydrogène bas carbone, qui est un élément clé pour les secteurs difficiles à décarboner et pour lesquels l'électricité n'est pas une option.
ENGIE est au premier plan pour profiter de la croissance soutenue du secteur de l'hydrogène vert en s'appuyant sur ses capacités de pointe en matière de production d'énergie renouvelable et sur son expertise dans la gestion de processus industriels complexes. Au niveau mondial, ENGIE bénéficie également de son expertise en matière d'energy management pour commercialiser de l'hydrogène et des e-molécules.
ENGIE s'est fixé des objectifs ambitieux à l'horizon 2030 :
Au total, environ 4 milliards d'euros d'investissements seront consacrés à l'hydrogène sur la période 2023-2030.
Energy Solutions est idéalement positionnée pour bénéficier de la croissance du marché, portée par la forte demande des clients pour des solutions décarbonées, leur besoin d'indépendance énergétique, ainsi que par le soutien croissant des pouvoir publics.
Energy Solutions a simplifié son organisation, désormais structurée autour de 3 activités : les réseaux locaux d'énergie, la production d'énergie sur site, et les services de performance énergétique.
Les deux premières activités bénéficient de contrats à long terme, proches des contrats d'infrastructure avec des revenus stables et récurrents et des cash-flows contractés à long terme, ENGIE investit et exploite des infrastructures selon un modèle économique «asset-based». En saisissant les opportunités de croissance à long terme, en étant plus sélectives dans le choix des contrats, et en améliorant leur performance opérationnelle, les infrastructures d'énergie décentralisée devraient voir leur EBIT afficher une forte croissance à un chiffre en moyenne par an d'ici 2025.
Dans les services de performance énergétique, la marge d'EBIT devrait augmenter de plus de 200 points de base d'ici 2025 pour atteindre 5%.
ENGIE confirme son objectif d'ajouter 8 GW d'infrastructures d'énergie décentralisées d'ici 2025 (comparé à 2020). Cet objectif se traduit par une croissance des investissements d'environ 3 milliards d'euros sur la période 2023-2025.
GEMS se situe au cœur du modèle intégré d'ENGIE. En amont, le rôle de GEMS est de valoriser les différences technologiques, la complémentarité, la flexibilité et l'optionnalité du portefeuille d'actifs d'ENGIE et de ses partenaires. En aval, GEMS fournit aux clients d'ENGIE des services de gestion des risques et des contrats d'approvisionnement en énergie sur mesure.
Sur la période 2023-2025, l'EBIT de GEMS devrait être inférieur à celui de 2022, qui avait atteint un niveau exceptionnel, mais devrait rester supérieur au niveau historique de 2020-2021 en raison de la croissance de l'activité commerciale mais aussi de la complexité des marchés de l'énergie qui devrait perdurer avec un niveau encore élevé attendu d'optionnalité et de volatilité. Enfin, l'EBIT devrait être soutenu par la demande croissante des clients en matière de gestion des risques.
ENGIE prévoit des investissements de croissance de 22 à 25 milliards d'euros en 2023-25, soit une augmentation de 50% par rapport à 2021-23. 40% de ces investissements sont déjà engagés. Ces investissements devraient être répartis de la manière suivante : 55 à 65% pour les énergies renouvelables, 10 à 15% pour les réseaux et 10 à 15% pour Energy Solutions. Environ 10% seront consacrés à la montée en puissance des gaz renouvelables et des batteries. L'allocation du capital est basée sur une discipline stricte respectant des critères financiers et ESG stricts. La contribution des nouvelles capacités mises en service à l'EBIT 2023-25 devrait s'élever à 1,5 milliard d'euros.
Le retour sur capitaux employés moyens hors nucléaire devrait bénéficier de cette méthode sélective pour stimuler la création de valeur : le retour sur capitaux employés moyens du Groupe hors nucléaire devrait passer de 6% en 2021 à un niveau compris entre 7 et 9% de manière durable.
Les investissements de maintenance devraient atteindre de 7 à 8 milliards d'euros en 2023-25, dont 50% devraient être alloués aux activités d'infrastructure régulées.
Par ailleurs, environ 9 milliards d'euros seront consacrés au financement des provisions nucléaires belges sur la période 2023-2025.
ENGIE poursuivra ses efforts en matière d'efficacité à travers une maîtrise importante de ses frais généraux et administratifs, en améliorant l'efficacité des fonctions support et en redressant les activités les moins performantes. Le Groupe vise un impact positif de ces mesures sur l'EBIT à hauteur de 600 millions d'euros en 2023-25.
| 2022 | Activités Facteurs d'évolution attendus pour l'EBIT par rapport à 2022 |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Renouvelables | Contribution des investissements, hausse des prix | + + | |||||
| EBIT excluant le Nucléaire de 8,0 milliards d'euros |
Infrastructures | Inflation, normalisation des températures, investissements et gestion de portefeuille, examens réglementaires en France |
= - | EBIT prévisionnel | |||
| Energy Solutions | Contribution des investissements et amélioration de la contribution d'EVBox et amélioration continue de la performance |
= + | excluant le Nucléaire de 7,5 milliards |
||||
| FLEXGEN (ex Thermique) | Dilution, augmentation des spreads et augmentation de la disponibilité du portefeuille d'actifs |
= | d'euros à |
||||
| Fourniture d'énergie | Normalisation des températures, amélioration de la marge, croissance des services BtoC et du portefeuille de clients en électricité. |
= + | 8,5 milliards d'euros |
||||
| GEMS | Diminution des prix et de la volatilité mais un à niveau toujours élevé |
- - - | |||||
| Nucléaire | Hausse des prix, baisse des volume | = + |
Convention : chaque signe « + » représente c. + 500 millions d'euros, chaque signe « - » c. – 500 millions d'euros, chaque signe « =+ » une variation entre 0 et + 250 millions d'euros, chaque signe « =- » une variation entre -250 à 0 millions d'euros.
ENGIE s'attache à proposer un dividende croissant et pérenne à ses actionnaires.
Le Conseil d'administration réaffirme ainsi la politique de dividende du Groupe visant à distribuer 65 à 75% du résultat net récurrent part du Groupe et incluant un dividende plancher de 0,65 euro par action pour la période de 2023 à 2025.
Pour l'année 2022, le Conseil d'administration propose de distribuer 65% du résultat net récurrent part du Groupe, représentant un dividende de 1,40 euro par action. Cette proposition sera soumise à l'approbation des actionnaires lors de l'Assemblée Générale du 26 avril 2023.
En tant que propriétaire, opérateur d'infrastructures gazières et fournisseur de gaz, ENGIE joue un rôle essentiel en Europe.
En France, ses activités d'Infrastructures ont affiché un taux d'utilisation record avec des terminaux méthaniers ayant fonctionné pratiquement à pleine capacité, un doublement des volumes d'acheminement de GRTgaz avec notamment un inversement des volumes acheminés de la France vers l'Allemagne et des stockages de gaz remplis à 81% au 31 décembre 2022 contre 53% un an auparavant.
En 2022, ENGIE a contribué à hauteur de 1,1 milliard d'euros aux mécanismes existants de partage des bénéfices pour le nucléaire en Belgique (cadre fiscal spécifique) et l'hydroélectricité en France (CNR).
ENGIE s'est engagé à soutenir le pouvoir d'achat de ses clients avec la mise en place d'une mesure de soutien de 90 millions d'euros pour ses clients particuliers les plus précaires, et d'un fonds de 60 millions d'euros pour ses clients industriels et tertiaires affectés par la hausse des prix de l'énergie. ENGIE a également lancé une plateforme de suivi et de pilotage de la consommation d'énergie permettant à ses clients particuliers et aux PME de réaliser des économies l'énergie.
En France, ENGIE a augmenté la contribution de son fonds de roulement au mécanisme de bouclier tarifaire incluant désormais les Petites et Moyennes Entreprises ainsi que les clients particuliers sous offre de marché (en indexant leurs contrats au tarif réglementé). La plupart des contrats de gaz et d'électricité BtoC d'ENGIE bénéficient d'une protection contre la hausse des prix par le biais du bouclier tarifaire ou à travers de prix fixes valables pendant toute la durée du contrat.
Le Groupe soutient la mise en place de tarifs sociaux en Belgique ainsi qu'un mécanisme de plafonnement des prix en Roumanie et au Chili. De plus, le Groupe s'emploie, aux côtés des autorités locales, à fournir un soutien par le biais de facilités de paiement. L'impact global des mesures de paiement différé dans le monde entier est proche de 1,0 milliard d'euros. ENGIE est plus que jamais mobilisé auprès de ses clients pour améliorer leur efficacité énergétique, et ainsi réduire leurs factures d'énergie et leur permettre d'atteindre leurs objectifs de décarbonation.
ENGIE a reconnu l'engagement de ses employés à travers le monde en leur versant une prime exceptionnelle de 1 500 euros, dans un contexte de forte inflation et d'un environnement sans précédent.
En décembre 2022, les gouvernements belge et français, les deux pays européens où ENGIE produit le plus d'électricité, ont adopté de nouvelles mesures législatives pour limiter la rente inframarginale liée au prix de l'électricité.
En Belgique, un plafonnement des revenus issus de la production d'électricité des technologies inframarginales a été mis en œuvre de manière rétroactive du 1er août 2022 au 30 juin 2023. Une éventuelle prolongation de ce plafonnement devra être évaluée en avril prochain. Les actifs nucléaires d'ENGIE, détenus et exploités à travers sa filiale Electrabel, sont concernés par cette mesure : les revenus normatifs supérieurs à 130 €/MWh sont soumis au nouveau prélèvement incluant un mécanisme limitant une potentielle double imposition avec les taxes nucléaires existantes.
En France, le projet de loi de finances pour 2023 prévoit un plafonnement des recettes issues de la production d'électricité des technologies inframarginales sur une période de dix-huit mois (du 1er juillet 2022 au 31 décembre 2023). Le plafond varie de 40 €/MWh à 175 €/MWh en fonction de la technologie de la production d'électricité. Les recettes excédentaires sont soumises à un taux d'imposition de 90%. Le Groupe ENGIE est principalement impacté au titre de ses droits de tirage sur deux centrales nucléaires d'EDF (Chooz B et Tricastin, 1,2 GW, 9 TWh de production annuelle en considérant un taux de disponibilité de 85%) soumises à un plafond de 90 €/MWh et ses centrales à gaz (capacité de 1,4 GW) soumises à un plafond de 40 €/MWh sur le clean spark spread.
En Italie, le gouvernement a promulgué une «contribution extraordinaire de solidarité» sur les sociétés du secteur de l'énergie. Cette dernière est calculée sur une variation de la base taxable à la TVA entre octobre 2021 et avril 2022 par rapport à la même durée un an plus tôt à un taux de 25%. ENGIE a été significativement et négativement impacté en raison d'une méthodologie mal conçue, non représentative des revenus excédentaires sur la période.
L'impact global des taxes exceptionnelles en Europe est proche de 0,9 milliard d'euros en 2022, dont 85% en EBIT et 15% en impôt sur les sociétés.
ENGIE a ajouté 3,9 GW de capacités renouvelables en 2022, dont 1,8 GW d'énergie éolienne terrestre, 1,2 GW d'énergie solaire et 1,0 GW d'énergie éolienne en mer, ce qui porte la capacité installée renouvelable totale à 100% à environ 38 GW à fin 2022. Par géographie, les 3,9 GW sont répartis entre l'Europe pour 2,6 GW (principalement au Royaume-Uni, en Espagne et en France), les États-Unis pour 0,8 GW et l'Amérique latine pour 0,4 GW. Le Groupe est en bonne voie pour atteindre son objectif de 4 GW de capacité additionnelle en moyenne chaque année et ce, jusqu'en 2025. L'ambition du Groupe est soutenue par un pipeline de 80 GW à fin décembre 2022, en hausse de 14 GW par rapport à décembre 2021.
Ocean Winds, la joint-venture d'ENGIE et d'EDPR dédiée à l'éolien en mer, poursuit sa forte croissance. En décembre 2022, Ocean Winds a remporté une zone pour un site d'éolien en mer flottant d'une capacité de 2 GW en Californie. En 2022, le Groupe a soutenu ses clients dans leurs efforts de décarbonation avec la signature de 2 GW de contrats d'achat d'électricité verts (PPA).
Energy Solutions a remporté des contrats majeurs dans les réseaux urbains de chaleur et de froid, et dans la mobilité verte en 2022, dont 12 000 points de recharge de véhicules électriques, principalement en Belgique et à Singapour. Au cours de l'année 2022, 1 GW environ de capacité nette installée a été ajoutée dans les infrastructures énergétiques distribuées.
Au Brésil, l'intégration des activités d'exploitation-maintenance de TAG a été accomplie avec succès et les deux lignes de transport d'électricité, Gralha Azul et Novo Estado, sont maintenant sur le point d'être entièrement finalisées.
ENGIE continue sa progression dans le domaine des gaz renouvelables : 492 unités de production de biométhane, représentant une capacité de production annuelle pouvant atteindre 8,3 TWh, sont raccordées aux réseaux d'ENGIE en France. En ce qui concerne l'hydrogène, la Commission européenne a approuvé une aide publique pouvant atteindre 5 milliards d'euros. Dans ce cadre, les cinq projets qu'ENGIE a présenté en Belgique, en France, aux Pays-Bas et en Espagne, ont tous été retenus.
L'objectif du plan de cession d'au moins 11 milliards d'euros à fin 2023 est atteint avec 11 milliards d'euros désormais conclus ou signés. EQUANS étant le principal contributeur.
Sur le plan du recentrage géographique, le Groupe opèrera dans 31 pays, contre 70 pays en 2018, une fois tous les accords de sortie déjà engagés signés. ENGIE est sorti de 7 pays dans le cadre de la cession d'EQUANS et prévoit de ramener sa présence géographique à moins de 30 pays d'ici 2023.
Les investissements au cours de l'exercice 2022 se sont élevés à 7,9 milliards d'euros, dont 5,5 milliards d'euros d'investissements de croissance. 58% de ces investissements ont été consacrés aux Renouvelables, 20% aux Infrastructures et 13% aux activités d'Energy Solutions, en ligne avec les priorités stratégiques d'ENGIE.
Dans un contexte de forte inflation, ENGIE a maintenu sa dynamique d'amélioration de la performance et est en passe d'atteindre son objectif à trois ans, avec une contribution nette de l'EBIT en 2022 de 0,4 milliard d'euros.
Conformément au plan de sortie du nucléaire en Belgique, le réacteur Doel 3 a été arrêté en septembre 2022 et le réacteur Tihange 2 a été arrêté en février 2023.
En janvier 2023, ENGIE et le gouvernement fédéral belge ont fixé un cadre pour l'extension des réacteurs nucléaires Doel 4 et Tihange 3, en signant l'accord Heads of Terms and Commencement of LTO Studies qui s'appuie sur la lettre d'intention signée le 21 juillet 2022, dont l'objectif est de prolonger la durée de vie opérationnelle des deux réacteurs de dix ans, pour une capacité de production totale de 2 GW.
Cet accord de principe précise certaines modalités dont la création d'une structure juridique dédiée aux deux unités nucléaires prolongées détenues à parité par l'État belge et ENGIE. Il définit le cadre d'un plafonnement des coûts futurs de gestion des déchets nucléaires et il détermine un ensemble de garanties pour assurer la bonne exécution des engagements de l'exploitant nucléaire. Par cet accord, les deux parties confirment leur objectif de mettre en œuvre leurs meilleurs efforts pour redémarrer en novembre 2026 les unités nucléaires de Doel 4 et Tihange 3.
Par ailleurs, en décembre 2022, ENGIE a été informé de la décision de la CPN concernant la réévaluation triennale des provisions pour le démantèlement des centrales nucléaires belges et la gestion de l'aval du cycle du combustible usé. La CPN entend augmenter fortement les provisions de 3,3 milliards d'euros, dont une augmentation de 2,9 milliards d'euros pour celles portées par Synatom et de 0,4 milliard pour celles portées par Electrabel. L'augmentation des provisions proposées par ENGIE était de 0,9 milliard d'euros, par rapport aux 2,9 milliards d'euros proposés par la CPN. ENGIE considère cette hausse de 2,9 milliards d'euros injustifiée et a soumis une proposition ajustée à la CPN.
En 2022, les émissions de gaz à effet de serre provenant de la production d'énergie ont été réduites de 60 millions de tonnes, une baisse de 44% par rapport à 2017, en ligne avec l'objectif de 43 millions de tonnes d'ici 2030. Les résultats de 2022 ont été positivement impactés par les conditions météorologiques et un taux d'utilisation plus faible de nos centrales à gaz à cycle combiné.
ENGIE a également augmenté la part des énergies renouvelables dans son portefeuille, passant de 34% à fin 2021 à 38% à fin 2022, avec l'ajout de 3,9 GW de capacité renouvelables au cours de l'année.
ENGIE continue sa progression dans la sortie du charbon avec la signature en septembre 2022 de la cession de Pampa Sul au Brésil et de la fermeture de Tocopilla au Chili, qui représentaient une capacité installée totale de 0,6 GW. Le Groupe s'est engagé à sortir de tous les actifs charbon en Europe d'ici 2025 et du monde d'ici 2027, comprenant la production charbon pour les réseaux urbains de chaleur et froid. A fin 2022, le charbon représentait 2,6% du portefeuille de production d'électricité centralisée d'ENGIE.
Sur les enjeux de diversité, ENGIE comptait 30% de femmes au sein du management à fin 2022. Le Groupe met en œuvre des plans d'actions afin d'atteindre son objectif de parité managériale de 40% à 60% entre les hommes et les femmes.
En 2022, le Groupe ENGIE et ses sous-traitants ont malheureusement déploré plusieurs accidents graves du travail, dont 4 mortels, notamment sur des chantiers de construction. Une réponse coordonnée à l'échelle du Groupe et un plan d'actions complet continuent d'être implémentés par les équipes dirigeantes d'ENGIE afin de réévaluer toutes les normes et procédures de sécurité pour l'ensemble de ses activités et de ses géographies. L'objectif est de répondre aux standards les plus élevés pour le Groupe et ses sous-traitants.
Le chiffre d'affaires s'élève à 93,3 milliards d'euros, en hausse de 62,2% en brut et 60,4% en organique.
| Variation brute |
Variation organique |
|||
|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc.2022 | 31 déc. 2021 | en% | en% |
| Renouvelables | 6 216 | 3 653 | +70,1% | +58,3% |
| Infrastructures | 6 961 | 6 700 | +3,9% | +2,9% |
| Energy Solutions | 11 552 | 9 926 | +16,4% | +21,1% |
| Thermique | 7 129 | 4 089 | +74,3% | +62,6% |
| Fourniture d'énergie | 16 810 | 10 396 | +61,7% | +61,3% |
| Nucléaire | 35 | 56 | -37,7% | -37,7% |
| Autres | 45 163 | 23 046 | +96,0% | +92,6% |
| dont GEMS | 45 137 | 22 870 | +97,4% | +92,7% |
| TOTAL | 93 865 | 57 866 | +62,2% | +60,4% |
Le chiffre d'affaires des Renouvelables s'est élevé à 6 216 millions d'euros, en hausse de 70,1% en brut et de 58,3% en organique. La croissance brute est principalement liée à des effets de change favorables provenant principalement de l'appréciation du real brésilien par rapport à l'euro. L'augmentation du chiffre d'affaires organique est principalement due aux capacités ajoutées et à la hausse des prix de l'hydro en France.
Le chiffre d'affaires des Infrastructures s'est élevé à 6 961 millions d'euros, en hausse de 3,9% en brut et de 2,9% en organique. L'augmentation brute s'explique par des effets de changes favorables principalement en Amérique latine et à l'effet de périmètre lié aux cessions de la Turquie et de l'Argentine. Le chiffre d'affaires des Infrastructures en France a augmenté grâce à une hausse significative des volumes transportés, notamment avec des flux inversés ouest-est exceptionnels, les terminaux méthaniers ainsi que les activités de stockage reflétant les opérations pour compte propre (au Royaume-Uni) ont compensé la baisse des volumes dans la distribution et l'évolution attendue des tarifs. Pour les Infrastructures hors de France, le chiffre d'affaires a augmenté en organique, notamment en Amérique latine, avec des volumes distribués plus importants. La baisse des revenus au Brésil reflète la diminution des revenus de construction à la suite de la mise en service progressive des lignes de transmission.
Le chiffre d'affaires des activités d'Energy Solutions s'est élevé à 11 552 millions d'euros, en hausse de 16,4% en brut et de 21,1% en organique. L'augmentation brute comprend un effet de change positif, notamment lié au dollar américain et à des effets de périmètre. En organique, le chiffre d'affaires en France a augmenté de manière significative sur toutes les activités : services de performance énergétique, réseaux locaux d'énergie et production d'énergie sur site. Les activités internationales ont également augmenté de manière significative lié aux prix des commodités dans toutes les zones géographiques.
Le chiffre d'affaires des activités Thermiques s'est élevé à 7 129 millions d'euros, en hausse de 74,3% en brut et de 62,6% en organique. L'augmentation brute a bénéficié d'effets de change positifs principalement au Chili, au Pérou et au Pakistan. La performance organique est principalement liée à un niveau de spread exceptionnel et une augmentation des services ancillaires en Europe. Les activités sur le continent américain affichent une croissance positive grâce à l'indexation des contrats long-terme de vente d'électricité dans un contexte de hausse des prix des commodités et de l'inflation.
Le chiffre d'affaires des activités de Fourniture d'énergie s'est élevé à 16 810 millions d'euros, en hausse de 61,7% en brut et de 61,3% en organique. L'augmentation brute est principalement due à la hausse à des effets de change favorables. L'augmentation organique est liée à la hausse des prix des commodités, compensée par un effet volume négatif principalement dû à des températures plus chaudes.
Le chiffre d'affaires du Nucléaire est non significatif après élimination des opérations intragroupes, puisque la production a été vendue en interne à d'autres activités du Groupe.
Le chiffre d'affaires des activités «Autres» s'élève à 45 163 millions d'euros. L'augmentation par rapport à 2021 est principalement due à GEMS (+45 137 millions d'euros), notamment impacté par l'augmentation des prix des commodités combinée à une croissance des volumes.
L'EBITDA s'est établi à 13,7 milliards d'euros, en hausse de 29,8% en brut et 27,0% en organique.
| Reste de | Amérique | États-Unis & | Moyen Orient, Asie |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | France | l'Europe | Latine | Canada | & Afrique | Autres | 31 déc.2022 |
| Renouvelables | 535 | 370 | 1 003 | 313 | 17 | (35) | 2 202 |
| Infrastructures | 3 396 | 96 | 731 | (3) | ‐ | (8) | 4 212 |
| Energy Solutions | 605 | 240 | (2) | 34 | 70 | (69) | 879 |
| Thermique | ‐ | 1 475 | 295 | 47 | 436 | (17) | 2 235 |
| Fourniture d'énergie | (8) | 199 | 6 | ‐ | 70 | (9) | 258 |
| Nucléaire | ‐ | 1 510 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 1 510 |
| Autres | ‐ | (16) | 1 | (1) | ‐ | 2 433 | 2 417 |
| Dont GEMS | 2 837 | 2 837 | |||||
| TOTAL EBITDA | 4 528 | 3 875 | 2 033 | 390 | 592 | 2 295 | 13 713 |
| Reste de | Amérique | États-Unis & | Moyen Orient, Asie |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | France | l'Europe | Latine | Canada | & Afrique | Autres | 31 déc. 2021 |
| Renouvelables | 462 | 172 | 1 016 | 86 | 12 | (47) | 1 702 |
| Infrastructures | 3 518 | 121 | 470 | ‐ | 18 | (7) | 4 121 |
| Energy Solutions | 592 | 215 | (3) | 60 | 41 | (119) | 786 |
| Thermique | ‐ | 743 | 424 | 43 | 448 | (30) | 1 628 |
| Fourniture d'énergie | 356 | 114 | ‐ | ‐ | 48 | (20) | 498 |
| Nucléaire | ‐ | 1 403 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 1 403 |
| Autres | ‐ | 2 | 1 | 10 | ‐ | 412 | 426 |
| Dont GEMS | 679 | 679 | |||||
| TOTAL EBITDA | 4 928 | 2 770 | 1 908 | 199 | 568 | 190 | 10 563 |
L'EBIT est ressorti à 9,0 milliards d'euros, en hausse de 47,2% en brut et 42,7% en organique.
La croissance de l'EBIT est principalement due à la performance des activités GEMS, Thermique et Renouvelables.
| Reste de | Amérique | États-Unis & | Moyen Orient, Asie |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | France | l'Europe | Latine | Canada | & Afrique | Autres | 31 déc.2022 |
| Renouvelables | 375 | 313 | 796 | 172 | 9 | (39) | 1 627 |
| Infrastructures | 1 675 | 49 | 658 | (3) | ‐ | (8) | 2 371 |
| Energy Solutions | 311 | 148 | (5) | 23 | 58 | (123) | 412 |
| Thermique | ‐ | 1 278 | 51 | 44 | 417 | (22) | 1 768 |
| Fourniture d'énergie | (164) | 115 | 6 | ‐ | 49 | (13) | (7) |
| Nucléaire | ‐ | 1 026 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 1 026 |
| Autres | ‐ | (16) | ‐ | (11) | ‐ | 1 875 | 1 848 |
| Dont GEMS | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 2 618 | 2 618 |
| TOTAL EBIT | 2 197 | 2 913 | 1 506 | 226 | 532 | 1 671 | 9 045 |
| Moyen | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| France | l'Europe | Latine | Canada | & Afrique | Autres | 31 déc. 2021 |
| 273 | 117 | 846 | (6) | 8 | (47) | 1 191 |
| 1 823 | 77 | 403 | ‐ | 18 | (7) | 2 314 |
| 307 | 132 | (5) | 48 | 27 | (159) | 350 |
| ‐ | 564 | 189 | 41 | 421 | (32) | 1 183 |
| 202 | 28 | ‐ | ‐ | 25 | (23) | 232 |
| ‐ | 959 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 959 |
| ‐ | 2 | ‐ | (1) | ‐ | (86) | (85) |
| ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 507 | 507 |
| 2 605 | 1 880 | 1 433 | 82 | 498 | (355) | 6 145 |
| Reste de | Amérique | États-Unis & | Orient, Asie |
| En millions d'euros | 31 déc.2022 | 31 déc. 2021 | Variation brute en % |
Variation organique en % |
dont effet temp. (France) vs. 2021 |
|---|---|---|---|---|---|
| Renouvelables | 1 627 | 1 191 | +36,6% | +19,1% | ‐ |
| Infrastructures | 2 371 | 2 314 | +2,5% | +0,5% | (197) |
| Energy Solutions | 412 | 350 | +17,7% | +16,6% | ‐ |
| Thermique | 1 768 | 1 183 | +49,4% | +46,6% | ‐ |
| Supply | (7) | 232 | (87) | ||
| Nucléaire | 1 026 | 959 | +6,9% | +6,9% | ‐ |
| Autres | 1 848 | (85) | (24) | ||
| Dont GEMS | 2 618 | 507 | (24) | ||
| TOTAL | 9 045 | 6 145 | +47,2% | +42,7% | (308) |
| TOTAL excluant Nucléaire | 8 019 | 5 185 | +54,7% | +49,1% | (308) |
| En millions d'euros | 31 déc.2022 | 31 déc. 2021 | Variation brute en % |
Variation organique en % |
|---|---|---|---|---|
| EBIT | 1 627 | 1 191 | +36,6% | +19,1% |
| CAPEX totaux | 3 333 | 1 881 | +77,2% | ‐ |
| CNR – prix captés (€/MWh) | 60 | 56 | +7,0% | ‐ |
| Marges DBSO (1) (contribution EBIT) | 102 | 31 | ‐ | |
| Indicateurs de performance opérationnelle | ||||
| Mises en service (GW à 100 %) | 3,9 | 3,0 | +30,0% | ‐ |
| Volumes hydro - France (TWh à 100 %) | 12,8 | 15,2 | -2.4 | ‐ |
(1) Develop, Build, Share and Operate.
Les activités Renouvelables ont enregistré une croissance organique de l'EBIT de 19,1%, reflétant la contribution de nouvelles capacités dans les principales géographies et technologies du Groupe (+268 millions d'euros), le plan de performance (+87 millions d'euros), un effet volume positif (+69 millions d'euros, principalement lié à l'impact de l'épisode de froid extrême survenu au Texas au premier trimestre 2021 (-90 millions d'euros) et un effet prix positif (+55 millions d'euros, principalement dû à des prix captés plus élevés pour l'hydroélectricité en France, partiellement compensés par des rachats d'hydroélectricité en France et au Portugal dans un contexte de faible hydrologie en Europe). Ces éléments de croissance ont plus que compensé l'effet one-off lié à la décision GFOM au Brésil en 2021 (-300 millions d'euros).
Le partage des bénéfices sur la production hydroélectrique de la CNR en France a augmenté en raison des nouvelles modalités de calculs consécutives à l'adoption de la loi «Aménagement du Rhône» en février 2022. Le taux de taxation varie désormais en fonction des prix de l'électricité captés, allant de 10% pour la fraction inférieure à 26,5 €/MWh à 80% pour la fraction supérieure à 80 €/MWh. L'impact sur l'EBIT du Groupe en 2022 s'élève à -176 millions d'euros.
| En millions d'euros | 31 déc.2022 | 31 déc. 2021 | Variation brute en % |
Variation organique en % |
|---|---|---|---|---|
| EBITDA | 4 212 | 4 121 | +2,2% | +1,0% |
| EBIT | 2 371 | 2 314 | +2,5% | +0,5% |
| CAPEX totaux | 2 321 | 2 524 | -8,0% | ‐ |
| Indicateurs de performance opérationnelle | ||||
| Effet température – France (EBIT en m€) | (122) | 75 | (197) | ‐ |
| Compteurs communicants - France (m) | 10,9 | 9,2 | +1,7 | ‐ |
L'EBIT des activités Infrastructures s'est élevé à 2 371 millions d'euros, en hausse organique de 0,5%.
L'EBIT des Infrastructures en France est en baisse de 148 millions d'euros en raison d'une baisse des volumes distribués liée à des température plus élevées qu'en 2021, ainsi que d'une baisse des revenus tarifaires reflétant les révisions régulatoires dont les effets sont lissés sur la période réglementaire de quatre ans. Ces effets ont été que partiellement compensés par une croissance significative des revenus à court terme dans les terminaux, le stockage ainsi que le transport, y compris les capacités souscrites de la France vers l'Allemagne.
Le Groupe a réalisé de bonnes performances hors de France avec un EBIT en hausse organique de 160 millions d'euros, principalement grâce à une plus forte contribution de l'Amérique latine, portée par une plus forte croissance intrinsèque et l'indexation des revenus.
| Variation brute |
Variation organique |
|||
|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc.2022 | 31 déc. 2021 | en% | en% |
| Chiffre d'affaires | 11 552 | 9 926 | +16,4% | +21,1% |
| EBIT | 412 | 350 | +17,7% | +16,6% |
| CAPEX totaux | 886 | 903 | -1,8% | - |
| Indicateurs de performance opérationnelle | - | - | ||
| Cap. Installées infra. Décentralisées (GW) | 24,9 | 24,1 (1) | +3,8% | - |
| Marge d'EBIT (hors EVBox) | +4,6% | +5,0% | -45 bps | - |
| Backlog - Concessions en France (milliards d'euros) | 18,4 | 16,8 | +1,6 | - |
(1) Données retraitées pour exclure les pays dont ENGIE s'est retiré ou a arrêté le développement suite à la rationalisation géographique présentée en mai 2021.
L'EBIT d'Energy Solutions s'est établi à 412 millions d'euros, en hausse organique de 16,6%.
La croissance organique a été portée par l'impact positif des prix de l'énergie, l'effet positif du plan de performance dans les services d'efficacité énergétique, la dynamique du marché commercial, notamment dans la cogénération et les réseaux urbains de chaleur et de froid. Elle a également bénéficié de la montée en puissance de la production et des améliorations de processus en cours sur EVBox malgré le ralentissement du rythme de croissance du marché des véhicules électriques. Ces éléments ont été partiellement compensés par des températures plus chaudes et plusieurs one-off positifs en 2021 sur la production d'énergie sur site.
| En millions d'euros | 31 déc.2022 | 31 déc. 2021 | Variation brute en % |
Variation organique en % |
|---|---|---|---|---|
| EBITDA | 2 235 | 1 628 | +37,3% | +33,7% |
| EBIT | 1 768 | 1 183 | +49,4% | +46,6% |
| Indicateurs de performance opérationnelle | ||||
| CS moyen capté - Europe (€/MWh) | 28 | 19 | +50% | ‐ |
| Capacité installée (GW) | 59,5 | 59,9 | (0,4) | ‐ |
L'EBIT des activités thermiques s'est élevé à 1 768 millions d'euros, en hausse organique de 47%.
La croissance organique s'explique principalement par un effet prix (+992 millions d'euros, liés à des spreads captés plus élevés pour les actifs européens, partiellement compensé par l'impact négatif de l'augmentation des prix des combustibles d'approvisionnement au Chili, ainsi qu'une position gaz défavorable en Australie) et par une plus forte contribution des services ancillaires et des mécanismes de rémunération (+175 millions d'euros). Ces effets ont été partiellement compensés par la baisse des volumes (-440 millions d'euros), principalement en Europe, liée à des pannes et plusieurs grèves ainsi que par la taxe sur les bénéfices exceptionnels en Italie que conteste ENGIE.
| En millions d'euros | 31 déc.2022 | 31 déc. 2021 | Variation brute en% |
Variation organique en% |
|---|---|---|---|---|
| EBITDA | 258 | 498 | -48,2% | -47,3% |
| EBIT | (7) | 232 | ‐ | ‐ |
| Effet température, normatif – France (EBIT) | (53) | 34 | (87) | ‐ |
L'EBIT des activités de fourniture d'Energie s'est élevé à -7 millions d'euros. Sur le plan organique, la diminution (-230 millions d'euros) est principalement due à un effet prix négatif en France et à des mesures de soutien aux ménages, partiellement compensé par des revenus plus élevés dans la plupart des autres pays. L'EBIT a diminué de 626 millions d'euros au cours du quatrième trimestre, principalement en raison de l'inversion attendue des effets timing principalement liés au mécanisme ARENH existant et des effets climat négatifs.
| En millions d'euros | 31 déc.2022 | 31 déc. 2021 | Variation brute en% |
Variation organique en% |
|---|---|---|---|---|
| EBITDA | 1 510 | 1 403 | +7,6% | +7,6% |
| EBIT | 1 026 | 959 | +6,9% | +6,9% |
| CAPEX totaux | 229 | 201 | +14,2% | |
| Indicateurs de performance opérationnelle | ||||
| Production (BE + FR, proport, TWh) | 42,1 | 47,4 | -5,4 TWh | - |
| Disponibilité (Belgique, à 100%) | 83,6% | 91,8% | - 820 bps | - |
L'EBIT du Nucléaire s'est élevé à 1 026 millions d'euros, en hausse de 6,9 % en organique.
Cette hausse s'explique par des prix captés plus élevés (+1 694 millions d'euros, à 97 €/MWh en 2022 contre 60 €/MWh en 2021), ce qui a entraîné une augmentation de la contribution à la taxe nucléaire sur les réacteurs de deuxième génération (-759 millions d'euros) et du plafond des recettes issues de la production d'électricité des technologies inframarginales (-376 millions d'euros). L'EBIT a par ailleurs été pénalisé par un effet volume négatif (- 494 millions d'euros) dû à des indisponibilités plus importantes en Belgique (taux de disponibilité de 83,6 %, contre 91,8 % en 2021) et en France.
L'EBIT de GEMS s'est élevé à 2 618 millions d'euros, soit une augmentation organique de 2 087 millions d'euros par rapport à 2021.
En tant qu'acteur intégré, ENGIE opère sur les marchés de l'énergie par le biais de GEMS. Il s'approvisionne en énergie, commercialise sa propre production et couvre ses positions en amont et en aval pour répondre aux besoins de ses clients en matière de gestion des risques et de décarbonation, et de sécurité d''approvisionnement en Europe. GEMS a connu un niveau d'activité record sur l'ensemble de ses segments dans un environnement de prix et de volatilité exceptionnellement élevés. GEMS a également continué à bénéficier des optionnalités inhérentes à ses contrats commerciaux, en optimisant en particulier les contrats long terme.
| Variation brute/organique |
|||
|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc.2022 | 31 déc. 2021 | en% |
| Chiffres d'affaires | 93 865 | 57 866 | +62,2% |
| Effet périmètre | (21) | (807) | ‐ |
| Effet change | ‐ | 1 462 | ‐ |
| Données comparables | 93 844 | 58 523 | +60,4% |
| Variation brute/organique |
|||
|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc.2022 | 31 déc. 2021 | en% |
| EBITDA | 13 713 | 10 563 | +29,8% |
| Effet périmètre | (48) | (219) | ‐ |
| Effet change | ‐ | 418 | ‐ |
| Données comparables | 13 665 | 10 762 | +27,0% |
| En millions d'euros | 31 déc.2022 | 31 déc. 2021 | Variation brute/organique en% |
|---|---|---|---|
| EBIT | 9 045 | 6 145 | +47,2% |
| Effet périmètre | (47) | (163) | ‐ |
| Effet change | ‐ | 325 | ‐ |
| Données comparables | 8 998 | 6 307 | +42,7% |
Le calcul de la croissance organique vise à présenter des données comparables tant en termes de taux de change utilisés pour la conversion des états financiers de sociétés étrangères qu'en termes d'entités contributives (méthode de consolidation et contribution en termes de nombre de mois comparable). La croissance organique en pourcentage représente le rapport entre les données de l'année en cours (N) et de l'année précédente (N-1) retraitées comme suit :
| RAPPORT D'ACTIVITÉ |
|---|
| 1 RÉSULTATS ENGIE 2022 |
• Les données N sont corrigées des données des acquisitions N ou prorata temporis pour le nombre de mois antérieurs à l'acquisition en N-1.
La réconciliation de l'EBIT au Résultat net se détaille comme suit :
| Variation brute | |||
|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | en % |
| EBIT | 9 045 | 6 145 | +47,2% |
| (+) MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel | (3 661) | 721 | |
| (+) Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence | (17) | 50 | |
| Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence |
5 367 | 6 916 | -22,4% |
| Pertes de valeur | (2 774) | (1 028) | |
| Restructurations | (230) | (204) | |
| Effets de périmètre | 91 | 1 107 | |
| Autres éléments non récurrents | (1 328) | (69) | |
| Résultat des activités opérationnelles | 1 127 | 6 722 | -83,2% |
| Résultat financier | (3 003) | (1 350) | |
| Impôts sur les bénéfices | 83 | (1 695) | |
| RÉSULTAT NET | 390 | 3 758 | -89,6% |
| Résultat net récurrent des activités poursuivies, part du Groupe | 5 223 | 2 927 | |
| Résultat net récurrent part du Groupe par action | 2,24 | 1,26 | |
| Résultat net part du Groupe | 216 | 3 661 | |
| Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle | 173 | 97 |
La réconciliation du Résultat net récurrent part du Groupe au Résultat net part du Groupe se détaille comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Résultat net récurrent des activités poursuivies, part du Groupe | 5 223 | 2 927 |
| Pertes de valeur et autres | (1 494) | (970) |
| Restructurations | (230) | (204) |
| Effets de périmètre | 91 | 1 107 |
| MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel | (3 661) | 721 |
| Résultat net récurrent des activités non poursuivies, part du Groupe | 287 | 231 |
| Résultat net part du Groupe | 216 | 3 582 |
Le résultat des activités opérationnelles (RAO) s'établit à 1 127 millions d'euros, en baisse par rapport au 31 décembre 2021, principalement en raison des résultats latents sur instruments financiers de couverture de matières premières portés par l'augmentation des prix des commodités notamment sur certaines positions de couverture économique gaz et électricité non documentées en couverture de flux de trésorerie, de pertes de valeur plus importantes, de moindres gains enregistrés sur des cessions d'actifs, de la comptabilisation de coût additionnels liés à la révision triennale des provisions nucléaires en Belgique, partiellement compensés par la croissance de l'EBIT.
Le RAO est impacté par :
Le résultat financier s'élève à -3 003 millions d'euros au 31 décembre 2022 contre -1 350 millions d'euros au 31 décembre 2021 (cf. Note 10). Cette variation résulte principalement de la dépréciation comptabilisée sur le prêt accordé à Nord Stream 2 (-987 millions d'euros) et de l'impact négatif du différentiel de variation de juste valeur des OPCVM détenus par Synatom (-280 millions d'euros). Retraité des éléments non récurrents, le résultat financier s'élève à -1 819 millions d'euros au 31 décembre 2022 contre -1 494 millions d'euros au 31 décembre 2021. Cette dégradation provient de l'augmentation des autres charges financières, ainsi que de la hausse du coût de la dette nette, notamment en raison de l'augmentation des dettes de location liée à l'extension de la concession de la Compagnie Nationale du Rhône. L'augmentation du coût moyen de la dette brute, principalement en raison de l'augmentation des taux d'intérêt, est compensée par la hausse de la rémunération de la trésorerie et équivalents de trésorerie et des instruments liquides de dette.
Le produit d'impôt au 31 décembre 2022 s'établit à +83 millions d'euros (contre une charge d'impôt de -1 695 millions d'euros au 31 décembre 2021). Il comprend un produit d'impôt de 1 474 millions d'euros relatifs à des éléments non récurrents fiscalisés (contre une charge d'impôt de -552 millions d'euros au 31 décembre 2021), principalement des pertes MtM comptabilisées par ENGIE SA.
Retraité des éléments non récurrents, le taux effectif d'impôt récurrent s'établit à 22,6% à fin décembre 2022 contre 29,3% à fin décembre 2021, principalement en raison de :
Le résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies s'élève à 5 223 millions d'euros contre 2 927 millions d'euros au 31 décembre 2021. Cette hausse est principalement due à la forte croissance de l'EBIT, à la baisse du taux effectif d'impôt récurrent de 29,3% à 22,6%, compensée partiellement par la hausse de la charge financière récurrente.
Le résultat net part du Groupe est de 216 millions d'euros, en baisse de -3 445 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2021 en raison principalement de pertes de valeurs, de la comptabilisation de coût additionnels liés à la révision triennale des provisions nucléaires en Belgique, à l'effet négatif du mark-to-market sur les contrats de commodités autres que les instruments de trading, de la comptabilisation de la perte de crédit sur Nord Stream 2, partiellement compensé par la plus-value réalisée sur la cession d'EQUANS.
Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s'établit à 173 millions d'euros (contre 97 millions d'euros au 31 décembre 2021) en raison de la bonne performance relative des sociétés comptant des actionnaires minoritaires, notamment dans le Renouvelable aux États-Unis et les Infrastructures France.
Le Retour des Capitaux employés (ROCE) s'est amélioré au cours de l'année 2022 d'environ 9,1% en 2021 à 12,6% en 2022, principalement grâce à l'amélioration de l'EBIT et la diminution du taux effectif d'impôt.
L'endettement financier net s'est établi à 24,1 milliards d'euros, en baisse de 1,3 milliard d'euros par rapport au 31 décembre 2021.
Cette baisse est liée aux :
Ces effets positifs ont été en partie compensés par :
(1) Les flux de financement relatifs à Synatom étaient précédemment comptabilisés dans les Capex bruts et les dépenses de gestion des déchets/démantèlement en CFFO.
Les mouvements relatifs à l'endettement financier net sont les suivants :
CAPEX de maintenance
CAPEX de croissance
(4) Principalement dérivés et MtM.
La dette nette économique s'est élevée à 38,8 milliards d'euros, en hausse de 0,5 milliard d'euros par rapport au 31 décembre 2021, principalement en raison de l'augmentation des provisions pour démantèlement, remise en état de site et gestion de l'aval du cycle nucléaire (+3,9 milliards d'euros, comprenant principalement l'augmentation des provisions nucléaires de +3,3 milliards d'euros consécutive à la révision triennale) et d'autres variations (+1,1 milliard d'euros qui comprend essentiellement la variation de la juste valeur des actifs dédiés relatifs aux provisions nucléaires et aux investissements financiers dérivés associés). Ces éléments ont été en partie compensés par les investissements de Synatom et les dépenses liées aux déchets/démantèlement (-2,0 milliards d'euros), la diminution de l'endettement financier net (-1,3 milliard d'euros) et des provisions pour avantages postérieurs à l'emploi (-1,2 milliard d'euros).
Les mouvements relatifs à la dette nette économique sont les suivants :
(1) Variation de la juste valeur des actifs dédiés relatifs aux provisions nucléaires et des instruments financiers dérivés associés.
Le ratio endettement financier net/EBITDA s'élève à 1,7x, en baisse de 0,6x par rapport au 31 décembre 2021. Le coût moyen de la dette brute s'est établi à 2,73%, en hausse de 8 points de base par rapport au 31 décembre 2021.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Endettement financier net | 24 054 | 25 350 |
| EBITDA | 13 713 | 10 563 |
| RATIO DETTE NETTE/EBITDA | 1,75 | 2,40 |
Le ratio dette nette économique/EBITDA s'élève à 2,8X, en baisse de 0,8x par rapport au 31 décembre 2021 et en ligne avec l'objectif d'être inférieur ou égal à 4,0x.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Dette nette économique | 38 808 | 38 300 |
| EBITDA | 13 713 | 10 563 |
| RATIO DETTE NETTE ÉCONOMIQUE/EBITDA | 2,83 | 3,63 |
Le Cash Flow From Operations s'est établi à 8,0 milliards d'euros, en hausse de 1,6 milliard d'euros par rapport à 2021. Cette augmentation est principalement liée à la hausse des flux de trésorerie d'exploitation (+2,6 milliards d'euros) porté par un EBITDA plus élevé (+3,1 milliards d'euros).
Le besoin en fonds de roulement était négatif de 2,4 milliards d'euros, identique à l'année précédente, avec une variation stable sous l'effet de prix net négatifs (-4,8 milliards d'euros), principalement en raison d'une valorisation plus élevée des stocks de gaz (-1,8 milliard d'euros), des créances nettes (-2,3 milliards d'euros), des volumes de fourniture d'énergie non
facturés (-0,5 milliard d'euros, liés à l'énergie en compteur) et du bouclier tarifaire européen (-1,0 milliard d'euros, dû au gel des tarifs du gaz et de l'électricité en France (-1,7 milliard d'euros), du bouclier tarifaire en Roumanie et du tarif social en Belgique (-0,6 milliard d'euros), partiellement compensé par la prise en compte du gel des tarifs du gaz en France (+1,4 milliard d'euros). Ces effets sont compensés par les effets positifs d'appels de marge (+4,0 milliards d'euros) et des activités nucléaires (+1,5 milliard d'euros, principalement la taxe G2, le plafonnement des revenus inframarginaux et la révision du tarif ONDRAF.
Le niveau de liquidités s'est établi à 20,9 milliards d'euros, dont 15,7 milliards d'euros de disponibilités (1) . Le Groupe a maintenu un niveau de liquidité élevé, en instaurant des actions spécifiques pour gérer la pression sur les liquidités, générée notamment par les niveaux sans précédent du prix des commodités.
Le total des investissements s'est élevé à 7,9 milliards d'euros, dont 5,5 milliards d'euros dédié aux investissements de croissance.
En millions d'euros
(1) Disponibilités desquelles sont ajoutés les instruments liquides de dette destinés aux placements de trésorerie, et retranchés les découverts bancaires.
Les investissements de croissance s'élèvent à 5,5 milliards d'euros et se détaillent comme suit par activité :
| Principaux projets (Md€) | |
|---|---|
| Renouvelables | 3,2 |
| Espagne Acquisition d'EOLIA Renovables | 0,5 |
| États-Unis Projets Saturn | 0,5 |
| Ocean Winds - Injection de liquidités | 0,5 |
| États-Unis - Projets Pluto | 0,4 |
| Amérique Latine W&S - Brésil, Chili, Pérou et Mexique | 0,4 |
| ENGIE Green W&S | 0.2 |
| Etats-Unis - Acqusition de Photosol et Libra BESS | 0,1 |
| Etats-Unis - Projet Mercury | $-0,6$ |
| Infrastructures | 1.1 |
| GRDF - Compteurs intelligents + développement des réseaux | 0,4 |
| Brésil Lignes de transmission d'électricité | 0.1 |
| GRTGaz | 0, 1 |
| Energy Solutions | 0,7 |
| Divers projets en France (principalement infrastuctures énergétiques de distribution) |
0,2 |
| Divers projets à l'international (principalement solaire aux États-Unis, | |
| réseaux de froid et chaleur en Europe et performance énergétique en AMEA) |
0,2 |
(1) Net des cessions dans le cadre des activités DBSO, hors Corporate.
| Reste de | Amérique | États-Unis & | Moyen Orient, Asie |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | France | l'Europe | Latine | Canada | & Afrique | Autres | 31 déc.2022 |
| Renouvelables | 361 | 1 094 | 876 | 648 | 214 | 10 | 3 202 |
| Infrastructures | 779 | 63 | 245 | ‐ | ‐ | ‐ | 1 087 |
| Solutions Clients | 354 | 122 | 19 | 66 | 75 | 80 | 716 |
| Thermique | ‐ | 181 | 9 | 34 | (9) | 6 | 220 |
| Supply | 62 | 42 | ‐ | ‐ | 7 | 63 | 174 |
| Nucléaire | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ |
| Autres | ‐ | 4 | ‐ | ‐ | ‐ | 80 | 85 |
| Dont GEMS | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 63 | 63 |
| TOTAL CAPEX | 1 556 | 1 506 | 1 148 | 748 | 287 | 240 | 5 485 |
| En millions d'euros | France | Reste de l'Europe |
Amérique Latine |
États-Unis & Canada |
Moyen Orient, Asie & Afrique |
Autres | 31 déc. 2021 (1) (2) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Renouvelables | 244 | 224 | 462 | 767 | 183 | 2 | 1 881 |
| Infrastructures | 812 | 68 | 440 | ‐ | ‐ | ‐ | 1 320 |
| Solutions Clients | 209 | 118 | 15 | 305 | 29 | 40 | 715 |
| Thermique | ‐ | 8 | 26 | ‐ | (52) | 1 | (17) |
| Supply | 74 | 46 | ‐ | ‐ | 11 | 24 | 154 |
| Nucléaire | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ |
| Autres | ‐ | 4 | ‐ | (1) | ‐ | 218 | 221 |
| Dont GEMS | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | (31) | (31) |
| TOTAL CAPEX | 1 338 | 468 | 942 | 1 071 | 171 | 285 | 4 275 |
(1) Les investissements de croissance incluent désormais les variations de périmètre sur l'endettement financier net des entreprises acquises. Les données au 31 décembre 2021 ont été retraitées en conséquence.
(2) Certains reclassements internes, qui n'ont pas d'impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 31 décembre 2021. Les principaux reclassements internes concernent le transfert d'activités Fourniture d'Énergie international vers Autres, des activités Renouvelables d'Amérique du Nord vers Energy Solutions, et la réallocation de coûts Corporate entre les métiers.
Les investissements nets de la période s'élèvent à 0,2 milliard d'euros et comprennent :
Les dividendes et mouvements sur capitaux s'élèvent à 3,1 milliards d'euros et comprennent le versement en mai du dividende d'ENGIE au titre de l'exercice 2021 pour 2,1 milliards d'euros, les dividendes versés par diverses filiales à leurs participations ne donnant pas le contrôle pour 0,5 milliard d'euros, le rachat des dettes hybrides et le paiement des coupons pour 0,5 milliard d'euros, les mouvements de capital liés au plan mondial d'actionnariat salarié dénommé «Link 2022» pour 0,1 milliard d'euros.
Hors coût amorti mais après impact des instruments dérivés de change, l'endettement financier net est libellé à 83% en euros, 11% en dollars américains et 10% en real brésiliens au 31 décembre 2022.
L'endettement financier net est libellé à 90% à taux fixe, après prise en compte des instruments financiers.
La maturité moyenne de l'endettement financier net est de 12,5 ans.
Au 31 décembre 2022, le Groupe dispose d'un total de lignes de crédit confirmées non tirées de 12,5 milliards d'euros.
Le 17 août 2022, S&P a confirmé sa notation de crédit émetteur long terme à BBB+ et sa notation court terme à A-2, avec une perspective stable.
Le 1 septembre 2022, Moody's a confirmé sa note Baa1/P-2 pour les engagements financiers non garantis de premier rang, avec une perspective stable.
Le 19 octobre 2022, Fitch a confirmé sa notation de crédit émetteur long terme à A- et a confirmé sa notation court terme F1, avec une perspective stable.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | Variation nette |
|---|---|---|---|
| Actifs non courants | 131 521 | 117 418 | 14 102 |
| Dont goodwill | 12 854 | 12 799 | 55 |
| Dont immobilisations corporelles et incorporelles nettes | 62 853 | 57 863 | 4 990 |
| Dont instruments financiers dérivés | 33 134 | 25 616 | 7 517 |
| Dont participations dans les entreprises mises en équivalence | 9 279 | 8 498 | 780 |
| Actifs courants | 103 969 | 107 915 | (3 946) |
| Dont créances commerciales et autres débiteurs | 31 310 | 32 556 | (1 245) |
| Dont instruments financiers dérivés | 15 252 | 19 373 | (4 120) |
| Dont actifs classés comme détenus en vue de la vente | 428 | 11 881 | (11 452) |
| Capitaux propres | 39 285 | 41 980 | (2 695) |
| Provisions | 27 027 | 25 459 | 1 568 |
| Dettes financières | 40 591 | 41 048 | (457) |
| Instruments financiers dérivés | 51 276 | 46 931 | 4 346 |
| Autres passifs | 77 311 | 69 916 | 7 395 |
| Dont passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente | 371 | 7 415 | (7 045) |
Les immobilisations (corporelles et incorporelles nettes) s'établissent à 62,9 milliards d'euros, en hausse de 5,0 milliards d'euros par rapport au 31 décembre 2021. Cette variation résulte pour l'essentiel des investissements de la période (+8,7 milliards d'euros), des écarts de conversion (+1,0 milliard d'euros principalement lié à l'appréciation du dollar américain et du réal brésilien), partiellement compensés par des amortissements (-4,6 milliards d'euros) et des pertes de valeur (-2,3 milliards d'euros).
Les goodwill s'établissent à 12,9 milliards d'euros, stable par rapport au 31 décembre 2021.
Les participations dans les entreprises mises en équivalence augmentent de 0,8 milliard d'euros notamment dû à l'acquisition d'Eolia Renovables (cf. Note 4.3).
Les capitaux propres totaux s'établissent à 39,3 milliards d'euros, en baisse de 2,7 milliards d'euros par rapport au 31 décembre 2021. Cette baisse provient essentiellement des dividendes distribués (-2,6 milliards d'euros), des opérations sur titres super-subordonnés à durée indéterminée (-0,5 milliard d'euros) et des autres éléments du résultat global (-0,2 milliard d'euros dont -4,7 milliards d'euros au titre des couvertures de flux de trésorerie sur matières premières, +2,7 milliards d'euros de pertes et gains actuariels, 0,9 milliard d'euros de quote-part des entreprises mises en équivalence et 0,8 milliard d'euros d'écarts de conversion) compensés par le résultat net de la période (+0,4 milliard d'euros).
Les provisions s'élèvent à 27,0 milliards d'euros, en hausse de 1,6 milliard d'euros par rapport au 31 décembre 2021. Cette hausse provient principalement de la hausse des provisions pour démantèlement des installations nucléaires et gestion de l'aval du cycle nucléaire Synatom (cf. Note 17), partiellement compensée par des gains actuariels sur les provisions pour avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme (-2,8 milliards d'euros) dus à la forte hausse des taux d'actualisation sur la période (cf. Note 18).
La variation à la hausse des instruments financiers dérivés s'explique principalement par la volatilité extrême du prix des matières premières sur l'exercice.
Les actifs et passifs classés sur les lignes «Actifs classés comme étant détenus en vue de la vente» et «Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente» se rapportent uniquement à une centrale thermique au Brésil, suite à la cession d'EQUANS en octobre 2022.
Les chiffres mentionnés ci-après sont relatifs aux comptes sociaux d'ENGIE SA, établis en référentiel comptable français conformément aux dispositions réglementaires.
En 2022, le chiffre d'affaires d'ENGIE SA ressort à 68 500 millions d'euros, en forte croissance par rapport à 2021 (36 224 millions d'euros), aussi bien sur le marché du gaz que celui de l'électricité.
Le résultat d'exploitation de l'exercice s'établit à 1 051 millions d'euros au 31 décembre 2022, en amélioration de 1 897 millions d'euros par rapport à l'exercice 2021 où il était de - 846 millions d'euros. La marge énergie se dégrade de 152 millions d'euros.
Le résultat financier est de 1 786 millions d'euros, en hausse de 1 405 millions d'euros par rapport à 2021 en raison principalement d'une hausse des dividendes reçus.
Les éléments non récurrents intègrent le résultat exceptionnel, négatif de 1 461 millions d'euros, principalement constitué des variations de valeurs des titres de participation (dont Electrabel) et de plus-value de cession de titres (dont Gaztransport & Technigaz).
Le produit d'impôt sur les sociétés s'élève à 321 millions d'euros (contre un produit d'impôt de 474 millions d'euros à la clôture précédente) incluant un produit d'intégration fiscale de 253 millions d'euros.
Le résultat net ressort à +1 697 millions d'euros.
Les capitaux propres s'élèvent à 31 117 millions d'euros contre 31 211 millions d'euros à fin 2021, soit une légère baisse de 94 millions d'euros liée au résultat de l'exercice 2022 (1 697 millions d'euros) et au paiement du dividende 2021 pour un montant de 2 093 millions d'euros.
Au 31 décembre 2022, les dettes financières ressortent à 40 885 millions d'euros et les disponibilités et assimilées s'élèvent à 16 809 millions d'euros (dont 10 105 millions d'euros de comptes courants des filiales).
En application des articles L441-14 et D441-6 du Code de Commerce, les sociétés dont les comptes annuels sont certifiés par un Commissaire aux comptes doivent publier des informations sur les délais de paiement de leurs fournisseurs et de leurs clients, afin de s'assurer de l'absence de manquement significatif au respect des délais de règlement.
| Articles L441-10 à L441-16 : Factures reçues non réglées à la date de clôture de l'exercice dont le terme est échu |
réglées à la date de clôture de l'exercice dont le terme | est échu | Articles L441-10 à L441-16 : Factures émises non | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 0 jour (indicatif) |
1 à 30 jours |
31 à 60 jours |
61 à 90 jours |
91 jours et plus |
Total (1 jour et plus) |
0 jour (indicatif) |
1 à 30 jours |
31 à 60 jours |
61 à 90 jours |
91 jours et plus |
Total (1 jour et plus) |
| (A) Tranches de retard de paiement | ||||||||||||
| Nombre de factures concernées | ‐ | 46 998 | 4 221 959 | |||||||||
| Montant total des factures | ‐ | 53,7 | 130,1 | 8,0 | 799,8 | 991,5 | 287,8 | 147,1 | 208,3 | 918,5 | 1 561,8 | |
| concernées TTC Pourcentage du montant total des |
‐ | 0,06% | 0,16% | 0,01% | 0,96% | 1,19% | ||||||
| achats TTC de l'exercice Pourcentage du chiffre d'affaires |
0,36% | 0,18% | 0,26% | 1,14% | 1,93% | |||||||
| TTC de l'exercice (B) Factures exclues du (A) relatives à des dettes et créances litigieuses ou non comptabilisées |
||||||||||||
| Nombre des factures exclues | 540 | 542 | ||||||||||
| Montant total des factures exclues | (6,9) | 0,8 | ||||||||||
| (C) Délais de paiement de référence utilisés (contractuel ou délai légal - article L. 441-6 ou article L. 443-1 du code de commerce) | ||||||||||||
| Délais de paiement utilisés pour le | Délais contractuels : 14 jours | |||||||||||
| calcul des retards de paiement | Délais légaux : 30 jours | Délais légaux : 30 jours |
| COMPTE DE RÉSULTAT 35 | |
|---|---|
| ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL 36 | |
| ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE 37 | |
| ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES 39 | |
| ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE 41 |
COMPTE DE RÉSULTAT
| En millions d'euros | Notes | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|
| CHIFFRE D'AFFAIRES | 6.2 & 7 | 93 865 | 57 866 |
| Achats et dérivés à caractère opérationnel | 8.1 | (74 535) | (38 861) |
| Charges de personnel | 8.2 | (8 078) | (7 692) |
| Amortissements, dépréciations et provisions | 8.3 | (5 187) | (4 840) |
| Impôts et taxes | 8.4 | (3 380) | (1 479) |
| Autres produits opérationnels | 1 624 | 1 122 | |
| Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel | 4 309 | 6 116 | |
| Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence | 6.2 | 1 059 | 800 |
| Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence |
5 367 | 6 916 | |
| Pertes de valeur | 9.1 | (2 774) | (1 028) |
| Restructurations | 9.2 | (230) | (204) |
| Effets de périmètre | 9.3 | 91 | 1 107 |
| Autres éléments non récurrents | 9.4 | (1 328) | (69) |
| RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES | 9 | 1 127 | 6 722 |
| Charges financières | (3 700) | (2 061) | |
| Produits financiers | 697 | 711 | |
| RÉSULTAT FINANCIER | 10 | (3 003) | (1 350) |
| Impôt sur les bénéfices | 11 | 83 | (1 695) |
| RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES | (1 793) | 3 678 | |
| RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES | 2 183 | 80 | |
| RÉSULTAT NET | 390 | 3 758 | |
| Résultat net part du Groupe | 216 | 3 661 | |
| Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe | (1 965) | 3 582 | |
| Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe | 2 182 | 79 | |
| Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle | 173 | 97 | |
| Dont Résultat net des activités poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le | 172 | 96 | |
| contrôle Dont Résultat net des activités non poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle |
1 | 1 | |
| RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION (EUROS) | 12 | 0,08 | 1,46 |
| Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe par action | (0,84) | 1,43 | |
| Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe par action | 0,93 | 0,03 | |
| RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION DILUÉ (EUROS) | 12 | 0,08 | 1,46 |
| Dont Résultat net des activités poursuivies, part du Groupe par action dilué | (0,84) | 1,42 | |
| Dont Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe par action dilué | 0,93 | 0,03 | |
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL
| En millions d'euros | Notes | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|
| RÉSULTAT NET | 390 | 3 758 | |
| Instruments de dette | 14.1 | (378) | (21) |
| Couverture d'investissement net | 15 | (15) | (215) |
| Couverture de flux de trésorerie (hors matières premières) | 15 | 938 | 511 |
| Couverture de flux de trésorerie (sur matières premières) | 15 | (4 719) | 3 980 |
| Impôts différés sur éléments recyclables ou recyclés | 951 | (1 333) | |
| Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments recyclables, nette d'impôt | 871 | 270 | |
| Écarts de conversion | 848 | 909 | |
| Éléments recyclables relatifs aux activités non poursuivies, nets d'impôts | (118) | 114 | |
| TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES | (1 622) | 4 215 | |
| Instruments de capitaux propres | 14.1 | (685) | 159 |
| Pertes et gains actuariels | 2 718 | 1 742 | |
| Impôts différés sur éléments non recyclables | (613) | (451) | |
| Quote-part des entreprises mises en équivalence sur pertes et gains actuariels, nette d'impôt | 5 | ‐ | |
| Éléments non recyclables relatifs aux activités non poursuivies, nets d'impôts | 48 | 48 | |
| TOTAL ÉLÉMENTS NON RECYCLABLES | 1 472 | 1 499 | |
| TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES ET NON RECYCLABLES | (150) | 5 713 | |
| RÉSULTAT GLOBAL | 240 | 9 471 | |
| Dont quote-part du Groupe | (257) | 9 415 | |
| Dont quote-part des entreprises ne donnant pas le contrôle | 497 | 56 |
| En millions d'euros | Notes | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|
| Actifs non courants | |||
| Goodwill | 13.1 | 12 854 | 12 799 |
| Immobilisations incorporelles nettes | 13.2 | 7 364 | 6 784 |
| Immobilisations corporelles nettes | 13.3 | 55 488 | 51 079 |
| Autres actifs financiers | 14 | 10 599 | 10 949 |
| Instruments financiers dérivés | 14 | 33 134 | 25 616 |
| Actifs de contrats | 7 | 9 | 34 |
| Participations dans les entreprises mises en équivalence | 3 | 9 279 | 8 498 |
| Autres actifs non courants | 22 | 766 | 478 |
| Actifs d'impôt différés | 11 | 2 029 | 1 181 |
| TOTAL ACTIFS NON COURANTS | 131 521 | 117 418 | |
| Actifs courants | |||
| Autres actifs financiers | 14 | 2 394 | 2 495 |
| Instruments financiers dérivés | 14 | 15 252 | 19 373 |
| Créances commerciales et autres débiteurs | 7 | 31 310 | 32 555 |
| Actifs de contrats | 7 | 12 575 | 8 344 |
| Stocks | 22 | 8 145 | 6 175 |
| Autres actifs courants | 22 | 18 294 | 13 202 |
| Trésorerie et équivalents de trésorerie | 14 | 15 570 | 13 890 |
| Actifs classés comme détenus en vue de la vente | 4.2 | 428 | 11 881 |
| TOTAL ACTIFS COURANTS | 103 969 | 107 915 | |
| TOTAL ACTIF | 235 490 | 225 333 |
| En millions d'euros | Notes | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|
| Capitaux propres part du Groupe | 34 253 | 36 994 | |
| Participations ne donnant pas le contrôle | 2 | 5 032 | 4 986 |
| TOTAL CAPITAUX PROPRES | 16 | 39 285 | 41 980 |
| Passifs non courants | |||
| Provisions | 17 | 24 663 | 23 394 |
| Emprunts à long terme | 14 | 28 083 | 30 458 |
| Instruments financiers dérivés | 14 | 39 417 | 24 228 |
| Autres passifs financiers | 14 | 90 | 108 |
| Passifs de contrats | 7 | 121 | 68 |
| Autres passifs non courants | 22 | 3 646 | 2 342 |
| Passifs d'impôt différés | 11 | 6 408 | 7 738 |
| TOTAL PASSIFS NON COURANTS | 102 427 | 88 336 | |
| Passifs courants | |||
| Provisions | 17 | 2 365 | 2 066 |
| Emprunts à court terme | 14 | 12 508 | 10 590 |
| Instruments financiers dérivés | 14 | 11 859 | 22 702 |
| Fournisseurs et autres créanciers | 14 | 39 801 | 32 822 |
| Passifs de contrats | 7 | 3 292 | 2 671 |
| Autres passifs courants | 22 | 23 583 | 16 752 |
| Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente | 4.2 | 371 | 7 415 |
| TOTAL PASSIFS COURANTS | 93 778 | 95 019 | |
| TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES | 235 490 | 225 333 |
| Titres | Varia | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| super | tions | Partici | ||||||||
| subordon nés à |
de juste |
Écarts | Capitaux | pations ne |
||||||
| Réserves | durée | valeur | de | propres | donnant | |||||
| conso | indéter | et | conver | Actions | part du | pas le | ||||
| En millions d'euros | Capital | Primes | lidées | minée | autres | sion | propres | Groupe | contrôle | Total |
| CAPITAUX PROPRES | ||||||||||
| AU 31 DÉCEMBRE 2020 | 2 435 | 31 291 | (3 874) | 3 913 | (1 719) | (2 850) | (251) | 28 945 | 4 911 | 33 856 |
| Résultat net | 3 661 | 3 661 | 97 | 3 758 | ||||||
| Autres éléments du résultat global | 1 490 | 3 431 | 833 | 5 753 | (40) | 5 713 | ||||
| RÉSULTAT GLOBAL | 5 151 | ‐ | 3 431 | 833 | ‐ | 9 415 | 56 | 9 471 | ||
| Rémunération sur base d'actions | ‐ | ‐ | 48 | 48 | 1 | 49 | ||||
| Dividendes distribués en numéraire (1) | (1 296) | ‐ | (1 296) | (410) | (1 706) | |||||
| Achat/vente d'actions propres | (52) | 52 | ‐ | ‐ | ‐ | |||||
| Opérations sur titres super-subordonnés à | ||||||||||
| durée indéterminée (1) | (129) | (146) | (275) | (275) | ||||||
| Transactions entre actionnaires (1) (2) | 324 | 324 | 740 | 1 064 | ||||||
| Transactions avec impacts sur les participations ne donnant pas le |
||||||||||
| contrôle (1) (3) | ‐ | ‐ | (312) | (312) | ||||||
| Augmentations et réductions de capital | ‐ | (1) | (1) | |||||||
| Changements normatifs | 43 | 43 | 1 | 44 | ||||||
| Autres variations (1) (4) | (3 937) | 3 726 | ‐ | ‐ | (211) | 1 | (209) | |||
| CAPITAUX PROPRES | ||||||||||
| AU 31 DECEMBRE 2021 | 2 435 | 26 058 | 5 238 | 3 767 | 1 711 | (2 017) | (199) | 36 994 | 4 986 | 41 980 |
(1) Les opérations de la période sont commentées dans la Note 19 «Éléments sur capitaux propres» des états financiers consolidés au 31 décembre 2021.
(2) Concerne principalement la cession de 11,5% de GRTgaz.
(3) Concerne principalement la cession partielle de Gaztransport et Technigaz SA (GTT).
(4) L'impact net concerne principalement le litige avec l'Administration fiscale française sur la cession sans recours de la créance de précompte opérée en 2005 par SUEZ. Ce litige est présenté dans la note 26.7.1 «Contentieux et enquêtes» des états financiers consolidés au 31 décembre 2021.
| Réserves conso |
Titres super subordon nés à durée indéter |
Varia tions de juste valeur et |
Écarts de conver |
Actions | Capitaux propres part du |
Partici pations ne donnant pas le |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Capital | Primes | lidées | minée | autres | sion | propres | Groupe | contrôle | Total |
| CAPITAUX PROPRES AU 31 DÉCEMBRE 2021 |
2 435 | 26 058 | 5 238 | 3 767 | 1 711 | (2 017) | (199) | 36 994 | 4 986 | 41 980 |
| Résultat net | 216 | ‐ | ‐ | ‐ | 216 | 173 | 390 | |||
| Autres éléments du résultat global | 1 311 | ‐ | (2 379) | 595 | (474) | 324 | (150) | |||
| RÉSULTAT GLOBAL | 1 527 | ‐ | (2 379) | 595 | (257) | 497 | 240 | |||
| Rémunération sur base d'actions | 3 | 45 | 48 | ‐ | 48 | |||||
| Dividendes distribués en numéraire (1) | (394) | (1 689) | (2 082) | (482) | (2 565) | |||||
| Achat/vente d'actions propres | (43) | ‐ | ‐ | ‐ | 10 | (33) | ‐ | (33) | ||
| Opérations sur titres super-subordonnés à durée indéterminée (1) |
(77) | (374) | (451) | (451) | ||||||
| Transactions entre actionnaires (1) (2) | 154 | 154 | 56 | 210 | ||||||
| Transactions avec impacts sur les participations ne donnant pas le contrôle |
‐ | (41) | (41) | |||||||
| Augmentations et réductions de capital | ‐ | 19 | 19 | |||||||
| Changements normatifs (3) | (116) | (116) | (6) | (121) | ||||||
| Autres variations | ‐ | (5) | (5) | 3 | (1) | |||||
| CAPITAUX PROPRES AU 31 DECEMBRE 2022 |
2 435 | 25 667 | 5 036 | 3 393 | (668) | (1 422) | (189) | 34 253 | 5 032 | 39 285 |
(1) Les opérations de la période sont commentées dans la Note 16 «Éléments sur les capitaux propres».
(2) Concerne principalement la cession d'une partie du portefeuille d'actifs renouvelables aux États-Unis. (cf. Note 16.2.4 «Autres opérations»).
(3) Contrat SaaS (cf. Note 1.1.2 «Autre texte»).
ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE
| En millions d'euros | Notes | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|
| RÉSULTAT NET | 390 | 3 758 | |
| - Résultat net des activités non poursuivies | 2 183 | 80 | |
| RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES | (1 793) | 3 678 | |
| - Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence | (1 059) | (800) | |
| + Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence | 713 | 662 | |
| - Dotations nettes aux provisions, amortissements et dépréciations | 8 057 | 5 484 | |
| - Effets de périmètre, autres éléments non récurrents | 74 | (1 039) | |
| - MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel | 3 661 | (721) | |
| - Autres éléments sans effet de trésorerie | (157) | (501) | |
| - Charge d'impôt | 11 | (83) | 1 695 |
| - Résultat financier | 10 | 3 003 | 1 350 |
| Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt | 12 415 | 9 807 | |
| + Impôt décaissé | (1 504) | (603) | |
| Variation du besoin en fonds de roulement | 22.1 | (2 424) | (2 377) |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES | 8 488 | 6 827 | |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES LIÉES AUX ACTIVITÉS NON POURSUIVIES | 98 | 486 | |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES | 8 586 | 7 313 | |
| Investissements corporels et incorporels | 13.2 & 13.3 | (6 379) | (5 990) |
| Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis | 4 & 14 | (289) | (392) |
| Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes | 4 & 14 | (407) | (369) |
| Acquisitions d'instruments de capitaux propres et de dette | 14 | 175 | (1 548) |
| Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles | 13.2 & 13.3 | 173 | 88 |
| Perte de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie cédés | 4 & 14 | 6 728 | (173) |
| Cessions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes | 4 & 14 | 1 461 | 62 |
| Cessions d'instruments de capitaux propres et de dette | 14 | 268 | 73 |
| Intérêts reçus d'actifs financiers | (37) | 32 | |
| Dividendes reçus sur instruments de capitaux propres | 18 | 57 | |
| Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres | 5.6 | (2 877) | 121 |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES | (1 167) | (8 039) | |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS NON POURSUIVIES | (3 123) | (3 003) | |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT | (4 290) | (11 042) | |
| Dividendes payés (1) | (2 665) | (1 859) | |
| Remboursement de dettes financières | (10 972) | (5 054) | |
| Variation des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement | 188 | 464 | |
| Intérêts financiers versés | (822) | (719) | |
| Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie | 194 | 52 | |
| Flux sur instruments financiers dérivés de couverture d'investissement net et soultes sur instruments financiers dérivés et sur rachats anticipés d'emprunts |
(216) | (219) | |
| Augmentation des dettes financières | 8 669 | 8 353 | |
| Augmentation/diminution de capital | (259) | 226 | |
| Achat/vente de titres d'autocontrôle | (115) | ||
| ‐ | |||
| Changements de parts d'intérêts dans des entités contrôlées | 5.6 | ‐ | 1 085 |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS POURSUIVIES | (5 997) | 2 329 | |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT LIÉES AUX ACTIVITÉS NON POURSUIVIES | 3 019 | 2 519 | |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT Effet des variations de change et divers des activités poursuivies |
(2 979) 356 |
4 848 223 |
|
| Effet des variations de change et divers des activités non poursuivies | 7 | 10 | |
| Effet des variations de change et divers | 363 | 233 | |
| TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE | 1 680 | 1 352 | |
| Reclassement de la trésorerie et équivalents de trésorerie des activités non poursuivies | ‐ | (440) | |
| TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A L'OUVERTURE | 13 890 | 12 980 | |
| TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A LA CLÔTURE | 15 570 | 13 890 |
(1) La ligne «Dividendes payés» comprend les coupons payés aux détenteurs des titres super-subordonnés à durée indéterminée (cf. Note 16 «Éléments sur capitaux propres»).
| Note 1 | RÉFÉRENTIEL COMPTABLE ET BASE D'ÉLABORATION DES ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS 44 |
|
|---|---|---|
| Note 2 | PRINCIPALES FILIALES AU 31 DÉCEMBRE 2022 49 | |
| Note 3 | PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE 56 | |
| Note 4 | PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE 65 | |
| Note 5 | INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE 71 | |
| Note 6 | INFORMATION SECTORIELLE 76 | |
| Note 7 | VENTES 81 | |
| Note 8 | CHARGES OPÉRATIONNELLES 85 | |
| Note 9 | AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 87 | |
| Note 10 | RÉSULTAT FINANCIER 90 | |
| Note 11 | IMPÔTS 91 | |
| Note 12 | RÉSULTAT PAR ACTION 96 | |
| Note 13 | ACTIFS IMMOBILISÉS 97 | |
| Note 14 | INSTRUMENTS FINANCIERS112 | |
| Note 15 | RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS130 | |
| Note 16 | ÉLÉMENTS SUR LES CAPITAUX PROPRES152 | |
| Note 17 | PROVISIONS156 | |
| Note 18 | AVANTAGES POSTÉRIEURS À L'EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME166 | |
| Note 19 | PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS175 | |
| Note 20 | TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES179 | |
| Note 21 | RÉMUNÉRATIONS DES DIRIGEANTS181 | |
| Note 22 | BESOIN EN FONDS DE ROULEMENT, STOCKS, AUTRES ACTIFS ET AUTRES PASSIFS182 | |
| Note 23 | CONTENTIEUX ET ENQUÊTES184 | |
| Note 24 | ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE191 | |
| Note 25 | HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES ET MEMBRES DE LEURS RÉSEAUX 192 | |
| Note 26 | INFORMATIONS RELATIVES À L'EXEMPTION DE PUBLICATION DE COMPTES ANNUELS DE CERTAINES SOCIÉTÉS LUXEMBOURGEOISES ET NÉERLANDAISES 193 |
ENGIE SA, société mère du Groupe, est une Société Anonyme à Conseil d'Administration soumise aux dispositions du livre II du Code du commerce, ainsi qu'à toutes les autres dispositions légales applicables aux sociétés commerciales françaises. Elle a été constituée le 20 novembre 2004 pour une durée de 99 ans.
Elle est régie par les dispositions légales et réglementaires, en vigueur et à venir, applicables aux sociétés anonymes et par ses statuts.
Le siège du Groupe est domicilié au 1, place Samuel de Champlain - 92400 Courbevoie (France).
Les titres ENGIE sont cotés sur les Bourses de Paris, Bruxelles et Luxembourg.
En date du 20 février 2023, le Conseil d'Administration du Groupe a arrêté et autorisé la publication des états financiers consolidés du Groupe au 31 décembre 2022.
En application du règlement délégué (UE) n° 2019/980 de la Commission européenne du 14 mars 2019, les informations financières concernant le patrimoine, la situation financière et les résultats d'ENGIE sont fournies pour les deux derniers exercices 2021 et 2022 et sont établies conformément au règlement (CE) n°1606/2002 du 19 juillet 2002 sur l'application des normes comptables internationales IFRS. Au 31 décembre 2022, les états financiers consolidés annuels du Groupe sont conformes aux IFRS publiées par l'IASB et adoptées par l'Union européenne (1) .
Les principes comptables retenus pour l'élaboration des états financiers au 31 décembre 2022 sont conformes à ceux retenus pour les états financiers au 31 décembre 2021 à l'exception des évolutions normatives reprises ci-dessous.
Ces amendements et améliorations n'ont pas d'impact significatif sur les états financiers consolidés du Groupe.
• Amendements IAS 16 – Immobilisations corporelles : produits générés avant l'utilisation prévue.
Le Groupe a opté pour l'application anticipée de ces amendements comme indiqué dans la Note 1.1.3 des états financiers consolidés au 31 décembre 2021. Ces amendements n'ont pas d'impact significatif sur les états financiers consolidés du Groupe.
(1) Référentiel disponible sur le site de la Commission européenne : http://eur-lex.europa.eu/legal-content/FR/TXT/?uri=CELEX:02002R1606-20080410
• Dans sa décision de mars 2021, l'IFRS Interpretations Committee (IFRIC) a clarifié la comptabilisation des coûts de configuration et de personnalisation d'un logiciel utilisé en mode SaaS («Software as a Service»). Selon l'IFRIC, certains de ces coûts doivent être constatés en charge (et non en immobilisations incorporelles). Cette décision n'a pas d'impact significatif sur les états financiers consolidés du Groupe.
Les analyses des incidences de l'application de ces normes et amendements sont en cours.
Les états financiers consolidés du Groupe sont présentés en euros et préparés selon la convention du coût historique, à l'exception des instruments financiers qui sont comptabilisés conformément au traitement des différentes catégories d'actifs et de passifs financiers définis par la norme IFRS 9.
Le Groupe, à l'occasion de la transition aux IFRS en 2005, a utilisé certaines options permises par IFRS 1. Les options qui ont encore un impact sur les états financiers concernent :
Les regroupements d'entreprises réalisés avant le 1er janvier 2010 ont été comptabilisés selon la norme IFRS 3 avant révision. Conformément à la norme IFRS 3 révisée, ces regroupements d'entreprises n'ont pas été retraités.
(1) Ces normes et amendements n'ayant pas encore été adoptés par l'Union européenne, il s'agit d'une traduction libre.
Depuis le 1er janvier 2010, le Groupe applique la méthode dite de l'acquisition telle que décrite dans IFRS 3 révisée. En application de cette méthode, le Groupe comptabilise à la date de prise de contrôle les actifs acquis et passifs repris identifiables à leur juste valeur, ainsi que toute participation ne donnant pas le contrôle dans l'entreprise acquise. Ces participations ne donnant pas le contrôle sont évaluées soit à la juste valeur, soit à la part proportionnelle dans l'actif net identifiable. Le Groupe détermine au cas par cas l'option qu'il souhaite appliquer pour comptabiliser ces participations ne donnant pas le contrôle.
Le tableau des flux de trésorerie du Groupe est établi selon la méthode indirecte à partir du résultat net.
Les «Intérêts reçus d'actifs financiers non courants» sont classés dans les flux issus des activités d'investissement parce qu'ils représentent un retour sur investissement. Les «Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie» sont classés dans les flux issus des activités de financement, car ces intérêts sont de nature à minorer le coût d'obtention des ressources financières. Cette classification est cohérente avec l'organisation interne du Groupe dans la mesure où dette et trésorerie sont gérées de façon globalisée au sein du département trésorerie Groupe.
Les pertes de valeur sur actifs circulants sont assimilées à des pertes définitives ; en conséquence, la variation de l'actif circulant est présentée nette de perte de valeur.
Les flux liés au paiement de l'impôt sur les sociétés sont isolés.
Les opérations en monnaies étrangères sont converties dans la monnaie fonctionnelle au cours du jour de la transaction.
La monnaie fonctionnelle d'une entité est la monnaie de l'environnement économique dans lequel cette entité opère principalement. Dans la majorité des cas, la monnaie fonctionnelle correspond à la monnaie locale. Cependant, dans certaines entités, une monnaie fonctionnelle différente de la monnaie locale peut être retenue dès lors qu'elle reflète la devise des principales transactions et de l'environnement économique de l'entité.
À chaque arrêté comptable :
L'état de la situation financière est converti en euros au taux de change en vigueur à la clôture de l'exercice. Le résultat et les flux de trésorerie sont convertis sur la base des taux de change moyens de la période. Les différences résultant de la conversion des états financiers de ces filiales sont enregistrées en «écarts de conversion» au sein des autres éléments du résultat global.
Les écarts d'acquisition et ajustements de juste valeur provenant de l'acquisition d'une entité étrangère sont considérés comme des actifs et passifs de l'entité étrangère. Ils sont donc exprimés dans la monnaie fonctionnelle de l'entité et sont convertis au taux de clôture.
La préparation des états financiers nécessite l'utilisation d'estimations et d'hypothèses pour la détermination de la valeur des actifs et des passifs, l'évaluation des aléas positifs et négatifs à la date de clôture, ainsi que des produits et charges de l'exercice.
L'évolution de l'environnement économique et financier, compte tenu en particulier de la forte volatilité des marchés des matières premières et de la guerre en Ukraine, a conduit le Groupe à renforcer les procédures de suivi des risques, notamment dans l'évaluation des instruments financiers, l'appréciation des aléas liés aux interruptions d'approvisionnement en gaz naturel ainsi que du risque de contrepartie et de liquidité. Cet environnement et la volatilité importante des marchés ont aussi été pris en considération par le Groupe dans les estimations utilisées entre autres pour les tests de perte de valeur et les calculs des provisions.
Les estimations comptables sont réalisées dans un contexte qui reste sensible aux évolutions des marchés de l'énergie et dont les conséquences rendent difficiles l'appréhension des perspectives économiques à moyen et à court terme. Il a été porté une attention toute particulière aux conséquences des fortes fluctuations du prix du gaz et d'électricité.
En raison des incertitudes inhérentes à tout processus d'évaluation, le Groupe révise ses estimations sur la base d'informations régulièrement mises à jour. Il est possible que les résultats futurs des opérations concernées diffèrent de ces estimations.
Les estimations significatives réalisées par le Groupe pour l'établissement des états financiers portent principalement sur :
Outre l'utilisation d'estimations, la direction du Groupe a fait usage de jugement pour définir le traitement comptable adéquat de certaines activités et transactions notamment lorsque les normes et interprétations IFRS en vigueur ne traitent pas, de manière précise, des problématiques comptables concernées.
En particulier, le Groupe a exercé son jugement pour :
La liste des entités pour lesquelles le groupe a exercé son jugement sur la nature du contrôle figure dans la Note 2 «Principales filiales au 31 décembre 2022» et dans la Note 3 «Participations dans les entreprises mises en équivalence».
Au-delà des enjeux et risques opérationnels et financiers pris en compte dans l'appréhension des flux de trésorerie futurs, taux d'actualisation net d'inflation et de croissance projetée, le Groupe a également exercé son jugement pour retenir les hypothèses reflétant les problématiques climatiques, afin de déterminer les éventuelles incidences sur les états financiers consolidés, en particulier s'il existait des indications selon lesquelles des actifs non financiers pourraient s'être dépréciés :
Pour rappel, la gestion des risques climatiques et environnementaux ainsi que leurs enjeux pour le Groupe sont présentés dans le Chapitre 2 «Facteurs de risque» et le Chapitre 3 «Déclaration de performance extra-financière et informations RSE» du Document d'enregistrement universel.
Le Groupe consolide par intégration globale les entités dont il détient le contrôle en application d'IFRS 10 – États financiers consolidés. Le Groupe contrôle une entité, et la consolide en tant que filiale, si les trois critères suivants sont remplis :
En application du règlement N° 2016-09 du 2 décembre 2016 de l'Autorité des Normes Comptables françaises, le Groupe met à disposition des tiers :
Cette information est accessible sur le site internet (www.engie.com, rubrique Investisseurs / Information Réglementée). Les sociétés non consolidées sont classées en actifs non courants (cf. Note 14.1.1.1) en tant que «Instruments de capitaux propres à la juste valeur».
La liste des principales filiales consolidées selon la méthode de l'intégration globale, présentée ci-après, a quant à elle été déterminée, pour les entités opérationnelles, à partir de leur contribution aux indicateurs financiers suivants : chiffre d'affaires, EBITDA, résultat net et dette nette. Les principales participations mises en équivalence (entreprises associées et coentreprises) sont présentées dans la Note 3 «Participations dans les entreprises mises en équivalence».
Certaines sociétés, à l'instar d'ENGIE SA, d'ENGIE Énergie Services SA, ou d'Electrabel SA, comportent des activités opérationnelles et des fonctions de siège rattachées managérialement à différents secteurs reportables. Dans les tableaux qui suivent, ces activités opérationnelles et fonctions de siège sont présentées au sein de leur secteur reportable respectif sous la dénomination de leur société d'origine suivie du signe (*).
| % d'intérêt | ||||
|---|---|---|---|---|
| Nom | Activité | Pays | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
| Compagnie Nationale du Rhône | Production et ventes d'électricité | France | 50,0 | 50,0 |
| ENGIE Energía Perú * | Production et ventes d'électricité | Pérou | 61,8 | 61,8 |
| ENGIE Green | Production et ventes d'électricité | France | 100,0 | 100,0 |
| ENGIE Infinity Renewables | Production et ventes d'électricité | États-Unis | 100,0 | 100,0 |
| ENGIE Resources Inc. | Ventes d'énergie | États-Unis | 100,0 | 100,0 |
| ENGIE Romania * | Distribution de gaz naturel/Ventes d'énergie |
Roumanie | 51,0 | 51,0 |
| ENGIE Solar | EPC solaire | France | 100,0 | 100,0 |
| Groupe ENGIE Brasil Energia * | Production et ventes d'électricité | Brésil | 68,7 | 68,7 |
| ENGIE Renouvelables | Production et ventes d'électricité | France | 100,0 | 100,0 |
| Groupe ENGIE Energía Chile * | Production et ventes d'électricité | Chili | 60,0 | 60,0 |
| Jupiter Equity Holding LLC | Production et ventes d'électricité | États-Unis | 51,0 | 51,0 |
| % d'intérêt | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Nom | Activité | Pays | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |
| Elengy | Terminaux méthaniers | France | 60,8 | 60,9 | |
| ENGIE Romania * | Distribution de gaz naturel/Ventes d'énergie |
Roumanie | 51,0 | 51,0 | |
| Fosmax LNG | Terminaux méthaniers | France | 60,8 | 60,9 | |
| GRDF | Distribution de gaz naturel | France | 100,0 | 100,0 | |
| Groupe ENGIE Brasil Energia * | Production et ventes d'électricité | Brésil | 68,7 | 68,7 | |
| Groupe ENGIE Energía Chile * | Production et ventes d'électricité | Chili | 60,0 | 60,0 | |
| Groupe GRTgaz (hors Elengy) | Transport de gaz naturel | France, Allemagne |
60,8 | 60,9 | |
| Storengy Deutschland GmbH | Stockage souterrain de gaz naturel | Allemagne | 100,0 | 100,0 | |
| Storengy SAS | Stockage souterrain de gaz naturel | France | 100,0 | 100,0 |
| % d'intérêt | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nom | Activité | Pays | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||
| Cofely Besix | Systèmes, installations et maintenance |
UAE | 100,0 | 100,0 | ||
| CPCU | Réseaux urbains | France | 66,5 | 66,5 | ||
| ENGIE Deutschland GmbH | Services à l'énergie | Allemagne | 100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE Energie Services SA * | Services à l'énergie, Réseaux | France | 100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE Servizi S.p.A | Services à l'énergie | Italie | 100,0 | 100,0 | ||
| Groupe Endel | Systèmes, installations et maintenance |
France | ‐ | 100,0 | ||
| Tractebel Engineering | Ingénierie | Belgique | 100,0 | 100,0 |
| % d'intérêt | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Nom | Activité | Pays | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |
| Electrabel SA * | Production d'électricité, Ventes d'énergie |
Belgique | 100,0 | 100,0 | |
| ENGIE Cartagena | Production d'électricité | Espagne | 100,0 | 100,0 | |
| ENGIE Deutschland AG * | Production d'électricité | Allemagne | 100,0 | 100,0 | |
| ENGIE Energía Perú * | Production et ventes d'électricité | Pérou | 61,8 | 61,8 | |
| ENGIE Energie Nederland N.V. * | Production d'électricité, Ventes d'énergie |
Pays-Bas | 100,0 | 100,0 | |
| ENGIE Italia S.p.A * | Ventes d'énergie | Italie | 100,0 | 100,0 | |
| ENGIE SA * | Ventes d'énergie | France | 100,0 | 100,0 | |
| ENGIE Thermique France | Production d'électricité | France | 100,0 | 100,0 | |
| First Hydro Holdings Company | Production d'électricité | Royaume-Uni | 75,0 | 75,0 | |
| Groupe ENGIE Brasil Energia * | Production et ventes d'électricité | Brésil | 68,7 | 68,7 | |
| Groupe ENGIE Energía Chile * | Production et ventes d'électricité | Chili | 60,0 | 60,0 | |
| Pelican Point Power Limited | Production d'électricité | Australie | 72,0 | 72,0 | |
| UCH Power Limited | Production d'électricité | Pakistan | 100,0 | 100,0 |
| % d'intérêt | ||||
|---|---|---|---|---|
| Nom | Activité | Pays | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
| Electrabel SA * | Production d'électricité, Ventes d'énergie |
Belgique | 100,0 | 100,0 |
| ENGIE Italia S.p.A * | Ventes d'énergie | Italie | 100,0 | 100,0 |
| ENGIE Romania * | Distribution de gaz naturel/Ventes d'énergie |
Roumanie | 51,0 | 51,0 |
| ENGIE SA * | Ventes d'énergie | France | 100,0 | 100,0 |
| ENGIE Supply Holding UK Limited | Ventes d'énergie | Royaume-Uni | 100,0 | 100,0 |
| Simply Energy | Ventes d'énergie | Australie | 72,0 | 72,0 |
| % d'intérêt | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nom | Activité | Pays | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||
| Electrabel SA * | Production d'électricité, Ventes d'énergie |
Belgique | 100,0 | 100,0 | ||
| Synatom | Gestion des provisions relatives aux centrales et aux combustibles nucléaires |
Belgique | 100,0 | 100,0 |
| % d'intérêt | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nom | Activité | Pays | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||
| Electrabel SA * | Production d'électricité, Ventes d'énergie |
Belgique | 100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE CC | Filiales financières, Fonctions centrales |
Belgique | 100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE Deutschland AG * | Holding, Energy management trading | Allemagne | 100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE Energie Nederland Holding B.V. | Holding, Energy management trading | Pays-Bas | 100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE Energie Nederland N.V. * | Production d'électricité, Ventes d'énergie |
Pays-Bas | 100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE Energie Services SA * | Services à l'énergie, Réseaux | France | 100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE Energy Management * | Energy management trading | France, Belgique, Italie, Royaume Uni |
100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE Energy Management Holding Switzerland AG | Holding | Suisse | 100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE FINANCE SA | Filiales financières | France | 100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE Global Markets | Energy management trading | France, Belgique, Singapour |
100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE Holding Inc. | Holding - société mère | États-Unis | 100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE Italia S.p.A * | Holding, Energy management trading | Italie | 100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE North America | Production et ventes d'électricité, Gaz naturel, GNL, Services à l'énergie |
États-Unis | 100,0 | 100,0 | ||
| ENGIE Romania * | Distribution de gaz naturel/Ventes d'énergie |
Roumanie | 51,0 | 51,0 | ||
| Groupe ENGIE Energía Chile * | Production et ventes d'électricité | Chili | 60,0 | 60,0 | ||
| ENGIE SA * | Holding - société mère, Energy management trading, ventes d'énergie |
France | 100,0 | 100,0 | ||
| Cogac | Holding | France | 100,0 | 100,0 | ||
| GDFI | Holding | France | 100,0 | 100,0 | ||
| Engie Energie Services International SA | Holding | Belgique | 100,0 | 100,0 | ||
| Genfina | Holding | Belgique | 100,0 | 100,0 | ||
| International Power Limited | Holding | Royaume-Uni | 100,0 | 100,0 |
| % d'intérêt | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Nom | Activité | Pays | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||
| Axima Concept | Systèmes, installations et maintenance |
France | ‐ | 100,0 | ||
| Cofely Fabricom SA | Systèmes, installations et maintenance |
Belgique | ‐ | 100,0 | ||
| Conti Service LLC | Services à l'énergie | États-Unis | ‐ | 100,0 | ||
| ENGIE Regeneration | Services à l'énergie | Royaume-Uni | ‐ | 100,0 | ||
| ENGIE Service Nederland N.V. | Services à l'énergie | Pays-Bas | ‐ | 100,0 | ||
| ENGIE Services Holding UK Ltd | Services à l'énergie | Royaume-Uni | ‐ | 100,0 | ||
| ENGIE Services Limited | Services à l'énergie | Royaume-Uni | ‐ | 100,0 | ||
| Groupe INEO | Systèmes, installations et maintenance |
France | ‐ | 100,0 |
(1) Actifs détenus en vue de la vente et classées en «Activités non poursuivies» au 31 décembre 2021 (cf. Note 4 «Principales variations de périmètre»).
Le Groupe examine principalement les éléments et critères suivants afin de déterminer s'il a le contrôle sur une entité :
• le droit/l'exposition du Groupe au rendement variable de l'entité.
Le Groupe a notamment exercé son jugement concernant les entités et sous-groupes suivants :
L'analyse du pacte d'actionnaires conclu avec la Société d'Infrastructures Gazières, filiale de la Caisse des Dépôts et Consignations (CDC) qui détient 38,6% du capital de GRTgaz a été complétée par l'appréciation des prérogatives confiées à la Commission de régulation de l'énergie (CRE). Du fait de la régulation, GRTgaz dispose d'une position dominante sur le marché de transport de gaz en France. En conséquence, elle est soumise, suite à la transposition de la 3ème Directive européenne du 13 juillet 2009 (Code de l'énergie du 9 mai 2011), à des règles d'indépendance, notamment pour ses administrateurs et les membres de la Direction. Le Code de l'énergie confie certains pouvoirs à la CRE dans le cadre de sa mission de contrôle du bon fonctionnement des marchés de gaz en France, notamment celui de vérifier l'indépendance des membres du Conseil d'Administration et de la Direction, de même qu'apprécier le choix des investissements. Le Groupe estime qu'il détient le contrôle de GRTgaz et de ses filiales (dont Elengy) compte tenu de sa capacité à nommer la majorité des membres du Conseil d'Administration et de prendre les décisions sur les activités pertinentes, notamment le montant des investissements et le plan de financement.
Dans les entités où le Groupe ne détient pas la majorité des droits de vote, le jugement est exercé notamment au regard des éléments suivants pour apprécier l'existence d'un contrôle de fait :
La principale entité consolidée en intégration globale dans laquelle le Groupe ne détient pas la majorité des droits de vote au 31 décembre 2022 est la Compagnie Nationale du Rhône (49,98%).
Le capital de la CNR est détenu par le Groupe à concurrence de 49,98%, et par la Caisse des Dépôts et Consignations (CDC) à hauteur de 33,2% ; le solde, soit 16,82%, étant dispersé auprès d'environ 200 collectivités locales. Compte tenu des dispositions actuelles de la loi «Murcef» selon lesquelles la CNR doit rester majoritairement publique, le Groupe ne peut disposer de plus de 50% du capital de la CNR. Le Groupe considère toutefois qu'il exerce un contrôle de fait car il dispose de la majorité des droits de vote exprimés aux Assemblées Générales compte tenu de la forte dispersion de l'actionnariat et de l'absence d'action de concert entre les actionnaires minoritaires.
Le tableau ci-après présente les filiales comportant des participations ne donnant pas le contrôle jugées significatives, les contributions respectives aux capitaux propres, au résultat net au 31 décembre 2022 et au 31 décembre 2021, ainsi que les dividendes versés à ces participations ne donnant pas le contrôle :
| Noms | Activités | Pourcentage d'intérêt des participations ne donnant pas le contrôle |
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle |
Capitaux propres des participations ne donnant pas le contrôle |
Dividendes payés aux participations ne donnant pas le contrôle |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
|
| Groupe GRTgaz (France Infrastructures, France) |
Activité régulée de transport de gaz et de gestion de terminaux méthaniers |
39,2 | 39,1 | 190 | 106 | 1 614 | 1 554 | 168 | 105 |
| Groupe ENGIE Energía Chile (Amérique Latine, Chili) (1) |
Production et ventes d'électricité - parc thermique |
40,0 | 40,0 | (158) | 17 | 680 | 781 | ‐ | 31 |
| Groupe ENGIE Romania (Reste de l'Europe, Roumanie) |
Distribution de gaz naturel, Ventes d'énergies |
49,0 | 49,0 | 31 | 34 | 607 | 592 | ‐ | 15 |
| Groupe ENGIE Brasil Energia (Amérique Latine, Brésil) (1) |
Production et ventes d'électricité |
31,3 | 31,3 | 116 | 45 | 296 | 294 | 112 | 38 |
| ENGIE Energía Perú (Amérique Latine, Pérou) (1) |
Production et ventes d'électricité - parc thermique et hydroélectrique |
38,2 | 38,2 | 21 | 22 | 433 | 393 | 12 | 20 |
| Autres filiales avec des participations ne donnant pas le contrôle (2) |
(27) | (127) | 1 401 | 1 372 | 190 | 201 | |||
| TOTAL | 173 | 97 | 5 032 | 4 986 | 482 | 410 |
(1) Les groupes ENGIE Energía Chile, ENGIE Brasil Energia ainsi que la société ENGIE Energía Perú sont cotés en bourse dans leurs pays respectifs.
(2) Le résultat net des autres participations ne donnant pas le contrôle est principalement impacté par le résultat des MtM opérationnels pour un montant net de -58 millions d'euros en 2022 et -361 millions d'euros en 2021.
Les informations financières résumées de ces filiales sont indiquées dans le tableau ci-après sur une base à 100%. Ces informations sont des données avant éliminations intra-Groupe.
| Groupe GRTgaz | Groupe ENGIE Energía Chile | Groupe ENGIE Romania | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
| Compte de résultat | ||||||
| Chiffre d'affaires | 2 535 | 2 209 | 1 648 | 1 187 | 2 819 | 1 473 |
| Résultat net | 485 | 388 | (395) | 42 | 63 | 69 |
| Résultat net part du Groupe | 295 | 282 | (237) | 25 | 32 | 35 |
| Autres éléments du résultat global - Quote-part du Groupe |
54 | 130 | 85 | 107 | (15) | 9 |
| RÉSULTAT GLOBAL - QUOTE-PART DU GROUPE |
349 | 412 | (152) | 132 | 17 | 45 |
| État de situation financière | ||||||
| Actifs courants | 1 319 | 1 089 | 1 108 | 635 | 1 091 | 729 |
| Actifs non courants | 9 961 | 10 098 | 3 210 | 3 150 | 975 | 903 |
| Passifs courants | (1 360) | (1 272) | (540) | (345) | (753) | (357) |
| Passifs non courants | (5 803) | (5 946) | (2 091) | (1 498) | (86) | (79) |
| TOTAL CAPITAUX PROPRES | 4 116 | 3 969 | 1 688 | 1 941 | 1 227 | 1 196 |
| TOTAL CAPITAUX PROPRES DES PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE CONTRÔLE |
1 614 | 1 554 | 680 | 781 | 607 | 592 |
| État des flux de trésorerie | ||||||
| Flux issus des activités opérationnelles | 1 117 | 1 149 | (320) | 186 | (365) | 102 |
| Flux issus des activités d'investissement | (450) | (464) | (384) | (234) | (121) | (131) |
| Flux issus des activités de financement | (663) | (650) | 635 | 29 | 317 | 39 |
| TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE (1) | 4 | 35 | (68) | (19) | (169) | 9 |
(1) Hors effet des variations de change et divers.
| Groupe ENGIE Brasil Energia | ENGIE Energía Perú | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |
| Compte de résultat | |||||
| Chiffre d'affaires | 2 164 | 2 118 | 525 | 445 | |
| Résultat net | 370 | 144 | 56 | 57 | |
| Résultat net part du Groupe | 254 | 99 | 34 | 35 | |
| Autres éléments du résultat global - Quote-part du Groupe | 72 | 10 | 51 | 37 | |
| RÉSULTAT GLOBAL - QUOTE-PART DU GROUPE | 326 | 109 | 85 | 72 | |
| État de situation financière | |||||
| Actifs courants | 1 322 | 1 390 | 384 | 360 | |
| Actifs non courants | 4 731 | 4 236 | 1 923 | 1 687 | |
| Passifs courants | (1 019) | (900) | (257) | (302) | |
| Passifs non courants | (4 213) | (3 912) | (915) | (716) | |
| TOTAL CAPITAUX PROPRES | 822 | 813 | 1 135 | 1 029 | |
| TOTAL CAPITAUX PROPRES DES PARTICIPATIONS NE | |||||
| DONNANT PAS LE CONTROLE | 296 | 294 | 433 | 393 | |
| État des flux de trésorerie | |||||
| Flux issus des activités opérationnelles | 1 027 | 941 | 62 | 185 | |
| Flux issus des activités d'investissement | (685) | (629) | (186) | (92) | |
| Flux issus des activités de financement | (1 010) | (126) | 17 | (14) | |
| TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE (1) | (668) | 185 | (107) | 80 |
(1) Hors effet des variations de change et divers.
Le Groupe comptabilise les participations dans des entreprises associées (entités dans lesquelles le Groupe exerce une influence notable) et les coentreprises selon la méthode de la mise en équivalence. Selon la norme IFRS 11 – Partenariats, une coentreprise est un partenariat dans lequel les parties qui exercent un contrôle conjoint sur l'entité ont des droits sur l'actif net de celle-ci.
Les contributions respectives des entreprises associées et des coentreprises dans l'état de la situation financière, le compte de résultat et l'état du résultat global au 31 décembre 2022 et au 31 décembre 2021 sont présentées ci-après :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| État de la situation financière | ||
| Participations dans les entreprises associées | 4 187 | 4 007 |
| Participations dans les coentreprises | 5 092 | 4 492 |
| PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE | 9 279 | 8 498 |
| Compte de résultat | ||
| Quote-part du résultat net des entreprises associées | 400 | 306 |
| Quote-part du résultat net des coentreprises | 659 | 495 |
| QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE | 1 059 | 800 |
| État du résultat global | ||
| Quote-part des entreprises associées dans les «Autres éléments du résultat global» | 510 | 208 |
| Quote-part des coentreprises dans les «Autres éléments du résultat global» | 366 | 62 |
| QUOTE-PART DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE DANS LES AUTRES ÉLÉMENTS DU | ||
| RÉSULTAT GLOBAL | 876 | 270 |
Le Groupe examine principalement les éléments et critères suivants afin d'apprécier l'existence d'un contrôle conjoint ou d'une influence notable sur une entité :
Cette appréciation peut s'avérer complexe pour les entités «projet» ou «mono-actif» car certaines décisions concernant les activités pertinentes sont fixées dès la création du partenariat pour la durée du projet. En conséquence, l'analyse des droits porte sur les activités pertinentes (celles qui ont un impact significatif sur le rendement variable de l'entité) résiduelles ;
Cette appréciation comprend également l'analyse des relations contractuelles du Groupe avec l'entité, particulièrement les conditions dans lesquelles ces contrats sont conclus, leur durée ainsi que la gestion des conflits d'intérêts éventuels lors du vote de l'organe de gouvernance de l'entité.
Le Groupe a notamment exercé son jugement concernant les entités et sous-groupes suivants :
Le jugement significatif exercé dans le cadre de l'analyse de la méthode de consolidation de ces entités de projets porte sur les risques et avantages liés aux contrats entre ENGIE et l'entité, ainsi que sur l'appréciation des activités pertinentes
restant à la main de l'entité après sa création. Le Groupe estime qu'il exerce une influence notable ou un contrôle conjoint étant donné que, pendant la durée du projet, les décisions relatives aux activités pertinentes telles que le refinancement, le renouvellement ou la modification des contrats importants (vente, achat, prestation exploitation, maintenance) sont soumis, selon le cas, à l'accord unanime de deux ou plusieurs partenaires.
ENGIE détient 60% de la centrale électrique Tihama (cogénération) située en Arabie Saoudite, et son partenaire Saudi Oger en détient 40%. Le Groupe estime qu'il exerce un contrôle conjoint sur Tihama dans la mesure où les décisions sur les activités pertinentes, qui comprennent notamment la préparation du budget, la modification des contrats importants, etc. sont prises à l'unanimité par les deux partenaires.
Le Groupe exerce un contrôle conjoint sur TAG dans la mesure où les décisions sur les activités pertinentes, qui comprennent notamment la préparation du budget et du plan à moyen terme, les investissements, l'exploitation et la maintenance, etc. sont prises à une majorité nécessitant l'accord d'ENGIE et de la Caisse de dépôt et placement du Québec (CDPQ). Le Groupe détient des droits de vote potentiels mais ceux-ci ne sont pas encore exerçables. En conséquence, cette participation est consolidée par mise en équivalence.
La qualification d'un partenariat avec un contrôle conjoint nécessite du jugement pour apprécier s'il s'agit d'une coentreprise ou d'une activité conjointe. L'analyse des «autres faits et circonstances» fait partie des critères de la norme IFRS 11 pour apprécier la classification d'une entité avec contrôle conjoint.
L'IFRS Interpretation Committee «IFRS IC» (novembre 2014) a notamment conclu que les autres faits et circonstances devaient créer des droits directs dans les actifs et des obligations directes au titre des passifs qui soient exécutoires pour que l'entité soit qualifiée d'activité conjointe.
Compte tenu de ces conclusions et de leur application dans le cadre de nos analyses, il n'y a pas d'activité conjointe significative au sein du Groupe au 31 décembre 2022.
Le tableau ci-après présente la contribution de chacune des entreprises associées jugées significatives ainsi que la contribution agrégée des entreprises associées jugées individuellement non significatives dans l'état de la situation financière, le compte de résultat, les autres éléments du résultat global, et la ligne «Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence» du tableau de flux de trésorerie du Groupe.
Le Groupe a utilisé les critères quantitatifs et qualitatifs suivants pour établir sa liste d'entreprises associées jugées significatives : contribution aux agrégats Groupe «Quote-part du résultat net des entreprises associées», «Participations dans les entreprises associées», total bilan des entreprises associées exprimé en quote-part du Groupe, entités associées portant des projets majeurs en phase d'étude ou de construction et dont les engagements d'investissements sont significatifs.
| Noms | Activité | Capacité | Pourcentage Valeurs d'intégration des comptables des participations participations dans les dans les entreprises entreprises associées associées |
associées | Quote-part du résultat net dans les entreprises |
Autres éléments du résultat global des entreprises associées |
Dividendes reçus des entreprises associées |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
||
| Sociétés projets au Moyen-Orient (Moyen-Orient, Asie & Afrique, Arabie Saoudite, Bahreïn, Qatar, Émirats Arabes Unis, Oman, Koweit) (1) |
Centrales à gaz et usines de dessalement d'eau de mer |
1 378 | 940 | 181 | 139 | 411 | 102 | 145 | 107 | |||
| Gaztransport et Technigaz (GTT) |
Technologies de confinement pour le transport maritime et le stockage du GNL |
5,76 (2) | 30,43 | 139 | 757 | 8 | 1 | ‐ | ‐ | 20 | 35 | |
| Movhera | Centrales hydrauliques |
1 688 MW | 40,00 | 40,00 | 521 | 493 | (13) | 1 | 41 | (23) | ‐ | ‐ |
| Energia Sustentável do Brasil (Brésil) |
Centrales hydrauliques |
3 750 MW | 40,00 | 40,00 | 567 | 501 | (3) | 21 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ |
| GASAG (Allemagne) |
Réseaux de gaz et chaleur |
31,57 | 31,57 | 279 | 333 | 26 | 29 | (62) | 75 | 17 | 11 | |
| Eolia Renovables | Eolien | 40,00 | 359 | 33 | 2 | ‐ | ||||||
| Autres participations dans les entreprises associées individuellement non significatives |
943 | 982 | 168 | 114 | 118 | 54 | 89 | 81 | ||||
| PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES ASSOCIÉES |
4 187 | 4 007 | 400 | 306 | 510 | 208 | 271 | 234 |
(1) Les participations dans les entreprises associées exploitant des centrales à gaz et des usines de dessalement d'eau de mer sur la péninsule arabique ont été regroupées au sein d'un agrégat unique intitulé «sociétés projets au Moyen-Orient». Ce regroupement comprend principalement près de 40 entreprises associées exploitant un parc de centrales thermiques d'une capacité installée totale de 26 974 MW (à 100%).
Ces entreprises associées se caractérisent par des modèles économiques et des types de partenariat relativement similaires : les sociétés projets sélectionnées à l'issue d'un processus d'appel d'offres développent, construisent et opèrent des centrales électriques et des usines de dessalement d'eau de mer dont la production est intégralement vendue à des sociétés étatiques dans le cadre de contrats de «Power and water purchase agreement» sur des périodes généralement comprises entre 20 et 30 ans.
Les centrales correspondantes sont, sur base des modalités contractuelles, comptabilisées selon IFRIC 12, IFRS 16 ou IAS 16 en tant qu'immobilisation corporelle ou en tant que créance financière. La structure actionnariale de ces entités comprend systématiquement une société étatique du pays d'implantation de la société projet. Le pourcentage d'intérêt et de droits de vote du Groupe dans chacune de ces entités varie selon les cas entre 20 et 50%.
(2) Cf. Note 4.1.4 «Cessions d'une partie de la participation d'ENGIE dans la société française Gaztransport et Technigaz SA (GTT)».
La quote-part de résultat dans les entreprises associées comprend des résultats non récurrents pour un montant de -18 millions d'euros au 31 décembre 2022 (contre 6 millions d'euros en 2021) composés essentiellement de variations de juste valeur des instruments dérivés, de pertes de valeur et de résultats de cessions, nets d'impôts (cf. Note 5.3 «Résultat net récurrent part du Groupe (RNRpg)»).
Les tableaux ci-après présentent les informations financières résumées des principales entreprises associées du Groupe et correspondent aux montants établis en application des normes IFRS, avant élimination des transactions intragroupes, et après prise en compte (i) des retraitements d'homogénéisation avec les principes comptables du Groupe et (ii) des exercices d'évaluation des actifs et passifs de l'entreprise associée à leur juste valeur réalisés à leur date d'acquisition au niveau d'ENGIE en application des dispositions d'IAS 28. À l'exception de la dernière colonne «Total capitaux propres attribuables à ENGIE», les agrégats sont présentés sur une base à 100%.
| En millions d'euros | Chiffre d'affaires |
Résultat net |
Autres éléments du résultat global |
Résultat Global |
Actifs courants |
Actifs non courants |
Passifs courants |
Passifs non courants |
Total capitaux propres |
% d'intégration du Groupe |
Total capitaux propres attribuables à ENGIE |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | |||||||||||
| Sociétés projets au Moyen-Orient |
5 067 | 764 | 1 695 | 2 459 | 2 824 | 19 711 | 3 343 | 13 781 | 5 411 | 1 378 | |
| Gaztransport et Technigaz (GTT) |
307 | 139 | 2 | 141 | 412 | 2 225 | 224 | 2 | 2 411 | 5,76 | 139 |
| Energia Sustentável do Brasil |
581 | (7) | ‐ | (7) | 239 | 3 275 | 2 098 | ‐ | 1 416 | 40,00 | 567 |
| Movhera | 384 | (33) | 103 | 70 | 147 | 2 124 | 699 | 269 | 1 303 | 40,00 | 521 |
| GASAG | 1 606 | 82 | (196) | (114) | 1 491 | 2 140 | 2 462 | 284 | 885 | 31,57 | 279 |
| Eolia Renovables | 216 | 82 | 4 | 86 | 297 | 2 097 | 340 | 1 155 | 900 | 40,00 | 359 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | |||||||||||
| Sociétés projets au Moyen-Orient |
4 442 | 576 | 425 | 1 001 | 3 067 | 19 513 | 4 310 | 14 693 | 3 578 | 940 | |
| Gaztransport et Technigaz (GTT) |
169 | 3 | ‐ | 2 | 330 | 2 299 | 144 | (2) | 2 488 | 30,43 | 757 |
| Energia Sustentável do Brasil |
496 | 54 | ‐ | 54 | 110 | 2 941 | 1 800 | (3) | 1 253 | 40,00 | 501 |
| Movhera | 276 | 2 | (58) | (57) | 198 | 2 189 | 226 | 929 | 1 232 | 40,00 | 493 |
| GASAG | 1 368 | 93 | 237 | 331 | 1 199 | 2 078 | 1 927 | 297 | 1 054 | 31,57 | 333 |
Les données ci-dessous présentent les incidences des transactions avec les entreprises associées sur les états financiers du Groupe au 31 décembre 2022.
| En millions d'euros | Achats de biens et services |
Ventes de biens et services |
Résultat financier (hors dividendes) |
Clients et autres débiteurs |
Prêts et créances au coût amorti |
Fournisseurs et autres créditeurs |
Dettes financières |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Sociétés projets au Moyen-Orient | ‐ | 177 | 16 | 59 | 175 | ‐ | ‐ |
| Contassur (1) | ‐ | ‐ | ‐ | 208 | 2 | ‐ | ‐ |
| Energia Sustentável Do Brasil | 136 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 13 | ‐ |
| Movhera | ‐ | 25 | 6 | 7 | 120 | 5 | 22 |
| Autres | 11 | 34 | 18 | 34 | 218 | ‐ | 18 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | 146 | 235 | 41 | 307 | 516 | 18 | 40 |
(1) Contassur est une société d'assurance-vie consolidée par mise en équivalence. Contassur a contracté des contrats d'assurance principalement avec les fonds de pension qui couvrent en Belgique des avantages postérieurs à l'emploi accordés à des employés du Groupe mais également à ceux d'autres sociétés, opérant essentiellement dans les activités régulées du secteur gaz et électricité. Les polices d'assurance contractées par Contassur constituent des droits à remboursement comptabilisés en tant qu'«Autres actifs» dans l'état de la situation financière. Ces droits à remboursement s'élèvent à 208 millions d'euros au 31 décembre 2022 contre 229 millions d'euros au 31 décembre 2021.
Le tableau ci-après présente la contribution de chacune des coentreprises jugées significatives ainsi que la contribution agrégée des coentreprises jugées individuellement non significatives dans l'état de la situation financière, le compte de résultat, les autres éléments du résultat global, ainsi que la ligne «Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence» du tableau de flux de trésorerie du Groupe.
Le Groupe a utilisé les critères quantitatifs et qualitatifs suivants pour établir sa liste des coentreprises jugées significatives : contribution aux agrégats Groupe «Quote-part du résultat net des coentreprises», «Participations dans les coentreprises», total bilan des coentreprises exprimé en quote-part du Groupe, coentreprises portant des projets majeurs en phase d'étude ou de construction et dont les engagements d'investissements sont significatifs.
| Noms | Activité | Capacité | Pourcentage d'intégration des participations dans les coentreprises |
Valeurs comptables des participations dans les coentreprises |
les coentreprises | Quote-part du résultat net dans |
Autres éléments du résultat global des coentreprises |
Dividendes reçus des coentreprises |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
31 déc. 2022 |
31 déc. 2021 |
||
| Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) (Brésil) (1) |
Réseau de transport de gaz |
65,00 | 65,00 | 1 129 | 792 | 267 | 189 | 153 | 7 | 184 | 222 | |
| National Central Cooling Company - «Tabreed» (Moyen-Orient, Asie & Afrique, |
Réseaux urbains de |
|||||||||||
| Abu Dhabi) EcoÉlectrica (Porto Rico) |
froid CCGT et terminal GNL |
534 MW | 40,00 50,00 |
40,00 50,00 |
874 314 |
787 310 |
53 42 |
45 46 |
‐ ‐ |
‐ ‐ |
18 60 |
14 63 |
| Movhera | Production d'électricité 2 392 MW |
50,00 | 50,00 | 240 | 253 | 33 | 3 | 15 | 8 | 61 | 35 | |
| WSW Energie und Wasser AG (Allemagne) |
Production et distribution d'électricité |
33,10 | 33,10 | 249 | 240 | 19 | 41 | 1 | ‐ | 11 | 7 | |
| Iowa University partnership (États-Unis) |
Services à l'énergie |
39,10 | 39,10 | 229 | 208 | 6 | 3 | 2 | 1 | 1 | 2 | |
| Ocean Winds | Production d'électricité |
50,00 | 50,00 | 431 | 169 | 80 | 13 | 124 | 5 | ‐ | ‐ | |
| Georgetown University partnership (États-Unis) |
Services à l'énergie |
50,00 | 50,00 | 203 | 184 | 6 | 2 | 3 | ‐ | ‐ | ‐ | |
| Tihama Power Generation Co (Arabie Saoudite) |
Production d'électricité 1 544 MW |
60,00 | 60,00 | 94 | 91 | 21 | 13 | 5 | 4 | 29 | 27 | |
| Ohio State Energy Partners (États-Unis) |
Services à l'énergie |
50,00 | 50,00 | 82 | 78 | 4 | 3 | 8 | 6 | 16 | 9 | |
| Megal GmbH (Allemagne) |
Réseau de transport de gaz |
49,00 | 49,00 | 61 | 67 | 2 | 5 | ‐ | ‐ | 9 | 9 | |
| Transmisora Eléctrica del Norte (Chili) (2) |
Ligne de transmission d'électricité |
50,00 | 50,00 | 116 | 96 | 5 | (1) | 19 | 25 | ‐ | ‐ | |
| Autres participations dans les coentreprises individuellement non significatives |
1 071 | 1 216 | 120 | 132 | 37 | 7 | 53 | 40 | ||||
| PARTICIPATIONS DANS LES COENTREPRISES |
5 092 | 4 492 | 659 | 495 | 366 | 62 | 442 | 428 |
(1) Le pourcentage d'intérêt du Groupe dans la société Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) est de 54,83%.
(2) Le pourcentage d'intérêt du Groupe dans la société Transmisora Eléctrica del Norte est de 30%.
La quote-part de résultat dans les coentreprises comprend des résultats non récurrents pour un montant de 1 million d'euros au 31 décembre 2022 (contre 44 millions d'euros en 2021). Ceux-ci proviennent essentiellement de variations de juste valeur des instruments dérivés, de pertes de valeur et de résultats de cessions, nets d'impôts (cf. Note 5.3 «Résultat net récurrent part du Groupe (RNRpg)»).
Les montants présentés sont les montants établis en application des normes IFRS, avant élimination des transactions intragroupes, et après prise en compte (i) des retraitements d'homogénéisation avec les principes comptables du Groupe et (ii) des exercices d'évaluation des actifs et passifs de la coentreprise à leur juste valeur réalisés à leur date d'acquisition pour ENGIE en application des dispositions d'IAS 28. À l'exception de la dernière colonne «Total capitaux propres attribuables à ENGIE» de l'état de la situation financière, les agrégats sont présentés sur une base à 100%.
| Dotations aux amortis sements des |
Autres éléments du |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Chiffre d'affaires |
immobi lisations |
Résultat financier |
Impôts | Résultat net |
résultat global |
Résultat global |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | |||||||
| Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) | 1 549 | (292) | (386) | (215) | 411 | 235 | 647 |
| National Central Cooling Company «Tabreed» | 167 | ‐ | (35) | ‐ | 133 | ‐ | 133 |
| EcoÉlectrica | 166 | (32) | 1 | (4) | 85 | ‐ | 85 |
| Portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal | 512 | (50) | (14) | (27) | 74 | 48 | 122 |
| WSW Energie und Wasser AG | 1 213 | (14) | ‐ | (28) | 50 | 3 | 53 |
| Iowa University partnership | 87 | ‐ | (21) | ‐ | 16 | 6 | 22 |
| Ocean Winds | 40 | (9) | (23) | (1) | 160 | 247 | 407 |
| Georgetown University partnership | 60 | (1) | (22) | ‐ | 12 | 5 | 17 |
| Tihama Power Generation Co | 119 | (6) | (9) | (6) | 35 | 9 | 45 |
| Ohio State Energy Partners | 180 | (1) | (65) | (2) | 7 | 15 | 22 |
| Megal GmbH | 122 | (67) | (4) | 1 | 5 | ‐ | 5 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 70 | ‐ | (27) | (7) | 13 | 19 | 32 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | |||||||
| Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) | 1 109 | (248) | (254) | (150) | 290 | 11 | 301 |
| National Central Cooling Company «Tabreed» | 170 | (40) | (35) | ‐ | 113 | ‐ | 113 |
| EcoÉlectrica | 174 | (38) | ‐ | (5) | 104 | ‐ | 104 |
| Portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal | 369 | (54) | (27) | (19) | 3 | 26 | 29 |
| WSW Energie und Wasser AG | 781 | (14) | (1) | (62) | 126 | ‐ | 126 |
| Iowa University partnership | 65 | ‐ | (19) | 9 | 3 | 12 | |
| Ocean Winds | ‐ | (12) | (13) | (1) | 25 | 10 | 35 |
| Georgetown University partnership | 19 | ‐ | (9) | ‐ | 5 | ‐ | 5 |
| Tihama Power Generation Co | 107 | (5) | (11) | (6) | 22 | 6 | 28 |
| Ohio State Energy Partners | 193 | (1) | (48) | ‐ | 6 | 12 | 18 |
| Megal GmbH | 122 | (64) | (3) | 1 | 10 | ‐ | 10 |
| Transmisora Eléctrica del Norte | 41 | ‐ | (22) | ‐ | (1) | 49 | 48 |
| En millions d'euros | Trésorerie et équivalents de trésorerie |
Autres actifs courants |
Actifs non courants |
Dettes financières courantes |
Autres passifs courants |
Dettes financières non courantes |
Autres passifs non courants |
Total capitaux propres |
% d'intégration |
Total capitaux propres attribuables à ENGIE |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | ||||||||||
| Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) |
124 | 367 | 6 216 | 668 | 71 | 2 771 | 1 460 | 1 737 | 65,00 | 1 129 |
| National Central Cooling Company |
||||||||||
| «Tabreed» | 402 | 150 | 2 631 | ‐ | 194 | 805 | ‐ | 2 184 | 40,00 | 874 |
| EcoÉlectrica Portefeuille d'actifs de production d'énergies au |
6 | 79 | 580 | 3 | 15 | 18 | 629 | 50,00 | 314 | |
| Portugal | 247 | 514 | 733 | 99 | 278 | 500 | 60 | 557 | 50,00 | 240 |
| WSW Energie und Wasser AG |
82 | 518 | 950 | 263 | 260 | 147 | 150 | 731 | 33,10 | 249 |
| Iowa University partnership |
2 | 17 | 1 162 | 7 | 7 | 581 | 586 | 39,10 | 229 | |
| Ocean Winds | 337 | ‐ | 2 425 | 1 149 | 189 | 137 | 424 | 863 | 50,00 | 431 |
| Georgetown University partnership |
5 | 3 | 954 | ‐ | ‐ | 555 | 3 | 404 | 50,00 | 203 |
| Tihama Power Generation Co |
49 | 145 | 221 | 78 | 51 | 119 | 11 | 156 | 60,00 | 94 |
| Ohio State Energy Partners |
14 | 65 | 1 441 | ‐ | 10 | 1 331 | 17 | 162 | 50,00 | 82 |
| Megal GmbH | 18 | 14 | 696 | ‐ | 44 | 511 | 49 | 125 | 49,00 | 61 |
| Transmisora Eléctrica del Norte |
41 | 34 | 770 | 35 | 3 | 574 | ‐ | 233 | 50,00 | 116 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | ||||||||||
| Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) |
70 | 251 | 5 721 | 540 | 75 | 3 174 | 1 036 | 1 218 | 65,00 | 792 |
| National Central Cooling Company |
||||||||||
| «Tabreed» | 294 | 141 | 2 469 | ‐ | 182 | 755 | ‐ | 1 967 | 40,00 | 787 |
| EcoÉlectrica Portefeuille d'actifs de production d'énergies au |
14 | 77 | 572 | 3 | 22 | ‐ | 18 | 620 | 50,00 | 310 |
| Portugal | 294 | 495 | 793 | 159 | 208 | 558 | 72 | 583 | 50,00 | 253 |
| WSW Energie und Wasser AG |
17 | 268 | 852 | 156 | 36 | 93 | 142 | 711 | 33,10 | 240 |
| Iowa University partnership |
‐ | 7 | 1 070 | 9 | 4 | 527 | 3 | 534 | 39,10 | 209 |
| Ocean Winds | 79 | 1 079 | 83 | 175 | 362 | 200 | 338 | 50,00 | 169 | |
| Georgetown University |
||||||||||
| partnership Tihama Power |
9 | ‐ | 868 | ‐ | ‐ | 509 | 1 | 367 | 50,00 | 184 |
| Generation Co | 53 | 135 | 286 | 73 | 49 | 191 | 10 | 151 | 60,00 | 91 |
| Ohio State Energy Partners |
31 | 70 | 1 274 | ‐ | 63 | 1 126 | 30 | 156 | 50,00 | 78 |
| Megal GmbH | 9 | 13 | 729 | ‐ | 50 | 511 | 52 | 138 | 49,00 | 67 |
| Transmisora Eléctrica del Norte |
45 | 9 | 730 | 30 | 3 | 559 | ‐ | 193 | 50,00 | 96 |
Les données ci-dessous présentent les incidences des transactions avec les coentreprises sur les états financiers du Groupe au 31 décembre 2022 :
| En millions d'euros | Achats de biens et services |
Ventes de biens et services |
Résultat financier (hors dividendes) |
Clients et autres débiteurs |
Prêts et créances au coût amorti |
Fournisseurs et autres créditeurs |
Dettes financières |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| EcoÉlectrica | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 62 |
| WSW Energie und Wasser AG | 2 | 47 | ‐ | 6 | ‐ | 4 | ‐ |
| Megal GmbH | 65 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 6 | ‐ |
| Futures Energies Investissements Holding | 14 | 21 | 4 | 8 | 210 | 2 | ‐ |
| Ocean Winds | ‐ | ‐ | 41 | 2 | 569 | ‐ | ‐ |
| Autres | 115 | 123 | 7 | 49 | 164 | 10 | 44 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | 196 | 191 | 53 | 64 | 942 | 22 | 105 |
Le montant total cumulé des pertes non comptabilisées des entreprises associées (qui correspond au montant cumulé des pertes excédant la valeur comptable des participations dans les entreprises associées), et ce compris les autres éléments du résultat global, s'élève à 6 millions d'euros au 31 décembre 2022 (contre 49 millions d'euros au 31 décembre 2021).
Ces pertes non comptabilisées correspondent à la juste valeur négative d'instruments dérivés de couvertures de taux d'intérêt et de commodités («Autres éléments du résultat global») mis en place par des entreprises associées au Moyen-Orient, en Afrique et en Asie dans le cadre du financement de constructions de centrales électriques.
Au 31 décembre 2022, les principaux engagements et garanties donnés par le Groupe au titre des sociétés mises en équivalence concernent :
− des lettres de crédit destinées à garantir le service de la dette, pour un montant global de 179 millions d'euros. Les financements de projet mis en place dans certaines entités imposent, notamment lorsque ces financements sont sans recours, aux entités de maintenir un certain niveau de trésorerie au sein de la société (usuellement de l'ordre de six mois de service de la dette). Ce niveau de trésorerie peut toutefois être remplacé par des lettres de crédit,
− des sûretés réelles accordées aux prêteurs sous forme de nantissement des titres des sociétés projets, pour un montant global de 280 millions d'euros,
Conformément à la norme IFRS 5 – Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées, les actifs ou groupes d'actifs destinés à être cédés font l'objet d'une présentation sur une ligne à part de l'état de la situation financière et sont évalués et comptabilisés au montant le plus bas entre leur valeur comptable et leur valeur de marché diminuée des coûts nécessaires à la réalisation de la vente.
Un actif est classé en actifs destinés à être cédés seulement si la vente est hautement probable dans un horizon de 12 mois, si l'actif est disponible en vue d'une vente immédiate dans son état actuel et si un plan de vente a été initié par le management avec un degré d'avancement suffisant. Pour apprécier le caractère hautement probable de la vente, le Groupe prend notamment en considération les marques d'intérêts et les offres reçues d'acquéreurs potentiels, ainsi que les risques d'exécution spécifiques à certaines transactions.
Si l'actif classé comme détenu en vue de la vente ne satisfait plus les conditions mentionnées ci-dessus il sera reclassé conformément à la norme.
Par ailleurs, lorsque les actifs ou groupes d'actifs destinés à être cédés représentent une ligne d'activité principale et distincte au sens de la norme IFRS 5, ils sont présentés en tant qu'activités non poursuivies.
Dans le cadre de la présentation de sa nouvelle stratégie, le Groupe a confirmé, le 18 mai 2021, une augmentation significative de son programme de rotation d'actifs à concurrence de 11 milliards d'euros, dont la plus grosse partie a été réalisée à fin 2022.
Les incidences des principales cessions et accords de cessions de l'exercice sur l'endettement financier net du Groupe, hors cessions partielles dans le cadre des activités DBSO (1) , sont présentées dans le tableau ci-après :
| Réduction de l'endettement |
||
|---|---|---|
| En millions d'euros | Prix de cession | financier net |
| Cession d'EQUANS (1) | 6 146 | 6 975 |
| Complément de prix lié à cession d'une partie de la participation dans la société SUEZ - France | 347 | 347 |
| Cession de la participation résiduelle dans la société SUEZ - France | 227 | 227 |
| Cession d'une partie de la participation dans la société Gaztransport & Technigaz SA (GTT) - France | 835 | 835 |
| Cessions de participations dans des actifs géothermiques - Indonésie | 263 | 342 |
| Autres opérations de cession individuellement non significatives | 177 | (29) |
| Effets du classement en «actifs destinés à être cédés» | ‐ | 297 |
| TOTAL | 7 995 | 8 994 |
(1) N'inclut pas la réduction de la dette nette financière externe comptabilisée en actifs destinés à être cédés, en application de la norme IFRS 5, au 31 décembre 2021.
À l'effet de réduction de l'endettement financier net de 8 994 millions d'euros au 31 décembre 2022, s'ajoutent les effets de réduction de l'endettement financier net de 2 025 millions d'euros constatés précédemment au 31 décembre 2021 dans le cadre de ce programme de cession d'actifs, soit un cumul de 11 018 millions d'euros à date. Les cessions en cours de finalisation au 31 décembre 2022 sont présentées dans la Note 4.2 «Actifs destinés à être cédés».
(1) Develop, Build, Share and Operate, modèle utilisé dans les énergies renouvelables et reposant sur la rotation continue des capitaux employés.
Le 4 octobre 2022, le Groupe a finalisé la cession au Groupe Bouygues de sa participation dans EQUANS.
Les effets conjugués de cette transaction et de la génération de trésorerie par ces activités depuis le 1er janvier 2022 se sont traduits par une réduction de l'endettement net du Groupe de 6 975 millions d'euros (7 134 millions d'euros avec la réduction de la dette nette financière externe comptabilisée selon IFRS 5 en Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées, au 31 décembre 2021).
Le résultat de cession comptabilisé en résultat net des activités non poursuivies (cf. Note 4.2.1) s'établit à 2 086 millions d'euros au 31 décembre 2022.
Le 6 octobre 2020, le Groupe avait cédé 29,9% de sa participation dans SUEZ SA au Groupe VEOLIA. Cette cession était assortie d'un mécanisme de complément de prix si le Groupe VEOLIA menait d'autres opérations capitalistiques sur SUEZ à un prix supérieur à celui du bloc de 29,9% cédé par ENGIE.
En 2021, le Groupe VEOLIA avait lancé une offre publique d'achat sur SUEZ à un prix de 20,50 euros par action (coupon attaché) qui s'est positivement clôturée le 7 janvier 2022. Le Groupe ENGIE avait considéré, à la clôture de l'exercice 2021, que l'ensemble des conditions étaient réunies pour reconnaître le produit de 347 millions d'euros lié au mécanisme de complément de prix négocié avec le Groupe VEOLIA.
Le 19 janvier 2022, ENGIE a encaissé ce complément de prix à l'issue du règlement livraison de l'offre publique d'achat.
Le 18 janvier 2022, le Groupe a également apporté sa participation résiduelle dans SUEZ, soit 1,8%, à l'offre publique d'achat initiée par le Groupe VEOLIA. Cette opération n'a pas d'impact sur le résultat 2022 du Groupe du fait de la valorisation de cette participation à sa juste valeur au 31 décembre 2021. Les effets de cette transaction se sont traduits par une réduction de l'endettement financier net du Groupe de 227 millions d'euros.
Le 24 mars 2022, ENGIE a annoncé la réalisation de la cession partielle de sa participation dans GTT à hauteur de près de 9% du capital au prix de 90 euros par action.
Le 16 septembre 2022, ENGIE a réalisé une cession partielle complémentaire à hauteur de près de 6% du capital de GTT au prix de 115,50 euros par action.
Au 31 décembre 2022, l'obligation échangeable en actions GTT a été convertie à hauteur de 96%. Le solde a été converti ou remboursé au pair en janvier 2023.
Ces transactions n'ont pas entraîné, au 31 décembre 2022, de modification dans la représentation d'ENGIE au sein du Conseil d'Administration de GTT. Ainsi, au terme de ces cessions et conversions, ENGIE conserve une influence notable et continue de comptabiliser sa participation résiduelle dans GTT (5,76%) par mise en équivalence.
Ces transactions, qui s'inscrivent dans le cadre du programme ciblé de désengagement d'activités non-stratégiques et de participations minoritaires, se sont traduites par une réduction de l'endettement financier net du Groupe de 835 millions d'euros. Le résultat de cession avant impôts, incluant les effets du dérivé incorporé de l'obligation échangeable en actions GTT, s'établit à 280 millions d'euros au 31 décembre 2022.
Le 16 septembre 2022, ENGIE a finalisé la cession complète de sa participation dans la société PT SUPREME ENERGY MUARA LABOH aux sociétés SUMITOMO Corporation et INPEX GEOTHERMAL Ltd.
Les 14 et 24 octobre 2022, ENGIE a finalisé la cession complète de sa participation dans la société PT SUPREME ENERGY RANTAU DEDAP aux sociétés MERIT POWER HOLDING bv et INPEX GEOTHERMAL Ltd.
Ces transactions se sont traduites par une réduction de l'endettement financier net du Groupe de 342 millions d'euros. Le résultat de cession avant impôt s'établit à 111 millions d'euros au 31 décembre 2022.
Au 31 décembre 2022, le total des «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» et le total des «Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente» s'élèvent respectivement à 428 et 371 millions d'euros.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Immobilisations corporelles et incorporelles nettes | 336 | 4 235 |
| Autres actifs | 92 | 7 645 |
| TOTAL ACTIFS CLASSÉS COMME DÉTENUS EN VUE DE LA VENTE | 428 | 11 881 |
| dont Actifs des activités non poursuivies | 11 186 | |
| Dettes financières | 290 | 368 |
| Autres passifs | 80 | 7 047 |
| TOTAL PASSIFS DIRECTEMENT LIÉS À DES ACTIFS CLASSÉS COMME DÉTENUS EN VUE DE LA | ||
| VENTE | 371 | 7 415 |
| dont Passifs directement liés à des actifs des activités non poursuivies | 6 952 |
Les actifs classés en tant qu'«Actifs destinés à être cédés» au 31 décembre 2021 relatifs aux entités du périmètre EQUANS ainsi qu'à la société Endel et ses principales filiales ont été cédés au cours de l'exercice. L'évolution défavorable du projet de cession de certains actifs renouvelables au Mexique a conduit à l'abandon de leur classement en tant qu'«Actifs destinés à être cédés» au 31 décembre 2022.
Le poste «Actifs destinés à être cédés» au 31 décembre 2022 se rapporte uniquement à une centrale thermique au Brésil. Compte tenu du prix de cession envisagé, un ajustement de valeur non matériel a été constaté sur l'exercice. La finalisation de cette transaction est attendue au premier semestre 2023.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| CHIFFRE D'AFFAIRES | 9 937 | 12 860 |
| Achats et dérivés à caractère opérationnel | (6 164) | (7 942) |
| Charges de personnel | (3 497) | (4 420) |
| Amortissements, dépréciations et provisions | 38 | (239) |
| Impôts et taxes | (48) | (59) |
| Autres produits opérationnels | 150 | 166 |
| Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel | 416 | 366 |
| Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence | 4 | ‐ |
| Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence |
420 | 367 |
| Pertes de valeur | (3) | 2 |
| Restructurations | (28) | (100) |
| Effets de périmètre | 2 030 | (53) |
| Autres éléments non récurrents | ‐ | (30) |
| RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES | 2 420 | 185 |
| Charges financières | (47) | (73) |
| Produits financiers | 17 | 24 |
| RÉSULTAT FINANCIER | (30) | (49) |
| Impôt sur les bénéfices | (206) | (55) |
| RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES | 2 183 | 80 |
| Résultat net des activités non poursuivies, part du Groupe | 2 181 | 79 |
| Résultat net des activités non poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle | 1 | 1 |
| INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE | ||
| EBITDA | 424 | 622 |
| EBIT (1) | 420 | 368 |
| Résultat net récurrent part du Groupe (1) | 287 | 231 |
(1) Intègre l'effet de l'arrêt des amortissements, en date de classement en «Actifs destinés à être cédés», pour un montant au 31 décembre 2022 de 229 millions d'euros au titre de l'EBIT (contre 51 millions d'euros en 2021) et de 170 millions d'euros au titre du Résultat net récurrent part du Groupe (contre 37 millions d'euros en 2021).
Le résultat des activités non poursuivies se rapporte aux activités d'ENGIE dans les activités des entités du périmètre EQUANS, y compris le résultat de leur cession (cf. Note 4.1.2).
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| RÉSULTAT NET | 2 183 | 80 |
| Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt | 356 | 462 |
| Impôt décaissé | (17) | (71) |
| Variation du besoin en fonds de roulement | (241) | 96 |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES | 98 | 486 |
| Investissements corporels et incorporels | (135) | (208) |
| Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis | (2) | (14) |
| Perte de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie cédés | 595 | ‐ |
| Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles | 3 | 6 |
| Intérêts reçus d'actifs financiers | (6) | (12) |
| Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres (1) | (3 580) | (2 782) |
| Autres | 1 | 7 |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT | (3 123) | (3 003) |
| Remboursement de dettes financières | (124) | (155) |
| Intérêts financiers versés | (20) | (33) |
| Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie | ‐ | (1) |
| Augmentation des dettes financières | 26 | 8 |
| Autres | (2) | ‐ |
| Flux des activités de financement hors opérations intragroupe | (120) | (181) |
| Opérations avec ENGIE (2) | 3 138 | 2 700 |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT | 3 018 | 2 519 |
| Effet des variations de change et divers (3) | (422) | (1) |
| TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE | (429) | 1 |
| TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A L'OUVERTURE | 429 | 428 |
| TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A LA CLÔTURE | ‐ | 429 |
(1) La ligne «Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres» comprend les acquisitions, par EQUANS, de titres des «Activités d'Asset-Light Client Solutions», détenus par ENGIE pour un montant de -3 555 millions d'euros et des cessions, par EQUANS, de titres non constitutifs des «Activités d'Asset-Light Client Solutions», à ENGIE pour un montant de +7 millions d'euros.
(2) La ligne «Opérations avec ENGIE» comprend les augmentations de capital d'EQUANS, pour un montant de 2 774 millions d'euros, souscrites par ENGIE.
(3) La ligne « Effet des variations de change et divers » comprend la trésorerie et équivalents de trésorerie d'EQUANS au 31 décembre 2021 pour 429 millions d'euros.
L'ensemble des acquisitions réalisées au cours de l'exercice a eu une incidence de 1 951 millions d'euros sur l'endettement financier net.
ENGIE et Crédit Agricole Assurances ont finalisé l'acquisition, le 4 mai 2022, auprès du fonds canadien Alberta Investment Management Corporation, de 97,33% des parts d'Eolia Renovables, producteur d'énergie renouvelable en Espagne. La transaction porte sur la propriété et l'exploitation de 899 MW d'actifs en opération (821 MW d'éolien terrestre et 78 MW de solaire photovoltaïque) et d'un portefeuille de 1,2 GW de projets renouvelables.
Les actifs en opération sont détenus à 40% par ENGIE et à 60% par Crédit Agricole Assurances tandis qu'ENGIE est chargé de développer et de construire le pipeline de projets. Le Groupe fournit une gamme complète de services (exploitation et maintenance, gestion des actifs, gestion de l'énergie et services associés) sur l'ensemble du périmètre des actifs.
Les actifs rachetés bénéficient d'un régime de régulation garantissant une rentabilité sur les dix prochaines années. Cette transaction impacte l'endettement financier net du Groupe à hauteur de 0,5 milliard d'euros. La participation dans la société détenant les actifs en opération est consolidée par mise en équivalence. ENGIE consolide selon la méthode de l'intégration globale la société chargée de développer et de construire le pipeline de projets. Le Groupe finalisera, au cours du premier semestre 2023, l'exercice d'allocation du prix d'acquisition.
Les autres acquisitions réalisées sur l'exercice se rapportent, essentiellement, au financement des activités de développement du Groupe dans l'éolien en mer (joint-venture Ocean Winds) pour 0,4 milliard d'euros, à des contrats de
concessions au Brésil pour 0,2 milliard d'euros, à l'effet des prises de contrôle d'activités renouvelables en France et en Inde pour chacune 0,2 milliard d'euros ainsi qu'à l'acquisition d'actifs renouvelables au Chili pour 0,1 milliard d'euros.
L'objet de cette note consiste à présenter les principaux indicateurs financiers non-GAAP utilisés par le Groupe ainsi que leur réconciliation avec les agrégats des états financiers consolidés IFRS.
La réconciliation entre l'EBITDA et le résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence est la suivante :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence |
5 367 | 6 916 |
| MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel | 3 661 | (721) |
| Dotations nettes aux amortissements et autres | 4 576 | 4 370 |
| Paiements fondés sur des actions (IFRS 2) | 92 | 48 |
| Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence | 17 | (50) |
| EBITDA | 13 713 | 10 563 |
La réconciliation entre l'EBIT et le résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence est la suivante :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des | ||
| entreprises mises en équivalence | 5 367 | 6 916 |
| MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel | 3 661 | (721) |
| Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence | 17 | (50) |
| EBIT | 9 045 | 6 145 |
Le résultat net récurrent part du Groupe est un indicateur financier utilisé par le Groupe dans sa communication financière afin de présenter un résultat net part du Groupe ajusté des éléments présentant un caractère inhabituel, anormal ou peu fréquent.
La réconciliation entre le résultat net part du Groupe et le résultat net récurrent part du Groupe est la suivante :
| En millions d'euros | Notes | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|
| RÉSULTAT NET PART DU GROUPE | 216 | 3 661 | |
| RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS NON POURSUIVIES, PART DU GROUPE | 2 182 | 79 | |
| RÉSULTAT NET DES ACTIVITÉS POURSUIVIES, PART DU GROUPE | (1 965) | 3 582 | |
| Résultat net des activités poursuivies attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle | 172 | 96 | |
| RÉSULTAT NET DES ACTIVITES POURSUIVIES | (1 793) | 3 678 | |
| Rubriques du passage entre le «Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence» et le «RAO» |
4 241 | 194 | |
| Pertes de valeur | 9.1 | 2 774 | 1 028 |
| Restructurations | 9.2 | 230 | 204 |
| Effets de périmètre | 9.3 | (91) | (1 107) |
| Autres éléments non récurrents | 1 328 | 69 | |
| Autres éléments retraités | 3 389 | (363) | |
| MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel | 8 | 3 661 | (721) |
| Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur | 10 | (7) | 2 |
| Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements anticipés | 10 | (46) | ‐ |
| d'instruments financiers dérivés Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture et inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de flux de trésorerie |
10 | (16) | 153 |
| Résultat non récurrent des instruments de dette et des instruments de capitaux propres | 10 | 1 254 | (298) |
| Autres effets impôts retraités | (1 474) | 552 | |
| Part non récurrente de la quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence | 17 | (50) | |
| RÉSULTAT NET RÉCURRENT DES ACTIVITÉS POURSUIVIES | 5 836 | 3 509 | |
| Résultat net récurrent attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle | 614 | 581 | |
| RÉSULTAT NET RÉCURRENT DES ACTIVITÉS POURSUIVIES, PART DU GROUPE | 5 223 | 2 927 | |
| Résultat net récurrent des activités non poursuivies, part du Groupe | 287 | 231 | |
| RÉSULTAT NET RÉCURRENT PART DU GROUPE | 5 510 | 3 158 |
La réconciliation entre les capitaux engagés industriels et les rubriques de l'état de la situation financière est la suivante :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |
|---|---|---|---|
| (+) | Immobilisations incorporelles et corporelles nettes | 62 853 | 57 863 |
| (+) | Goodwill | 12 854 | 12 799 |
| (-) | Goodwill Gaz de France - SUEZ et International Power (1) | (7 241) | (7 213) |
| (+) | Créances IFRIC 4, IFRS16 et IFRIC 12 | 2 521 | 2 456 |
| (+) | Participations dans des entreprises mises en équivalence | 9 279 | 8 498 |
| (-) | Goodwill International Power (1) | (40) | (38) |
| (+) | Créances commerciales et autres débiteurs | 31 310 | 32 556 |
| (-) | Appels de marge (1) (2) | (5 405) | (13 856) |
| (+) | Stocks | 8 145 | 6 175 |
| (+) | Actifs de contrats | 12 584 | 8 377 |
| (+) | Autres actifs courants et non courants | 19 060 | 13 681 |
| (+) | Impôts différés | (4 379) | (6 557) |
| (+) | Neutralisation des impôts différés liés aux autres éléments recyclables de capitaux propres (1) (2) |
(14) | 841 |
| (-) | Provisions | (27 027) | (25 459) |
| (+) | Pertes et gains actuariels en capitaux propres (nets d'impôts différés) (1) | 1 058 | 3 162 |
| (-) | Fournisseurs et autres créanciers | (39 801) | (32 822) |
| (+) | Appels de marge (1) (2) | 6 351 | 7 835 |
| (-) | Passifs de contrats | (3 412) | (2 739) |
| (-) | Autres passifs courants et non courants | (27 279) | (19 175) |
| CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS | 51 416 | 46 382 | |
(1) Ces éléments sont retraités des rubriques de l'état de la situation financière pour le calcul des capitaux engagés industriels.
(2) Les appels de marge inclus dans les rubriques «Créances commerciales et autres débiteurs» et «Fournisseurs et autres créanciers» correspondent aux avances reçues ou versées dans le cadre des contrats de collatéralisation mis en place aux fins de gestion du risque de contrepartie relatif aux transactions sur matières premières.
Le Groupe fera évoluer la définition des capitaux engagés industriels au 1er janvier 2023 afin d'y intégrer les actifs financiers dédiés à la couverture des provisions nucléaires ainsi que les marges initiales («Initial Margins») requises par certaines activités de marché. L'impact de ces modifications sur les capitaux engagés industriels se présente comme suit:
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS | 51 416 | 46 382 |
| (+) Actifs financiers dédiés à la couverture des provisions nucléaires |
6 626 | 5 505 |
| (+) Marges Initiales |
1 740 | 4 722 |
| CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS (nouvelle définition 2023) | 59 782 | 56 609 |
La réconciliation entre le cash flow des opérations (CFFO) et les rubriques de l'état de flux de trésorerie est la suivante :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 (1) |
|---|---|---|
| Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt | 12 415 | 9 806 |
| Impôt décaissé | (1 504) | (603) |
| Variation du besoin en fonds de roulement | (2 424) | (2 377) |
| Intérêts reçus d'actifs financiers | (37) | 32 |
| Dividendes reçus sur instruments de capitaux propres | 18 | 57 |
| Intérêts financiers versés | (822) | (719) |
| Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie | 194 | 52 |
| Nucléaire - dépenses de démantèlement des installations et retraitement, stockage du combustible | 163 | 202 |
| Variation des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement | 188 | 464 |
| (+) Variation bilantaire des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement et autres | (176) | (448) |
| CASH FLOW DES OPÉRATIONS (CFFO) | 8 016 | 6 466 |
(1) Compte tenu du démarrage des travaux liés à la fin de vie du Nucléaire en Belgique, la définition du cash flow des opérations (CFFO) a été affinée pour désormais exclure les dépenses de démantèlement des centrales nucléaires et de gestion des matières et déchets irradiés. Ces dépenses sont désormais présentées avec les investissements de couverture des provisions nucléaires, dans un ensemble dédié. Les données au 31 décembre 2021 ont été retraitées en conséquence.
La réconciliation entre les investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) et les rubriques de l'état de flux de trésorerie se détaille comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 (1) (2) |
|---|---|---|
| Investissements corporels et incorporels | 6 379 | 5 990 |
| Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis | 289 | 392 |
| (+) Trésorerie et équivalents de trésorerie acquis | 14 | 6 |
| Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes | 407 | 369 |
| Acquisitions d'instruments de capitaux propres et de dette | (175) | 1 548 |
| Variation des prêts et créances émis par l'entreprise et autres | 2 877 | (121) |
| (+) Autres | (10) | 3 |
| Changements de parts d'intérêts dans les entités contrôlées | ‐ | 35 |
| (-) Impact des cessions réalisées dans le cadre des activités DBSO (3) | (472) | (270) |
| (-) Investissements financiers Synatom / Cessions d'actifs financiers Synatom (1) | (1 822) | (1 261) |
| (+) Variation de périmètre - Acquisitions (2) | 371 | |
| TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX) | 7 858 | 6 693 |
| (-) Investissements de maintenance | (2 373) | (2 418) |
| TOTAL INVESTISSEMENTS DE CROISSANCE | 5 485 | 4 275 |
(1) Compte tenu du démarrage des travaux liés à la fin de vie du Nucléaire en Belgique, la définition des investissements corporels, incorporel et financiers (CAPEX) a été revue pour désormais exclure les investissements de couverture des provisions nucléaires effectués par Synatom. Ces dépenses sont désormais présentées avec les dépenses de démantèlement des centrales nucléaires et de gestion des matières et déchets irradiés, dans un ensemble dédié. Les données au 31 décembre 2021 ont été retraitées en conséquence.
(2) Les investissements corporels, incorporel et financiers (CAPEX) incluent désormais les variations de périmètre sur l'endettement financier net des entreprises acquises. L'impact au 31 décembre 2021 est non significatif.
(3) Develop, Build, Share & Operate ; y compris financements Tax Equity reçus (cf. Note 22 «Besoin en fonds de roulement, stocks, autres actifs et autres passifs»).
La réconciliation entre l'endettement financier net et les rubriques de l'état de la situation financière est la suivante :
| En millions d'euros | Notes | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|
| (+) Emprunts à long terme | 14.2 & 14.3 | 28 083 | 30 458 |
| (+) Emprunts à court terme | 14.2 & 14.3 | 12 508 | 10 590 |
| (+) Instruments financiers passifs | 14.4 | 51 276 | 46 931 |
| (-) Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières et autres éléments | (50 542) | (46 617) | |
| (-) Autres actifs financiers | 14.1 | (12 992) | (13 444) |
| (+) Prêts et créances au coût amorti non compris dans l'endettement financier net | 6 720 | 5 143 | |
| (+) Instruments de capitaux propres à la juste valeur | 1 495 | 2 827 | |
| (+) Instruments de dette à la juste valeur non compris dans l'endettement financier net | 3 394 | 3 853 | |
| (-) Trésorerie et équivalents de trésorerie | 14.1 | (15 570) | (13 890) |
| (-) Instruments financiers actifs | 14.4 | (48 386) | (44 989) |
| (+) Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières et autres éléments | 48 067 | 44 489 | |
| ENDETTEMENT FINANCIER NET | 24 054 | 25 350 |
La dette nette économique s'établit comme suit :
| En millions d'euros | Notes | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|
| ENDETTEMENT FINANCIER NET | 14.3 | 24 054 | 25 350 |
| Provisions pour gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire | 17 | 9 088 | 8 030 |
| Provisions pour démantèlement des installations | 17 | 11 015 | 8 015 |
| Provisions pour reconstitution de sites | 17 | 244 | 246 |
| Avantages postérieurs à l'emploi - Retraites | 18 | 452 | 1 779 |
| (-) Sociétés régulées d'infrastructures | 272 | (16) | |
| Avantages postérieurs à l'emploi - Droits à remboursement | 18 | (208) | (228) |
| Avantages postérieurs à l'emploi - Autres avantages | 18 | 3 704 | 5 149 |
| (-) Sociétés régulées d'infrastructures | (2 392) | (3 289) | |
| Impôts différés actifs sur engagements de retraite et assimilés | 11 | (812) | (1 501) |
| (-) Sociétés régulées d'infrastructures | 490 | 780 | |
| Actifs de couverture des provisions nucléaires, stock d'uranium, et créance Electrabel envers EDF Belgium | 17 & 22 | (7 098) | (6 014) |
| DETTE NETTE ÉCONOMIQUE | 38 808 | 38 300 |
ENGIE est organisé autour de :
À noter qu'à compter de 2022 et compte tenu de la volatilité importante des marchés de matières premières, le Comité Exécutif du Groupe, qui représente le principal décideur opérationnel au sens de la norme IFRS 8 – Secteurs opérationnels, suit en tant que telles les activités de GEMS, qui est devenu de ce fait un secteur opérationnel.
Les secteurs reportables sont identiques aux secteurs opérationnels, et correspondent aux activités sous-jacentes à l'organisation en GBUs et entités opérationnelles métiers.
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 (2) | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Hors Groupe | Groupe | Total | Hors Groupe | Groupe | Total |
| Renouvelables | 6 216 | 136 | 6 352 | 3 653 | 61 | 3 714 |
| Infrastructures | 6 961 | 961 | 7 922 | 6 700 | 878 | 7 578 |
| Energy Solutions | 11 552 | 262 | 11 814 | 9 926 | 230 | 10 155 |
| Thermique | 7 129 | 1 144 | 8 274 | 4 089 | 827 | 4 916 |
| Fourniture d'Énergie | 16 810 | 534 | 17 344 | 10 396 | 117 | 10 513 |
| Nucléaire | 35 | 2 653 | 2 688 | 56 | 1 705 | 1 762 |
| Autres | 45 163 | 2 007 | 47 169 | 23 046 | 16 102 | 39 148 |
| Dont GEMS (1) | 45 137 | 1 979 | 47 115 | 22 870 | 16 077 | 38 947 |
| Élimination des transactions internes | (7 697) | (7 697) | (19 920) | (19 920) | ||
| TOTAL CHIFFRE D'AFFAIRES | 93 865 | ‐ | 93 865 | 57 866 | ‐ | 57 866 |
(1) Dont environ 20 milliards d'euros d'effet prix par rapport à 2021.
(2) Certains reclassements internes, qui n'ont pas d'impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 31 décembre 2021. Les principaux reclassements internes concernent le transfert d'activités Fourniture d'Énergie international vers Autres, des activités Renouvelables d'Amérique du Nord vers Energy Solutions, et la réallocation de coûts Corporate entre les métiers.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 (1) |
|---|---|---|
| Renouvelables | 2 202 | 1 702 |
| Infrastructures | 4 212 | 4 121 |
| Energy Solutions | 879 | 786 |
| Thermique | 2 235 | 1 628 |
| Fourniture d'Énergie | 258 | 498 |
| Nucléaire | 1 510 | 1 403 |
| Autres | 2 417 | 426 |
| Dont GEMS | 2 837 | 679 |
| TOTAL EBITDA | 13 713 | 10 563 |
(1) Certains reclassements internes, qui n'ont pas d'impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 31 décembre 2021. Les principaux reclassements internes concernent le transfert d'activités Fourniture d'Énergie international vers Autres, des activités Renouvelables d'Amérique du Nord vers Energy Solutions, et la réallocation de coûts Corporate entre les métiers.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 (1) | 31 déc. 2021 (2) |
|---|---|---|
| Renouvelables | 1 627 | 1 191 |
| Infrastructures | 2 371 | 2 314 |
| Energy Solutions | 412 | 350 |
| Thermique | 1 768 | 1 183 |
| Fourniture d'Énergie | (7) | 232 |
| Nucléaire | 1 026 | 959 |
| Autres | 1 848 | (85) |
| Dont GEMS | 2 618 | 507 |
| TOTAL EBIT | 9 045 | 6 145 |
(1) Dont 739 millions d'euros de taxes sur les «surprofits» et 917 millions d'euros relatifs à la taxe sur la production d'énergie nucléaire.
(2) Certains reclassements internes, qui n'ont pas d'impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 31 décembre 2021. Les principaux reclassements internes concernent le transfert d'activités Fourniture d'Énergie international vers Autres, des activités Renouvelables d'Amérique du Nord vers Energy Solutions, et la réallocation de coûts Corporate entre les métiers.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 (1) |
|---|---|---|
| Renouvelables | 217 | 95 |
| Infrastructures | 323 | 233 |
| Energy Solutions | 118 | 148 |
| Thermique | 397 | 301 |
| Fourniture d'Énergie | ‐ | ‐ |
| Nucléaire | ‐ | (11) |
| Autres | 4 | 34 |
| Dont GEMS | (1) | 2 |
| TOTAL QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE | 1 059 | 800 |
(1) Certains reclassements internes, qui n'ont pas d'impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 31 décembre 2021. Les principaux reclassements internes concernent le transfert d'activités Fourniture d'Énergie international vers Autres, des activités Renouvelables d'Amérique du Nord vers Energy Solutions, et la réallocation de coûts Corporate entre les métiers.
Les contributions des entreprises associées et des coentreprises dans la quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s'élèvent respectivement à 400 millions d'euros et 659 millions d'euros au 31 décembre 2022 (contre 306 millions d'euros et 494 millions d'euros au 31 décembre 2021).
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 (1) |
|---|---|---|
| Renouvelables | 16 588 | 12 508 |
| Infrastructures | 25 221 | 24 167 |
| Energy Solutions | 7 575 | 6 687 |
| Thermique | 8 091 | 7 846 |
| Fourniture d'Énergie | 1 023 | 1 322 |
| Nucléaire (2) | (16 481) | (12 666) |
| Autres | 9 399 | 6 517 |
| Dont GEMS (3) | 7 320 | 2 915 |
| TOTAL CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS | 51 416 | 46 382 |
(1) Certains reclassements internes, qui n'ont pas d'impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 31 décembre 2021. Les principaux reclassements internes concernent le transfert d'activités Fourniture d'Énergie international vers Autres, des activités Renouvelables d'Amérique du Nord vers Energy Solutions, et la réallocation de coûts Corporate entre les métiers.
(2) Dont 19 017 millions d'euros de provisions nucléaires au 31 décembre 2022 (15 119 millions d'euros au 31 décembre 2021). Les capitaux engagés n'intègrent pas les actifs dédiés à la couverture des provisions pour 6 626 millions d'euros au 31 décembre 2022 (5 505 millions d'euros au 31 décembre 2021).
(3) Les capitaux employés n'intègrent pas les marges initiales (« Initial Margin ») requises par certaines activités de marché pour 1 740 millions d'euros au 31 décembre 2022 (4 722 millions d'euros au 31 décembre 2021).
Comme indiqué dans la Note 5.4, le Groupe fera évoluer la définition des capitaux engagés industriels au 1er janvier 2023 afin d'y intégrer les actifs financiers dédiés à la couverture des provisions nucléaires (impactant le secteur opérationnel Nucléaire) ainsi que les marges initiales («Initial Margins») requises par certaines activités de marché (impactant le secteur opérationnel GEMS). L'impact de ces modifications sur les capitaux engagés industriels des secteurs reportables se présente comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Renouvelables | 16 588 | 12 508 |
| Infrastructures | 25 221 | 24 167 |
| Energy Solutions | 7 575 | 6 687 |
| Thermique | 8 091 | 7 846 |
| Fourniture d'Énergie | 1 023 | 1 322 |
| Nucléaire | (9 855) | (7 161) |
| Autres | 11 139 | 11 239 |
| Dont GEMS | 9 060 | 7 637 |
| TOTAL CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS (nouvelle définition 2023) | 59 782 | 56 609 |
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 (1) | 31 déc. 2021 (1) (2) (3) |
|---|---|---|
| Renouvelables | 3 333 | 2 000 |
| Infrastructures | 2 322 | 2 524 |
| Energy Solutions | 886 | 903 |
| Thermique | 481 | 268 |
| Fourniture d'Énergie | 270 | 300 |
| Nucléaire | 229 | 201 |
| Autres | 338 | 496 |
| Dont GEMS | 149 | 76 |
| TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX) | 7 858 | 6 693 |
(1) Les investissements corporels, incorporel et financiers (CAPEX) incluent désormais les variations de périmètre sur l'endettement financier net des entreprises acquises. L'impact au 31 décembre 2021 est non significatif.
(2) Compte tenu du démarrage des travaux liés à la fin de vie du Nucléaire en Belgique, la définition des investissements corporels, incorporel et financiers (CAPEX) a été revue pour désormais exclure les investissements de couverture des provisions nucléaires effectués par Synatom. Ces dépenses sont désormais présentées avec les dépenses de démantèlement des centrales nucléaires et de gestion des matières et déchets irradiés, dans un ensemble dédié. Les données au 31 décembre 2021 ont été retraitées en conséquence.
(3) Certains reclassements internes, qui n'ont pas d'impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 31 décembre 2021. Les principaux reclassements internes concernent le transfert d'activités Fourniture d'Énergie international vers Autres, des activités Renouvelables d'Amérique du Nord vers Energy Solutions, et la réallocation de coûts Corporate entre les métiers.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 (1) | 31 déc. 2021 (1)(2) |
|---|---|---|
| Renouvelables | 3 202 | 1 881 |
| Infrastructures | 1 087 | 1 320 |
| Energy Solutions | 716 | 715 |
| Thermique | 220 | (17) |
| Fourniture d'Énergie | 174 | 154 |
| Nucléaire | 1 | ‐ |
| Autres | 85 | 221 |
| Dont GEMS | 63 | (31) |
| TOTAL CAPEX DE CROISSANCE | 5 485 | 4 275 |
(1) Les investissements de croissance incluent désormais les variations de périmètre sur l'endettement financier net des entreprises acquises. L'impact au 31 décembre 2021 est non significatif.
(2) Certains reclassements internes, qui n'ont pas d'impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 31 décembre 2021. Les principaux reclassements internes concernent le transfert d'activités Fourniture d'Énergie international vers Autres, des activités Renouvelables d'Amérique du Nord vers Energy Solutions, et la réallocation de coûts Corporate entre les métiers.
Les indicateurs ci-dessous sont ventilés :
| Chiffre d'affaires | Capitaux engagés industriels | |||
|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
| France | 34 248 | 24 341 | 32 495 | 30 241 |
| Belgique | 12 705 | 4 372 | (14 201) | (10 775) |
| Autres Union européenne | 22 687 | 12 501 | 9 261 | 6 938 |
| Autres pays d'Europe | 4 202 | 3 110 | 1 610 | 1 447 |
| Amérique du Nord | 6 133 | 4 752 | 7 101 | 5 342 |
| Asie, Moyen-Orient et Océanie | 8 875 | 4 441 | 3 507 | 2 709 |
| Amérique du Sud | 4 778 | 4 053 | 11 095 | 9 521 |
| Afrique | 237 | 297 | 548 | 960 |
| TOTAL | 93 865 | 57 866 | 51 417 | 46 382 |
La variété des métiers du Groupe et de leur localisation géographique entraîne une grande diversité de situations et de natures de clientèles (industries, collectivités locales et particuliers). De ce fait, aucun client externe du Groupe ne représente à lui seul 10% ou plus du chiffre d'affaires consolidé du Groupe.
Le chiffre d'affaires sur contrats commerciaux est relatif aux contrats entrant dans le champ de la norme IFRS 15. Il est comptabilisé lorsque le client obtient le contrôle des biens ou des services vendus, pour une somme qui reflète ce que l'entité s'attend à recevoir pour ces biens et services.
Ainsi, l'analyse contractuelle des contrats de vente du Groupe a conduit à appliquer les principes suivants de reconnaissance du chiffre d'affaires :
Le chiffre d'affaires sur ces ventes est comptabilisé lorsque l'énergie est livrée au client particulier, professionnel ou industriel.
Les livraisons d'énergie sont suivies en temps réel ou de manière différée pour certains clients faisant l'objet d'une relève de compteurs en cours d'exercice comptable, auquel cas il est nécessaire d'estimer à la clôture la part du chiffre d'affaires non relevée dite «en compteur».
Le chiffre d'affaires réalisé par les gestionnaires d'infrastructures gazières et électriques sur leurs prestations de mise à disposition de capacités de transport, de distribution ou de stockage, est comptabilisé linéairement sur la durée des contrats.
Dans les pays où le Groupe est commercialisateur (fournisseur) d'énergie sans en être le distributeur ou le transporteur, principalement en France et en Belgique, une analyse des contrats de fourniture d'énergie et du cadre réglementaire est faite pour déterminer si le chiffre d'affaires doit être comptabilisé net des coûts d'acheminement facturés aux clients, en application des dispositions d'IFRS 15.
Cette analyse peut conduire le Groupe à exercer son jugement pour déterminer si le commercialisateur agit en tant qu'agent ou principal pour les prestations de distribution et/ou de transport de l'électricité et du gaz refacturées au client. Les principaux critères utilisés par le Groupe pour exercer son jugement et conclure, dans certains pays, au rôle d'agent du fournisseur à l'égard du gestionnaire d'infrastructures sont : la responsabilité première de l'exécution de la prestation d'acheminement, de même que celle d'engagement de réservation de capacité auprès du gestionnaire d'infrastructures, ainsi que la latitude dans la fixation du prix de la prestation d'acheminement.
Le chiffre d'affaires des activités de constructions et d'installations concerne essentiellement des actifs, construits sur les sites de clients, tels que des unités de cogénération, des chaudières ou d'autres actifs liés à l'efficacité énergétique dès lors que les contrats correspondants sont dans le champ de la norme IFRS 15. Le chiffre d'affaires réalisé sur ces travaux de constructions et d'installations est habituellement comptabilisé à l'avancement sur la base des coûts engagés.
Dans le cadre des contrats d'exploitation et de maintenance, le Groupe est généralement responsable de l'exécution de prestations qui doivent permettre d'assurer la disponibilité d'installations de production d'énergie. La réalisation de ces prestations se fait de manière progressive et le revenu concerné est comptabilisé à l'avancement sur la base des coûts engagés.
Si l'analyse contractuelle ne permet pas de conclure que le contrat est dans le champ d'IFRS 15, le chiffre d'affaires est alors présenté en chiffre d'affaires hors IFRS 15.
Le chiffre d'affaires réalisé sur des opérations hors du champ d'application d'IFRS 15 est présenté dans la colonne «Autres» et comprend notamment les revenus de trading, de locations et de concessions, de même que, le cas échéant, la composante financière des prestations opérationnelles et les effets au titre des mécanismes de bouclier tarifaire.
La ventilation du chiffre d'affaires se présente comme suit :
| Ventes d'électricité et |
Ventes de services liés aux |
Constructions, installations, et |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Ventes de gaz | autres énergies | infrastructures | O&M | Autres | 31 déc. 2022 |
| Renouvelables | ‐ | 5 797 | 88 | 242 | 89 | 6 216 |
| Infrastructures | 232 | 1 | 6 021 | 478 | 230 | 6 961 |
| Energy Solutions | 246 | 4 713 | 96 | 6 424 | 73 | 11 552 |
| Thermique | 22 | 4 522 | 1 601 | 396 | 588 | 7 129 |
| Fourniture d'Énergie | 7 793 | 5 372 | 153 | 958 | 2 534 | 16 810 |
| Nucléaire | ‐ | 5 | 8 | 24 | (3) | 35 |
| Autres | 21 405 | 19 595 | 170 | 70 | 3 923 | 45 163 |
| Dont GEMS | 21 405 | 19 595 | 170 | 45 | 3 923 | 45 137 |
| TOTAL CHIFFRES D'AFFAIRES | 29 697 | 40 004 | 8 135 | 8 593 | 7 435 | 93 865 |
La variation importante des prix du gaz naturel et de l'électricité a conduit certains gouvernements à introduire un dispositif de «bouclier tarifaire» sur le gaz naturel et l'électricité, notamment en France et en Roumanie.
Le dispositif ayant l'impact le plus significatif sur les états financiers consolidés du Groupe est celui introduit par le Gouvernement français pour le gaz naturel. Dans le cadre de la loi de finances pour 2022 (n° 2021-1900 du 30 décembre 2021), telle que modifiée par la première loi de finances rectificative pour 2022 (n° 2022-1157 du 16 août 2022), les tarifs réglementés de vente de gaz naturel appliqués par ENGIE ont été gelés à leur niveau en vigueur au 31 octobre 2021, toutes taxes comprises, et ce jusqu'au 31 décembre 2022. Les pertes de recettes supportées par ENGIE constituent des charges imputables aux obligations de service public et font l'objet d'une compensation garantie par l'État. La subvention comptabilisée en 2022 s'élève à environ 1 591 millions d'euros (248 millions d'euros en 2021) et est comptabilisée dans les activités de «Fourniture d'Énergie» dans la colonne «Autres» («Chiffre d'affaires hors IFRS 15»). Au cours de l'année 2022, le Groupe a signé trois conventions de cession sans recours avec Natixis, sous le régime de la loi dite «Dailly», afin de céder une partie de la créance relative à la subvention, à hauteur d'environ 1 395 millions d'euros.
| En millions d'euros | Ventes de gaz | Ventes d'électricité et autres énergies |
Ventes de services liés aux infrastructures |
Constructions, installations, et O&M |
Autres | 31 déc. 2021 (1) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Renouvelables | ‐ | 3 335 | 85 | 142 | 91 | 3 653 |
| Infrastructures | 205 | 1 | 5 715 | 606 | 173 | 6 700 |
| Energy Solutions | 157 | 3 368 | 102 | 6 247 | 51 | 9 926 |
| Thermique | 66 | 3 165 | 345 | 451 | 62 | 4 089 |
| Fourniture d'Énergie | 5 532 | 3 539 | 74 | 985 | 265 | 10 396 |
| Nucléaire | ‐ | 4 | 11 | 22 | 19 | 56 |
| Autres | 10 019 | 11 448 | 231 | 353 | 994 | 23 046 |
| Dont GEMS | 10 019 | 11 448 | 231 | 177 | 994 | 22 870 |
| TOTAL CHIFFRES D'AFFAIRES | 15 978 | 24 861 | 6 565 | 8 806 | 1 656 | 57 866 |
(1) Certains reclassements internes, qui n'ont pas d'impact sur le total, ont été effectués entre les métiers, au 31 décembre 2021. Les principaux reclassements internes concernent le transfert d'activités Fourniture d'Energie international vers Autres, des activités Renouvelables d'Amérique du Nord vers Energy Solutions, et la réallocation de coûts Corporate entre les métiers.
Lors de leur comptabilisation initiale, le Groupe évalue les créances commerciales à leur prix de transaction au sens de la norme IFRS 15.
Les actifs de contrats regroupent les montants auxquels l'entité a droit en échange de biens ou de services qu'elle a déjà fournis à un client mais pour lesquels le paiement n'est pas encore exigible ou est subordonné à la réalisation d'une condition particulière prévue au contrat. Lorsqu'un montant devient exigible, il est transféré au compte de créance.
Une créance client est comptabilisée dès que l'entité a un droit inconditionnel à percevoir un paiement. Ce droit inconditionnel existe dès l'instant où seul l'écoulement du temps rend le paiement exigible.
Les passifs de contrats regroupent les montants perçus par l'entité en rémunération de biens ou de service qu'elle n'a pas encore fournis au client. Le passif de contrat est soldé par la constatation du chiffre d'affaires.
Les créances commerciales et autres débiteurs de même que les actifs de contrats font l'objet d'un test de dépréciation conformément aux dispositions de la norme IFRS 9 sur les pertes de crédit attendues.
Le modèle de dépréciation des actifs financiers est basé sur la méthode des pertes de crédit attendues. Pour calculer les pertes de valeur attendues, le Groupe retient une approche matricielle de provisionnement pour les créances commerciales et les actifs de contrats dont l'évolution du risque de crédit est suivie sur une base de portefeuille. Une approche individuelle est applicable aux grands clients et aux autres grandes contreparties, dont l'évolution du risque de crédit est suivie sur une base individuelle.
Il convient de se reporter à la Note 15 «Risques liés aux instruments financiers» en ce qui concerne l'appréciation par le Groupe du risque de contrepartie.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Créances commerciales et autres débiteurs | 31 310 | 32 555 |
| Dont IFRS 15 | 7 587 | 6 453 |
| Dont non-IFRS15 | 23 723 | 26 103 |
| Actifs de contrats | 12 584 | 8 377 |
| Produits à recevoir et factures à établir | 9 513 | 6 817 |
| Gaz et électricité en compteur (1) | 3 071 | 1 560 |
(1) Net des acomptes reçus.
Au 31 décembre 2022, les actifs de contrats les plus significatifs concernent essentiellement GEMS (5 023 millions d'euros), Energy Solutions (2 758 millions d'euros) et Fourniture d'Énergie (3 097 millions d'euros).
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Dépréciation et perte de valeur |
Dépréciation et perte de valeur |
|||||
| En millions d'euros | Brut | attendues | Net | Brut | attendues | Net |
| Créances commerciales et autres | ||||||
| débiteurs | 33 282 | (1 973) | 31 310 | 33 920 | (1 365) | 32 555 |
| Actifs de contrats | 12 632 | (48) | 12 584 | 8 393 | (16) | 8 377 |
| TOTAL | 45 914 | (2 020) | 43 894 | 42 313 | (1 381) | 40 932 |
Pour les segments de clientèle qui font l'objet d'une relève de compteurs en cours d'exercice comptable, le gaz livré mais non encore relevé à la clôture est estimé à partir d'historiques, de statistiques de consommation et d'estimations de prix de vente.
Pour les ventes sur des réseaux utilisés par des opérateurs multiples, le Groupe est tributaire de l'allocation des volumes d'énergie transitant sur les réseaux, réalisée par les gestionnaires des réseaux. Les allocations définitives n'étant parfois connues qu'avec plusieurs mois de retard, il en résulte une marge d'incertitude sur le chiffre d'affaires réalisé. Toutefois, le Groupe a développé des outils de mesure et de modélisation qui permettent d'estimer le chiffre d'affaires avec un degré de fiabilité satisfaisant et de vérifier a posteriori que les risques d'erreur dans l'estimation des quantités vendues et du chiffre d'affaires correspondant peuvent être considérés comme non significatifs.
En France et en Belgique, le «gaz en compteur» est déterminé sur la base d'une méthode directe prenant en compte une estimation de la consommation des clients, en fonction de leur dernière facture ou de leur dernière relève non facturée, homogène avec l'allocation du gestionnaire de réseau de distribution sur la même période. Il est valorisé au prix moyen de l'énergie. Le prix moyen utilisé tient compte de la catégorie de clientèle et de l'ancienneté du gaz en compteur. La quote-part de chiffre d'affaires non facturée à la date de clôture est sensible aux hypothèses de volumes et de prix moyens retenues.
L'«électricité en compteur» est également déterminée sur la base d'une méthode d'allocation directe similaire à celle utilisée pour le gaz en tenant compte toutefois des spécificités liées aux consommations d'électricité. En ce qui concerne sa valorisation elle se fera également client par client ou par typologie de clients.
Au 31 décembre 2022, le chiffre d'affaires réalisé et non relevé (énergie en compteur) – principalement sur la France et la Belgique – s'élève à 5 883 millions d'euros (contre 4 638 millions d'euros au 31 décembre 2021).
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Non courant | Courant | Total | Non courant | Courant | Total |
| Passifs de contrats | 121 | 3 292 | 3 412 | 68 | 2 671 | 2 739 |
| Avances et acomptes reçus | 53 | 2 201 | 2 253 | ‐ | 1 955 | 1 955 |
| Produits constatés d'avance | 68 | 1 091 | 1 159 | 68 | 716 | 784 |
Au 31 décembre 2022, les Global Business Units ayant des passifs de contrats les plus importants sont Fourniture d'Énergie (1 717 millions d'euros) et Energy Solutions (1 467 millions d'euros).
Le chiffre d'affaires relatif aux obligations de performance partiellement réalisées au 31 décembre 2022 s'élève à 1 131 millions d'euros et concerne essentiellement Energy Solutions (1 013 millions d'euros) et Renouvelables (117 millions d'euros) qui concentrent un volume important de contrats de construction, installation, et maintenance pour lesquels le chiffre d'affaires est reconnu à l'avancement.
NOTE 8 CHARGES OPÉRATIONNELLES
Les charges opérationnelles comprennent :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Achats, et autres charges et produits sur dérivés opérationnels non qualifiés de trading (1) | (67 676) | (32 135) |
| Achats de services et autres (2) | (6 860) | (6 726) |
| ACHATS ET DÉRIVÉS À CARACTÈRE OPÉRATIONNEL | (74 535) | (38 861) |
(1) Dont une charge nette au 31 décembre 2022 de 3 661 millions d'euros au titre du MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel (contre un produit net de 721 millions d'euros au 31 décembre 2021), notamment sur certaines positions de couverture économique gaz et électricité non documentées en couverture de flux de trésorerie.
(2) Dont 56 millions d'euros de charges de location non incluses dans la dette de location IFRS 16 (contre 51 millions d'euros au 31 décembre 2021).
L'augmentation des achats et dérivés à caractère opérationnel est principalement liée aux variations des prix des matières premières sur la période.
| En millions d'euros | Notes | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|
| Avantages à court terme | (7 712) | (7 373) | |
| Paiements fondés sur des actions | 19 | (104) | (48) |
| Charges liées aux plans à prestations définies | 18.3.4 | (172) | (178) |
| Charges liées aux plans à cotisations définies | 18.4 | (91) | (93) |
| CHARGES DE PERSONNEL | (8 078) | (7 692) |
NOTE 8 CHARGES OPÉRATIONNELLES
| En millions d'euros | Notes | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|
| Dotations aux amortissements | 13.2 & 13.3 | (4 576) | (4 370) |
| Variation nette des dépréciations sur stocks, créances commerciales et autres actifs | (768) | (310) | |
| Variation nette des provisions | 17 | 157 | (159) |
| AMORTISSEMENTS, DÉPRÉCIATIONS ET PROVISIONS | (5 187) | (4 840) |
Au 31 décembre 2022, les dotations aux amortissements se répartissent entre 1 041 millions d'euros de dotations sur immobilisations incorporelles et 3 534 millions d'euros de dotations sur immobilisations corporelles.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| IMPÔTS ET TAXES | (3 380) | (1 479) |
Les impôts et taxes au 31 décembre 2022 incluent des taxes sur les «surprofits», essentiellement la taxe sur la rente inframarginale en Belgique et la contribution exceptionnelle de solidarité en Italie, à concurrence de 739 millions d'euros ainsi que la taxe sur la production d'énergie nucléaire pour 917 millions d'euros. La contribution temporaire de solidarité italienne, qui s'élève à 132 millions d'euros, est quant à elle comptabilisée en impôts sur le résultat.
Les autres éléments du Résultat des activités opérationnelles (RAO) comprennent :
| En millions d'euros | Notes | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|
| Pertes de valeur : | |||
| Goodwill | 13.1 | ‐ | (107) |
| Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles | 13.2 & 13.3 | (2 306) | (969) |
| Participations dans les entreprises mises en équivalence et provisions s'y rattachant | (536) | (17) | |
| TOTAL DES PERTES DE VALEUR D'ACTIFS | (2 841) | (1 093) | |
| Reprises de pertes de valeur : | |||
| Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles | 67 | 64 | |
| TOTAL DES REPRISES DE PERTES DE VALEUR | 67 | 64 | |
| TOTAL | (2 774) | (1 028) |
Les pertes de valeur nettes comptabilisées au 31 décembre 2022 s'élèvent à 2 774 millions d'euros. Elles relèvent principalement de trois catégories (cf. Note 13.4) :
• la prise en compte des effets de la révision triennale des provisions nucléaires sur les actifs à reconnaître en contrepartie des provisions pour le démantèlement des centrales ;
Ces dépréciations concernent principalement les immobilisations corporelles et incorporelles. Compte tenu des effets d'impôts différés et de la part des pertes de valeur imputables aux participations ne donnant pas le contrôle, l'impact de ces pertes de valeur sur le résultat net part du Groupe 2022 s'établit à 2 275 millions d'euros.
À l'exception des effets résultant des décisions de sortie des actifs non stratégiques, aucun actif non financier ne s'est déprécié du fait de mesures visant à prévenir ou à atténuer les risques climatiques ou encore à atteindre l'objectif net zéro carbone à horizon 2045.
Les tests de pertes de valeur sont réalisés selon les modalités présentées dans la Note 13.4.
Les pertes de valeur nettes comptabilisées au 31 décembre 2021 s'élevaient à 1 028 millions d'euros et se rapportaient principalement à :
Les charges de restructurations, d'un montant total de 230 millions d'euros au 31 décembre 2022 (contre 204 millions d'euros au 31 décembre 2021) comprennent essentiellement, en 2022 et 2021, des coûts liés à des plans de réduction d'effectifs et d'adaptation au contexte économique, à des arrêts ou cessions d'exploitation, à la fermeture ou restructuration de certains sites ainsi que divers autres coûts de restructurations.
Au 31 décembre 2022, les effets de périmètre s'élèvent à 91 millions d'euros et comprennent principalement :
Au 31 décembre 2021, les effets de périmètre s'élevaient à 1 107 millions d'euros et comprenaient principalement :
• un résultat de 628 millions d'euros relatif à la cession partielle de la participation du Groupe dans Gaztransport et Technigaz (GTT) à hauteur de 10% pour 151 millions d'euros et à la revalorisation des 30% restants pour 478 millions d'euros ;
Les autres éléments non récurrents au 31 décembre 2022, d'un montant total de -1 328 millions d'euros, comprennent principalement :
Les autres éléments non récurrents au 31 décembre 2021, d'un montant total de -69 millions d'euros, comprenaient essentiellement des mises au rebuts et des cessions d'actifs corporels.
NOTE 10 RÉSULTAT FINANCIER
| 31 déc. | 31 déc. | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Charges | Produits | 2022 | Charges | Produits | 2021 |
| Charges d'intérêts de la dette brute et des couvertures | (1 104) | - | (1 104) | (943) | - | (943) |
| Coût des dettes de location | (73) | ‐ | (73) | (35) | ‐ | (35) |
| Résultat de change sur dettes financières et couvertures | (28) | ‐ | (28) | (6) | ‐ | (6) |
| Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur | ‐ | 7 | 7 | (2) | ‐ | (2) |
| Résultat sur trésorerie et équivalents de trésorerie, et instruments liquides de dette |
- | 197 | 197 | - | 63 | 63 |
| Coûts d'emprunts capitalisés | 109 | - | 109 | 70 | - | 70 |
| Coût de la dette | (1 097) | 205 | (893) | (916) | 63 | (852) |
| Soultes décaissées lors du débouclage de swaps | (9) | - | (9) | (73) | - | (73) |
| Extourne de la juste valeur négative de ces dérivés débouclés par anticipation |
‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 73 | 73 |
| Résultat sur opérations de refinancement anticipé | ‐ | 55 | 55 | ‐ | ‐ | ‐ |
| Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements anticipés d'instruments financiers dérivés |
(9) | 55 | 46 | (73) | 73 | ‐ |
| Charges d'intérêts nets sur les avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages à long terme |
(92) | ‐ | (92) | (63) | ‐ | (63) |
| Désactualisation des autres provisions à long terme | (617) | ‐ | (617) | (630) | ‐ | (630) |
| Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture, résultat des déqualifications et inefficacité de couvertures économiques sur autres éléments financiers |
(5) | (5) | (152) | (152) | ||
| Résultat des instruments de dette et des instruments de capitaux propres | (1 295) | ‐ 36 |
(1 258) | (16) | ‐ 329 |
313 |
| Produits d'intérêts sur prêts et créances au coût amorti | 69 | 69 | 125 | 125 | ||
| ‐ | ‐ | |||||
| Autres | (585) | 332 | (253) | (213) | 121 | (92) |
| Autres produits et charges financiers | (2 594) | 438 | (2 156) | (1 073) | 575 | (498) |
| RÉSULTAT FINANCIER | (3 700) | 697 | (3 003) | (2 061) | 711 | (1 350) |
Le coût de la dette est en hausse par rapport au 31 décembre 2021 notamment en raison de l'augmentation des dettes de location liée à l'extension de la concession de la Compagnie Nationale du Rhône. L'augmentation du coût moyen de la dette brute, principalement en raison de l'augmentation des taux d'intérêt, est compensée par la hausse de la rémunération de la trésorerie et équivalents de trésorerie et des instruments liquides de dette.
Le résultat des instruments de dette et de capitaux propres d'un montant de -1 258 millions d'euros comprend principalement la dépréciation du prêt accordé à Nord Stream 2 pour un montant de -987 millions d'euros, la variation de juste valeur négative des OPCVM détenus par Synatom pour -280 millions d'euros (cf. Note 17.2.4 «Actifs financiers dédiés à la couverture des dépenses futures de démantèlements des installations et de gestion des matières fissiles irradiées»).
En 2022, le coût moyen de la dette après impact des dérivés s'élève à 2,73% contre 2,65% au 31 décembre 2021.
Le Groupe calcule ses impôts sur le résultat conformément aux législations fiscales en vigueur dans les pays où les résultats sont taxables.
Conformément à IAS 12, les différences temporelles entre les valeurs comptables des actifs et des passifs dans les comptes consolidés et leurs valeurs fiscales, donnent lieu à la constatation d'un impôt différé selon la méthode du report variable en utilisant les taux d'impôt adoptés ou quasi adoptés à la date de clôture. Cependant, selon les dispositions d'IAS 12, aucun impôt différé n'est comptabilisé pour les différences temporelles générées par un goodwill dont la perte de valeur n'est pas déductible ou par la comptabilisation initiale d'un actif ou d'un passif dans une transaction qui n'est pas un regroupement d'entreprises et n'affecte ni le bénéfice comptable, ni le bénéfice imposable à la date de transaction. Par ailleurs, un actif d'impôt différé n'est comptabilisé que s'il est probable qu'un bénéfice imposable, sur lequel les différences temporelles déductibles pourront être imputées, sera disponible.
Un passif d'impôt différé est comptabilisé pour toutes les différences temporelles imposables liées à des participations dans les filiales, entreprises associées, coentreprises et investissements dans les succursales sauf si le Groupe est en mesure de contrôler la date à laquelle la différence temporelle s'inversera et s'il est probable qu'elle ne s'inversera pas dans un avenir prévisible.
Les soldes d'impôts différés sont déterminés sur la base de la situation fiscale de chaque société ou du résultat d'ensemble des sociétés comprises dans le périmètre d'intégration fiscale considéré et sont présentés à l'actif ou au passif de l'état de la situation financière pour leur position nette par entité fiscale.
Les impôts différés sont revus à chaque arrêté pour tenir compte notamment des incidences des changements de législation fiscale et des perspectives de recouvrement des différences temporelles déductibles.
Les actifs et passifs d'impôt différé ne sont pas actualisés.
Les effets d'impôt relatifs aux coupons versés sur les titres super-subordonnés à durée indéterminée sont présentés en résultat.
Le produit d'impôt comptabilisé en résultat de l'exercice s'élève à 83 millions d'euros (contre une charge d'impôt de 1 695 millions d'euros en 2021). La ventilation de ce produit d'impôt s'établit comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Impôt exigible | (1 762) | (740) |
| Impôt différé | 1 845 | (955) |
| CHARGE TOTALE D'IMPÔT COMPTABILISÉE EN RÉSULTAT | 83 | (1 695) |
La réconciliation entre la charge d'impôt théorique du Groupe et la charge d'impôt effectivement comptabilisée est présentée dans le tableau suivant :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Résultat net | 390 | 3 758 |
| Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence | 523 | 784 |
| Résultat après impôt des activités non poursuivies | 2 183 | 80 |
| Impôt sur les bénéfices | 83 | (1 695) |
| Résultat avant impôt des sociétés intégrées (A) | (2 400) | 4 588 |
| Dont sociétés françaises intégrées | (2 130) | 5 604 |
| Dont sociétés étrangères intégrées | (270) | (1 016) |
| Taux d'impôt normatif de la société mère (B) | 25,8% | 28,4% |
| PRODUIT/(CHARGE) D'IMPÔT THÉORIQUE (C) = (A) X (B) | 620 | (1 303) |
| Eléments de passage entre le produit/(charge) d'impôt théorique et la charge d'impôt inscrite au compte de résultat |
||
| Différence entre le taux d'impôt normal applicable pour la société mère et le taux d'impôt normal applicable dans les juridictions françaises et étrangères |
(8) | 38 |
| Différences permanentes (1) | (313) | (30) |
| Éléments taxés à taux réduit ou nul (2) | 427 | 300 |
| Compléments d'impôt (3) | (327) | (230) |
| Effet de la non reconnaissance d'actifs d'impôt différé sur les déficits fiscaux reportables et les autres différences temporelles déductibles (4) |
(940) | (958) |
| Reconnaissance ou consommation de produits d'impôt sur les déficits fiscaux reportables et les autres différences temporelles déductibles antérieurement non reconnus (5) |
643 | 510 |
| Effet des changements de taux d'impôt (6) | (37) | (17) |
| Crédits d'impôt et autres réductions d'impôt (7) | 20 | 185 |
| Autres (8) | (1) | (189) |
| CHARGE D'IMPÔT INSCRITE AU COMPTE DE RÉSULTAT | 83 | (1 695) |
(1) Comprend principalement les pertes de valeur non fiscalisées sur goodwill, les charges opérationnelles réintégrées et la déduction des charges d'intérêts sur les dettes hybrides.
(2) Comprend notamment les plus-values sur cessions de titres non taxées ou taxées à taux réduit dans certaines juridictions fiscales, l'incidence des régimes fiscaux spécifiques appliqués à certaines entités, les pertes de valeur et moins-values non déductibles sur les titres de participation, ainsi que l'effet des résultats non taxés des réévaluations des intérêts précédemment détenus (ou conservés) dans le cadre des acquisitions et changements de méthode de consolidation.
(3) Comprend notamment les dotations aux provisions sur impôt sur les sociétés, la quote-part de frais et charges sur les dividendes, les retenues à la source sur les dividendes et intérêts appliquées dans plusieurs juridictions fiscales, ainsi que les impôts régionaux et forfaitaires sur les sociétés. En 2022, cette ligne comprend également la contribution temporaire de solidarité italienne, qui s'élève à 132 millions d'euros.
(4) Comprend (i) l'effet de la non-reconnaissance des différences temporelles fiscales actives nettes sur un certain nombre d'entités fiscales en l'absence de perspectives bénéficiaires suffisantes et (ii) l'effet des pertes de valeur non fiscalisées sur les immobilisations.
(5) Comprend l'effet de la reconnaissance des positions de différences temporelles actives nettes sur un certain nombre d'entités fiscales.
(6) Comprend principalement l'impact du changement de taux d'imposition sur les positions d'impôt différé au Royaume-Uni pour 2022 et au Royaume-Uni, en France et en Argentine pour 2021.
| Impacts résultat | ||
|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
| Actifs d'impôt différé : | ||
| Reports déficitaires et crédits d'impôts | 1 051 | (178) |
| Engagements de retraite et assimilés | (1) | (218) |
| Provisions non déductibles | 55 | (56) |
| Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations | 454 | 174 |
| Mise à la juste valeur des instruments financiers (IAS 32 / IFRS 9) | (1 260) | 6 542 |
| Autres | (135) | 222 |
| TOTAL | 164 | 6 485 |
| Passifs d'impôt différé : | ||
| Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations | (545) | (498) |
| Mise à juste valeur des actifs et passifs (IAS 32 / IFRS 9) | 1 781 | (7 148) |
| Autres | 398 | 183 |
| TOTAL | 1 634 | (7 463) |
| PRODUIT/(CHARGE) D'IMPÔT DIFFÉRÉ | 1 798 | (977) |
| Dont activités poursuivies | 1 844 | (955) |
Les produits et charges d'impôt différé comptabilisés en «Autres éléments du résultat global», ventilés par composantes, sont présentés ci-après :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Instruments de capitaux propres et de dettes | 33 | (4) |
| Écarts actuariels | (646) | (447) |
| Couverture d'investissement net | 11 | 55 |
| Couverture de flux de trésorerie sur autres éléments | 943 | (1 370) |
| Couverture de flux de trésorerie sur dette nette | (3) | (19) |
| TOTAL HORS QUOTE-PART DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE & ACTIVITES NON POURSUIVIES |
338 | (1 784) |
| Quote-part des entreprises mises en équivalence | (132) | (50) |
| Activités non poursuivies | (21) | (13) |
| TOTAL | 185 | (1 848) |
La variation des impôts différés constatés dans l'état de la situation financière, après compensation par entité fiscale des actifs et passifs d'impôt différé, se ventile de la manière suivante :
| En millions d'euros | Actifs | Passifs | Positions nettes |
|---|---|---|---|
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | 1 181 | (7 738) | (6 557) |
| Effet du résultat de la période | 164 | 1 635 | 1 799 |
| Effet des autres éléments du résultat global | (479) | 792 | 313 |
| Effet de périmètre | 38 | (19) | 19 |
| Effet de change | 101 | (146) | (45) |
| Transfert en actifs et passifs classés comme détenus en vue de la vente | (54) | 51 | (3) |
| Autres effets | 440 | (344) | 95 |
| Effet de présentation nette par entité fiscale | 638 | (638) | ‐ |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | 2 029 | (6 408) | (4 379) |
Des actifs d'impôt différé sont comptabilisés au titre des pertes fiscales reportables lorsqu'il est probable que le Groupe disposera de bénéfices imposables futurs sur lesquels ces pertes fiscales non utilisées pourront être imputées. Cette probabilité de bénéfices imposables futurs est estimée en prenant en considération l'existence de différences temporelles imposables relevant de la même entité fiscale et se reversant sur les mêmes échéances vis-à-vis de la même autorité fiscale, ainsi que les estimations de profits taxables futurs. Ces prévisions de profits taxables et les consommations de reports déficitaires en résultant ont été élaborées à partir des projections de résultat sur une période de projections fiscales de six années telles que préparées dans le cadre du plan moyen terme validé par le Management, sauf exception justifiée par un contexte particulier, ainsi qu'à partir de projections complémentaires lorsque nécessaire.
| Position de clôture | ||||
|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||
| Actifs d'impôt différé : | ||||
| Reports déficitaires et crédits d'impôts | 2 202 | 1 299 | ||
| Engagements de retraite | 812 | 1 501 | ||
| Provisions non déductibles | 518 | 388 | ||
| Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations | 1 830 | 1 440 | ||
| Mise à la juste valeur des instruments financiers (IAS 32 / IFRS 9) | 8 346 | 8 968 | ||
| Autres | 620 | 523 | ||
| TOTAL | 14 328 | 14 119 | ||
| Passifs d'impôt différé : | ||||
| Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations | (9 873) | (9 345) | ||
| Mise à la juste valeur des instruments financiers (IAS 32 / IFRS 9) | (8 141) | (10 643) | ||
| Autres | (693) | (687) | ||
| TOTAL | (18 707) | (20 675) | ||
| IMPÔTS DIFFÉRÉS NETS | (4 378) | (6 557) |
Au 31 décembre 2022, l'effet impôt relatif aux reports déficitaires et crédits d'impôt reportables en avant non utilisés et non comptabilisés dans l'état de la situation financière s'élève à 4 165 millions d'euros (contre 4 642 millions d'euros au 31 décembre 2021). La grande majorité de ces déficits reportables non comptabilisés est portée par des sociétés situées dans des pays qui permettent leur utilisation illimitée dans le temps (essentiellement en Belgique, en Australie, au Luxembourg et aux Pays-Bas). Ces déficits reportables n'ont pas donné lieu, en tout ou partie, à la comptabilisation d'actifs d'impôt différé faute de perspectives bénéficiaires suffisantes à moyen terme.
L'effet impôt des autres différences temporelles déductibles non comptabilisées dans l'état de la situation financière s'élève à 1 590 millions d'euros en 2022 (contre 1 097 millions d'euros en 2021).
NOTE 12 RÉSULTAT PAR ACTION
Le résultat de base par action est calculé en divisant le résultat net part du Groupe de l'exercice attribuable aux actions ordinaires par le nombre moyen pondéré d'actions composant le capital en circulation pendant l'exercice. Le nombre moyen d'actions en circulation au cours de l'exercice est le nombre d'actions ordinaires en circulation au début de l'exercice, ajusté du nombre d'actions ordinaires rachetées ou émises au cours de l'exercice.
Pour le calcul du résultat dilué, ce nombre, ainsi que le résultat de base par action, est modifié pour tenir compte de l'effet de la conversion ou de l'exercice des actions ordinaires potentiellement dilutives (options, bons de souscription d'actions et obligations convertibles émises, etc.).
Conformément aux dispositions d'IAS 33 − Résultat par action, le calcul du résultat net par action et du résultat net dilué par action prend également en compte, en déduction du résultat net part du Groupe, la rémunération due aux détenteurs de titres super-subordonnés (cf. Note 16.2.1 «Émission de titres super-subordonnés»).
Les instruments dilutifs du Groupe pris en compte dans le calcul des résultats dilués par action comprennent les plans d'actions de performance en titres ENGIE.
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |
|---|---|---|
| Numérateur (en millions d'euros) | ||
| Résultat net part du Groupe | 216 | 3 661 |
| Dont Résultat net part du Groupe des activités poursuivies | (1 965) | 3 582 |
| Rémunération des titres super-subordonnés | (77) | (121) |
| Résultat net part du Groupe utilisé pour le calcul du résultat par action | 140 | 3 540 |
| Dont Résultat net part du Groupe des activités poursuivies utilisé pour le calcul du résultat par action | (2 042) | 3 461 |
| Résultat net part du Groupe dilué | 140 | 3 540 |
| Résultat net récurrent part du Groupe | 5 510 | 3 158 |
| Dont Résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies | 5 223 | 2 927 |
| Rémunération des titres super-subordonnés | (77) | (121) |
| Résultat net récurrent part du Groupe utilisé pour le calcul du résultat par action | 5 433 | 3 037 |
| Dont Résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies utilisé pour le calcul du résultat par action |
5 146 | 2 806 |
| Résultat net récurrent part du Groupe dilué | 5 433 | 3 037 |
| Dénominateur (en millions d'actions) | ||
| Nombre moyen d'actions en circulation | 2 420 | 2 419 |
| Effet des instruments dilutifs : | ||
| Plans d'actions gratuites réservées aux salariés | ‐ | 12 |
| Nombre moyen d'actions en circulation dilué | 2 420 | 2 431 |
| Résultat par action (en euros) | ||
| Résultat net part du Groupe par action | 0,06 | 1,46 |
| Dont Résultat net part du Groupe des activités poursuivies, par action | (0,84) | 1,43 |
| Résultat net part du Groupe par action dilué | 0,06 | 1,46 |
| Dont Résultat net part du Groupe dilué des activités poursuivies, par action | (0,84) | 1,42 |
| Résultat net récurrent part du Groupe par action | 2,24 | 1,26 |
| Dont Résultat net récurrent part du Groupe des activités poursuivies, par action | 2,13 | 1,16 |
| Résultat net récurrent part du Groupe par action dilué (1) | 2,23 | 1,25 |
| Dont Résultat net récurrent part du Groupe dilué des activités poursuivies, par action (1) | 2,12 | 1,15 |
| (1) En 2022, le calcul intègre au dénominateur 12 millions d'actions potentielles qui auraient un effet dilutif sur le RNRpG et le RNRpG |
des activités poursuivies par action mais qui n'ont pas été prises en compte dans le calcul du RNpG et du RNpG des activités poursuivies en raison de l'effet relutif sur ces derniers.
Lors d'un regroupement d'entreprises le goodwill est calculé par différence entre :
Le montant du goodwill reconnu lors de la prise de contrôle ne peut plus être ajusté après la fin de la période d'évaluation de 12 mois.
Les goodwill relatifs aux participations dans les entreprises associées sont compris dans la valeur des participations dans les entreprises mises en équivalence.
| En millions d'euros | Valeur nette |
|---|---|
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | 12 799 |
| Variations de périmètre et Autres | (27) |
| Écarts de conversion | 82 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | 12 854 |
Pour les besoins des tests de dépréciation, les goodwill sont alloués aux secteurs opérationnels, qui représentent le niveau le plus bas auquel ils sont suivis pour des besoins de gestion interne.
Le tableau ci-dessous présente le montant des goodwill au 31 décembre 2022 :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 |
|---|---|
| Infrastructures | 5 302 |
| Renouvelables | 2 110 |
| Fourniture d'énergie | 1 830 |
| Energy Solutions | 1 316 |
| Thermique | 1 152 |
| Nucléaire | 797 |
| Autres | 350 |
| TOTAL | 12 855 |
Les immobilisations incorporelles sont comptabilisées au coût diminué du cumul des amortissements et éventuelles pertes de valeur.
L'amortissement des immobilisations incorporelles est constaté en fonction du rythme attendu de la consommation des avantages économiques futurs de l'actif. Les amortissements sont calculés, essentiellement sur base du mode linéaire, en fonction des durées d'utilité suivantes :
| Durée d'utilité | |||
|---|---|---|---|
| En nombre d'années | Minimum | Maximum | |
| Infrastructure concessions | 10 | 30 | |
| Portefeuille clients | 3 | 20 | |
| Autres immobilisations incorporelles | 1 | 50 | |
Certaines immobilisations incorporelles, dont la durée d'utilité est indéfinie, ne sont pas amorties mais font l'objet d'un test de perte de valeur annuel.
L'interprétation IFRIC 12 – Accords de concession de services traite de la comptabilisation de certains contrats de concession par le concessionnaire.
Pour qu'un contrat de concession soit inclus dans le périmètre de l'interprétation IFRIC 12, l'utilisation de l'infrastructure doit être contrôlée par le concédant. Le contrôle de l'utilisation de l'infrastructure par le concédant est assuré quand les deux conditions suivantes sont remplies :
Le modèle de l'actif incorporel selon IFRIC 12§17 s'applique si l'opérateur reçoit un droit (une licence) de faire payer les utilisateurs, ou le concédant, en fonction de l'utilisation faite du service public. Il n'existe pas de droit inconditionnel à recevoir de la trésorerie, car ce droit dépend du niveau d'utilisation du service par les usagers.
Les infrastructures de concession ne répondant pas aux critères d'IFRIC 12 restent classées en tant qu'immobilisations corporelles. C'est le cas des infrastructures de distribution de gaz en France. En effet, les actifs concernés ont été comptabilisés selon IAS 16 dans la mesure où GRDF exploite son réseau sous un régime de concessions à long terme qui sont pour la quasi-totalité obligatoirement renouvelées à l'échéance conformément à la loi n° 46–628 du 8 avril 1946.
Les frais de recherche sont comptabilisés en charges dans l'exercice au cours duquel ils sont encourus.
Les frais de développement sont comptabilisés à l'actif dès lors que les critères de reconnaissance d'un actif tels qu'édictés par IAS 38 sont remplis. Dans ce cas, l'immobilisation incorporelle provenant du développement est amortie sur sa durée d'utilité.
| Droits incorporels sur contrats de |
Droits de | |||
|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | concession | capacité | Autres | Total |
| VALEUR BRUTE | ||||
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | 3 917 | 2 845 | 12 936 | 19 697 |
| Acquisitions | 68 | ‐ | 1 364 | 1 432 |
| Cessions | (485) | (15) | (622) | (1 122) |
| Écarts de conversion | 11 | ‐ | 150 | 162 |
| Variations de périmètre | (37) | ‐ | 15 | (22) |
| Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente et activités non poursuivies» |
‐ | ‐ | 6 | 6 |
| Autres variations | 156 | 453 | (351) | 257 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | 3 630 | 3 282 | 13 498 | 20 410 |
| AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR | ||||
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | (1 921) | (2 133) | (8 860) | (12 913) |
| Dotations aux amortissements | (139) | (90) | (812) | (1 041) |
| Pertes de valeur | (13) | ‐ | (41) | (54) |
| Cessions | 477 | 15 | 519 | 1 011 |
| Écarts de conversion | 1 | ‐ | (45) | (44) |
| Variations de périmètre | 9 | ‐ | 37 | 46 |
| Autres variations | (121) | ‐ | 71 | (50) |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | (1 706) | (2 208) | (9 131) | (13 046) |
| VALEUR NETTE COMPTABLE | ||||
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | 1 996 | 712 | 4 076 | 6 784 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | 1 924 | 1 074 | 4 366 | 7 364 |
L'augmentation nette des immobilisations incorporelles s'explique essentiellement par :
compensée partiellement par :
Le Groupe a acquis des droits sur des capacités de production de centrales opérées par des tiers. Ces droits acquis dans le cadre de transactions ou de la participation du Groupe au financement de la construction de certaines centrales
confèrent au Groupe le droit d'acheter une quote-part de la production sur la durée de vie des actifs sous-jacents. Ces droits à capacité sont amortis sur la durée d'utilité de l'actif sous-jacent, n'excédant pas 50 ans. À ce jour, le Groupe dispose de droits dans les centrales de Chooz B et Tricastin (France), et de capacités de production virtuelle (VPP - Virtual Power Plant) en Italie.
Au 31 décembre 2022, ce poste comprend principalement 1 393 millions d'euros de logiciels et licences, 767 millions d'euros d'immobilisations incorporelles en cours, ainsi que 1 925 millions d'euros composés notamment d'actifs incorporels (portefeuille clients) acquis dans le cadre de regroupements d'entreprises et de coûts d'acquisition de contrats clients capitalisés.
Les activités de recherche et de développement se traduisent par la réalisation d'études variées touchant à l'innovation technologique, à l'amélioration de l'efficacité des installations, de la sécurité, de la protection de l'environnement, de la qualité du service et de l'utilisation des ressources énergétiques. Les priorités en matière de recherche et développement sont prioritairement orientées vers l'adaptation et l'atténuation au changement climatique, et incluent notamment les systèmes d'énergie renouvelable (solaire photovoltaïque, éolien terrestre et éolien en mer), la production et l'utilisation de gaz verts (hydrogène, biométhane) ou le développement d'infrastructures énergétiques décentralisées (chauffage et froid urbains, énergie solaire décentralisée, villes à faible émission de carbone et mobilité).
Les frais de développement capitalisés, liés à des projets en phase de développement répondant aux critères de comptabilisation d'un actif incorporel (IAS 38), s'élèvent à 44 millions d'euros pour l'exercice 2022 et sont principalement relatifs aux activités de EV Box (22 millions d'euros) dans le secteur opérationnel Energy Solutions et aux activités renouvelables de ENGIE Energía Chile (20 millions d'euros).
Les immobilisations corporelles sont comptabilisées à leur coût historique moins les amortissements cumulés et les pertes de valeur constatées.
La valeur comptable des immobilisations corporelles ne fait l'objet d'aucune réévaluation, le Groupe n'ayant pas choisi la méthode alternative permettant de réévaluer de façon régulière une ou plusieurs catégories d'immobilisations corporelles.
Les subventions pour investissements sont portées en déduction de la valeur brute des immobilisations au titre desquelles elles ont été reçues.
En application d'IAS 16, le coût de l'actif comprend, lors de sa comptabilisation initiale, les coûts de démantèlement et de remise en état de site dès lors qu'il existe à la date de début une obligation actuelle, légale ou implicite de démanteler ou de restaurer le site. Une provision est alors constatée en contrepartie d'un composant de l'actif au titre du démantèlement.
Les coûts d'emprunts encourus pendant la période de construction d'un actif qualifié sont incorporés dans son coût.
Conformément à IFRS 16, le Groupe reconnait un droit d'utilisation à l'actif du bilan et une dette de location au titre des accords considérés comme des contrats de location dans lesquels il est preneur, à l'exception des contrats d'une durée
initiale inférieure ou égale à 12 mois («contrats de location à court terme»), ou de ceux dont l'actif sous-jacent est de faible valeur («actifs de faible valeur»). Les paiements associés à ces contrats sont comptabilisés linéairement en charge dans le compte de résultat. Les contrats de location du Groupe concernent principalement des immeubles, des véhicules, des navires GNL, un contrat de concession hydroélectrique et des autres équipements.
L'actif relatif au droit d'utilisation est initialement évalué au coût, qui comprend le montant initial de la dette de location (ajusté pour les paiements de loyers réalisés à la date de début du contrat ou avant cette date) majoré, le cas échéant, des coûts directs initiaux engagés par le preneur, des coûts estimés pour le démantèlement et l'enlèvement du bien sous-jacent ainsi que les coûts liés à la restauration ou à la remise en état de l'actif ou du site où l'actif se trouve, moins, les éventuels avantages reçus liés à la location.
La dette de location est initialement évaluée à la valeur actuelle des loyers résiduels, actualisés au taux d'endettement marginal du preneur. Ce taux a été déterminé à partir du taux marginal d'emprunt du Groupe ajusté, conformément à la norme IFRS 16, pour tenir compte (i) de l'environnement économique des filiales, et en particulier de leur risque de crédit, (ii) de la devise dans laquelle les contrats ont été conclus et (iii) de la durée initiale du contrat (ou de la durée résiduelle de chaque contrat existant à la date de première application de la norme). La méthodologie utilisée pour calculer le taux d'emprunt marginal reflète l'échéancier de paiement des loyers (méthode de la duration).
La détermination de la durée du contrat, en ce compris l'appréciation du caractère raisonnable de l'exercice d'une option de prolongation ou du non exercice d'une option de résiliation, est effectuée au cas par cas. Cette analyse fait l'objet d'un nouvel examen si un événement ou un changement de circonstances important, sous le contrôle du preneur, se produit et est susceptible d'avoir une incidence sur cette évaluation. A noter que pour déterminer la période exécutoire d'un contrat, le Groupe retient une définition large de la notion de pénalités en tenant compte non seulement des pénalités contractuelles à proprement parler, mais aussi des coûts annexes induits par une éventuelle résiliation.
Le gaz «coussin», injecté dans les réservoirs souterrains, est indispensable au fonctionnement des stockages souterrains et indissociable de ces installations. C'est pourquoi, à la différence du gaz «utile» comptabilisé en stock (cf. Note 22.2 «Stocks»), il est enregistré en Autres immobilisations.
En application de l'approche par composants, le Groupe utilise des durées d'amortissement différenciées pour chacun des composants significatifs d'un même actif immobilisé dès lors que l'un de ces composants à une durée d'utilité différente de l'immobilisation principale à laquelle il se rapporte.
Les amortissements sont calculés essentiellement selon un mode linéaire sur base des durées normales d'utilité suivantes :
| Durée d'utilité | |||
|---|---|---|---|
| En nombre d'années | Minimum | Maximum | |
| Installations techniques | |||
| ⚫ Stockage - Production - Transport - Distribution |
5 | 60 (*) | |
| ⚫ Installation - Maintenance |
3 | 10 | |
| ⚫ Aménagements hydrauliques |
20 | 65 | |
| Fermes solaires et éoliennes | 25 | 30 | |
| Autres immobilisations corporelles | 2 | 33 | |
(*) Hors gaz coussin.
La fourchette constatée sur les durées d'amortissement résulte de la diversité des immobilisations concernées. Les durées minimales concernent le petit matériel et le mobilier, les durées maximales s'appliquent aux réseaux d'infrastructures et de stockage. Conformément à la loi du 31 janvier 2003 adoptée par la Chambre des Représentants de Belgique, relative à «la sortie progressive de l'énergie nucléaire à des fins de production industrielle d'électricité», les centrales nucléaires sont, depuis l'exercice 2003, amorties de manière prospective sur 40 ans, à compter de leur date de mise en service, à l'exception de Tihange 1, Doel 1 et Doel 2, dont la durée d'exploitation a été prolongée de 10 ans.
Concernant les droits d'exploitation hydraulique, les aménagements sont amortis sur la durée la plus courte entre la durée du contrat d'exploitation et la durée d'utilité des biens en tenant compte des options de renouvellement des contrats s'il est raisonnablement certain que ces options seront exercées.
L'actif relatif au droit d'utilisation est amorti de manière linéaire sur la durée du contrat de location, sauf si le contrat transfère la propriété de l'actif sous-jacent au Groupe à la fin du contrat. Dans ce cas, il est amorti sur la durée d'utilité de l'actif sous-jacent, laquelle est déterminée selon les mêmes principes que ceux des immobilisations corporelles mentionnés ci-dessus.
| Matériel Construc Installations de |
Coûts de démantè |
Immobili sations |
Droits | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Terrains | tions | techniques | transport | lement | en cours | d'utilisation | Autres | Total |
| VALEUR BRUTE | |||||||||
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | 650 | 3 312 | 90 530 | 304 | 3 669 | 4 715 | 3 867 | 1 308 | 108 355 |
| Acquisitions/Augmentations | 4 | 21 | 348 | 33 | ‐ | 5 473 | 1 335 | 69 | 7 283 |
| Cessions | (33) | (94) | (475) | (29) | (3) | (28) | (167) | (55) | (884) |
| Écarts de conversion | 8 | 15 | 934 | 3 | 13 | 153 | 110 | 23 | 1 260 |
| Variations de périmètre | 5 | (2) | 178 | (12) | 22 | (75) | (88) | (22) | 6 |
| Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente et activités non poursuivies» |
‐ | ‐ | (372) | ‐ | ‐ | (6) | 10 | ‐ | (369) |
| Autres variations | 16 | (491) | 4 873 | 5 | 2 337 | (4 585) | 27 | (3) | 2 179 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | 649 | 2 762 | 96 016 | 304 | 6 038 | 5 649 | 5 094 | 1 319 | 117 831 |
| AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR | |||||||||
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | (146) | (1 849) | (49 426) | (219) | (3 115) | (387) | (1 284) | (850) | (57 277) |
| Dotations aux amortissements | (3) | (70) | (2 797) | (29) | (102) | ‐ | (442) | (92) | (3 534) |
| Pertes de valeur | (2) | (8) | (846) | ‐ | (911) | (472) | (19) | (2) | (2 259) |
| Cessions | 3 | 78 | 395 | 27 | 1 | 47 | 157 | 49 | 757 |
| Écarts de conversion | (1) | (8) | (331) | (2) | (4) | (12) | (24) | (8) | (390) |
| Variations de périmètre | 1 | (8) | (78) | (3) | (25) | 97 | (76) | (4) | (97) |
| Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente et activités non poursuivies» |
‐ | ‐ | 260 | ‐ | ‐ | 3 | (1) | ‐ | 262 |
| Autres variations | (4) | 93 | 112 | ‐ | ‐ | 2 | (21) | 12 | 193 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | (153) | (1 772) | (52 709) | (226) | (4 155) | (724) | (1 710) | (895) | (62 343) |
| VALEUR NETTE COMPTABLE | |||||||||
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | 503 | 1 463 | 41 105 | 85 | 554 | 4 328 | 2 583 | 458 | 51 079 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | 497 | 991 | 43 307 | 78 | 1 883 | 4 925 | 3 384 | 424 | 55 488 |
En 2022, l'augmentation nette du poste «Immobilisations corporelles» s'explique essentiellement par :
compensés par :
Les actifs corporels qui ont été donnés en garantie pour couvrir des dettes financières s'élèvent à 1 120 millions d'euros au 31 décembre 2022 contre 1 373 millions d'euros au 31 décembre 2021.
La diminution nette porte principalement sur les actifs thermiques au Brésil pour -484 millions d'euros en raison du classement au 31 décembre 2022 en «Actifs destinés à être cédés» d'une centrale thermique au Brésil.
Dans le cadre normal de leurs activités, certaines sociétés du Groupe se sont engagées à acheter, et les tiers concernés à leur livrer, des installations techniques. Ces engagements portent principalement sur des commandes d'équipements et de matériels relatifs à des constructions d'unités de production d'énergie et à des contrats de services.
Les engagements contractuels d'investissement en immobilisations corporelles du Groupe s'élèvent à 3 548 millions d'euros au 31 décembre 2022 contre 1 926 millions d'euros au 31 décembre 2021 (7) .
L'augmentation nette porte principalement sur la construction d'actifs renouvelables au Brésil pour 680 millions d'euros et aux États-Unis pour 392 millions d'euros et aux sites stockages de gaz de Zuidwending et JemGum aux Pays-Bas pour 286 millions d'euros.
Le montant des coûts d'emprunt de l'exercice incorporés dans le coût des immobilisations corporelles s'élève à 109 millions d'euros au titre de 2022 contre 70 millions d'euros au titre de 2021.
Les goodwill ne sont pas amortis mais font l'objet, conformément à IAS 36, de tests de perte de valeur une fois par an, ou plus fréquemment s'il existe des indices de pertes de valeur. Tous les goodwill font l'objet d'un test de perte de valeur sur la base des données à fin juin, complété par une revue des événements du second semestre.
(7) Les engagements contractuels d'investissement en immobilisations corporelles au 31 décembre 2021 ont été corrigés d'un double comptage.
Ces goodwill sont testés au niveau des Unités Génératrices de Trésorerie (UGT) ou de regroupements d'UGT qui constituent des ensembles homogènes générant conjointement des flux de trésorerie largement indépendants des flux de trésorerie générés par les autres UGT.
Il y a perte de valeur du goodwill si la valeur nette comptable de l'UGT (ou groupe d'UGT) à laquelle le goodwill est affecté est supérieure à sa valeur recouvrable.
Les pertes de valeur relatives aux goodwill ne sont pas réversibles et sont présentées sur la ligne «Pertes de valeur» du compte de résultat.
Conformément à IAS 36, lorsque des événements ou modifications d'environnement de marché ou des éléments internes indiquent un risque de perte de valeur des immobilisations incorporelles ou corporelles, celles-ci font l'objet d'un test de perte de valeur. Dans le cas des immobilisations incorporelles non amorties, les tests de perte de valeur sont réalisés annuellement.
Ce test de perte de valeur n'est effectué pour les immobilisations corporelles et incorporelles à durée d'utilité définie que lorsqu'il existe des indices révélant une altération de leur valeur. Celle-ci provient en général de changements importants dans l'environnement de l'exploitation des actifs ou d'une performance économique inférieure à celle attendue.
Les immobilisations corporelles ou incorporelles sont testées au niveau du regroupement d'actifs pertinent (Unité Génératrice de Trésorerie – UGT) déterminé conformément aux prescriptions d'IAS 36. Dans le cas où le montant recouvrable est inférieur à la valeur nette comptable, une perte de valeur est comptabilisée pour la différence entre ces deux montants. La comptabilisation d'une perte de valeur entraîne une révision de la base amortissable et éventuellement du plan d'amortissement des immobilisations concernées.
Les pertes de valeur relatives aux immobilisations corporelles ou incorporelles peuvent être reprises ultérieurement si la valeur recouvrable redevient plus élevée que la valeur nette comptable. La valeur de l'actif après reprise de la perte de valeur est plafonnée à la valeur comptable qui aurait été déterminée nette des amortissements si aucune perte de valeur n'avait été comptabilisée au cours des exercices antérieurs.
Les principaux indices de perte de valeur retenus par le Groupe sont :
− des données internes montrent que la performance économique d'un actif est ou sera moins bonne que celle attendue.
En ce qui concerne les entités opérationnelles pour lesquelles le Groupe s'inscrit dans une logique de continuité d'exploitation et de détention durable, la valeur recouvrable d'une UGT correspond à la valeur d'utilité ou à la juste valeur diminuée des coûts de sortie lorsque celle-ci est plus élevée. Les valeurs d'utilité sont essentiellement déterminées à partir de projections actualisées de flux de trésorerie d'exploitation et d'une valeur terminale. Des méthodes usuelles d'évaluation sont mises en œuvre pour lesquelles les principales hypothèses économiques retenues portent sur :
Ces taux d'actualisation sont des taux après impôts appliqués à des flux de trésorerie après impôts. Leur utilisation aboutit à la détermination de valeurs recouvrables identiques à celles obtenues en utilisant des taux avant impôt à des flux de trésorerie non fiscalisés, comme requis par la norme IAS 36.
En ce qui concerne les entités opérationnelles pour lesquelles une décision de cession est prise par le Groupe, la valeur recouvrable des actifs concernés est déterminée sur la base de leur valeur de marché estimée nette des coûts de cession. Dans le cas où des négociations sont en cours, celle-ci est déterminée par référence à la meilleure estimation pouvant être faite, à la date de clôture.
La réalisation des tests de valeur s'est déroulée dans un contexte de forte volatilité des paramètres économiques tel que décrit dans la Note 1.3 «Utilisation d'estimations et du jugement».
Les valeurs recouvrables sont déterminées, dans la plupart des cas, par référence à une valeur d'utilité calculée à partir des projections de flux de trésorerie provenant du budget 2023 et du plan d'affaires à moyen terme 2024-2025 approuvés par le Comité Exécutif du Groupe et le Conseil d'Administration et, au-delà de cette période, d'une extrapolation des flux de trésorerie.
Les projections de flux de trésorerie sont établies à partir d'hypothèses macroéconomiques (inflation, change, taux de croissance) et de projections de prix issues du scénario de référence du Groupe pour la période 2026-2050 lesquelles ont été revues et validées en octobre 2022 par le Comité Exécutif du Groupe. Les projections et trajectoires comprises dans ce scénario de référence ont été déterminées à partir des éléments suivants :
terme du prix des combustibles et du CO2, ainsi que sur l'évolution attendue des capacités installées et du mix par technologie du parc de production au sein de chaque système électrique. La trajectoire choisie par ENGIE privilégie un mix équilibré, dans lequel le gaz renouvelable et captage et stockage du dioxyde de carbone sont intégrés afin de garantir les meilleurs niveaux de rendement et de résilience du système énergétique. Cette trajectoire est reprise dans le rapport produit par le Groupe dans le cadre de l'initiative «Task Force on Climate Related Financial Disclosures» (TCFD). Les facteurs de risques découlant des enjeux climatiques et environnementaux sont également détaillés dans le Document d'Enregistrement Universel du Groupe.
Au 31 décembre 2022, le goodwill s'élève à 2 110 millions d'euros, les immobilisations incorporelles à 1 305 millions d'euros et les immobilisations corporelles à 14 679 millions d'euros. Renouvelables regroupe l'ensemble des activités de production centralisée d'énergies renouvelables – notamment le financement, la construction, l'exploitation et la maintenance d'installations renouvelables – qui s'appuient sur l'exploitation de filières diverses telles que l'énergie hydroélectrique, l'éolien terrestre, le solaire photovoltaïque, la biomasse, l'éolien en mer et la géothermie principalement. L'énergie produite est injectée sur le réseau et vendue soit sur le marché libre ou régulé, soit à des tiers au travers de contrats de vente d'électricité.
Les principales hypothèses et estimations clés portent sur les taux d'actualisation, les hypothèses de renouvellement des concessions hydroélectriques et l'évolution des prix de l'électricité au-delà de l'horizon liquide.
La valeur d'utilité de la Compagnie Nationale du Rhône et de la SHEM tient compte d'hypothèses portant notamment sur la prolongation ou la remise en appel d'offres des concessions, ainsi que sur les modalités d'une éventuelle prolongation.
Les flux de trésorerie relatifs aux périodes couvertes par le renouvellement des concessions comprennent un certain nombre d'hypothèses concernant les conditions économiques et régulatoires liées à l'exploitation de ces actifs (taux de redevance, niveaux d'investissement à réaliser, etc.) durant cette période.
Les taux d'actualisation de ces activités sont compris entre 4,5% et 10,2% en 2022. Ces taux étaient compris entre 4,5% et 10% en 2021.
Au 31 décembre 2022, aucune perte de valeur sur goodwill n'a été constatée compte tenu de la valeur recouvrable de l'unité génératrice de trésorerie à laquelle il appartient.
Par ailleurs, des pertes de valeur d'actifs corporels, d'un montant total de 232 millions d'euros, ont néanmoins été comptabilisées sur l'exercice notamment en Amérique Latine pour 135 millions d'euros et en Amérique du Nord pour 82 millions d'euros.
Une diminution du prix de l'électricité de 10 €/MWh sur la production électrique d'origine hydraulique, en France, aurait un impact négatif de 0,4 milliard d'euros sur la valeur recouvrable, la valeur recouvrable du goodwill demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Inversement, une augmentation de 10€/MWh du prix de l'électricité aurait un effet positif de 0,3 milliard d'euros sur la valeur recouvrable.
Une augmentation de 50 points de base des taux d'actualisation utilisés pour les activités de production électrique d'origine hydraulique, en France aurait un impact négatif de 0,3 milliard d'euros sur la valeur recouvrable, la valeur recouvrable du goodwill demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une diminution de 50 points de base des taux d'actualisation utilisés aurait un effet positif de 0,3 milliard d'euros sur la valeur recouvrable.
Cet ensemble englobe les activités et projets d'infrastructures électriques et gazières du Groupe. Ces activités incluent la gestion et le développement (i) des réseaux de transport de gaz et d'électricité ainsi que des réseaux de distribution de
gaz naturel en Europe et à l'international, (ii) des stockages souterrains de gaz naturel en Europe et (iii) des infrastructures de regazéification en France et au Chili.
Au-delà des activités historiques de gestion des infrastructures, son portefeuille d'actifs participe également aux enjeux de la transition énergétique et au verdissement des réseaux (biométhane, hydrogène…).
Au 31 décembre 2022, le goodwill s'élève à 5 302 millions d'euros, les immobilisations incorporelles à 1 093 millions d'euros et les immobilisations corporelles à 29 942 millions d'euros. Les infrastructures régulées en France totalisent 940 millions d'euros pour les immobilisations incorporelles et 26 369 millions d'euros pour les immobilisations corporelles.
La valorisation des activités en France découle principalement des projections de flux de trésorerie établies à partir des tarifs négociés avec le régulateur (CRE) et des valeurs terminales correspondant à la valeur attendue de la Base des Actifs Régulés (BAR). La BAR est la valeur attribuée par le régulateur (CRE) aux actifs exploités par les opérateurs. Elle représente la somme des flux futurs de trésorerie avant impôt, actualisée au taux de rémunération avant impôt garanti par le régulateur.
Pour la valorisation des activités en France, le scénario mix énergétique à horizon 2050, retenu par le Groupe et décrit dans la Note 17.3.1 «Démantèlements relatifs aux installations non nucléaires», n'entraînera pas de modification sensible de la BAR. En raison du rôle indispensable du gaz qui fournit une source stable d'approvisionnement en énergie, complémentaire aux sources d'énergies renouvelables intermittentes par nature, non pilotables et difficilement stockables, le Groupe considère que son réseau d'infrastructures gazières sera maintenu ou converti pour permettre l'acheminement des gaz verts (biométhane, hydrogène…) qui remplaceront progressivement le gaz naturel.
Le Groupe prévoit, pour y parvenir, un maintien du niveau actuel des investissements. Cette approche est largement confortée par le développement rapide du cadre règlementaire pour accompagner l'essor de l'hydrogène, et dans une certaine mesure du biométhane dans l'Union Européenne, qui se traduira par des cibles concrètes européennes au moins pour l'hydrogène. Le cadre règlementaire en question devrait rapidement se matérialiser, dans moins de deux ans.
Les orientations politiques et sociétales de la France en matière de transition énergétique visent à atteindre la neutralité carbone à horizon 2050. Les priorités d'action de la politique climatique et énergétique française sont en cours d'actualisation avec la future Stratégie Française sur l'Énergie et le Climat (SFEC) (cf. Note 17.3.1 «Démantèlements relatifs aux installations non nucléaires»). Cette future politique pourrait avoir un impact sur le rôle et le dimensionnement des infrastructures gazières en France.
Les taux d'actualisation de l'ensemble de ces activités sont compris entre 4,7% et 8,5% en 2022. Ces taux étaient compris entre 4,5% et 8,5% en 2021.
Au 31 décembre 2022, aucune perte de valeur sur goodwill n'a été constatée compte tenu de la valeur recouvrable de l'unité génératrice de trésorerie à laquelle il appartient.
Par ailleurs, des pertes de valeur d'actifs corporels d'un montant total de 65 millions d'euros ont néanmoins été comptabilisées sur l'exercice notamment en Allemagne.
Compte tenu du caractère régulé des activités Infrastructures en France et du caractère progressif de la transition du gaz naturel vers les gaz verts, une variation raisonnable des paramètres de valorisation (taux d'actualisation, taux d'inflation et taux de rémunération des actifs) n'entraînerait pas de perte de valeur. Une évolution très substantielle du cadre réglementaire pourrait avoir un impact significatif sur la valorisation des actifs d'infrastructures gazières en France. A ce titre, il est rappelé, ci-après, la BAR 2022 des actifs Infrastructures gazières en France, ainsi que les dotations aux amortissements s'y afférentes :
| En millions d'euros | BAR 2022 | Dotations aux amortissements |
|---|---|---|
| GRDF | 16 137 | (990) |
| GRTgaz | 9 047 | (540) |
| Storengy | 3 958 | (147) |
| Elengy | 900 | (56) |
Au 31 décembre 2022, le goodwill s'élève à 1 316 millions d'euros, les immobilisations incorporelles à 2 302 millions d'euros et les immobilisations corporelles à 2 496 millions d'euros.
Energy Solutions englobe les activités de construction et de gestion d'infrastructures énergétiques décentralisées pour produire de l'énergie bas carbone (réseaux de chaleur et de froid, centrales de production d'énergie distribuée, parcs de production d'énergie solaire distribuée, mobilité bas-carbone, ville et éclairage public bas-carbone…) et les services associés (efficacité énergétique, maintenance technique, conseil en développement durable).
La valeur terminale retenue pour le calcul de la valeur d'utilité des activités de services et de commercialisation d'énergie, en France, a été déterminée en extrapolant les flux de trésorerie au-delà du plan d'affaires à moyen terme en utilisant un taux de croissance long terme de 2% par an.
Les principales hypothèses et estimations clés portent sur les taux d'actualisation et l'évolution des prix au-delà de l'horizon liquide.
Les taux d'actualisation de ces activités sont compris entre 4,9% et 8,9% en 2022. Ces taux étaient compris entre 4,5% et 8,6% en 2021.
Au 31 décembre 2022, aucune perte de valeur sur goodwill n'a été constatée compte tenu de la valeur recouvrable de l'unité génératrice de trésorerie à laquelle il appartient.
Par ailleurs, des pertes de valeur d'actifs corporels d'un montant total de 132 millions d'euros ont néanmoins été comptabilisées sur l'exercice principalement en lien avec des renégociations sur des contrats arrivant prochainement à échéance en France.
Compte tenu du caractère essentiellement contractuel des activités d'Energy Solutions, une variation raisonnable des paramètres de valorisation n'entraînerait pas de perte de valeur sur le goodwill.
Au 31 décembre 2022, le goodwill s'élève à 1 152 millions d'euros, les immobilisations incorporelles à 237 millions d'euros et les immobilisations corporelles à 5 525 millions d'euros.
Thermique regroupe l'ensemble des activités de production d'énergie centralisée à partir d'actifs thermiques, contractés ou non. Elle comprend l'exploitation de centrales utilisant principalement comme combustible le gaz ou le charbon ainsi que les centrales de stockage par pompage. L'énergie produite est injectée sur le réseau et vendue soit sur le marché libre ou régulé, soit à des tiers au travers de contrats de vente d'électricité. Elle comprend également le financement, la construction et l'exploitation d'usines de dessalement, couplées ou non aux centrales de production d'électricité.
La valeur d'utilité de ces activités a été calculée à partir des prévisions de flux de trésorerie établies à partir du budget 2023 et plan d'affaires à moyen terme 2024-2025 puis en projetant les flux de trésorerie au-delà de cette période de trois ans sur la durée d'utilité des actifs sur la base du scénario de référence arrêté par le Groupe.
Les principales hypothèses et estimations clés portent sur les taux d'actualisation, l'évaluation de la demande d'électricité et l'évolution du prix du CO2, des combustibles et de l'électricité au-delà de l'horizon liquide. Ces hypothèses portent également sur la durée des mécanismes de taxation des rentes inframarginales en France et en Italie.
Les taux d'actualisation de ces activités sont compris entre 6% et 10,3% en 2022. Ces taux étaient compris entre 6% et 10% en 2021.
Au 31 décembre 2022, aucune perte de valeur sur goodwill n'a été constatée compte tenu de la valeur recouvrable de l'unité génératrice de trésorerie à laquelle il appartient.
Par ailleurs, des pertes de valeur d'actifs corporels d'un montant total de 744 millions d'euros ont néanmoins été comptabilisées sur l'exercice notamment en lien avec la poursuite du programme de sortie des activités charbon à finaliser au plus tard à horizon 2027.
Une augmentation de 50 points de base des taux d'actualisation utilisés aurait un impact négatif de 1% sur l'excédent de la valeur recouvrable des centrales thermiques en France, Belgique, Pays-Bas et Espagne par rapport à leur valeur comptable, la valeur recouvrable du goodwill demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une diminution de 50 points de base des taux d'actualisation utilisés aurait un effet positif de 1% sur ce calcul.
La diminution de 10% de la marge captée par les centrales thermiques en France, Belgique, Pays-Bas et Espagne aurait un impact négatif de 5% sur l'excédent de la valeur recouvrable du goodwill par rapport à la valeur comptable. Une augmentation de 10% de la marge captée aurait un effet positif de 5% sur ce calcul.
Au 31 décembre 2022, le goodwill s'élève à 1 830 millions d'euros, les immobilisations incorporelles à 682 millions d'euros et les immobilisations corporelles à 119 millions d'euros.
Fourniture d'Énergie regroupe les activités de commercialisation de gaz et d'électricité aux clients finaux. Elle intègre également l'ensemble des activités de services à destination des clients résidentiels.
La valeur terminale retenue pour le calcul de la valeur d'utilité des principales activités de services et de commercialisation d'énergie en Europe a été déterminée en extrapolant les flux de trésorerie au-delà du plan d'affaires à moyen terme en utilisant un taux de croissance long terme d'environ 2% par an.
Les taux d'actualisation de ces activités sont compris entre 7,8% et 10% en 2022. Ces taux étaient compris entre 7% et 9% en 2021.
Au 31 décembre 2022, aucune perte de valeur sur goodwill n'a été constatée compte tenu de la valeur recouvrable de l'unité génératrice de trésorerie à laquelle il appartient.
Par ailleurs, des pertes de valeur d'actifs corporels d'un montant total de 53 millions d'euros ont néanmoins été comptabilisées sur l'exercice en lien avec le recentrage géographique décidé par le Groupe.
Compte tenu du caractère peu capitalistique des activités de Fourniture d'Énergie, une variation raisonnable des paramètres de valorisation n'entraînerait pas de perte de valeur sur le goodwill.
Au 31 décembre 2022, le goodwill est de 797 millions d'euros, les immobilisations incorporelles s'élèvent à 1 075 millions d'euros et les immobilisations corporelles à 1 719 millions d'euros.
Cet ensemble regroupe les activités de production d'électricité à partir du parc de centrales nucléaires du Groupe en Belgique ainsi que des droits de tirage sur les centrales de Chooz B et Tricastin en France.
Les prévisions de flux de trésorerie de ces activités reposent sur un nombre important d'hypothèses clés telles que les valeurs assignées aux prix des combustibles et du CO2, l'évolution de la demande et des prix de l'électricité, la disponibilité des centrales, les perspectives futures des marchés, ainsi que l'évolution du cadre régulatoire (notamment sur les capacités nucléaires en Belgique, la prolongation des contrats de droits de tirage sur les centrales nucléaires en France et les mécanismes de taxation des rentes inframarginales). Enfin, le taux d'actualisation constitue également une des hypothèses clés pour le calcul de la valeur d'utilité de ces activités. Il s'établit à 7% pour l'exercice 2022, identique à celui de l'exercice 2021.
Les projections de trésorerie au-delà du plan d'affaires à moyen terme ont été déterminées de la façon suivante :
Le principe et le calendrier de sortie progressive de l'énergie nucléaire pour les unités de seconde génération avec une fermeture des réacteurs de Doel 3 en 2022, de Tihange 2 en 2023, et de Tihange 3 et Doel 4 en 2025, à l'issue de leur 40ème année d'exploitation, énoncés dans la loi du 31 janvier 2003 sur «la sortie progressive de l'énergie nucléaire à des fins de production industrielle d'électricité» ont été réaffirmés dans la note de politique générale du gouvernement belge du 4 novembre 2020. Ce principe était cependant assorti de mécanismes d'analyse permettant de réapprécier cette décision en fonction de ses impacts sur la sécurité d'approvisionnement, le climat, les prix de l'énergie et la sécurité des installations qui font l'objet d'un monitoring.
En mars 2022, le gouvernement belge a annoncé envisager une extension d'une partie du parc des centrales nucléaires au-delà de 2025. Le Groupe a signé, le 21 juillet 2022, une lettre d'intention non engageante afin d'évaluer la faisabilité et les conditions d'une prolongation des unités nucléaires Doel 4 et Tihange 3.
Conformément aux termes de l'accord non liant signé le 9 janvier 2023, le gouvernement belge et ENGIE se sont engagées à mettre en œuvre leurs meilleurs efforts pour prolonger la durée d'exploitation des réacteurs nucléaires de seconde génération Doel 4 et Tihange 3 et redémarrer ces unités en novembre 2026 pour une capacité de production totale de 2GW.
Compte tenu du stade d'avancement des négociations et en l'absence d'informations précises à date sur les conditions économiques de cette prolongation, la période d'extension au-delà de 2025 n'est pas considérée dans les tests de perte de valeur réalisés au 31 décembre 2022.
En France, l'Autorité de Sureté Nucléaire a autorisé le redémarrage de Tricastin 1 le 20 décembre 2019 après son arrêt pour quatrième visite décennale et a publié, le 3 décembre 2020, un projet de décision fixant les conditions de la poursuite
du fonctionnement des réacteurs de 900 MW au-delà de 40 ans. La voie est ainsi ouverte à la confirmation d'une prolongation de 10 ans de la durée d'exploitation des réacteurs de la série des 900 MW à formaliser dans les prochaines années après fixation des conditions de poursuite de l'exploitation par l'agence de sûreté nucléaire et enquête publique. Le Groupe a donc tenu compte de la prolongation de 10 années des unités nucléaires, et des droits de tirage correspondants, au-delà de leur quatrième visite décennale. La dernière visite décennale de Tricastin (VD4) a eu lieu en 2021, et celle Chooz B (VD3) en 2019. Cette hypothèse de prolongation était déjà prise en compte les années passées.
La prise en compte des effets de la révision triennale des provisions nucléaires sur les actifs à reconnaître en contrepartie des provisions pour le démantèlement des centrales nucléaires a conduit le Groupe à constater, sur l'exercice, une perte de valeur de 1 219 millions d'euros au titre des actifs de démantèlement.
La valeur recouvrable de l'activité Nucléaire demeure au-dessus de la valeur du goodwill particulièrement du fait de l'excédent de valeur attaché aux unités en France.
Une diminution du prix de l'électricité de 10 €/MWh sur l'ensemble de la production électrique d'origine nucléaire, au-delà de l'horizon forward, se traduirait par une diminution de la valeur recouvrable de 0,4 milliard d'euros mais ne s'accompagnerait pas d'une perte de valeur du goodwill.
Une augmentation de 50 points de base des taux d'actualisation traduirait par une diminution de la valeur recouvrable de 0,1 milliard d'euros accompagnée de pertes de valeur non matérielles sur les centrales belges.
Une diminution de 5% du taux de disponibilité des centrales nucléaires
belges sur l'ensemble de leur horizon de production se traduirait par une perte de valeur de l'ordre de 0,3 milliard d'euros sur les centrales belges. Une diminution similaire sur les centrales en France se traduirait par une diminution de la valeur recouvrable de 0,2 milliard d'euros mais ne s'accompagnerait pas d'une perte de valeur.
Le goodwill s'élève à 350 millions d'euros au 31 décembre 2022. Cet ensemble regroupe les activités de gestion et d'optimisation de l'énergie, de fourniture BtoB en France d'Entreprises & Collectivités (E&C), ainsi que du Corporate et des holdings.
Le secteur Autres présente, pour ses activités opérationnelles portant des goodwill, des marges importantes entre la valeur recouvrable et la valeur nette comptable au 31 décembre 2022.
Conformément aux principes de la norme IFRS 9 – Instruments financiers, les actifs financiers sont comptabilisés et évalués soit au coût amorti, soit à la juste valeur par capitaux propres, soit à la juste valeur par résultat en fonction des deux critères suivants :
L'identification du modèle économique et l'analyse des caractéristiques des flux de trésorerie contractuels nécessitent du jugement pour s'assurer que les actifs financiers sont classés dans la catégorie appropriée.
Lorsque l'actif financier est un placement dans un instrument de capitaux propres, et qu'il n'est pas détenu à des fins de transaction, le Groupe peut faire le choix irrévocable de présenter les profits et pertes sur ce placement en autres éléments du résultat global.
À l'exception des créances commerciales, qui sont évaluées conformément à leur prix de transaction au sens de la norme IFRS 15, les actifs financiers sont, lors de leur comptabilisation initiale, évalués à leur juste valeur majorée, dans le cas d'un actif financier qui n'est pas évalué à la juste valeur par résultat, des coûts de transaction directement attribuables à leur acquisition.
Lors de chaque clôture, les actifs financiers évalués selon la méthode du coût amorti ou à la juste valeur par capitaux propres (recyclable) font l'objet d'un test de dépréciation basé sur la méthode d'estimation des pertes de crédit attendues.
Les actifs financiers comprennent également les instruments financiers dérivés qui sont conformément aux dispositions de la norme IFRS 9 évalués à leur juste valeur.
Conformément à IAS 1, le Groupe présente séparément dans l'état de la situation financière les actifs courants et non courants, et les passifs courants et non courants. Au regard de la majorité des activités du Groupe, il a été considéré que le critère à retenir pour la classification est le délai de réalisation de l'actif ou de règlement du passif : en courant si ce délai est inférieur à 12 mois et en non courant s'il est supérieur à 12 mois.
Les différentes catégories d'actifs financiers ainsi que leur ventilation entre la part non courante et courante sont présentées dans le tableau ci-après :
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Non | Non | ||||||
| En millions d'euros | Notes | courant | Courant | Total | courant | Courant | Total |
| Autres actifs financiers | 14.1 | 10 599 | 2 394 | 12 992 | 10 949 | 2 495 | 13 444 |
| Instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres |
1 217 | ‐ | 1 217 | 2 344 | ‐ | 2 344 | |
| Instruments de capitaux propres à la juste valeur par résultat |
278 | ‐ | 278 | 483 | ‐ | 483 | |
| Instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres |
2 128 | 290 | 2 418 | 2 157 | 104 | 2 261 | |
| Instruments de dette à la juste valeur par résultat | 1 178 | 568 | 1 745 | 1 794 | 395 | 2 189 | |
| Prêts et créances au coût amorti | 5 798 | 1 537 | 7 334 | 4 171 | 1 996 | 6 167 | |
| Créances commerciales et autres débiteurs | 7.2 | ‐ | 31 310 | 31 310 | ‐ | 32 555 | 32 555 |
| Actifs de contrats | 7.2 | 9 | 12 575 | 12 584 | 34 | 8 344 | 8 377 |
| Trésorerie et équivalents de trésorerie | ‐ | 15 570 | 15 570 | ‐ | 13 890 | 13 890 | |
| Instruments financiers dérivés | 14.4 | 33 134 | 15 252 | 48 386 | 25 616 | 19 373 | 44 989 |
| TOTAL | 43 741 | 77 102 | 120 843 | 36 599 | 76 657 | 113 256 |
La norme IFRS 9 permet de faire le choix irrévocable de présenter dans les autres éléments du résultat global les variations de la juste valeur d'un placement dans un instrument de capitaux propres qui n'est pas détenu à des fins de transaction. Ce choix se fait instrument par instrument (c'est-à-dire, titre par titre). Les montants présentés dans les autres éléments du résultat global ne doivent pas être transférés ultérieurement au résultat y compris les résultats de cessions. La norme autorise cependant à transférer le cumul des profits et des pertes à une autre composante des capitaux propres. Les dividendes de tels placements sont comptabilisés en résultat à moins que le dividende ne représente clairement la récupération d'une partie du coût d'investissement.
Les instruments de capitaux propres comptabilisés dans cette rubrique concernent principalement les participations dans des sociétés non contrôlées par le Groupe et pour lesquelles l'option de valorisation par capitaux propres a été retenue compte tenu de leur caractère stratégique et long terme.
Lors de leur comptabilisation initiale, ces instruments de capitaux propres sont comptabilisés à leur juste valeur, c'està-dire généralement leur coût d'acquisition, majorée des coûts de transaction.
Aux dates de clôture, pour les instruments cotés, la juste valeur est déterminée sur base du cours de bourse à la date de clôture considérée. Pour les titres non cotés, la juste valeur est évaluée à partir de modèles d'évaluation basés principalement sur les dernières opérations de marché, l'actualisation de dividendes ou de flux de trésorerie et la valeur de l'actif net.
Les instruments de capitaux propres qui sont détenus à des fins de transaction ou pour lesquels le Groupe n'a pas fait le choix d'une valorisation en juste valeur par les autres éléments du résultat global sont évalués à la juste valeur par le compte de résultat.
Cette catégorie inclut essentiellement des participations du Groupe dans des sociétés non contrôlées.
Lors de leur comptabilisation initiale, ces instruments de capitaux propres sont comptabilisés à leur juste valeur, c'està-dire généralement leur coût d'acquisition.
Aux dates de clôture, en ce qui concerne les instruments cotés et ceux non cotés, les mêmes règles d'évaluation que celles décrites ci-dessus s'appliquent.
| Instruments de capitaux propres à la juste valeur par |
Instruments de capitaux propres à la juste valeur |
||
|---|---|---|---|
| En millions d'euros | capitaux propres | par résultat | Total |
| AU 31 DECEMBRE 2021 | 2 344 | 483 | 2 827 |
| Acquisitions | 213 | 93 | 306 |
| Cessions | (647) | (263) | (910) |
| Variations de juste valeur | (686) | (15) | (701) |
| Variations de périmètre, change et divers | (7) | (20) | (27) |
| AU 31 DECEMBRE 2022 | 1 217 | 278 | 1 495 |
| Dividendes | 12 | 3 | 15 |
Les instruments de capitaux propres se répartissent entre 875 millions d'euros d'instruments cotés (1 750 millions d'euros au 31 décembre 2021) et 620 millions d'euros d'instruments non cotés (1 077 millions d'euros au 31 décembre 2021). Ils comprennent notamment la participation minoritaire du Groupe dans Nord Stream AG, qui a été ramenée à 90 millions d'euros, en diminution de 474 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2021. Cette baisse tient compte du profil de risque accru de Gazprom, client unique de la société et fait également suite aux dommages portés au pipeline, qui ont rendu l'actif inopérant. Ce changement de juste valeur de l'actif n'impacte pas le compte de résultat de la période et est porté directement en diminution des autres éléments du résultat global. La ligne «Cessions» inclut notamment la cession de la participation résiduelle de 1,8% dans SUEZ pour -227 millions d'euros.
Les actifs financiers dont la détention s'inscrit dans un modèle économique mixte de collecte et vente et dont les flux de trésorerie contractuels sont uniquement constitués de paiements relatifs au principal et aux intérêts (dit «SPPI»), sont évalués à la juste valeur par OCI (recyclable). Ceci implique un modèle d'évaluation mixte par le compte de résultat pour les intérêts (au coût amorti en utilisant la méthode dite du taux d'intérêt effectif), les dépréciations et les gains ou pertes de change et par OCI (recyclable) pour les autres gains ou pertes.
Cette rubrique reprend essentiellement des titres obligataires.
Les gains ou pertes de valeur de ces instruments sont comptabilisées en autres éléments du résultat global (OCI), à l'exception des éléments suivants, qui sont comptabilisés en résultat :
Lorsque l'actif financier est décomptabilisé, le gain ou la perte cumulé qui était précédemment comptabilisé dans les autres éléments du résultat global est reclassé des capitaux propres en compte de résultat.
Les actifs financiers dont les flux de trésorerie contractuels ne sont pas uniquement constitués de paiements relatifs au principal et à ses intérêts (dit «SPPI») ou dont la détention s'inscrit dans un «autre» modèle économique sont évalués à leur juste valeur par le compte de résultat.
Les placements du Groupe dans des fonds du type OPCVM sont comptabilisés dans cette rubrique. Ils sont considérés comme des instruments de dette, au sens de la norme IAS 32 – Instruments financiers : Présentation, compte tenu de
l'existence d'une obligation de rachat des parts chez l'émetteur, et ce, sur simple demande du détenteur. Ils sont évalués à la juste valeur par résultat car les caractéristiques des flux de trésorerie contractuels ne répondent pas au test dit SPPI.
| Instruments de dette à la juste valeur par |
Instruments liquides de dette destinés au placement de la trésorerie à la juste valeur par capitaux |
Instruments de dette à la juste valeur par |
Instruments liquides de dette destinés au placement de la trésorerie à la juste valeur |
||
|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | capitaux propres | propres | résultat | par résultat | Total |
| AU 31 DECEMBRE 2021 | 2 260 | 1 | 1 593 | 595 | 4 449 |
| Acquisitions | 1 751 | 22 | 1 704 | 200 | 3 677 |
| Cessions | (1 207) | (1) | (2 040) | (20) | (3 269) |
| Variations de juste valeur | (386) | ‐ | (280) | (7) | (673) |
| Variations de périmètre, change et divers | ‐ | (22) | ‐ | ‐ | (22) |
| AU 31 DECEMBRE 2022 | 2 418 | ‐ | 977 | 769 | 4 163 |
Les instruments de dette à la juste valeur au 31 décembre 2022 comprennent essentiellement les obligations et OPCVM détenus par Synatom pour 3 350 millions d'euros (cf. Note 17.2.4 «Actifs financiers dédiés à la couverture des dépenses futures de démantèlement des installations nucléaires et de gestion des matières fissiles irradiées»), et des instruments liquides venant en réduction de l'endettement financier net pour 769 millions d'euros (respectivement 3 806 millions d'euros et 596 millions d'euros au 31 décembre 2021).
Les prêts et créances financières détenus par le Groupe dans le cadre d'un modèle économique consistant à détenir l'instrument afin d'en percevoir les flux de trésorerie contractuels, et dont les flux de trésorerie contractuels sont uniquement constitués de paiements relatifs à son principal et à ses intérêts (dit test «SPPI»), sont comptabilisés au coût amorti. Les intérêts sont calculés selon la méthode du taux d'intérêt effectif.
Les éléments suivants sont comptabilisés en résultat :
Le Groupe a conclu des contrats de concessions avec certaines autorités publiques au titre desquels les travaux de construction, d'extension ou d'amélioration de l'infrastructure sont réalisés en contrepartie d'un droit inconditionnel à recevoir du concessionnaire un paiement en trésorerie ou en autres actifs financiers. Dans ce cas, le Groupe constate une créance financière sur le concédant.
Le Groupe a conclu des contrats de services ou des contrats take-or-pay qui sont ou contiennent des contrats de location et dans lesquels le Groupe agit comme bailleur et ses clients comme preneurs. Ces contrats font l'objet d'une analyse selon les principes d'IFRS 16 afin de déterminer s'ils qualifient de contrats de location simple ou de contrats de location-financement. Si un contrat transfère au client, le preneur, la quasi-totalité des risques et avantages inhérents à la propriété de l'actif, ce contrat est considéré comme un contrat de location-financement et une créance financière est constatée pour refléter le financement accordé par le Groupe à son client.
Les dépôts de garantie provenant des contrats de location sont également présentés dans cette rubrique. Ils sont comptabilisés à leur valeur nominale.
Il convient de se reporter à la Note 15 «Risques liés aux instruments financiers» en ce qui concerne l'appréciation du risque de contrepartie.
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Non courant | Courant | Total | Non courant | Courant | Total |
| Prêts aux sociétés affiliées et autres instruments de dette au coût amorti |
3 583 | 427 | 4 010 | 2 267 | 195 | 2 462 |
| Autres créances au coût amorti | 261 | 734 | 995 | 240 | 1 537 | 1 777 |
| Créances de concessions | 1 564 | 187 | 1 751 | 1 200 | 123 | 1 324 |
| Créances de location financement | 390 | 189 | 579 | 463 | 141 | 604 |
| TOTAL | 5 798 | 1 537 | 7 334 | 4 171 | 1 996 | 6 167 |
Les prêts aux sociétés affiliées et autres instruments de dette au coût amorti comprennent la trésorerie des instruments de dette de Synatom en attente de placement pour 2 270 millions d'euros (167 millions d'euros au 31 décembre 2021) (cf. Note 17.2.4 «Actifs financiers dédiés à la couverture des dépenses futures de démantèlement des installations nucléaires et de gestion des matières fissiles irradiées»).
Les créances de concession s'élèvent à 1 751 millions d'euros au 31 décembre 2022. Elles concernent principalement les concessions de transport d'électricité Novo Estado et Gralha Azul au Brésil.
Les dépréciations sur prêts et créances au coût amorti s'élèvent à 1 294 millions d'euros au 31 décembre 2022 (contre 228 millions d'euros au 31 décembre 2021), et comprennent la dépréciation du prêt relatif au financement du projet de gazoduc Nord Stream 2 pour 987 millions d'euros (cf. Note 15.2.2.1 «Prêts et créances au coût amorti» et Note 10 «Résultat financier»).
Les autres gains et pertes nets enregistrés en résultat sur les prêts et créances au coût amorti sont les suivants :
| Évaluation ultérieure à l'acquisition | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Intérêts | Effet de change | Perte de valeur attendue |
||
| Au 31 décembre 2022 | 211 | (64) | (6) | ||
| Au 31 décembre 2021 | 223 | (15) | (7) |
Ces contrats relèvent de la norme IFRS 16. Il s'agit de contrats de vente d'énergie qui confèrent l'usage exclusif d'un actif de production au profit de l'acheteur d'énergie et de certains contrats avec des clients industriels portant sur des actifs détenus par le Groupe.
Le Groupe a ainsi comptabilisé des créances de location-financement notamment au titre des centrales de cogénération destinées à Wapda et NTDC (Uch – Pakistan).
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Paiements minimaux non actualisés | 758 | 713 |
| Valeur résiduelle non garantie revenant au bailleur | 12 | 11 |
| TOTAL INVESTISSEMENT BRUT | 770 | 724 |
| Produits financiers non acquis | 47 | 56 |
| INVESTISSEMENT NET (BILAN) | 723 | 668 |
| Dont valeur actualisée des paiements minimaux | 718 | 660 |
| Dont valeur résiduelle non garantie actualisée | 5 | 9 |
Les paiements minimaux futurs non actualisés à recevoir au titre des contrats de location-financement s'analysent comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Au cours de la 1ère année | 137 | 122 |
| De la 2ème à la 5ème année comprise | 376 | 351 |
| Au-delà de la 5ème année | 245 | 240 |
| TOTAL | 758 | 713 |
Les créances commerciales et autres débiteurs ainsi que les actifs de contrat sont présentés dans la Note 7.2 «Créances commerciales et autres débiteurs, actifs et passifs de contrats».
La trésorerie et les équivalents de trésorerie comprennent les disponibilités ainsi que les placements à court terme qui sont considérés comme facilement convertibles en un montant de trésorerie connu et qui sont soumis à un risque négligeable de changement de valeur au regard des critères prévus par IAS 7.
Les découverts bancaires sont exclus de la notion de trésorerie et équivalents de trésorerie et sont comptabilisés en tant que dettes financières courantes.
Les différents éléments de trésorerie et d'équivalents de trésorerie font l'objet d'un test de dépréciation conformément aux dispositions de la norme IFRS 9 sur les pertes de crédit attendues.
Le poste de «Trésorerie et équivalents de trésorerie» s'élève à 15 570 millions d'euros au 31 décembre 2022 contre 13 890 millions d'euros au 31 décembre 2021. Il est composé d'OPCVM monétaires réguliers à liquidité jour (50%), de dépôts à terme et comptes courants à moins d'un mois (36%) et de dépôts à moins de trois mois et autres produits (14%).
Ce poste comprend les fonds levés dans le cadre de l'émission des «obligations vertes» (cf. Chapitre 5 du Document d'Enregistrement Universel) et non encore alloués à des projets éligibles.
Il comprend également un montant de disponibilités soumises à restriction de 12 millions d'euros au 31 décembre 2022 contre 172 millions d'euros au 31 décembre 2021.
Le résultat enregistré sur le poste de «Trésorerie et équivalents de trésorerie» au 31 décembre 2022 s'établit à 196 millions d'euros contre 54 millions d'euros en 2021.
Le Groupe a, dans le cadre d'opérations conduisant à une décomptabilisation totale, procédé en 2022 à des ventes réelles et sans recours d'actifs financiers pour un montant total de 3 733 millions d'euros.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Actifs financiers et instruments de capitaux propres donnés en garantie | 3 532 | 3 915 |
Ce poste est principalement constitué de la valeur comptable des instruments de capitaux propres qui ont été donnés en garantie de dettes financières.
Les emprunts et autres passifs financiers sont évalués selon la méthode du coût amorti en utilisant le taux d'intérêt effectif de l'emprunt.
Lors de leur comptabilisation initiale, les primes/décotes d'émission, primes/décotes de remboursement et frais d'émission sont comptabilisés en augmentation ou diminution de la valeur nominale des emprunts concernés. Ces éléments sont pris en compte dans le calcul du taux d'intérêt effectif et sont donc comptabilisés en résultat sur la durée de vie de l'emprunt sur la base du coût amorti.
Dans le cas de dettes structurées sans composante capitaux propres, le Groupe peut être amené à séparer un instrument dérivé dit «incorporé». En cas de séparation d'un dérivé incorporé, la valeur comptable initiale de la dette structurée est ventilée en une composante «dérivé incorporé», à hauteur de la juste valeur de l'instrument dérivé incorporé et une composante «passif financier» déterminée par différence entre le montant de l'émission et la juste valeur du dérivé incorporé. Cette séparation des composantes de l'instrument lors de la comptabilisation initiale ne donne lieu à la comptabilisation d'aucun profit ni perte.
Ultérieurement, la dette est comptabilisée au coût amorti selon la méthode du taux d'intérêt effectif tandis que le dérivé est évalué à la juste valeur et les variations de juste valeur sont comptabilisées en résultat.
Les passifs financiers sont comptabilisés soit :
Les différents passifs financiers au 31 décembre 2022 ainsi que la ventilation entre leur part non courante et courante sont présentés dans le tableau ci-après :
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Notes | Non courant | Courant | Total | Non courant | Courant | Total |
| Emprunts | 14.3 | 28 083 | 12 508 | 40 591 | 30 458 | 10 590 | 41 048 |
| Fournisseurs et autres créanciers | 14.2 | ‐ | 39 801 | 39 801 | ‐ | 32 822 | 32 822 |
| Passifs de contrats | 7.2 | 121 | 3 292 | 3 412 | 68 | 2 671 | 2 739 |
| Instruments financiers dérivés | 14.4 | 39 417 | 11 859 | 51 276 | 24 228 | 22 702 | 46 931 |
| Autres passifs financiers | 90 | ‐ | 90 | 108 | ‐ | 108 | |
| TOTAL | 67 711 | 67 460 | 135 171 | 54 863 | 68 785 | 123 648 |
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Fournisseurs | 39 165 | 32 197 |
| Dettes sur immobilisations | 636 | 625 |
| TOTAL | 39 801 | 32 822 |
La valeur comptable de ces passifs financiers constitue une évaluation appropriée de leur juste valeur.
L'augmentation du solde des fournisseurs provient essentiellement de la hausse du prix des matières premières.
Les passifs de contrat sont présentés dans la Note 7.2 «Créances commerciales et autres débiteurs, actifs et passifs de contrats».
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Non | Non | ||||||
| En millions d'euros | courant | Courant | Total | courant | Courant | Total | |
| Emprunts | Emprunts obligataires | 21 007 | 2 550 | 23 557 | 24 035 | 2 205 | 26 240 |
| Emprunts bancaires | 4 679 | 797 | 5 476 | 3 829 | 1 977 | 5 806 | |
| Titres négociables à court terme | 7 386 | 7 386 | 4 962 | 4 962 | |||
| Dettes de location | 2 482 | 393 | 2 875 | 1 709 | 334 | 2 043 | |
| Autres emprunts (1) | (85) | 768 | 682 | 885 | 613 | 1 498 | |
| Découverts bancaires et comptes courants de | |||||||
| trésorerie | 615 | 615 | 499 | 499 | |||
| TOTAL EMPRUNTS | 28 083 | 12 508 | 40 591 | 30 458 | 10 590 | 41 048 | |
| Autres actifs financiers | Autres actifs financiers venant en réduction de | ||||||
| l'endettement financier net (2) | (249) | (1 133) | (1 383) | (251) | (1 369) | (1 621) | |
| Trésorerie et équivalents de | |||||||
| trésorerie | Trésorerie et équivalents de trésorerie | (15 570) | (15 570) | (13 890) | (13 890) | ||
| Instruments financiers | |||||||
| dérivés | Instruments financiers dérivés relatifs à la dette (3) | 394 | 22 | 416 | (147) | (41) | (187) |
| ENDETTEMENT FINANCIER NET | 28 228 | (4 174) | 24 054 | 30 060 | (4 710) | 25 350 |
(1) Ce poste comprend la revalorisation de la composante taux des dettes dans le cadre d'une stratégie de couverture de juste valeur pour -200 millions d'euros, les appels de marge sur dérivés de couverture de la dette positionnés au passif pour 364 millions d'euros et l'impact du coût amorti pour 144 millions d'euros (contre respectivement 227, 269 et 99 millions d'euros au 31 décembre 2021).
(2) Ce montant inclut notamment les actifs liés au financement pour 67 millions d'euros, les instruments liquides de dette destinés aux placements de trésorerie pour 769 millions d'euros et appels de marge sur dérivés de couverture de la dette positionnés à l'actif pour 547 millions d'euros (contre respectivement 47, 596 et 977 millions d'euros au 31 décembre 2021).
(3) Il s'agit de la composante taux de la juste valeur des instruments dérivés rentrant dans une relation de couverture de juste valeur de la dette ; ainsi que des composantes change et intérêts courus non échus de la juste valeur de l'ensemble des instruments dérivés relatifs à la dette, qualifiés ou non de couverture.
La juste valeur des emprunts (hors dettes de location) s'élève au 31 décembre 2022 à 35 179 millions d'euros pour une valeur comptable de 37 690 millions d'euros.
Les produits et charges financiers relatifs à la dette financière sont présentés dans la Note 10 «Résultat financier».
| En millions d'euros | 31 déc. 2021 |
Flux issus des activités de financement |
d'investissement et variation de la trésorerie et équivalents de trésorerie |
Variation de juste valeur |
Ecarts de conversion |
Variations de périmètre et Autres |
31 déc. 2022 |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Emprunts | Emprunts obligataires | 26 240 | (2 805) | ‐ | ‐ | 218 | (96) | 23 557 |
| Emprunts bancaires | 5 806 | (639) | ‐ | ‐ | 277 | 32 | 5 476 | |
| Titres négociables à court terme | 4 962 | 2 352 | ‐ | ‐ | 71 | ‐ | 7 386 | |
| Dettes de location (1) | 2 043 | (501) | ‐ | ‐ | 38 | 1 295 | 2 875 | |
| Autres emprunts | 1 498 | (359) | ‐ | (105) | 30 | (381) | 682 | |
| Découverts bancaires et comptes courants de trésorerie |
499 | 3 | ‐ | ‐ | 115 | (3) | 615 | |
| TOTAL EMPRUNTS | 41 048 | (1 949) | ‐ | (105) | 749 | 848 | 40 591 | |
| Autres actifs financiers |
Autres actifs financiers venant en réduction de l'endettement financier net |
(1 621) | 187 | ‐ | 29 | (1) | 22 | (1 383) |
| Trésorerie et équivalents de trésorerie |
Trésorerie et équivalents de trésorerie |
(13 890) | ‐ | (945) | ‐ | (363) | (371) | (15 570) |
| Instruments financiers dérivés |
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette |
(187) | (97) | ‐ | 525 | 170 | 5 | 416 |
| ENDETTEMENT FINANCIER NET | 25 350 | (1 859) | (945) | 449 | 556 | 503 | 24 054 |
(1) Dettes de location : le montant de -501 millions d'euros dans la colonne «Flux issus des activités de financement» correspond aux paiements de la dette de location hors intérêts (le total des sorties de trésorerie relatives aux contrats de location s'élève à 552 millions d'euros dont 51 millions d'euros d'intérêts).
Au cours de l'année 2022, les variations de change se sont traduites par une augmentation de l'endettement financier net de 556 millions d'euros, dont 271 millions d'euros sur le dollar américain et 307 millions d'euros sur le real brésilien.
L'extension de la concession de la Compagnie Nationale du Rhône jusqu'en 2041 s'est traduite par une augmentation des dettes de location de 850 millions d'euros au 31 décembre 2022.
Les variations de périmètre et autres (y compris effet cash des acquisitions et cessions) ont généré une diminution nette de 7 043 millions d'euros de l'endettement financier net. Cette évolution provient pour l'essentiel des éléments suivants :
− les cessions des participations du Groupe dans les actifs géothermiques PT SUPREME ENERGY MUARA LABOH et RANTAU DEDAP en Indonésie.
de l'évolution des actifs classés en tant qu'«Activités destinées à être cédées» qui se traduisent par une réduction de l'endettement financier net de 297 millions d'euros. Elles comprennent la cession en cours d'une centrale thermique au Brésil ainsi que l'évolution défavorable du projet de cession de certains actifs renouvelables au Mexique (cf. Note 4.2 «Actifs destinés à être cédés») ;
Le Groupe a effectué les principales opérations suivantes au cours de l'année 2022 :
en mai 2022, ENGIE Brasil Energia a remboursé à l'échéance trois emprunts bancaires pour un montant total de 238 millions d'euros ;
au cours de l'année 2022, ENGIE Energia Chile a procédé au tirage de plusieurs emprunts bancaires pour un montant total de 797 millions de dollars américains (748 millions d'euros) ;
Les instruments financiers dérivés sont évalués à leur juste valeur. Cette juste valeur est déterminée sur la base de données de marché, disponibles auprès de contributeurs externes. En l'absence de référence externe, une valorisation fondée sur des modèles internes reconnus par les intervenants sur le marché et privilégiant des données directement dérivées de données observables telles que des cotations de gré à gré sera utilisée.
La variation de juste valeur des instruments dérivés est enregistrée au compte de résultat sauf lorsqu'ils sont désignés comme instruments de couverture dans une couverture de flux de trésorerie ou d'un investissement net. Dans ce cas, les variations de valeur des instruments de couverture sont comptabilisées directement en capitaux propres, hors part inefficace des couvertures.
Le Groupe utilise des instruments financiers dérivés pour gérer et réduire son exposition aux risques de marché provenant de la fluctuation des taux d'intérêt, des cours de change et des prix des matières premières, en particulier sur les marchés du gaz et de l'électricité. Le recours à des produits dérivés s'exerce dans le cadre d'une politique Groupe en matière de gestion des risques de taux, change et matières premières (cf. Note 15 «Risques liés aux instruments financiers»).
Les instruments financiers dérivés sont des contrats, dont la valeur est affectée par la variation d'un ou plusieurs paramètres observables, qui ne requièrent pas d'investissement significatif et prévoient un règlement à une date future.
Les instruments financiers dérivés couvrent les contrats de type swaps, options, futures, swaptions, mais également les engagements d'achat ou vente à terme de titres cotés ou non cotés ainsi que certains engagements fermes ou optionnels d'achat ou vente d'actifs non financiers donnant lieu à livraison physique du sous-jacent.
Concernant plus particulièrement les contrats d'achat et de vente d'électricité et de gaz naturel, le Groupe conduit systématiquement une analyse visant à déterminer si le contrat a été négocié dans le cadre de ses activités dites «normales» et doit ainsi être exclu du champ d'application de la norme IFRS 9. Cette analyse consiste en premier lieu à démontrer que le contrat est conclu et maintenu en vue de la réception ou la livraison physique des matières premières, selon les besoins prévus par le Groupe en matière d'achat, de vente ou d'utilisation pour des volumes destinés à être utilisés ou vendus par le Groupe selon une échéance raisonnable, dans le cadre de son exploitation.
En complément, il convient de démontrer que le Groupe n'a pas de pratique de règlement net au titre de contrats similaires et que ces contrats ne sont pas assimilables à des ventes d'options. En particulier, dans le cas des ventes
d'électricité et de gaz offrant à la contrepartie une flexibilité sur les volumes vendus, le Groupe opère la distinction entre les contrats de vente assimilables à des ventes de capacités – considérés comme entrant dans le cadre de l'activité usuelle du Groupe – et les contrats de vente assimilables à des ventes d'options financières, qui seront comptabilisés comme des instruments financiers dérivés.
Seuls les contrats respectant l'intégralité de ces conditions sont considérés comme exclus du champ d'application d'IFRS 9. Cette analyse donne lieu à la constitution d'une documentation spécifique.
Au niveau du Groupe, les principaux contrats susceptibles de contenir des dérivés dits «incorporés» sont les contrats contenant des clauses ou options pouvant affecter le prix, le volume ou la maturité du contrat. Il s'agit en particulier des contrats d'achat ou de vente d'actifs non financiers dont le prix est susceptible d'être révisé en fonction d'un index, du cours d'une monnaie étrangère ou du prix d'un autre actif que celui sous-jacent au contrat.
Un dérivé incorporé est une composante d'un contrat hybride comprenant également un contrat hôte non dérivé, qui a pour effet de faire varier certains des flux de trésorerie de l'instrument composé d'une manière similaire à un dérivé autonome.
Lorsqu'un contrat hybride comporte un contrat hôte qui est un actif entrant dans le champ d'application de la norme IFRS 9, le Groupe applique les principes de présentation et d'évaluation décrit au paragraphe 18.1. à l'intégralité du contrat hybride.
A l'inverse, lorsque le contrat hybride comporte un contrat hôte qui n'est pas un actif entrant dans le champ d'application de la norme IFRS 9, le dérivé incorporé doit être séparé du contrat hôte et être comptabilisé en tant que dérivé si et seulement si :
Lorsqu'un dérivé incorporé à un contrat hôte est séparé, il est évalué dans l'état de la situation financière à la juste valeur et les variations de juste valeur sont enregistrées en résultat (lorsque le dérivé incorporé n'est pas documenté dans une relation de couverture).
Les instruments financiers dérivés qualifiés d'instruments de couverture sont systématiquement comptabilisés dans l'état de la situation financière à leur juste valeur. Néanmoins, leur mode de comptabilisation varie selon qu'ils sont qualifiés de (i) couverture de juste valeur d'un actif ou passif, (ii) couverture de flux de trésorerie ou (iii) couverture d'un investissement net réalisé dans une entité étrangère.
Une couverture de juste valeur permet de se prémunir contre le risque provenant des variations de juste valeur d'actifs, de passifs, tels que prêts et emprunts à taux fixe ou d'actifs, de passifs ou d'engagements fermes en devises étrangères.
Les variations de juste valeur de l'instrument de couverture sont enregistrées en résultat de la période. De manière symétrique, l'élément couvert est réévalué au titre du risque couvert par le résultat de la période même si l'élément couvert est normalement dans une catégorie dans laquelle les variations de juste valeur sont comptabilisées en autres éléments du résultat global. Ces deux réévaluations se compensent au sein du compte de résultat, au montant près de la part inefficace de la couverture.
Il s'agit de la couverture d'une exposition provenant du risque de variation future d'un ou plusieurs flux de trésorerie affectant le résultat consolidé. Les flux de trésorerie couverts peuvent provenir de contrats sur actifs financiers ou non financiers déjà traduits dans l'état de la situation financière, ou de transactions futures non encore traduites dans l'état de la situation financière, dès lors que ces transactions présentent un caractère hautement probable.
Les variations de juste valeur de l'instrument financier dérivé sont comptabilisées nettes d'impôt en autres éléments du résultat global pour la part efficace et en résultat de la période pour la part inefficace. Les gains ou pertes accumulés en capitaux propres doivent être reclassés en résultat dans la même rubrique que l'élément couvert – à savoir résultat opérationnel courant pour les couvertures de flux d'exploitation et résultat financier pour les autres couvertures – pendant les mêmes périodes au cours desquelles le flux de trésorerie couvert affecte le résultat.
Si la relation de couverture est interrompue, notamment parce qu'elle n'est plus considérée comme efficace, les gains ou pertes accumulés au titre de l'instrument dérivé sont maintenus en capitaux propres jusqu'à l'échéance de la transaction couverte, sauf si l'entité s'attend à ce que la transaction prévue ne se réalise pas : les gains et pertes comptabilisés en capitaux propres sont alors reclassés immédiatement au compte de résultat.
De façon similaire à la couverture de flux de trésorerie, les variations de juste valeur de l'instrument financier dérivé sont comptabilisées nettes d'impôt en autres éléments du résultat global pour la part efficace attribuable au risque de change couvert et en résultat pour la part inefficace. Les gains ou pertes accumulés en capitaux propres sont repris en résultat à la date de liquidation ou de cession de l'investissement net.
Le Groupe identifie l'instrument financier de couverture et l'élément couvert dès la mise en place de la couverture et documente formellement la relation de couverture en identifiant la stratégie de couverture, le risque couvert et la méthode utilisée pour évaluer l'efficacité de la couverture. Seuls les instruments dérivés négociés avec des contreparties externes au Groupe sont considérés comme éligibles à la comptabilité de couverture.
Dès l'initiation et de manière continue durant tous les exercices pour lesquels la couverture a été désignée, le Groupe démontre et documente l'efficacité de la relation de couverture.
La démonstration de l'efficacité des couvertures est conduite de façon prospective et rétrospective. Elle est établie par recours à différentes méthodologies, principalement fondées sur la comparaison entre variations de juste valeur ou de flux de trésorerie sur l'élément couvert et sur l'instrument de couverture. Le Groupe retient également les méthodes fondées sur les analyses de corrélation statistique entre historiques de prix.
Il s'agit notamment des instruments financiers dérivés correspondant à des couvertures économiques mais qui n'ont pas été ou ne sont plus documentés dans des relations de couverture comptable.
Lorsqu'un instrument financier dérivé n'a pas été (ou n'est plus) qualifié de couverture, ses variations de juste valeur successives sont comptabilisées directement en résultat de la période, au sein (i) du résultat opérationnel courant pour les instruments dérivés sur actifs non financiers et (ii) du résultat financier pour les instruments dérivés de change, de taux ou sur actions.
Les instruments financiers dérivés non qualifiés de couverture sont présentés dans l'état de la situation financière en courant pour les instruments de négoce pour compte propre sur matière première et pour les dérivés à échéance de moins de 12 mois et en non courant pour les autres.
La juste valeur des instruments cotés sur un marché actif est déterminée par référence à leur cotation. Dans ce cas, ces instruments sont présentés en niveau 1 d'évaluation de juste valeur.
La juste valeur des instruments financiers non cotés pour lesquels il existe des données observables sur un marché est déterminée en utilisant des techniques d'évaluation telles que les modèles d'évaluation retenus pour les options ou en utilisant la méthode des flux de trésorerie actualisés.
Les modèles utilisés pour évaluer ces instruments intègrent des hypothèses basées sur des données de marché :
Ces instruments sont présentés en niveau 2 d'évaluation de juste valeur, sauf dans le cas où leur évaluation dépend significativement de paramètres non observables. Dans ce dernier cas, ils sont présentés en niveau 3 d'évaluation de juste valeur. Il s'agit le plus souvent d'instruments financiers dérivés dont la maturité excède l'horizon d'observabilité des prix à terme du sous-jacent ou dont certains paramètres tels que la volatilité du sous-jacent n'étaient pas observables.
Sauf cas d'accord de collatéralisation ou autres accords de compensation, le risque de contrepartie est incorporé dans la juste valeur des instruments dérivés actifs et passifs. Il est calculé selon la méthode dite des «pertes attendues» («Expected loss») et tient compte de l'exposition au risque de défaut, de la probabilité de défaut ainsi que du taux de perte en cas de défaut. La probabilité de défaut est déterminée sur la base des notations de crédit («credit rating») attribuées à chaque contrepartie (approche dite «des probabilités historiques»).
Les actifs et passifs financiers font l'objet d'une présentation nette dans l'état de la situation financière lorsque les critères de compensation de la norme IAS 32 sont remplis. La compensation porte sur des instruments conclus avec des contreparties pour lesquelles les conditions contractuelles prévoient un règlement net des transactions ainsi qu'un accord de collatéralisation (appels de marge). En particulier, la compensation des actifs et passifs dérivés relatifs à des matières premières est réalisée pour des transactions conclues avec une même contrepartie, dans la même devise, par type de matière première et point de livraison et ayant des maturités identiques.
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Actifs | Passifs | Actifs | Passifs | ||||||||||
| En millions d'euros | Non courant |
Courant | Total | Non courant |
Courant | Total | Non courant |
Courant | Total | Non courant |
Courant | Total | |
| Instruments financiers dérivés relatifs à la dette |
226 | 92 | 319 | 620 | 114 | 735 | 370 | 130 | 501 | 224 | 89 | 313 | |
| Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières |
30 932 | 15 076 | 46 008 | 37 210 | 11 698 | 48 907 | 24 474 | 19 190 | 43 664 | 22 335 | 22 507 | 44 842 | |
| Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments (1) |
1 975 | 84 | 2 059 | 1 587 | 47 | 1 634 | 772 | 52 | 824 | 1 670 | 106 | 1 775 | |
| TOTAL | 33 134 | 15 252 | 48 386 | 39 417 | 11 859 | 51 276 | 25 616 | 19 373 | 44 989 | 24 228 | 22 702 | 46 931 |
Les instruments financiers dérivés à l'actif et au passif sont évalués à la juste valeur et s'analysent comme suit :
(1) Les instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments comprennent principalement la composante taux des instruments dérivés de couverture (non qualifiés de couverture ou qualifiés de couverture de flux de trésorerie), qui sont exclus de l'agrégat endettement financier net, ainsi que les instruments de couverture d'investissement net.
La hausse du solde des instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières est liée à la volatilité extrême des prix des matières premières intervenue en 2022. Ces dérivés ont pour échéance principalement 2023 et 2024. Cette juste valeur intègre par ailleurs les paramètres de marché au 31 décembre 2022, notamment la réserve «bid ask», dont la mise à jour a eu pour effet de refléter la plus grande volatilité des prix des matières premières ainsi que la diminution de la liquidité observée sur les marchés du gaz et de l'électricité en Europe au cours du deuxième semestre 2022. Sur les principaux marchés où le Groupe opère (Europe, États-Unis, Singapour), une variation de 10% à la hausse ou à la baisse de ces paramètres de marché (dont l'écart «bid ask») impacterait la juste valeur des dérivés concernés à hauteur de respectivement de -143 millions d'euros (hausse) et +143 millions d'euros (baisse).
Le montant net des instruments financiers dérivés après prise en compte d'accords de compensation globale exécutoires ou d'accords similaires, qu'ils soient ou non compensés selon le paragraphe 42 d'IAS 32, sont présentés dans le tableau ci-après :
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Montant brut |
Montant net présenté dans l'état de la situation financière (1) |
Autres accords de compensation (2) |
Montant net Total |
Montant brut |
Montant net présenté dans l'état de la situation financière (1) |
Autres accords de compensation (2) |
Montant net Total |
|
| Actifs | Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières |
72 322 | 46 008 | (8 866) | 37 142 | 75 043 | 43 664 | (9 281) | 34 383 |
| Instruments financiers dérivés relatifs à la dette et aux autres éléments |
2 378 | 2 378 | (364) | 2 014 | 1 325 | 1 325 | (269) | 1 056 | |
| Passifs | Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières |
(75 221) | (48 907) | 5 094 | (43 813) | (76 220) | (44 842) | 4 987 | (39 855) |
| Instruments financiers dérivés relatifs à la dette et aux autres éléments |
(2 369) | (2 369) | 547 | (1 822) | (2 089) | (2 089) | 977 | (1 111) |
(1) Montant net présenté dans l'état de la situation financière après prise en compte des accords de compensations répondant aux critères énoncés au paragraphe 42 d'IAS 32. Compte tenu de la volatilité extrême des prix des matières premières, cette compensation génère des effets importants dans l'état de la situation financière en 2022 et porte principalement sur des dérivés OTC conclus avec des contreparties pour lesquelles les conditions contractuelles prévoient un règlement net des transactions ainsi qu'un accord de collatéralisation (appels de marge).
(2) Les autres accords de compensation comprennent les collatérals et autres instruments de garanties, ainsi que les accords de compensation qui ne satisfont pas aux critères énoncés au paragraphe 42 d'IAS 32.
Les actifs financiers évalués à la juste valeur se répartissent de la manière suivante entre les différents niveaux de juste valeur :
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Total | Niveau 1 | Niveau 2 | Niveau 3 | Total | Niveau 1 | Niveau 2 | Niveau 3 | |
| Autres actifs financiers (hors prêts et créances au coût amorti) |
5 658 | 4 225 | ‐ | 1 433 | 7 276 | 5 556 | ‐ | 1 720 | |
| Instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres |
1 217 | 875 | ‐ | 342 | 2 344 | 1 524 | ‐ | 820 | |
| Instruments de capitaux propres à la juste valeur par résultat |
278 | ‐ | ‐ | 278 | 483 | 227 | ‐ | 256 | |
| Instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres |
2 418 | 2 418 | ‐ | ‐ | 2 261 | 2 254 | ‐ | 7 | |
| Instruments de dette à la juste valeur par résultat | 1 745 | 933 | ‐ | 813 | 2 189 | 1 552 | ‐ | 637 | |
| Instruments financiers dérivés | 48 386 | 138 | 44 730 | 3 518 | 44 989 | 177 | 41 606 | 3 206 | |
| Instruments financiers dérivés relatifs à la dette | 319 | ‐ | 319 | ‐ | 501 | ‐ | 501 | ‐ | |
| Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières - afférents aux activités de portfolio management (1) |
40 992 | ‐ | 40 825 | 168 | 35 381 | ‐ | 35 306 | 75 | |
| Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières - afférents aux activités de trading (1) |
5 016 | 138 | 1 528 | 3 350 | 8 284 | 177 | 4 975 | 3 131 | |
| Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments |
2 059 | ‐ | 2 059 | ‐ | 824 | ‐ | 824 | ‐ | |
| TOTAL | 54 044 | 4 363 | 44 730 | 4 951 | 52 266 | 5 734 | 41 606 | 4 926 |
(1) Les instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières classés en niveau 3 comprennent principalement des contrats d'approvisionnement long terme de gaz et des contrats d'électricité évalués à la juste valeur par résultat. En raison des incertitudes géopolitiques, la juste valeur des contrats souscrits auprès des fournisseurs russes tient compte des aléas liés aux interruptions d'approvisionnement en gaz naturel.
La définition de ces 3 niveaux de juste valeur est présentée dans la Note 14.4 «Instruments financiers dérivés».
La variation des instruments de capitaux propres et de dette à la juste valeur de niveau 3 s'analyse comme suit :
| En millions d'euros | Instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres |
Instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres |
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par résultat |
Instruments de dette à la juste valeur par résultat |
Autres actifs financiers (hors prêts et créances au coût amorti) |
|---|---|---|---|---|---|
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | 821 | 7 | 256 | 637 | 1 721 |
| Acquisitions | 30 | 16 | 93 | 205 | 344 |
| Cessions | (2) | (1) | (36) | (21) | (60) |
| Variations de juste valeur (1) | (499) | ‐ | (15) | (8) | (521) |
| Variations de périmètre, change et divers | (8) | (23) | (20) | ‐ | (51) |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | 342 | ‐ | 278 | 813 | 1 433 |
| Gains/(pertes) enregistrés en résultat relatifs aux instruments |
détenus à la fin de période (4)
(1) Les variations de juste valeur comprennent la diminution de la valeur de la participation minoritaire du Groupe dans Nord Stream AG pour -474 millions d'euros (cf. Note 14.1.1.1 «Instruments de capitaux propres à la juste valeur»).
La variation des instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières afférents aux activités de niveau 3 s'analyse comme suit :
| En millions d'euros | Net Actif/(Passif) |
|---|---|
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | (210) |
| Variations de juste valeur enregistrées en résultat | 3 271 |
| Dénouements | (1 336) |
| Transfert depuis le niveau 3 vers les niveaux 1 et 2 | 34 |
| Juste valeur nette enregistrée en résultat | 1 759 |
| Gains/(pertes) Day-One différés | 78 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | 1 837 |
Les instruments financiers positionnés au passif se répartissent de la manière suivante entre les différents niveaux de juste valeur :
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Total | Niveau 1 | Niveau 2 | Niveau 3 | Total | Niveau 1 | Niveau 2 | Niveau 3 | |
| Dettes financières rentrant dans une relation de couverture de juste valeur |
3 679 | ‐ | 3 679 | ‐ | 4 255 | ‐ | 4 255 | ‐ | |
| Dettes financières ne rentrant pas dans une relation de couverture de juste valeur |
31 500 | 17 093 | 14 407 | ‐ | 36 875 | 24 262 | 12 613 | ‐ | |
| Instruments financiers dérivés | 51 276 | ‐ | 49 595 | 1 681 | 46 931 | ‐ | 43 515 | 3 415 | |
| Instruments financiers dérivés relatifs à la dette | 735 | ‐ | 735 | ‐ | 313 | ‐ | 313 | ‐ | |
| Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières - afférents aux activités de portfolio management (1) |
48 907 | ‐ | 47 227 | 1 681 | 35 458 | ‐ | 34 374 | 1 084 | |
| Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières - afférents aux activités de trading (1) |
‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 9 384 | ‐ | 7 053 | 2 331 | |
| Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments |
1 634 | ‐ | 1 634 | ‐ | 1 775 | ‐ | 1 775 | ‐ | |
| TOTAL | 86 455 | 17 093 | 67 682 | 1 681 | 88 061 | 24 262 | 60 383 | 3 415 |
(1) Les instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières classés en niveau 3 comprennent principalement des contrats d'approvisionnement long terme de gaz et des contrats d'électricité évalués à la juste valeur par résultat. En raison des incertitudes géopolitiques, la juste valeur des contrats souscrits auprès des fournisseurs russes tient compte des aléas liés aux interruptions d'approvisionnement en gaz naturel.
La définition de ces trois niveaux de juste valeur est présentée dans la Note 14.4 «Instruments financiers dérivés».
Les dettes financières comportent des emprunts obligataires rentrant dans une relation de couverture de juste valeur présentés dans ce tableau en niveau 2. Ces emprunts ne sont réévalués qu'au titre de leur composante taux, dont la juste valeur est déterminée sur base de données observables.
Les emprunts obligataires cotés sont classés en niveau 1.
Les autres dettes financières ne rentrant pas dans une relation de couverture de juste valeur sont présentées dans ce tableau en niveau 2. La juste valeur de ces emprunts est déterminée à partir des flux futurs actualisés et repose sur des paramètres observables directement ou indirectement.
Le Groupe utilise principalement des dérivés pour couvrir son exposition aux risques de marché. La gestion des risques financiers est présentée dans le chapitre 2 «Facteurs de risque» du Document D'enregistrement Universel.
Les activités comportant des risques de marché sur matières premières sont principalement :
Le Groupe distingue principalement deux types de risques de marché sur matières premières : les risques de prix directement liés aux fluctuations des prix de marché et les risques de volume inhérents à l'activité.
Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé aux risques de marché sur matières premières, en particulier gaz naturel, électricité, charbon, pétrole et produits pétroliers, autres combustibles, CO2 et autres produits verts. Il intervient sur ces marchés de l'énergie, soit à des fins d'approvisionnement, soit pour optimiser et sécuriser sa chaîne de production et de vente d'énergie. Le Groupe a également recours à des produits dérivés pour offrir à ses clients des instruments de couverture et pour couvrir ses propres positions.
Le portfolio management est l'activité d'optimisation de la valeur de marché des actifs (centrales électriques, contrats d'approvisionnement en gaz, charbon, vente d'énergies, stockage et transport de gaz) aux différents horizons de temps (long terme, moyen terme, court terme). Cette optimisation consiste à :
Le cadre de risque consiste à sécuriser la trajectoire financière du Groupe sur l'horizon budgétaire et à lisser les résultats à moyen terme (3 ou 5 ans selon la maturité des marchés). Il incite les gestionnaires de portefeuille à couvrir économiquement leur portefeuille.
Les sensibilités du portefeuille d'instruments financiers dérivés sur matières premières utilisés dans le cadre des activités de portfolio management au 31 décembre 2022 sont présentées dans le tableau ci-après. Compte tenu de l'augmentation et de la volatilité significatives des prix des matières premières intervenues sur les marchés, impactant plus particulièrement la zone européenne depuis plusieurs mois, les hypothèses de prix pour le gaz naturel et l'électricité en Europe ont été revues à la hausse pour 2022. Ces sensibilités ont été établies dans le contexte actuel d'incertitude.
Ces nouvelles hypothèses ne constituent pas une estimation des prix de marché futurs et ne sont par ailleurs pas représentatives des évolutions futures du résultat et des capitaux propres du Groupe dans la mesure, notamment, où elles ne comprennent pas les sensibilités des éléments couverts sous-jacents (contrats d'achat et de vente de matières premières), non comptabilisés en juste valeur.
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Variations de prix |
Impact sur le résultat avant impôts |
Impact sur les capitaux propres avant impôts |
Impact sur le résultat avant impôts |
Impact sur les capitaux propres avant impôts |
| Produits pétroliers | +10 \$US/bbl | ‐ | 81 | 19 | 159 |
| Gaz naturel - Europe (2) | -10 €/MWh | (700) | (1 237) | N/A | N/A |
| Gaz naturel - Europe (2) | +10 €/MWh | 700 | 1 237 | 246 | 588 |
| Gaz naturel - Reste du monde (2) | +3 €/MWh | 29 | 206 | 52 | 35 |
| Electricité - Europe (2) | -20 €/MWh | (51) | 245 | N/A | N/A |
| Electricité - Europe (2) | +20 €/MWh | 51 | (245) | (73) | (49) |
| Electricité - Reste du monde (2) | +5 €/MWh | (122) | ‐ | (37) | ‐ |
| Droits d'émission de gaz à effet de serre | +2 €/ton | 24 | 1 | (134) | ‐ |
| EUR/USD | +10% | 36 | (186) | 16 | 83 |
| EUR/GBP | +10% | (17) | (34) | (49) | (6) |
(1) Les sensibilités, présentées ci-dessus, portent uniquement sur les instruments financiers dérivés sur matières premières utilisés à des fins de couverture dans le cadre des activités de portfolio management.
(2) En 2021, l'impact correspond à une sensibilité de +3€/MWh pour le gaz et +5€/MWh pour l'électricité. À noter que pour décembre 2022 et par rapport aux sensibilités présentées, des variations de prix plus extrêmes à la hausse comme à la baisse, bien que difficilement quantifiables, pourraient intervenir en fonction de l'évolution de la situation économique ou politique. Par exemple, un changement de prix à la hausse (à la baisse) de 50€/MWh pour le gaz naturel et 100€/MWh pour l'électricité impacterait les sensibilités de l'ordre de +9,7 milliards d'euros (-9,7 milliards d'euros) et -1 milliard d'euros (+0,9 milliard d'euros), respectivement sur le gaz naturel et l'électricité.
L'augmentation significative en 2022 des prix de marché des matières premières a contribué à des variations importantes de la juste valeur de nos instruments financiers, impactant le compte de résultat (cf. Note 8 «Charges opérationnelles») ainsi que les autres éléments du résultat global du Groupe (cf. «État du résultat global»).
Le chiffre d'affaires des activités de trading s'élève à 4 499 millions d'euros au 31 décembre 2022 (contre 1 011 millions d'euros en 2021).
Les activités de trading du Groupe sont réalisées principalement :
Ces entités interviennent sur les marchés organisés ou de gré à gré sur des instruments dérivés tel que les futures, les forwards, les swaps ou les options. Les expositions des activités de trading sur les marchés de l'énergie sont strictement encadrées par un suivi quotidien du respect de la limite de Value at Risk (VaR).
La quantification du risque de marché des activités de trading par la VaR fournit une mesure du risque, tous marchés et produits confondus. La VaR représente la perte potentielle maximale sur la valeur d'un portefeuille compte tenu d'un horizon de détention et d'un intervalle de confiance. La VaR ne constitue pas une indication des résultats attendus mais fait l'objet d'un backtesting régulier.
Le Groupe utilise un horizon de détention de 1 jour et un intervalle de confiance de 99% pour le calcul de la VaR. Ce dispositif est complété par un scénario de stress tests, conformément aux exigences de la réglementation bancaire.
La VaR présentée ci-après correspond aux VaR globales des entités ayant des activités de trading du Groupe. L'augmentation de la VaR reflète la hausse exceptionnelle et la volatilité significative des prix des marchés de matières premières intervenues en 2022.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 2022 moyenne (1) | Maximum 2022 (2) | Minimum 2022 (2) | 2021 moyenne (1) |
|---|---|---|---|---|---|
| Activités de trading | 28 | 33 | 143 | 6 | 10 |
(1) Moyenne des VaR quotidiennes.
(2) Maximum et minimum observés des VaR quotidiennes en 2022.
Les limites de VaR sont fixées dans le cadre d'une gouvernance Groupe, qui a été renforcée au cours d'année pour tenir compte d'un contexte de marchés extrêmement volatils. Ces limites ont été revues à la hausse et tout dépassement a fait l'objet d'un signalement conformément au processus de contrôle des risques de marché dont les mesures mises en œuvre ont pu induire la clôture ou la réduction de certaines positions, la limitation de prise de nouvelles positions ou la révision de l'allocation du portefeuille.
Le suivi permanent des risques de marché et l'application stricte de ces mesures ont permis au Groupe de réaliser ses activités de trading de manière encadrée au cours de l'exercice. Au 31 décembre 2022, la VaR est revenue sous sa limite. La VaR moyenne de 2022, en hausse, est le reflet de conditions de marché extrêmes appliquées à des positions beaucoup plus faibles qu'en 2021.
Le Groupe engage des opérations de couverture de flux de trésorerie (cash flow hedges), en utilisant les instruments dérivés proposés sur les marchés organisés ou de gré à gré, qu'ils soient fermes ou optionnels, pour réduire les risques sur matières premières liés principalement aux flux de trésorerie futurs de ventes et d'achats fermes ou anticipés de matières premières. Ces instruments peuvent être réglés en net ou par livraison physique.
Les sources d'inefficacité de couverture découlent principalement d'incertitudes entourant le calendrier et, des décalages potentiels des dates de règlement et, dans un contexte de forte volatilité des prix de marché des matières premières, des indices entre les instruments dérivés et les expositions sous-jacentes associées.
Les justes valeurs des instruments financiers dérivés sur matières premières sont présentées dans le tableau ci-dessous :
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Actifs | Passifs | Actifs | Passifs | |||||||
| En millions d'euros | Non courant |
Courant | Non courant |
Courant | Non courant |
Courant | Non courant |
|||
| Instruments financiers dérivés afférents aux activités de portfolio management |
30 932 | 10 060 | (37 210) | (11 698) | 24 474 | 10 906 | (22 335) | (13 123) | ||
| Couverture de flux de trésorerie | 3 538 | 4 400 | (2 483) | (4 140) | 2 643 | 5 141 | (1 533) | (3 796) | ||
| Autres instruments financiers dérivés | 27 394 | 5 660 | (34 726) | (7 558) | 21 831 | 5 765 | (20 802) | (9 327) | ||
| Instruments financiers dérivés afférents aux activités de trading |
‐ | 5 016 | ‐ | ‐ | ‐ | 8 284 | ‐ | (9 384) | ||
| TOTAL | 30 932 | 15 076 | (37 210) | (11 698) | 24 474 | 19 190 | (22 335) | (22 507) |
Les justes valeurs, telles qu'indiquées dans le tableau ci-dessus, reflètent les montants pour lesquels les actifs pourraient être échangés, ou les passifs éteints à la date de clôture. Ces justes valeurs ne sont pas représentatives des flux de trésorerie futurs probables dans la mesure où les positions (i) sont sensibles aux mouvements de prix, (ii) peuvent être modifiées par des nouvelles transactions, et (iii) peuvent être compensées par des flux de trésorerie futurs des transactions sous-jacentes.
Par type de matières premières, la juste valeur des instruments de couverture de flux de trésorerie se détaille comme suit :
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Actifs | Passifs | Actifs | Passifs | ||||||
| Non Non |
Non | Non | |||||||
| En millions d'euros | courant | Courant | courant | Courant | courant | Courant | courant | Courant | |
| Gaz naturel | 3 204 | 3 825 | (1 825) | (3 149) | 2 194 | 4 792 | (1 044) | (2 971) | |
| Electricité | 114 | 324 | (208) | (521) | 195 | 171 | (215) | (439) | |
| Pétrole | 219 | 248 | (449) | (470) | 246 | 176 | (274) | (386) | |
| Autres (1) | 1 | 3 | (1) | 1 | 9 | 2 | ‐ | ‐ | |
| TOTAL | 3 538 | 4 400 | (2 483) | (4 140) | 2 643 | 5 141 | (1 533) | (3 796) |
(1) Comprend essentiellement les couvertures de change sur matières premières.
Les montants notionnels des instruments de couverture de flux de trésorerie ainsi que leurs échéances sont indiqués ci-après :
| Au-delà | Total au | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Unité | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | de 5 ans | 31 déc. 2022 | |
| Gaz naturel | GWh | 158 983 | 68 913 | 19 053 | (412) | 6 002 | ‐ | 252 539 |
| Electricité | GWh | (7 447) | (3 226) | (835) | (465) | (457) | (649) | (13 079) |
| Produits pétroliers | Milliers de barils | (11 913) | (11 768) | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | (23 681) |
| Change | Millions d'euros | 2 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 2 |
| Droits d'émission de gaz à effet de serre | Milliers de tonnes | 105 | 80 | 86 | 20 | ‐ | ‐ | 291 |
(1) Position acheteuse/(vendeuse).
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Juste valeur | Nominal | Juste valeur | Nominal | |||
| En millions d'euros | Actif | Passif | Total | Total | Total | Total |
| Couverture de flux de | ||||||
| trésorerie | 7 939 | (6 623) | 1 315 | 39 983 | 2 455 | 15 590 |
| TOTAL | 7 939 | (6 623) | 1 315 | 39 983 | 2 455 | 15 590 |
Les justes valeurs présentées ci-dessus sont de signe positif dans le cas d'un actif et de signe négatif dans le cas d'un passif.
| En millions d'euros | Nominal et encours |
Juste Valeur |
Variation de la juste valeur utilisée pour déterminer la part inefficace |
Variation de la juste valeur comptabilisée dans les capitaux propres (1) |
Part inefficace comptabilisée en résultat (1) |
Montant reclassé des capitaux propres en résultat (1) |
Ligne du compte de résultat |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Couverture des flux de trésorerie |
Instruments de couverture |
39 983 | 1 315 | (1 747) | 189 | (3 003) | Résultat opérationnel courant |
|
| Éléments couverts |
(4 067) |
(1) Gains/(pertes).
L'inefficacité de couverture, dont le montant en 2022 est affecté par la volatilité extrême des prix des matières premières au cours de l'exercice et la décorrélation partielle des différents marchés notamment en Europe, est calculée sur la base de l'évolution de la juste valeur de l'instrument de couverture par rapport à l'évolution de la juste valeur des éléments couverts depuis la mise en place de la couverture. La juste valeur des instruments de couverture au 31 décembre 2022 reflète l'évolution cumulative de la juste valeur des instruments de couverture depuis la mise en place des couvertures.
| Au-delà de 5 | Total au 31 | Total au 31 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | ans | déc. 2022 | déc. 2021 |
| Juste valeur des dérivés par date de maturité |
503 | 645 | 224 | (37) | (11) | (9) | 1 315 | 2 455 |
Le tableau ci-après présente un rapprochement de chaque composante des capitaux propres et une analyse des autres éléments du résultat global :
| Couverture de flux de trésorerie | |
|---|---|
| En millions d'euros | Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières |
| Au 31 DÉCEMBRE 2021 | 4 094 |
| Part efficace comptabilisée en capitaux propres | (1 770) |
| Montant recyclé des capitaux propres en résultat | (3 023) |
| Écarts de conversion | ‐ |
| Variations de périmètre et autres | ‐ |
| Au 31 DÉCEMBRE 2022 | (699) |
Les autres instruments financiers dérivés sur matières premières regroupent :
Le Groupe est exposé aux risques de change définis comme l'impact sur l'état de situation financière et le compte de résultat des fluctuations des taux de change dans l'exercice de ses activités opérationnelles et financières. Ceux-ci se déclinent en (i) un risque transactionnel lié aux opérations courantes, (ii) un risque transactionnel spécifique lié aux projets d'investissement, de fusion-acquisition ou de cession, et (iii) un risque translationnel qui provient de la conversion lors de la consolidation des éléments du bilan et du compte de résultat des entités ayant une devise fonctionnelle différente de l'euro. Les principales expositions au risque translationnel correspondent, aux actifs en dollar américain, en réal brésilien et en livre sterling.
La ventilation par devise de l'encours des emprunts et de l'endettement financier net, avant et après prise en compte des instruments dérivés de couverture, est présentée dans les tableaux ci-dessous :
L'analyse de sensibilité du compte de résultat financier au risque de change (hors impact de conversion du résultat des entités étrangères) a été établie sur la base de l'ensemble des instruments financiers gérés par la trésorerie et présentant un risque de change (y compris les instruments financiers dérivés).
L'analyse de sensibilité des capitaux propres au risque de change a été établie sur la base de l'ensemble des instruments financiers qualifiés de couverture d'investissement net à la date de clôture.
Pour le risque de change, la sensibilité correspond à une variation des cours de change des devises contre l'euro de plus ou moins 10% par rapport au cours de clôture.
| 31 déc. 2022 Impact sur les capitaux Impact sur le résultat propres +10% (1) -10% (1) +10% (1) |
||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | -10% (1) | |||||||
| Expositions libellées dans une autre devise que la devise fonctionnelle des sociétés les portant dans leurs états de situation financière (2) |
(19) | 19 | NA | NA | ||||
| Instruments financiers (dettes et dérivés) qualifiés de couvertures d'investissement net (3) | NA | NA | 426 | (426) |
(1) +(-)10% : dépréciation (appréciation) de 10% de l'ensemble des devises face à l'euro.
L'objectif du Groupe est de maîtriser son coût de financement en limitant l'impact des variations de taux d'intérêt sur son compte de résultat et pour ce faire, la politique du Groupe est donc d'opérer un arbitrage entre taux fixe, taux variable et taux variable protégé («taux variable cappé») au niveau de la dette nette du Groupe, la répartition pouvant évoluer dans une fourchette définie par le management du Groupe en fonction du contexte de marché.
Pour gérer la structure de taux d'intérêt de sa dette nette, le Groupe a recours à des instruments de couverture, essentiellement des swaps et des options sur taux.
Afin de protéger le taux des refinancements d'une partie de sa dette, le Groupe a un portefeuille de pré-couvertures de taux d'intérêt à terme sur les années 2027 et 2028, sur une maturité de 20 ans sur chacun des volumes initiés.
La ventilation par type de taux de l'encours des emprunts et de l'endettement financier net, avant et après prise en compte des instruments dérivés de couverture, est présentée dans les tableaux ci-dessous :
L'analyse de sensibilité a été établie sur la base de la situation de l'endettement net (y compris instruments financiers dérivés de taux d'intérêt et de change liés à la dette nette) à la date de clôture.
Pour le risque de taux d'intérêt, la sensibilité correspond à une variation de la courbe de taux de plus ou moins 100 points de base par rapport aux taux d'intérêt en vigueur à la date de clôture.
| 31 déc. 2022 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Impact sur le résultat | Impact sur les capitaux propres | |||||||
| En millions d'euros | +100 points de base | +100 points de base | -100 points de base | |||||
| Charge nette d'intérêts sur le nominal de la dette nette à taux variable et les jambes à taux variable des dérivés |
(16) | 16 | NA | NA | ||||
| Variation de juste valeur des dérivés non qualifiés de couverture |
(123) | 135 | NA | NA | ||||
| Variation de juste valeur des dérivés de couverture de flux de trésorerie |
NA | NA | 198 | (323) |
Le risque de change (FX) est présenté et géré à l'échelle du Groupe conformément à une politique validée par le management du Groupe. Cette politique distingue trois sources de risque de change principales :
Le risque transactionnel lié aux opérations courantes désigne l'impact financier négatif potentiel des fluctuations de change sur l'activité et les opérations financières libellées dans une devise autre que la monnaie fonctionnelle.
La gestion du risque transactionnel lié aux opérations courantes est intégralement déléguée à toutes les filiales pour leurs activités, tandis que les risques liés aux activités centrales sont gérés au niveau du siège.
Les risques FX liés aux activités opérationnelles sont systématiquement couverts lorsque les flux financiers associés sont certains, avec un horizon de couverture correspondant au minimum à l'horizon du plan à moyen terme. Pour les flux de trésorerie qui ne sont pas certains, dans leur intégralité, la couverture est initialement basée
sur un volume «sans regrets». Les expositions sont suivies et gérées sur la base de la somme des flux de trésorerie nominaux en devises, y compris les montants hautement probables et les couvertures associées.
Pour les risques FX associés aux activités financières, toutes les expositions significatives liées notamment à la trésorerie et aux dettes financières sont systématiquement couvertes. Les expositions sont suivies sur la base de la somme nette des éléments FX inscrits au bilan.
Le risque transactionnel lié aux projets spécifiques désigne l'impact financier négatif potentiel des fluctuations FX sur des opérations majeures particulières, telles que des projets d'investissements, des acquisitions, des cessions et des projets de restructurations, mettant en jeu plusieurs devises.
La gestion de ces risques FX comprend la définition et la mise en place de couvertures tenant compte de la probabilité de risque (y compris la probabilité de réalisation du projet) et de son évolution, ainsi que la disponibilité des instruments de couverture et leur coût associé. Le management a pour objectif de s'assurer de la viabilité et de la rentabilité des transactions.
Le risque translationnel désigne l'impact financier négatif potentiel des fluctuations FX pour les entités consolidées dont la monnaie fonctionnelle est différente de l'euro, et concerne la conversion de leurs résultats et de leurs actifs nets.
Le risque translationnel est géré de façon centralisée avec pour priorité la garantie de la valeur de l'actif net.
La pertinence de la couverture de ce risque translationnel est évaluée régulièrement pour chaque devise (au minimum) ou ensemble d'actifs libellés dans la même devise, compte tenu notamment de la valeur des actifs et des coûts de couverture.
Le Groupe a recours essentiellement aux leviers de gestion suivants afin d'atténuer le risque de change :
Les sources d'inefficacité de couverture découlent principalement d'incertitudes entourant le calendrier et, dans certains cas, le montant, des flux de trésorerie futurs en devises couverts.
Le Groupe est exposé au risque de taux d'intérêt par ses activités de financement et d'investissement. Le risque de taux d'intérêt désigne un risque financier découlant des fluctuations des taux d'intérêt de référence, qui peuvent augmenter le coût de la dette et affecter la viabilité des investissements. Les taux d'intérêt de référence sont les taux d'intérêt du marché, tels que l'EURIBOR et le Libor US, etc., qui ne comprennent pas le différentiel de crédit.
Dans le cadre de la réforme des taux d'intérêts de référence, le Groupe a référencé l'intégralité des nouveaux contrats de financements libellés en USD sur l'indice SOFR. Engie prévoit également d'aligner ses contrats dérivés sur ce même indice. Toutefois, la transition des contrats de financements et de dérivés existants indexés sur Libor US vers le SOFR s'effectuera d'ici juin 2023, date d'arrêt prévisionnelle de publication du Libor US.
Par ailleurs, aucun impact n'est attendu par le Groupe dans le cadre de cette transition.
Les deux principales sources de risque de taux d'intérêt sont les suivantes :
Le risque de taux d'intérêt lié à la dette nette du Groupe désigne l'impact financier des fluctuations des taux de référence sur la dette et le portefeuille de trésorerie découlant des activités de financement récurrentes. Ce risque est principalement géré de manière centralisée.
Les objectifs de la gestion des risques sont, par ordre d'importance :
Le risque de taux d'intérêt est géré activement en suivant l'évolution des taux d'intérêt du marché et leur impact sur la dette brute et nette du Groupe.
Le risque de taux d'intérêt lié aux projets spécifiques désigne l'impact financier négatif potentiel des fluctuations des taux de référence sur des opérations majeures particulières telles que des projets d'investissement, d'acquisition, de cession et de restructuration. Le risque de taux d'intérêt après la réalisation d'une opération est considéré comme lié aux opérations courantes (voir le paragraphe «Risque de taux d'intérêt» plus haut).
La gestion du risque de taux d'intérêt lié à des projets spécifiques a pour objectif de protéger la viabilité économique des projets, des acquisitions, des cessions et des restructurations contre les évolutions défavorables des taux d'intérêt. Pour ce faire, des couvertures peuvent être mises en place en fonction d'un certain nombre de facteurs, dont la probabilité de réalisation, la disponibilité des instruments de couverture et leur coût associé.
Le Groupe a recours essentiellement aux leviers de gestion suivants afin d'atténuer le risque de taux d'intérêt :
Les sources d'inefficacité de couverture découlent principalement de l'évolution de la qualité de crédit des contreparties et des charges liées, ainsi que des décalages potentiels des dates de règlement et des indices entre les instruments dérivés et les expositions sous-jacentes associées.
Le Groupe a décidé d'appliquer la comptabilité de couverture lorsque cela est possible et pertinent pour gérer le risque de change et le risque de taux d'intérêt, et gère également un portefeuille d'instruments dérivés non désignés correspondant à des couvertures économiques liées à des expositions de dette nette et de change.
Le Groupe a recours aux trois méthodes pour la comptabilité de couverture : couverture de flux de trésorerie, couverture de juste valeur et couverture d'investissement net.
En règle générale, le Groupe redéfinit rarement les relations de couverture, ne désigne pas de composantes de risques spécifiques comme un élément couvert et ne désigne pas les expositions de crédit comme évaluées à la juste valeur par résultat.
Le Groupe qualifie de couverture de juste valeur les swaps de taux d'intérêt ou les opérations croisées de devises qui transforment la dette à taux fixe en dette à taux variable.
Les couvertures de flux de trésorerie sont principalement utilisées pour couvrir les flux de trésorerie futurs en devises, les dettes à taux variable et les besoins de refinancement futurs.
Les instruments de couverture d'investissement net sont essentiellement des swaps FX et des contrats à terme.
Les justes valeurs des instruments financiers dérivés (hors matières premières) sont présentées dans le tableau cidessous :
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Actifs | Passifs | Actifs | Passifs | |||||
| En millions d'euros | Non courant |
Courant | Non courant |
Courant | Non courant |
Courant | Non courant |
Courant |
| Instruments financiers dérivés relatifs à la dette |
226 | 92 | (620) | (114) | 370 | 130 | (224) | (89) |
| Couverture de juste valeur | 167 | 4 | (394) | (38) | 261 | 97 | (24) | (35) |
| Couverture de flux de trésorerie | 30 | 5 | (195) | (11) | 36 | 1 | (121) | (4) |
| Dérivés non qualifiés de couverture | 30 | 84 | (32) | (65) | 73 | 33 | (79) | (51) |
| Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments |
1 975 | 84 | (1 587) | (47) | 772 | 52 | (1 670) | (50) |
| Couverture de flux de trésorerie | 509 | 41 | (222) | (7) | 110 | 9 | (264) | ‐ |
| Couverture d'investissement net | 156 | ‐ | (1) | ‐ | 6 | ‐ | (20) | ‐ |
| Dérivés non qualifiés de couverture | 1 310 | 43 | (1 364) | (40) | 656 | 44 | (1 385) | (51) |
| TOTAL | 2 201 | 176 | (2 208) | (161) | 1 142 | 183 | (1 894) | (140) |
Les justes valeurs, telles qu'indiquées dans le tableau ci-dessus, reflètent les montants relatifs au prix qui serait reçu pour la vente d'un actif ou payé pour le transfert d'un passif lors d'une transaction normale entre des intervenants de marché. Ces justes valeurs ne sont pas représentatives des flux de trésorerie futurs probables dans la mesure où les positions (i) sont sensibles aux mouvements de prix ou à l'évolution des notations de crédit, (ii) peuvent être modifiées par des nouvelles transactions, et (iii) peuvent être compensées par des flux de trésorerie futurs des transactions sous-jacentes.
Le tableau ci-après présente, au 31 décembre 2022, un profil des échéances des valeurs nominales des instruments de couverture.
| En millions d'euros | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Payeur/Acheteur | Type de taux d'intérêt |
Type d'instrument financier dérivé |
Devise | Total | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Au-delà de 5 ans |
| Acheteur | Fixe | CCS | USD | (443) | (94) | (117) | (89) | (96) | ‐ | (47) |
| GBP | (1 804) | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | (1 804) | |||
| HKD | (277) | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | (108) | (168) | |||
| PEN | (239) | (40) | (19) | ‐ | (61) | (62) | (57) | |||
| Autres | (602) | (107) | (367) | (73) | ‐ | ‐ | (54) | |||
| Payeur | Fixe | CCS | devises EUR |
2 568 | ‐ | 216 | 75 | ‐ | 98 | 2 179 |
| USD | 279 | 47 | 23 | ‐ | 72 | 72 | 66 | |||
| Variable | CCS | EUR | 273 | 129 | 144 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | |
| CCS | BRL | 392 | 93 | 114 | 90 | 95 | ‐ | ‐ | ||
| En millions d'euros | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Payeur/Acheteur | Type de taux d'intérêt |
Type d'instrument financier dérivé |
Devise | Total | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Au-delà de 5 ans |
| Payeur | Fixe | CAP | EUR | 10 | 6 | 5 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ |
| IRS | EUR | 8 089 | (1 205) | (480) | 249 | 1 253 | 389 | 7 883 | ||
| USD | 1 963 | 725 | 12 | 12 | 725 | 283 | 205 | |||
| Autres | 72 | 3 | 3 | 3 | 4 | 4 | 54 | |||
| Variable | SWAPTION | devises EUR |
1 000 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 1 000 | |
| IRS | EUR | 15 376 | 1 398 | 2 000 | 1 415 | 1 950 | 800 | 7 813 | ||
| BRL | 141 | 141 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ |
Les tableaux présentés ci-dessus excluent les instruments dérivés de change (à l'exception des opérations croisées de devises ou «CCS»). Leurs dates de maturité sont alignées sur celles des éléments couverts.
La gestion des risques FX et taux d'intérêt conduit à une sensibilité FX détaillée dans la Note 15.1.3.2 «Analyse de sensibilité au risque de change» et à un coût moyen de la dette de 2,73%, présenté dans la Note 10 «Résultat financier».
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Juste valeur | Nominal | Juste valeur | Nominal | |||
| En millions d'euros | Actif | Passif | Total | Total | Total | Total |
| Couverture de flux de trésorerie | 28 | (366) | (338) | 3 139 | (253) | 3 201 |
| Couverture d'investissement net | 156 | (1) | 155 | 5 939 | (14) | 2 794 |
| Dérivés non qualifiés de couverture | 217 | (94) | 123 | 12 007 | (39) | 10 166 |
| TOTAL | 401 | (461) | (60) | 21 085 | (306) | 16 161 |
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Juste valeur | Nominal | Juste valeur | Nominal | |||
| En millions d'euros | Actif | Passif | Total | Total | Total | Total |
| Couverture de juste valeur | 171 | (432) | (261) | 5 148 | 299 | 4 203 |
| Couverture de flux de trésorerie | 552 | (67) | 485 | 5 260 | 17 | 2 110 |
| Dérivés non qualifiés de couverture | 1 247 | (1 433) | (186) | 25 885 | (710) | 18 933 |
| TOTAL | 1 970 | (1 932) | 38 | 36 293 | (394) | 25 246 |
Les justes valeurs présentées ci-dessus sont de signe positif dans le cas d'un actif et de signe négatif dans le cas d'un passif.
| En millions d'euros | Nominal et encours |
Juste Valeur (1) |
Variation de la juste valeur utilisée pour déterminer la part inefficace |
Variation de la juste valeur comptabilisée dans les capitaux propres (2) |
Part inefficace comptabilisée en résultat (2) |
Montant reclassé des capitaux propres en résultat (2) |
Ligne du compte de résultat |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Instruments de | Coût de la dette | |||||||
| Couverture de juste valeur |
couverture Éléments couverts (3) (4) |
5 148 3 821 |
(261) (200) |
(261) (576) |
(21) NA |
7 | NA NA |
nette |
| Couverture des flux de trésorerie |
Instruments de couverture Éléments couverts |
8 399 | 147 | 259 (253) |
(446) | 9 | (507) | Autres produits et charges financiers / Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel |
| Couverture d'investissement net |
Instruments de couverture Éléments couverts |
5 939 | 155 | 194 (194) |
82 | NA | (25) | Autres produits et charges financiers / Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel |
(1) L'impact de la couverture de juste valeur des éléments couverts, d'un montant de -200 millions d'euros, est présenté en emprunts à long terme et à court terme.
(2) Gains/(pertes).
(3) La différence entre la variation de la juste valeur utilisée pour déterminer la part inefficace relative aux instruments de couverture et celle relative aux éléments couverts correspond au cout amorti des dettes financières rentrant dans une relation de couverture de juste valeur.
(4) Dont 57 millions d'euros liés à des éléments de couverture qui ont cessé d'être ajustés du fait de la déqualification de la relation de couverture de juste valeur.
L'inefficacité de couverture est calculée sur la base de l'évolution de la juste valeur de l'instrument de couverture par rapport à l'évolution de la juste valeur des éléments couverts depuis la mise en place de la couverture. La juste valeur des instruments de couverture au 31 décembre 2022 reflète l'évolution cumulative de la juste valeur des instruments de couverture depuis la mise en place des couvertures. Pour les couvertures de juste valeur, le même principe s'applique aux éléments couverts.
Au 31 décembre 2022, aucun impact significatif en termes d'inefficacité ou de déqualification de certaines couvertures n'a été constaté à la clôture.
| Total au | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Au-delà de | 31 déc. | Total au 31 | ||||||
| En millions d'euros | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 5 ans | 2022 | déc. 2021 |
| Juste valeur des dérivés par date de maturité | 43 | 13 | 18 | 12 | 42 | 19 | 147 | (235) |
Le tableau ci-après présente un rapprochement de chaque composante des capitaux propres et une analyse des autres éléments du résultat global :
| Couverture de flux de trésorerie | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Instruments financiers dérivés relatifs à la dette - couverture du risque de change (1) (3) |
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments - couverture du risque de taux d'intérêt (1) (3) |
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments - couverture du risque de change (2) (3) |
d'investissement net Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments - couverture du risque de change (2) (4) |
||||
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | 45 | (751) | 27 | (371) | ||||
| Part efficace comptabilisée en capitaux | 424 | 23 | (82) | |||||
| propres Montant reclassé des capitaux propres en résultat |
507 | ‐ | 25 | |||||
| Écarts de conversion | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ||||
| Variations de périmètre et autres | ‐ | 2 | (15) | 42 | ||||
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | 46 | 181 | 35 | (386) | ||||
(1) Couverture de flux de trésorerie relatives à des périodes données.
(2) Couverture de flux de trésorerie relatives à des transactions données.
(3) Comprend -86 millions d'euros de réserves pour lesquelles la comptabilité de couverture a été abandonnée.
(4) L'intégralité des réserves porte sur des relations de couverture poursuivies.
Le Groupe est exposé, par ses activités financières et opérationnelles, aux risques de défaut de ses contreparties (clients, fournisseurs, entrepreneurs EPC (engineering, procurement, construction), partenaires, intermédiaires, banques). Un défaut peut affecter les paiements, la livraison des marchandises et/ou la performance des actifs.
Les principes de gestion du risque de contrepartie sont énoncés dans la politique de gestion du risque de contrepartie du Groupe, qui :
Selon la nature de l'activité, le Groupe est exposé à différents types de risque de contrepartie. Certaines activités ont recours à des instruments de garantie – notamment l'activité Energy Management, où l'utilisation d'appels de marge et autres types de sûretés financières (cadre juridique normalisé) est une pratique habituelle du marché ; par ailleurs, d'autres activités peuvent dans certains cas demander des garanties à leurs contreparties (garanties de la société mère, garanties bancaires, etc.).
Dans le cadre de la nouvelle norme IFRS 9, le Groupe a défini et appliqué une méthodologie à l'ensemble du Groupe, qui prévoit deux approches distinctes :
− des portefeuilles et sous-portefeuilles de clients cohérents doivent être regroupés (portefeuilles avec risque de crédit comparable et/ou comportement comparable en matière de paiement), compte tenu des éléments suivants :
o contreparties publiques ou privées,
En ce qui concerne les actifs financiers échus depuis plus de 30 jours, l'affectation à la phase 2 n'est pas systématique tant que le Groupe dispose d'informations raisonnables et documentées montrant que même si les paiements sont échus depuis plus de 30 jours, ceci ne constitue pas une augmentation significative du risque de crédit depuis la comptabilisation initiale.
En ce qui concerne les actifs financiers échus depuis plus de 90 jours, la présomption peut être réfutée si le Groupe dispose d'informations raisonnables et documentées montrant que même si les paiements sont échus depuis plus de 90 jours, ceci n'indique pas un défaut de la contrepartie.
La formule des pertes de valeur attendues aux phases 1 et 2 est égale à : EAD x PD x LGD, où :
de défaut dépend de l'horizon temporel et de la notation de la contrepartie. Le Groupe utilise des notations externes lorsqu'elles sont disponibles. Les experts d'ENGIE en matière de risque de crédit définissent une notation interne pour les contreparties importantes qui n'ont pas de notation externe ;
Les taux de perte en cas de défaut sont basés notamment sur les référentiels de Bâle :
Pour les actifs considérés comme ayant une importance stratégique pour la contrepartie, tels que les services publics ou les biens essentiels, le taux de perte en cas de défaillance est fixé à 30%.
Le Groupe a décidé de décomptabiliser les montants bruts et les pertes de valeur attendues correspondantes dans les situations suivantes :
Dans un contexte de détérioration de l'environnement économique mondial, de prix de l'énergie atteignant des niveaux historiquement élevés et d'une guerre en Ukraine qui perdure, le Groupe a maintenu tout au long de l'exercice le suivi des encaissements et a renforcé le suivi du risque de défaillance dans ses activités BtoB, BtoC et Energy Management.
Dans le cadre de ses activités marché (essentiellement sur les clients BtoB), le Groupe a pris en compte, dans l'évaluation de ses pertes de crédit attendues, des informations prospectives permettant de refléter au mieux la situation d'une série de secteurs économiques jugés comme étant les plus critiques. En particulier, un ajustement spécifique du taux de provisionnement des pertes de crédit attendues a été réalisé au 31 décembre 2022 sur certains clients des secteurs d'activités à forte consommation d'énergie, et donc particulièrement exposés à l'augmentation significative du prix des matières premières.
Par ailleurs, le risque de défaillance relatif aux activités de fournitures d'énergie BtoC du Groupe a été, jusqu'ici, relativement limité compte tenu de la mise en place, par certains pays, de mesures gouvernementales visant à limiter l'augmentation des prix (bouclier tarifaire, chèques énergie, plan d'étalement des paiements…) ainsi que par l'existence, dans le portefeuille du Groupe, de clients ayant encore un contrat dont le prix fixe a été conclu avant la crise.
Le risque de contrepartie lié aux activités opérationnelles est géré via des mécanismes standards de type garanties de tiers, accords de compensation et appels de marge, via l'utilisation d'instruments de couverture dédiés, ou via le recours à des procédures de prépaiements et de recouvrement adaptées, en particulier pour la clientèle de masse.
Le Groupe a défini une politique qui délègue aux GBU la gestion de ces risques, alors que le Groupe continue à gérer de manière centralisée les expositions des contreparties les plus importantes.
La notation de crédit des grands et moyens clients pour qui les expositions au risque de crédit du Groupe dépassent un certain seuil sont basés sur un processus spécifique de rating, alors qu'un processus simplifié de scoring est utilisé pour les clients pour qui le Groupe a des expositions au risque de crédit plutôt faibles. Ces processus sont fondés sur des méthodes formalisées et cohérentes au sein du Groupe. Le suivi des expositions consolidées est effectué par contrepartie et par segment (notation de crédit, secteur d'activité…) selon des indicateurs standards (risque de paiement, exposition MtM).
Les grandes expositions de GEMS, sur des contreparties de trading et des grands clients commerciaux, font l'objet d'un suivi régulier par les organes de gouvernance Groupe.
Le total des encours exposés au risque de crédit présenté dans les tableaux ci-dessous ne comprend pas les impacts liés à la TVA ou à tout autre élément non sujet au risque de crédit qui s'élèvent à 6 084 millions d'euros au 31 décembre 2022 (contre 14 438 millions d'euros au 31 décembre 2021).
| 31 déc. 2022 | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Approche individuelle |
Niveau 1 : faible risque de crédit |
Niveau 2 : risque de crédit significativement accru |
Niveau 3 : actifs dépréciés |
Total par niveaux de risque |
Investment Grade (1) |
Autres | Total par type de contreparties |
|
| Créances | Brut | 22 754 | 21 321 | 1 316 | 118 | 22 754 | 20 668 | 2 086 | 22 754 |
| commerciales et autres débiteurs |
Pertes de valeur |
||||||||
| attendues | (737) | (533) | (75) | (129) | (737) | (452) | (285) | (737) | |
| TOTAL | 22 017 | 20 787 | 1 241 | (11) | 22 017 | 20 216 | 1 801 | 22 017 | |
| Actifs de contrats | Brut | 5 277 | 5 245 | 29 | 3 | 5 277 | 4 100 | 1 177 | 5 277 |
| Pertes de valeur attendues |
(20) | (16) | ‐ | (4) | (20) | (13) | (7) | (20) | |
| TOTAL | 5 256 | 5 229 | 29 | (1) | 5 256 | 4 087 | 1 169 | 5 256 |
| 31 déc. 2021 | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Approche individuelle |
Niveau 1 : faible risque de crédit |
Niveau 2 : risque de crédit significativement accru |
Niveau 3 : actifs dépréciés |
Total par niveaux de risque |
Investment Grade (1) |
Autres | Total par type de contreparties |
|
| Créances | Brut | 15 997 | 15 023 | 830 | 144 | 15 997 | 14 063 | 1 933 | 15 997 |
| commerciales et autres débiteurs |
Pertes de valeur attendues |
(377) | (237) | (23) | (116) | (377) | (174) | (203) | (377) |
| TOTAL | 15 620 | 14 786 | 806 | 28 | 15 620 | 13 890 | 1 730 | 15 620 | |
| Actifs de contrats | Brut | 3 366 | 3 327 | 37 | 3 | 3 366 | 2 434 | 933 | 3 366 |
| Pertes de valeur attendues |
(12) | (10) | ‐ | (2) | (12) | (8) | (4) | (12) | |
| TOTAL | 3 354 | 3 316 | 37 | 1 | 3 354 | 2 425 | 929 | 3 354 |
(1) Contreparties dont la notation minimale est BBB- chez Standard & Poor's.
| 31 déc. 2022 | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Approche collective |
0 à 6 mois | 6 à 12 mois | au-delà | Total Actifs échus au 31 déc. 2022 |
|||||
| Créances commerciales et | Brut | 4 459 | 300 | 101 | 272 | 673 | ||||
| autres débiteurs | Pertes de valeur attendues |
(1 151) | (19) | (47) | (172) | (238) | ||||
| TOTAL | 3 308 | 281 | 54 | 100 | 435 | |||||
| Actifs de contrats | Brut | 7 370 | 8 | ‐ | 1 | 10 | ||||
| Pertes de valeur attendues |
(27) | ‐ | (8) | ‐ | (8) | |||||
| TOTAL | 7 343 | 8 | (8) | 1 | 2 |
| 31 déc. 2021 | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Approche collective |
0 à 6 mois | 6 à 12 mois | au-delà | Total Actifs échus au 31 déc. 2021 |
|||||
| Créances commerciales et | Brut | 3 529 | 544 | 152 | 267 | 964 | ||||
| autres débiteurs | Pertes de valeur attendues |
(971) | (21) | (21) | (221) | (263) | ||||
| TOTAL | 2 558 | 523 | 132 | 46 | 701 | |||||
| Actifs de contrats | Brut | 5 042 | 584 | 5 | 16 | 604 | ||||
| Pertes de valeur attendues |
(4) | ‐ | ‐ | (1) | (1) | |||||
| TOTAL | 5 038 | 584 | 5 | 15 | 603 |
Dans le cas des instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières, le risque de contrepartie découle de la juste valeur positive des dérivés. Le risque de contrepartie (CVA), qui est pris en compte lors du calcul de la juste valeur de ces instruments dérivés, se base sur des probabilités de défaut dont les paramètres ont été mis à jour, dans un contexte d'incertitude, pour tenir compte d'un risque accru de défaut de paiement.
L'extrême volatilité des prix des matières premières n'a pas significativement modifié l'exposition du Groupe en raison de la qualité de crédit de ses contreparties.
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |||
|---|---|---|---|---|
| Investment | Investment | |||
| En millions d'euros | Grade (1) | Total | Grade (1) | Total |
| Exposition brute (2) | 36 371 | 46 012 | 35 386 | 43 660 |
| Exposition nette (3) | 12 434 | 16 124 | 15 796 | 19 089 |
| % de l'exposition crédit des contreparties «Investment Grade» | 77,1% | 82,7% |
(1) Sont incluses dans la colonne «Investment Grade» les opérations avec des contreparties dont la notation minimale est respectivement BBB- chez Standard & Poor's, Baa3 chez Moody's, ou un équivalent chez Dun & Bradstreet. L'«Investment Grade» est également déterminé à partir d'un outil de notation interne déployé dans le Groupe et portant sur les principales contreparties
(2) Correspond à l'exposition maximale, c'est-à-dire la valeur des dérivés positionnés à l'actif du bilan (juste valeur positive).
(3) Après prise en compte des positions passives avec les mêmes contreparties (juste valeur négative), du collatéral, d'accords de compensation et d'autres techniques de rehaussement de crédit.
Concernant ses activités financières, le Groupe a mis en place des procédures de gestion et de contrôle du risque basées d'une part sur l'habilitation des contreparties en fonction de leurs rating externes, d'éléments objectifs de marché (credit default swap, capitalisation boursière) et de leurs structures financières et, d'autre part, sur des limites de risque de contrepartie.
Afin de diminuer son exposition aux risques de contrepartie, le Groupe a renforcé son recours à un cadre juridique normé basé sur des contrats cadres (incluant des clauses de netting) ainsi que des contrats de collatéralisation (appels de marge).
Le contrôle des risques de contreparties liés à ces activités est assuré au sein de la Direction Financière par un Middle Office indépendant du Trésorier Groupe.
Le total des encours exposés au risque de crédit présenté dans les tableaux ci-dessous ne comprend pas les impacts liés à la TVA ou à tout autre élément non sujet au risque de crédit qui s'élèvent à 547 millions d'euros au 31 décembre 2022 (contre 977 millions d'euros au 31 décembre 2021).
| 31 déc. 2022 | ||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Niveau 1 : faible risque de crédit |
Niveau 2 : risque de crédit significativement accru |
Niveau 3 : actifs dépréciés |
Total par niveaux de risque |
Investment Grade (1) |
Autres | Total par type de contreparties |
|||||
| Brut | 6 596 | 274 | 720 | 7 591 | 3 490 | 4 101 | 7 591 | |||||
| Pertes de valeur | (99) | (38) | (1 154) | (1 291) | (158) | (1 133) | (1 291) | |||||
| attendues TOTAL |
6 497 | 236 | (434) | 6 300 | 3 332 | 2 967 | 6 300 |
| 31 déc. 2021 | ||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Niveau 1 : faible risque de crédit |
Niveau 2 : risque de crédit significativement accru |
Niveau 3 : actifs dépréciés |
Total par niveaux de risque |
Investment Grade (1) |
Autres | Total par type de contreparties |
|||||
| Brut | 4 643 | 302 | 26 | 4 971 | 1 906 | 3 065 | 4 971 | |||||
| Pertes de valeur | (76) | (36) | (113) | (226) | (147) | (79) | (226) | |||||
| attendues TOTAL |
4 567 | 265 | (87) | 4 745 | 1 759 | 2 986 | 4 745 |
(1) Contreparties dont la notation minimale est BBB- chez Standard & Poor's.
En 2022, le Groupe a déprécié le prêt relatif au financement du projet de gazoduc Nord Stream 2 pour un montant total de 987 millions d'euros (y compris intérêts capitalisés).
Le Groupe est exposé au risque de contrepartie sur le placement de ses excédents de trésorerie et au travers de l'utilisation d'instruments financiers dérivés. Dans le cas des instruments financiers à la juste valeur par résultat, ce risque découle de la juste valeur positive. Le risque de contrepartie est pris en compte lors du calcul de la juste valeur de ces instruments dérivés.
| 31 déc. 2022 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Non | Non | |||||||
| Investment | Sans | Investment | Investment | Sans | Investment | |||
| En millions d'euros | Total | Grade (1) | notation (2) | Grade (2) | Total | Grade (1) | notation (2) | Grade (2) |
| Exposition | 15 738 | 92,3% | 4,5% | 3,2% | 14 194 | 85,9% | 8,2% | 5,9% |
(1) Contreparties dont la notation minimale est BBB- chez Standard & Poor's ou Baa3 chez Moody's.
(2) L'essentiel de ces deux expositions est porté par des sociétés consolidées dans lesquelles existent des participations ne donnant pas le contrôle ou par des sociétés du Groupe opérant dans des pays émergents, où la trésorerie n'est pas centralisable et est donc placée localement.
Par ailleurs, au 31 décembre 2022, le Crédit Agricole Corporate and Investment Bank (CACIB) est la principale contrepartie du Groupe et représente 30% des excédents. Il s'agit principalement d'un risque de dépositaire.
Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé à un risque de manque de liquidités permettant de faire face à ses engagements contractuels. Aux risques inhérents à la gestion du besoin en fonds de roulement (BFR) viennent s'ajouter les appels de marge requis par certaines activités de marché, qui sont un moyen d'atténuer, par le biais de sûretés, le risque de contrepartie sur les instruments de couverture.
Le Groupe a mis en place un comité hebdomadaire dont la mission est de piloter et suivre le risque de liquidité du Groupe. Il s'appuie pour ce faire sur la diversification du portefeuille de placements, les sources de financement, les projections de
flux futurs en terme d'investissements et désinvestissements. ENGIE a mis en place un cadre complet pour surveiller et lisser les mouvements de trésorerie liés aux appels de marge sur les marchés de gré à gré ou via une chambre de compensation, en s'appuyant sur le recours à des swaps de liquidité avec ses principales contreparties, ainsi que sur l'émission de lettres de crédit. Compte tenu de la forte volatilité actuelle des marchés, ces appels de marge peuvent produire des effets temporels significatifs sur la position de trésorerie du Groupe, le recours aux deux leviers ci-dessus a donc été renforcé afin de maitriser les impacts sur la trésorerie. Ce comité est complété par des stress tests trimestriels sur les appels de marge mis en place lors de la négociation de dérivés sur matières premières, de taux et de change ayant vocation à apprécier la résistance du Groupe en matière de liquidité.
Le Groupe centralise la quasi-totalité des besoins et des excédents de trésorerie des sociétés contrôlées, ainsi que la majorité de leurs besoins de financement externes à moyen et long terme. La centralisation est assurée via des véhicules de financement (long terme et court terme) ainsi que via des véhicules dédiés de cash pooling du Groupe, situés en France, en Belgique ainsi qu'au Luxembourg.
Les excédents portés par les véhicules centraux sont gérés dans le cadre d'une politique unique. Obéissant aux mêmes principes que cette politique, ceux ne pouvant être centralisés sont investis sur des supports sélectionnés au cas par cas en fonction des contraintes des marchés financiers locaux et de la solidité financière des contreparties.
La succession des crises financières depuis 2008 et l'augmentation du risque de contrepartie ont conduit le Groupe à renforcer sa politique d'investissement avec un objectif d'extrême liquidité et de protection du capital investi, et un suivi quotidien des performances et des risques de contrepartie, permettant une réactivité immédiate. Ainsi, au 31 décembre 2022, 81% de la trésorerie centralisée était investie en dépôts bancaires au jour le jour ou en OPCVM monétaires réguliers à liquidité jour.
La politique de financement du Groupe s'appuie sur les principes suivants :
Le Groupe diversifie ses ressources de financement en procédant le cas échéant à des émissions obligataires publiques ou privées, dans le cadre de son programme d'Euro Medium Term Note, et à des émissions de titres négociables à court terme en France (Negotiable European Commercial Paper) et aux États-Unis (U.S. Commercial Paper) ainsi qu'à l'émission de titres super-subordonnés. Ces programmes d'émission de titres négociables à court terme sont utilisés de manière conjoncturelle ou structurelle pour financer les besoins à court terme du Groupe en raison de leur coût attractif et de leur liquidité. Toutefois, le refinancement de la totalité des encours est toujours sécurisé par des facilités bancaires confirmées – essentiellement centralisées – permettant au Groupe de continuer à se financer dans le cas où l'accès à cette source de financement viendrait à se tarir. Ces facilités sont compatibles avec la taille et les échéances auxquelles le Groupe doit faire face.
Les différentes actions menées par le Groupe permettent de garantir un niveau de liquidité élevé et renforcé.
Au 31 décembre 2022, toutes les sociétés du Groupe dont la dette est consolidée sont en conformité avec les covenants et déclarations figurant dans leur documentation financière, à l'exception de quelques entités non significatives pour lesquelles des actions de mise en conformité sont en cours de mise en place. Aucune des lignes de crédit disponibles centralisées ne contient de clause de défaut liée à des ratios financiers ou à des niveaux de notation.
| En millions d'euros | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Au-delà de 5 ans |
Total au 31 déc. 2022 |
Total au 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Emprunts obligataires | 2 550 | 930 | 1 518 | 2 316 | 2 493 | 13 751 | 23 557 | 26 240 |
| Emprunts bancaires | 797 | 381 | 447 | 247 | 464 | 3 141 | 5 476 | 5 806 |
| Titres négociables à court terme | 7 386 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 7 386 | 4 962 |
| Dettes de location | 403 | 398 | 304 | 275 | 251 | 1 624 | 2 875 | 2 043 |
| Autres emprunts | 140 | 4 | 2 | 1 | 2 | 225 | 374 | 903 |
| Découverts bancaires et comptes courants de trésorerie |
615 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 615 | 499 |
Les autres actifs financiers et trésorerie et équivalents de trésorerie venant en réduction de l'endettement financier net ont une liquidité inférieure à 1 an.
| En millions d'euros | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Au-delà de 5 ans |
Total au 31 déc. 2022 |
Total au 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Flux contractuels d'intérêts non actualisés sur l'encours des emprunts |
916 | 796 | 757 | 701 | 602 | 7 358 | 11 131 | 10 676 |
| En millions d'euros | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Au-delà de 5 ans |
Total au 31 déc. 2022 |
Total au 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Dérivés (hors matières premières) | (15) | (127) | (20) | (12) | (10) | 423 | 239 | 126 |
Afin de refléter au mieux la réalité économique des opérations, les flux liés aux dérivés enregistrés au passif et à l'actif présentés ci-dessous correspondent à des positions nettes.
Au 31 décembre 2022, le Groupe en tant que preneur est potentiellement exposé à des sorties de trésorerie futures non prises en compte lors de l'évaluation des passifs locatifs à hauteur de 1 407 millions d'euros (dont environ 72% sont relatifs à des engagements potentiels au-delà de 2027). Ce montant concerne des contrats de location qui n'ont pas encore pris effet (locations immobilières et de méthaniers).
De plus, le Groupe est également exposé à des sorties de trésorerie futures, sous la forme de paiements de loyers variables, dans le cadre de l'extension de la concession du Rhône. Ces loyers variables sont fonction des recettes résultant des ventes d'électricité.
| En millions d'euros | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Au-delà de 5 ans |
Total au 31 déc. 2022 |
Total au 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Programme de facilités de crédit confirmées non utilisées |
1 339 | 854 | 5 670 | ‐ | 4 004 | 644 | 12 511 | 11 961 |
Parmi ces programmes disponibles, 7 386 millions d'euros sont affectés à la couverture des titres négociables à court terme émis.
Au 31 décembre 2022, aucune contrepartie ne représentait plus de 10% des programmes de lignes de crédit confirmées non tirées.
Le tableau ci-dessous représente une analyse des flux de juste valeur non-actualisés dus et à recevoir des instruments financiers dérivés sur matières premières passifs et actifs enregistrés à la date de clôture.
Le Groupe présente une analyse des échéances contractuelles résiduelles pour les instruments financiers dérivés afférents aux activités de portfolio management. Les instruments financiers dérivés relatifs aux activités de trading sont réputés liquides à moins d'un an et sont présentés en courant dans l'état de situation financière.
| En millions d'euros | 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Au-delà de 5 ans |
Total au 31 déc. 2022 |
Total au 31 déc. 2021 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Instruments financiers dérivés passifs | ||||||||
| afférents aux activités de portfolio | (11 693) | (24 661) | (7 271) | (2 458) | (1 075) | (2 102) | (49 260) | (35 541) |
| management afférents aux activités de trading |
‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | (9 365) |
| Instruments financiers dérivés actifs | ||||||||
| afférents aux activités de portfolio | 10 035 | 18 122 | 7 860 | 4 323 | 432 | 202 | 40 975 | 35 368 |
| management afférents aux activités de trading |
5 098 | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | 5 098 | 8 304 |
| TOTAL | 3 441 | (6 538) | 589 | 1 866 | (644) | (1 900) | (3 187) | (1 234) |
Certaines sociétés opérationnelles du Groupe ont souscrit des contrats à long terme dont certains intègrent des clauses de take-or-pay par lesquelles elles s'engagent à acheter ou vendre de manière ferme, et les tiers concernés à leur livrer ou acheter de manière ferme, des quantités déterminées de gaz, d'électricité ou de vapeur ainsi que les services associés. Ces contrats ont été documentés comme étant en dehors du champ d'application d'IFRS 9. Le tableau ci-dessous regroupe les principaux engagements futurs afférents aux contrats des GBU Renouvelables et GEMS (exprimés en TWh).
| Total au 31 déc. | Total au 31 déc. | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| En TWh | 2023 | 2024-2027 | Au-delà de 5 ans | 2022 | 2021 |
| Achats fermes | (423) | (762) | (700) | (1 884) | (1 922) |
| Ventes fermes | 435 | 552 | 256 | 1 243 | 1 421 |
| Nombre d'actions | Valeurs comptables | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| (en millions d'euros) | |||||||
| Total | Actions propres | En circulation | Capital social | Primes | Actions | ||
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | 2 435 285 011 | (15 083 149) | 2 420 201 862 | 2 435 | 26 058 | propres (199) | |
| Dividende distribué en numéraire | (394) | ||||||
| Offre Link 2022 | 13 079 518 | 13 079 518 | 171 | ||||
| Augmentation de capital Link | 3 081 774 | 3 081 774 | 3 | 29 | |||
| Réduction de capital Link | (3 081 774) | 3 081 774 | (3) | (27) | 40 | ||
| Achat/vente d'actions propres | (19 054 771) | (19 054 771) | (245) | ||||
| Attribution actions gratuites | 3 446 201 | 3 446 201 | 43 | ||||
| Réévaluation | |||||||
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | 2 435 285 011 | (14 530 427) | 2 420 754 584 | 2 435 | 25 667 | (189) |
L'évolution du nombre d'actions en circulation durant l'exercice 2022 résulte :
Le Groupe n'a plus depuis 2017 de plan d'option d'achat ou de souscription d'actions.
Les attributions effectuées dans le cadre de plans d'actions de performance décrites dans la Note 19 «Paiements fondés sur des actions» sont couvertes par des actions existantes d'ENGIE SA.
Les titres d'autocontrôle sont enregistrés pour leur coût d'acquisition en diminution des capitaux propres. Les résultats de cession de ces titres sont imputés directement dans les capitaux propres et ne contribuent pas au résultat de l'exercice.
Le Groupe dispose d'un plan de rachat d'actions propres résultant de l'autorisation conférée au Conseil d'Administration par l'Assemblée Générale Mixte du 21 avril 2022. Le nombre maximum d'actions acquises en application de ce programme ne peut excéder 10% du capital de la société ENGIE SA à la date de cette Assemblée Générale. Le montant total des
acquisitions net de frais ne pourra excéder 7,3 milliards d'euros tandis que le prix acquitté devra être inférieur à 30 euros par action, hors frais d'acquisition.
Au 31 décembre 2022, le Groupe détient 14,5 millions d'actions propres. À ce jour toutes les actions ont été affectées à la couverture des engagements du Groupe en matière d'attribution d'actions aux salariés et mandataires sociaux.
Le contrat de liquidité signé avec un prestataire de service d'investissement délègue à ce dernier un rôle d'intervention quotidienne sur le marché, à l'achat et à la vente des actions ENGIE SA, visant à assurer la liquidité et à animer le marché du titre sur les places boursières de Paris et Bruxelles. Les moyens actuels affectés à la mise en œuvre de ce contrat s'élèvent à 50 millions d'euros.
Les primes, les réserves consolidées et les émissions de titres super-subordonnés (y compris le résultat de l'exercice) s'élèvent à 34 097 millions d'euros au 31 décembre 2022, dont 25 667 millions d'euros au titre des primes liées au capital. Les primes liées au capital intègre une partie du versement du dividende en numéraire au titre de l'exercice 2021 pour un montant de -394 millions d'euros.
Les réserves consolidées comprennent les résultats cumulés du Groupe, les réserves légales et statutaires de la société ENGIE SA, les pertes et gains actuariels cumulés nets d'impôt ainsi que la variation de la juste valeur des instruments de capitaux propres évaluée par les autres éléments du résultat global net d'impôt.
En application des dispositions légales françaises, 5% du résultat net des sociétés françaises doit être affecté à la réserve légale jusqu'à ce que celle-ci représente 10% du capital social. Cette réserve ne peut être distribuée aux actionnaires qu'en cas de liquidation. Le montant de la réserve légale de la société ENGIE SA s'élève à 244 millions d'euros.
ENGIE SA a procédé en octobre 2022 au remboursement anticipé de titres super-subordonnés à durée indéterminée pour un montant total de 374 millions d'euros, se traduisant par :
Conformément aux dispositions d'IAS 32 – Instruments financiers – Présentation, et compte tenu de leurs caractéristiques, ces instruments sont comptabilisés en capitaux propres dans les états financiers consolidés du Groupe.
Au 31 décembre 2022, l'encours des titres super-subordonnés, en valeur nominale, s'élève à 3 393 millions d'euros, contre 3 767 millions d'euros au 31 décembre 2021.
En 2022, le Groupe a versé 77 millions d'euros aux détenteurs de ces titres, soit 90 millions d'euros au titre des coupons, net de 13 millions d'indemnités de remboursement anticipé reçues. Ces montants sont comptabilisés en déduction des capitaux propres dans les états financiers consolidés du Groupe ; l'économie d'impôt afférente est comptabilisée dans le compte de résultat.
La capacité distributive totale de la société ENGIE SA s'élève à 27 365 millions d'euros au 31 décembre 2022 (contre 27 758 millions d'euros au 31 décembre 2021), dont 25 667 millions d'euros au titre des primes liées au capital social.
Il a été proposé à l'Assemblée Générale du Groupe ENGIE statuant sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2021 de verser un dividende unitaire de 0,85 euro par action soit un montant total de 2 060 millions d'euros sur la base du nombre d'actions en circulation au 31 décembre 2021. Ce dividende unitaire a été majoré de 10% pour toute action détenue depuis deux ans minimum au 31 décembre 2021 et maintenue à la date de mise en paiement du dividende 2021. Sur la base du nombre d'actions en circulation au 31 décembre 2021, cette majoration s'élève à 22 millions d'euros.
Il sera proposé à l'Assemblée Générale du Groupe ENGIE statuant sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2022 de verser un dividende unitaire de 1,40 euro par action soit un montant total de 3 389 millions d'euros sur la base du nombre d'actions en circulation au 31 décembre 2022. Ce dividende unitaire sera majoré de 10% pour toute action détenue depuis deux ans minimum au 31 décembre 2022 et maintenue à la date de mise en paiement du dividende 2022. Sur la base du nombre d'actions en circulation au 31 décembre 2022, cette majoration est évaluée à 40 millions d'euros.
Sous réserve d'approbation par l'Assemblée Générale qui se tiendra le mercredi 26 avril 2023, le dividende dont le coupon aura été détaché le vendredi 28 avril 2023, sera payé le mercredi 03 mai 2023. Il n'est pas reconnu en tant que passif dans les comptes au 31 décembre 2022, les états financiers à fin 2022 étant présentés avant affectation.
Le 31 mars 2022, le Groupe a signé un accord de cession d'une participation de 49%, sans perte de contrôle, dans un portefeuille de 665 MW d'énergies renouvelables (éolien et solaire) aux États-Unis au groupe américain InfraRed Capital Partners. ENGIE continue à consolider ces actifs par intégration globale et à en assurer l'exploitation et la maintenance. Cette opération s'est traduite par un encaissement de 224 millions d'euros et une augmentation similaire des capitaux propres.
Tous les éléments figurant dans le tableau ci-dessous correspondent aux pertes et gains cumulés (part du Groupe) au 31 décembre 2022 et au 31 décembre 2021, qui sont recyclables en résultat.
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Instruments de dette | (369) | 9 |
| Couverture d'investissement net (1) | (386) | (371) |
| Couverture de flux de trésorerie (hors matières premières) (1) | 218 | (699) |
| Couverture de flux de trésorerie (sur matières premières) (1) | (318) | 4 383 |
| Impôts différés sur éléments ci-dessus | (112) | (1 064) |
| Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments recyclables, net d'impôt (2) | 300 | (546) |
| Éléments recyclables relatifs aux activités non poursuivies, nets d'impôts | ‐ | 118 |
| TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES AVANT ECARTS DE CONVERSION | (668) | 1 831 |
| Écarts de conversion | (1 422) | (2 136) |
| TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES | (2 090) | (306) |
(1) Cf. Note 15 «Risques liés aux instruments financiers».
(2) Cf. Note 3 «Participations dans les entreprises mises en équivalence».
ENGIE SA cherche à optimiser de manière continue sa structure financière par un équilibre optimal entre son endettement financier économique net et son EBITDA. L'objectif principal du Groupe en termes de gestion de sa structure financière est de maximiser la valeur pour les actionnaires, de réduire le coût du capital, tout en assurant la flexibilité financière nécessaire à la poursuite de son développement. Le Groupe gère sa structure financière et procède à des ajustements au regard de l'évolution des conditions économiques. Dans ce cadre, il peut ajuster le paiement de dividendes aux actionnaires, rembourser une partie du capital, procéder au rachat d'actions propres (cf. Note 16.1.2 «Actions propres»), émettre de nouvelles actions, lancer des plans de paiement fondés sur actions, redimensionner son enveloppe d'investissements ou vendre des actifs pour réduire son endettement financier net.
Le Groupe a comme politique de maintenir une notation de crédit de niveau «strong investment grade» auprès des agences de notation. À cette fin, il gère sa structure financière en tenant compte des éléments généralement retenus par ces agences, à savoir le profil opérationnel du Groupe, sa politique financière et un ensemble de ratios financiers. Parmi ceux-ci, un des ratios le plus souvent utilisé est celui qui reprend, au numérateur, les cash flows opérationnels diminués du coût de la dette et des impôts dûs et, au dénominateur, l'endettement financier net ajusté. Les ajustements sur l'endettement financier net portent principalement sur la prise en compte de la partie non couverte des provisions nucléaires et pour pensions, ainsi que 50% des émissions hybrides (titres super subordonnés). Par ailleurs, le Groupe a défini une guidance portant sur son profil financier sur le ratio «dette nette économique divisée par l'EBITDA» inférieur ou égal à 4 fois.
Les objectifs, politiques et procédures de gestion sont demeurés identiques depuis plusieurs exercices.
En dehors des exigences légales, ENGIE SA n'est sujet à aucune exigence externe en termes de capitaux propres minimum.
Le Groupe comptabilise une provision dès lors qu'il existe une obligation actuelle (légale ou implicite) à l'égard d'un tiers, résultant d'un événement passé, et qu'il est probable qu'une sortie de ressources sera nécessaire pour régler cette obligation sans contrepartie attendue.
Une provision pour restructuration est comptabilisée dès lors que les critères généraux de constitution d'une provision sont satisfaits, qu'il existe un plan détaillé formalisé et que le Groupe a créé, chez les personnes concernées, une attente fondée de mise en œuvre de la restructuration, soit en commençant à exécuter le plan, soit en leur annonçant ses principales caractéristiques.
Les provisions dont l'échéance est supérieure à 12 mois sont actualisées dès lors que l'effet de l'actualisation est significatif. Les principales natures de provisions à long terme du Groupe sont les provisions pour traitement de l'aval du cycle du combustible nucléaire, les provisions pour démantèlement des installations, les provisions pour remise en état de site et les provisions pour avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages à long terme. Les taux d'actualisation utilisés reflètent les appréciations actuelles par le marché de la valeur temps de l'argent et des risques spécifiques au passif concerné. Les charges correspondant à la désactualisation des provisions à long terme sont constatées en résultat financier (en «Autres produits et autres charges financiers»).
Les paramètres qui ont une influence significative sur le montant des provisions, et plus particulièrement – mais pas uniquement – celles relatives à la gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire, au démantèlement des sites de production nucléaires et des infrastructures gazières en France, sont :
Ces paramètres sont établis sur la base des informations et estimations que le Groupe estime les plus appropriées à ce jour.
La modification de certains paramètres pourrait conduire à une révision significative des provisions comptabilisées.
| Avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long |
Gestion de l'aval du cycle nucléaire et Démantèlement des installations |
Démantèlement des installations |
|||
|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | terme | nucléaires | Hors nucléaires | Autres risques | Total |
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | 7 000 | 15 119 | 1 172 | 2 169 | 25 459 |
| Dotations | 279 | 1 028 | 6 | 669 | 1 981 |
| Reprises pour utilisation | (379) | (163) | (62) | (630) | (1 235) |
| Reprises pour excédent | (1) | ‐ | ‐ | (41) | (42) |
| Variation de périmètre | 29 | ‐ | (3) | 46 | 72 |
| Effet de la désactualisation | 89 | 454 | 28 | 5 | 576 |
| Écarts de change | 13 | ‐ | 14 | 4 | 32 |
| Autres | (2 558) | 2 579 | 175 | (13) | 184 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | 4 471 | 19 017 | 1 330 | 2 209 | 27 027 |
| Non courant | 4 393 | 18 594 | 1 329 | 346 | 24 663 |
| Courant | 78 | 423 | 1 | 1 863 | 2 365 |
L'effet de la désactualisation portant sur les avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme correspond à la charge d'intérêts sur la dette actuarielle, nette des produits d'intérêts des actifs de couverture.
La ligne «Autres» se compose essentiellement des écarts actuariels générés en 2022 sur les avantages postérieurs à l'emploi, lesquels sont comptabilisés en «Autres éléments du résultat global», ainsi que des provisions constatées en contrepartie d'un actif de démantèlement ou de remise en état de site.
Les flux de dotations, reprises et désactualisation présentés ci-dessus, sont ventilés de la façon suivante dans le compte de résultat :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 |
|---|---|
| Résultat des activités opérationnelles | (738) |
| Autres produits et charges financiers | (577) |
| TOTAL | (1 315) |
L'analyse par nature des provisions et les principes applicables à leurs modalités de calcul sont exposés ci-dessous.
Se reporter à la Note 18 «Avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages à long terme».
Dans le cadre de la production d'énergie à partir d'unités nucléaires, le Groupe assume des obligations liées à la gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire et au démantèlement des centrales nucléaires.
La loi belge du 11 avril 2003, partiellement abrogée et modifiée par la loi du 12 juillet 2022 attribue à Synatom, filiale du Groupe, la gestion des provisions pour le démantèlement des centrales nucléaires et pour la gestion du combustible usé. Cette loi organise l'établissement d'une Commission des provisions nucléaires (CPN) dont la mission est de contrôler le processus de constitution et la gestion de ces provisions.
Conformément à la loi, la CPN procède tous les trois ans, à un audit de l'application faite des méthodes de calcul utilisées pour la constitution des provisions nucléaires et de leur adéquation.
Dans ce contexte un dossier de réévaluation triennal des provisions nucléaires a été transmis le 2 septembre 2022 par Synatom à la CPN qui a émis un ensemble de remarques le 16 décembre 2022 tendant à la confirmation des scénarios de référence, à l'ajout de coûts complémentaires et à l'ajustement des taux d'actualisation. Les provisions comptabilisées au 31 décembre 2022 prennent intégralement en compte les remarques et hypothèses retenues par la CPN.
Toutefois, contestant certaines remarques de la CPN du fait de leur caractère exagérément conservateur ou inadapté techniquement, le Groupe a remis le 14 février 2023, conformément à la loi, une nouvelle proposition adaptée expliquant les raisons pour lesquelles il considère qu'il ne peut leur être donné suite. La CPN rendra ensuite son avis définitif, le cas échéant, sous le contrôle juridictionnel de la Cour des marchés de Bruxelles.
Par ailleurs, dans la perspective d'une éventuelle prolongation des réacteurs nucléaires de Doel 4 et Tihange 3, le Groupe ENGIE est entré en discussion avec le gouvernement belge sur le plafonnement libératoire pour ENGIE des coûts de traitement des déchets nucléaires qui représentent environ 58% du total des provisions comptabilisées au 31 décembre 2022. Une lettre d'intention entre les parties a été signée le 22 juillet 2022, confirmée et enrichie par un accord de principes non engageant du 9 janvier 2023. Ces documents prévoient des accords de principes étendus pour le 15 mars et un accord engageant pour juin 2023. Dans l'hypothèse d'un accord effectif entre les parties, le différentiel entre le montant du plafonnement libératoire et le montant des provisions constatées au 31 décembre 2022 serait constitutif d'un passif à comptabiliser.
A défaut d'accord global à date, les provisions comptabilisées au 31 décembre 2022 ne tiennent pas compte d'éventuels engagements complémentaires ni réaménagement des passifs du Groupe qui pourraient résulter de ces discussions et restent établies sur la base du cadre contractuel et légal actuel qui fixe la durée d'exploitation des unités nucléaires à 50 ans pour Tihange 1 ainsi que Doel 1 et 2 et à 40 ans pour les autres unités.
Les provisions intègrent dans leurs hypothèses l'ensemble des obligations réglementaires environnementales existantes ou dont la mise en place est prévue au niveau européen, national ou régional. Si une nouvelle législation devait être introduite dans le futur, les coûts estimés servant de base aux calculs seraient susceptibles de varier.
L'évaluation des provisions intègre des marges pour aléas et risques afin de tenir compte du degré de maîtrise des techniques de démantèlement et de gestion du combustible usé. Des marges pour aléas relatifs à l'évacuation des déchets sont déterminées par l'Organisme national des déchets radioactifs et des matières fissiles enrichies (ONDRAF) et intégrées dans ses redevances. Le Groupe estime par ailleurs des marges appropriées pour chaque catégorie de coûts.
La prise en compte des remarques de la CPN et les obligations liées aux projets de dépôts de déchets nucléaires ont conduit à une revalorisation des passifs nucléaires dans les comptes consolidés du Groupe ENGIE de 3,3 milliards d'euros, au-delà de la charge nette annuelle récurrente de l'exercice, principalement induite par une diminution du taux d'actualisation de la provision pour gestion du combustible usé et une augmentation de certains coûts retenus pour l'évaluation de la provision pour le démantèlement des sites de production nucléaire.
Enfin, le montant des provisions ainsi comptabilisées sera également susceptible d'être revu en cas d'accord restant à signer avec le gouvernement belge.
La ventilation des provisions pour démantèlement entre Synatom et Electrabel est présentée ci-dessous :
| En millions d'euros | Courant | Non-courant | 31 déc. 2022 |
|---|---|---|---|
| Provisions pour démantèlement des installations nucléaires Synatom | 305 | 8 464 | 8 769 |
| Provisions pour gestion de l'aval du cycle nucléaire - Synatom | 118 | 8 970 | 9 088 |
| Provisions pour démantèlement des installations nucléaires Electrabel | ‐ | 1 160 | 1 160 |
| TOTAL | 423 | 18 594 | 19 017 |
Le calcul des dotations aux provisions pour la gestion du combustible usé est effectué sur base d'un coût unitaire moyen, déterminé pour l'ensemble des quantités qui auront été utilisées jusqu'à la fin de la période d'exploitation des centrales et appliqué aux quantités générées en date de clôture. Une dotation annuelle, correspondant à l'effet de désactualisation des provisions, est également constituée.
Après son déchargement d'un réacteur et son entreposage temporaire sur site, le combustible usé fera l'objet d'un conditionnement, avant son évacuation en stockage à long terme.
L'hypothèse de stockage de long terme intégrée dans le scénario retenu par la CPN se base sur le dépôt en couche géologique profonde dans un site restant à identifier et qualifier en Belgique. Ce scénario n'est à ce jour pas confirmé par l'adoption d'un programme national conforme à l'article 12 de la directive 2011/70/EURATOM. La Commission européenne a, à ce titre, adressé le 27 novembre 2019 un avis motivé à la Belgique dans le cadre de la procédure de manquement de l'article 258 du Traité sur le fonctionnement de l'Union européenne. Un arrêté royal du 28 octobre 2022 a depuis institué «la première partie de la Politique nationale en matière de gestion à long terme des déchets radioactifs de haute activité et/ou de longue durée de vie et précisant le processus d'institution par étapes des autres parties de cette Politique nationale». Cet arrêté royal confirme «le stockage en profondeur de ces déchets sur le territoire belge sur un ou plusieurs sites» comme «l'avant-projet de concept de gestion à long terme des déchets radioactifs visés à l'article 3, en attendant le résultat du processus décisionnel (…)». Il consacre également «la réversibilité de la Politique nationale, qui implique, après reconsidération, la possibilité de revenir sur une ou plusieurs parties de cette Politique». Il n'est ainsi pas possible de garantir que le stockage en profondeur des déchets de catégorie B – de faible ou moyenne activité à longue durée de vie issus du démantèlement – et C – de haute activité et/ou de longue durée de vie – restera la solution technique choisie par la Belgique.
Si cette hypothèse devait être remise en cause, les coûts de la gestion de l'aval du cycle pourraient devoir être ajustés. Le Groupe ENGIE a par ailleurs mis l'État belge en demeure de mettre fin à l'incertitude créée par cet état de fait et aux dommages causés par le report des différents projets nécessaires à la gestion des déchets nucléaires en Belgique et réserve ses droits à en demander le cas échéant réparation.
Compte tenu d'un ensemble d'évolutions du marché du combustible nucléaire, la société de provisionnement nucléaire a proposé et la CPN a confirmé que le scénario de retraitement partiel du combustible afin de permettre le traitement notamment du MOX historiquement utilisé dans les centrales belges, ne pouvait plus être le scénario de référence. Contrairement aux évaluations précédentes, le scénario de référence retenu n'intègre plus le coût d'un contrat de retraitement ni les marges pour aléas associées mais intègre une hypothèse d'évacuation directe du MOX en stockage en profondeur. Si les circonstances venaient à changer, le calcul des coûts pourrait être revu.
Les provisions pour la gestion du combustible usé constituées par le Groupe couvrent l'ensemble des coûts liés à ce scénario : entreposage sur site, transport, conditionnement, entreposage et évacuation géologique. Elles sont déterminées sur la base des principes et paramètres suivants :
Les coûts effectivement supportés dans le futur pourraient différer de ceux estimés compte tenu de leur nature et de leur échéance. Certaines recommandations de l'ONDRAF n'ayant pas encore pu être quantifiées feront l'objet d'une discussion au sein de la CPN qui formulera le cas échéant un avis complémentaire en 2023.
Les provisions pour la gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire restent sensibles aux hypothèses de coûts, de calendrier des opérations et d'engagement des dépenses ainsi qu'au taux d'actualisation :
Dès lors qu'il existe une obligation actuelle, légale ou implicite, de démanteler ou restaurer un site, le Groupe comptabilise une provision pour démantèlement ou remise en état de site. La valeur actuelle de l'engagement au moment de la mise en service constitue le montant initial de la provision pour démantèlement avec, en contrepartie, un actif d'un montant identique repris dans les immobilisations corporelles concernées. Cet actif est amorti sur la durée d'exploitation des installations, et est compris dans le périmètre des actifs faisant l'objet de tests de valeur. Les ajustements de la provision consécutifs à une révision ultérieure (i) du montant estimé des engagements, (ii) de l'échéancier des dépenses du démantèlement ou (iii) du taux d'actualisation, sont symétriquement portés en déduction ou, sous certaines conditions, en augmentation du coût de l'actif correspondant. Les effets de la désactualisation sont comptabilisés en charge de l'exercice.
Les unités nucléaires sur lesquelles le Groupe détient un droit de capacité font également l'objet d'une provision à concurrence de la quote-part dans les coûts attendus de démantèlement qu'il doit supporter.
Au terme de leur durée d'exploitation, les centrales nucléaires doivent être démantelées. Les provisions constituées dans les comptes du Groupe sont destinées à couvrir tous les coûts relatifs tant à la phase de mise à l'arrêt définitif, qui concerne les opérations de déchargement et d'évacuation du combustible irradié de la centrale, qu'à la période de démantèlement proprement dite qui conduit au déclassement et à l'assainissement du site.
La stratégie de démantèlement retenue repose sur un démantèlement (i) immédiat après l'arrêt du réacteur, (ii) réalisé en série plutôt qu'unité par unité et (iii) complet (retour à un «greenfield industriel»), permettant un usage industriel futur du terrain.
Les provisions pour le démantèlement des centrales nucléaires sont constituées sur la base des principes et paramètres suivants :
pourraient être amenés à évoluer en considération de l'issue de ces discussions et du projet détaillé de réalisation de ces phases en cours de définition ;
En outre, les passifs constitués au titre de l'évacuation de déchets opérationnels au niveau d'Electrabel intègrent la mise à jour tarifaire validée par le Conseil d'Administration de l'ONDRAF en mai 2022.
Enfin, le Groupe a également constitué, sur base des provisions des actifs belges se rapprochant le plus de ces centrales, des provisions destinées à couvrir les coûts relatifs à la phase de mise à l'arrêt définitif de ses droits de tirage dans Tricastin et Chooz B ainsi que pour la période de démantèlement qui conduit au déclassement et à l'assainissement du site de Chooz B, conformément aux accords respectifs conclus avec EDF.
Comme indiqué au point précédent, la loi belge du 12 juillet 2022, abrogeant partiellement et modifiant la loi du 11 avril 2003, attribue à Synatom, filiale détenue à 100% par le Groupe, la mission de gérer et placer les fonds reçus des exploitants nucléaires belges pour couvrir les dépenses de démantèlement des centrales nucléaires et de gestion du combustible usé. En application de la loi du 11 avril 2003, Synatom pouvait prêter un maximum de 75% de ces fonds à des exploitants nucléaires dans le respect de certains critères en matière de qualité de crédit.
Conformément à la loi du 12 juillet 2022, le montant des prêts en cours entre Synatom et les exploitants nucléaires représentant la contre-valeur des provisions pour la gestion du combustible usé, sera remboursé d'ici le 31 décembre 2025 à Synatom selon un échéancier prévu dans la loi. Le montant des prêts en cours entre Synatom et Electrabel
représentant la contre-valeur des provisions pour le démantèlement sera remboursé d'ici le 31 décembre 2030 à Synatom selon un échéancier prévu dans la loi.
La partie des provisions ne faisant pas l'objet de prêts aux exploitants nucléaires est placée par Synatom soit dans des actifs financiers extérieurs aux exploitants nucléaires, soit dans des prêts à des personnes morales répondant aux critères de «qualité de crédit» imposés par la loi.
Au cours de l'exercice 2022, Synatom a, en conséquence, investi près de 1,9 milliard d'euros dans de tels actifs.
L'objectif poursuivi par Synatom en termes d'investissement dans ces actifs est d'offrir, à long terme, un rendement suffisant, pour un niveau de risque acceptable, afin de couvrir les coûts liés au démantèlement et à la gestion des matières fissiles irradiées, sous les contraintes de diversification, de minimisation du risque et de disponibilité comme définies par la loi du 12 juillet 2022.
Il incombe au Conseil d'Administration de Synatom et à son Comité d'investissement de définir la politique d'investissement de Synatom après avis de la CPN conformément à la loi du 12 juillet 2022. En s'appuyant sur une politique de contrôle des risques rigoureuse, le Comité d'investissement supervise les décisions d'investissement dont le pilotage est confié à une équipe dirigée par un Directeur des investissements.
L'allocation stratégique des actifs financiers est déterminée sur base d'une analyse actif-passif périodique, qui consiste à déterminer les classes d'actifs et leur poids respectifs afin d'atteindre l'objectif de rendement tout en respectant le cadre de risque identifié pour chaque type de passif.
Cette allocation se décline de façon différente en fonction des types de passifs et compte tenu de leur différence en termes d'horizon de placement et de taux d'actualisation. Des profils de risques distincts sont considérés pour :
L'allocation cible des actifs de couverture en fonction des deux profils de risques précités est la suivante :
| Gestion des matières | ||
|---|---|---|
| In % | fissiles irradiées | Démantèlement |
| Actions | 40% | 35% |
| Obligations | 40% | 55% |
| Actifs non cotés | 20% | 10% |
| TOTAL | 100% | 100% |
Les actions cotées sont composées de titres internationaux. Les obligations cotées sont composées d'obligations souveraines internationales et d'obligations d'entreprises internationales. Les actifs non cotés sont composés de titres représentatifs de fonds ou de structures d'investissement en immobilier, en private equity, en infrastructure ou en dette privée. Les investissements sont gérés par des sociétés spécialisées en gestion d'actifs.
Synatom considère que l'inclusion de principes Environnementaux, Sociétaux et de Gouvernance (ESG) dans les décisions d'investissement permet une meilleure gestion des risques non-financiers en vue de générer un rendement durable à long terme. L'intégration de principes ESG implique une prise en compte plus large des risques et des opportunités qui peuvent influencer la performance financière. Le processus de sélection de gestionnaires extérieurs intègre également des principes ESG.
Synatom dispose pour mettre en oeuvre cette politique d'investissement, d'une Société d'Investissement à Capital Variable de droit luxembourgeois, Nuclear Investment Fund («NIF») et d'une Société d'Investissement à Capital Variable de droit belge, le Belgian Nuclear Liabilities Fund («BNLF»).
La valeur des actifs financiers dédiés à la couverture des provisions nucléaires s'élève au 31 décembre 2022 à 6 626 millions d'euros et leur rendement s'établit à -13,56% sur l'exercice. L'année 2022 a été marquée par des évènements sans précédents qui ont fortement augmenté la volatilité des marchés actions et obligataires mondiaux. Les pressions inflationnistes qui ont suivi la crise Covid ont poussé les différentes banques centrales à une série de hausse de taux d'intérêts. Les publications des données macroéconomiques mitigées ainsi que la guerre en Ukraine ont particulièrement impacté les marchés des actions particulièrement en Europe. Toutes les classes d'actifs, excepté le monétaire, ont eu des performances négatives en 2022.
Les prêts à des personnes morales externes au Groupe et les autres placements de trésorerie sont présentés ci-après :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Prêt à des personnes morales externes au Groupe | 5 | 8 |
| Prêt à Sibelga | 5 | 8 |
| Autres prêts et créances au coût amorti | 2 270 | 167 |
| Instruments de dette – trésorerie OPCVM | 2 270 | 167 |
| Total des prêts et créances au cout amorti | 2 276 | 175 |
| Instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres | 863 | 1 509 |
| Instruments de capitaux propres à la juste valeur par résultat | 24 | 11 |
| Instruments de capitaux propres à la juste valeur | 887 | 1 520 |
| Instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres | 2 418 | 2 254 |
| Instruments de dette à la juste valeur par résultat | 933 | 1 552 |
| Instruments de dette à la juste valeur | 3 350 | 3 806 |
| Total Instruments de capitaux propres et de dette à la juste valeur | 4 237 | 5 326 |
| Instruments financiers dérivés | 113 | 4 |
| TOTAL (1) | 6 626 | 5 505 |
(1) N'inclut pas les stocks d'uranium qui s'élèvent à 308 millions d'euros au 31 décembre 2022, contre 414 millions d'euros au 31 décembre 2021.
Les prêts à des personnes morales externes au Groupe et la trésorerie des OPCVM en attente de placement sont présentés dans l'état de la situation financière en tant que «Prêts et créances au coût amorti». Les obligations OPCVM et instruments de couverture associés détenus par Synatom au travers d'OPCVM sont présentés en instruments de capitaux propres ou en instruments de dette (cf. Note 14.1 «Actifs financiers»).
Le détail de la variation de la juste valeur cumulée des actifs de Synatom est présenté comme suit :
| financiers dédiés | Variation cumulée de la juste valeur des actifs | |
|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
| Instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres | (157) | 116 |
| Instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres | (282) | 51 |
| Instruments de dette à la juste valeur par résultat | (52) | 154 |
| TOTAL | (491) | 321 |
Le résultat de l'exercice généré par ces actifs dédiés s'élève à -210 millions d'euros en 2022 (228 millions d'euros en 2021).
| dédiés | |||
|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |
| Résultat de cession | 14 | 50 | |
| Dividendes reçus | 66 | 45 | |
| Intérêts reçus | 7 | 7 | |
| Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture | (15) | (115) | |
| Variation de juste valeur des actifs dédiés par résultat | (282) | 241 | |
| TOTAL | (210) | 228 |
À l'issue de leur durée d'exploitation, certaines installations, dont notamment des centrales classiques, des canalisations de transport, des conduites de distribution, des sites de stockage ou encore des terminaux méthaniers, doivent être démantelées ou a minima mises en sécurité. Ces obligations peuvent résulter de réglementations environnementales en vigueur dans les pays concernés, de contrats ou de l'engagement implicite du Groupe. L'enjeu le plus important pour le Groupe concerne les infrastructures gazières en France.
Les orientations politiques et sociétales de la France en matière de transition énergétique visent à atteindre la neutralité carbone à horizon 2050, en réduisant les émissions de gaz à effet de serre et en favorisant les énergies renouvelables ou dites vertes, notamment le biométhane et l'hydrogène. Les différents scénarios qui permettent d'atteindre cette neutralité carbone, notamment le Scénario National Bas Carbone en France, les scénarios ADEME, ou «l'étude prospective Futurs énergétiques» de RTE, le gestionnaire du réseau de transport de l'électricité, conduisent tous à une baisse significative des quantités de gaz consommées, tout en maintenant un nombre élevé de connections gaz pour la gestion de la pointe électrique. Le Groupe analyse de près cette perspective, notamment dans le cadre de la définition de sa stratégie ainsi que pour l'appréciation de la durée d'utilisation des actifs et l'évaluation des provisions pour leur démantèlement éventuel.
La future Stratégie Française sur l'Énergie et le Climat (SFEC) constituera la feuille de route actualisée de la France pour atteindre la neutralité carbone en 2050 et assurer l'adaptation de la France aux impacts du changement climatique. Elle sera constituée de la première loi de programmation quinquennale sur l'énergie et le climat (LPEC), qui doit être adoptée avant la fin du premier semestre 2023 et déclinée par la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC 3e édition), le Plan National d'Adaptation au Changement Climatique (PNACC 3e édition) et la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE 2024-2033), qui doivent être adoptés au 1er semestre 2024. La prochaine révision quinquennale de la PPE et de la SNBC sera ainsi pour la première fois précédée de l'adoption d'une loi de programmation sur l'énergie et le climat, qui fixera les priorités d'action de la politique climatique et énergétique française.
En conformité avec l'objectif de neutralité carbone à horizon 2050, le scénario de long terme retenu par le Groupe, et qui préside à la mise en œuvre de sa stratégie, est un scénario qui combine électrification raisonnable, soit un peu moins de 50% de la demande finale en 2050, et développement d'une palette diversifiée de gaz verts (biométhane, e-CH4 synthétisé, gaz naturel avec Carbon-Capture and Storage, hydrogène pur). Le scénario du Groupe est proche du scénario S3 de l'ADEME.
Du fait de l'importance des gaz verts dans le mix énergétique français envisagé à horizon 2050 et au-delà, les infrastructures gazières resteront très largement nécessaires et seront indispensables pour fournir de la flexibilité au système énergétique. L'adaptation et la reconversion de ces infrastructures aux gaz verts permettent d'envisager leur utilisation à un horizon très lointain, ce qui conduit à une valeur actuelle quasi nulle des provisions pour leur démantèlement, hors cas spécifiques des terminaux méthaniers et des sites de stockage en exploitation réduite et non régulés, pour lesquels les provisions constituées pour leur démantèlement s'élèvent à 382 millions d'euros au 31 décembre 2022 contre 402 millions d'euros au 31 décembre 2021.
Compte tenu de son horizon et des nombreux paramètres qui le sous-tendent (notamment évolutions des connaissances sur la compatibilité à l'hydrogène des infrastructures gazières, évolutions des politiques publiques françaises et européenne), le Groupe continuera à procéder à une appréciation régulière du scénario de long terme qui permettra d'atteindre la neutralité carbone à horizon 2050. Cette appréciation s'accompagne d'une revue de l'évaluation des provisions pour démantèlement.
Le Groupe et son partenaire Mitsui ont annoncé en novembre 2016 la fermeture de la centrale à charbon d'Hazelwood, et l'arrêt des opérations d'extraction de charbon dans la mine attenante à partir de fin mars 2017. Le Groupe détient une participation de 72% dans cette ancienne centrale de 1 600 MW avec mine de charbon attenante, consolidée en tant qu'activité conjointe.
Au 31 décembre 2022, la provision en part Groupe (72%) pour couvrir les obligations en matière de démantèlement et de réhabilitation de la mine s'élève à 220 millions d'euros contre 251 millions d'euros au 31 décembre 2021.
Les travaux de démantèlement et de remise en état du site ont débuté en 2017 et se sont concentrés sur : la gestion de la contamination du site ; la planification de l'assainissement de son environnement ; la démolition et le démantèlement de l'ensemble des installations industrielles du site, comprenant la démolition de l'ancienne centrale, le pompage aquatique continu, ainsi que des travaux de terrassement dans la mine, visant à garantir une stabilité du terrain et des parois, en vue de la création d'un lac de mine sur le long terme.
Plusieurs lois et politiques qui ont une incidence directe ou indirecte sur la réhabilitation de la mine et sur les agences qui administrent les lois ont été reformées récemment. Par conséquent, les obligations réglementaires finales sont susceptibles d'être modifiées pendant la durée de vie du projet et donc d'impacter les provisions.
Le taux moyen d'actualisation retenu pour déterminer le montant de la provision s'élève à 4%.
Le montant de la provision comptabilisée représente la meilleure estimation à date du Groupe concernant les coûts de destruction et de réhabilitation qui devront être encourus par la société Hazelwood. Cependant, le montant de cette provision pourrait être ajusté dans le futur afin de tenir compte d'éventuelles évolutions concernant les paramètres clés de l'évaluation.
Ce poste comprend principalement les provisions constituées au titre des litiges commerciaux et des réclamations et risques fiscaux (hors impôts sur les sociétés, en application d'IFRIC 23), ainsi que les provisions pour contrats déficitaires relatifs aux contrats de transport et de réservation de capacité de stockage.
Selon les lois et usages de chaque pays, les sociétés du Groupe ont des obligations en termes de retraites, préretraites, indemnités de départ et régimes de prévoyance. Ces obligations existent généralement en faveur de l'ensemble des salariés des sociétés concernées.
Les modalités d'évaluation et de comptabilisation suivies par le Groupe concernant les engagements de retraite et autres avantages accordés au personnel sont celles édictées par la norme IAS 19. En conséquence :
L'évaluation des engagements de retraite repose sur des calculs actuariels. Le Groupe estime que les hypothèses retenues pour évaluer les engagements sont appropriées et justifiées. Cependant, toute modification d'hypothèse pourrait avoir un impact significatif.
Les montants relatifs aux plans dont les engagements sont supérieurs à la juste valeur des actifs de couverture figurent au passif en provisions. Lorsque la valeur des actifs de couverture (plafonnés, le cas échéant) est supérieure aux engagements, le montant concerné est inclus à l'actif de l'état de situation financière en «Autres actifs» courants ou non courants.
Concernant les avantages postérieurs à l'emploi, les écarts actuariels sont comptabilisés en autres éléments du résultat global. Le cas échéant, les ajustements provenant du plafonnement des actifs nets relatifs aux régimes surfinancés suivent la même méthode. Pour les autres avantages à long terme tels que les médailles du travail, les écarts actuariels sont immédiatement comptabilisés en résultat.
La charge (produit) d'intérêt nette au titre des régimes à prestations définies est comptabilisée en résultat financier.
Depuis le 1er janvier 2005, le fonctionnement du régime d'assurance vieillesse, invalidité, décès, accidents du travail et maladies professionnelles des IEG est assuré par la Caisse Nationale des Industries Électriques et Gazières (CNIEG). La CNIEG est un organisme de sécurité sociale de droit privé, doté de la personnalité morale et placé sous la tutelle conjointe des ministres chargés de la sécurité sociale et du budget.
Les personnels salariés et retraités des IEG sont, depuis le 1er janvier 2005, affiliés de plein droit à cette caisse. Les principales sociétés du Groupe concernées par ce régime sont ENGIE SA, GRDF, GRTgaz, ELENGY, STORENGY, ENGIE Thermique France, CPCU, CNR et SHEM.
Suite à la réforme du financement du régime spécial des IEG introduite par la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 et ses décrets d'application, les droits spécifiques (prestations du régime non couvertes par les régimes de droit commun) relatifs aux périodes validées au 31 décembre 2004 («droits spécifiques passés») ont été répartis entre les différentes entreprises des IEG. Le financement des droits spécifiques passés (droits au 31 décembre 2004) afférents aux activités régulées de transport et de distribution («droits spécifiques passés régulés») est assuré par le prélèvement de la Contribution Tarifaire d'Acheminement (CTA) sur les prestations de transport et de distribution de gaz et d'électricité, et n'incombe donc plus au Groupe ENGIE. Les droits spécifiques passés (droits au 31 décembre 2004) des activités non régulées sont financées par les entreprises des IEG dans les proportions définies par le décret n° 2005-322 du 5 avril 2005.
Le régime spécial des IEG est un régime légal ouvert aux nouveaux entrants.
Les droits spécifiques du régime constitués depuis le 1er janvier 2005 sont intégralement financés par les entreprises des IEG proportionnellement à leur poids respectif en termes de masse salariale au sein de la branche des IEG.
S'agissant d'un régime à prestations définies, le Groupe constitue une provision pour retraite au titre des droits spécifiques des agents des activités non régulées et des droits spécifiques acquis par les agents des activités régulées à compter du 1 er janvier 2005. Cette provision englobe également les engagements au titre des départs anticipés par rapport à l'âge légal de départ à la retraite. Le montant de la provision est susceptible d'évoluer en fonction du poids respectif des sociétés du Groupe au sein de la branche des IEG.
Les évaluations des engagements de retraites et des autres «engagements mutualisés» sont effectuées par la CNIEG.
Au 31 décembre 2022, la dette actuarielle «retraite» relative au régime spécial des IEG s'élève à 2,6 milliards d'euros.
La duration de la dette actuarielle «retraite» relative au régime des IEG est de 20 ans.
En Belgique, des conventions collectives régissent les droits du personnel des sociétés du secteur de l'électricité et du gaz, soit principalement Electrabel, Laborelec, et partiellement ENGIE Energy Management et ENGIE CC.
Ces conventions, applicables au personnel «barémisé» engagé avant le 1er juin 2002 et au personnel cadre engagé avant le 1er mai 1999, prévoient des avantages permettant au personnel d'atteindre, pour une carrière complète et y compris la pension légale, un complément de pension de retraite égal à 75% du dernier revenu annuel. Ces compléments sont partiellement réversibles aux ayants droit. Il s'agit de régimes à prestations définies. En pratique, ces prestations sont, pour la plupart des participants, liquidées sous forme de capital. La plupart des obligations résultant de ces plans de pension sont financées auprès de plusieurs fonds de pension établis pour le secteur de l'électricité et du gaz et de compagnies d'assurances. Les plans de pension pré-financés sont alimentés par des cotisations des salariés et des employeurs. Les cotisations des employeurs sont déterminées annuellement sur la base d'une expertise actuarielle.
La dette actuarielle relative à ces régimes représente environ 23% du total des engagements de retraite au 31 décembre 2022. La duration moyenne de ces régimes est de neuf années.
Le personnel «barémisé» engagé à partir du 1er juin 2002, et le personnel cadre (i) engagé à partir du 1er mai 1999 ou (ii) ayant opté pour le transfert vers des plans à contributions définies bénéficient aujourd'hui de régimes à cotisations définies. Avant le 1er janvier 2017, la loi imposait une garantie de rendement annuel minimum moyen (3,75% sur les contributions salariales et 3,25% sur les contributions patronales) lors de la liquidation de l'épargne constituée.
La loi sur les pensions complémentaires, votée le 18 décembre 2016, et d'application au 1er janvier 2017, fixe désormais les taux de rendement minimum à garantir en fonction du rendement réel des obligations de l'État belge, dans une fourchette comprise entre 1,75% et 3,25% (les taux sont désormais identiques pour les contributions salariales et patronales). En 2022, le taux minimum garanti est de 1,75%.
La charge comptabilisée en 2022 et en 2021 au titre de ces régimes à cotisations définies s'élève à 38 millions d'euros.
La plupart des autres sociétés du Groupe accordent également à leur personnel des avantages retraite. En termes de coûts de financement des plans de retraite dans le Groupe, ceux-ci sont presque équitablement répartis entre financement de plans à prestations définies et financement de plans à cotisations définies.
Les principaux régimes de retraite hors France, Belgique et Pays-Bas concernent :
Les autres avantages consentis aux personnels des IEG sont les suivants :
Les principaux engagements sont décrits ci-après.
L'article 28 du statut national du personnel des Industries Électriques et Gazières prévoit que l'ensemble des agents (agents actifs et inactifs, sous conditions d'ancienneté) bénéficie d'un régime d'avantage en nature énergie intitulé «tarif agent».
Cet avantage recouvre la fourniture à ces agents d'électricité et de gaz à un tarif préférentiel. Les avantages dont bénéficieront les agents à la retraite constituent des avantages postérieurs à l'emploi à prestations définies. La population inactive bénéficiaire du tarif agent justifie d'au moins 15 années de service au sein des IEG.
En vertu des accords signés avec EDF en 1951, ENGIE fournit du gaz à l'ensemble de la population active et retraitée d'ENGIE et d'EDF et, réciproquement, EDF fournit de l'électricité à la même population. ENGIE prend à sa charge (ou bénéficie de) la soulte imputable aux agents d'ENGIE résultant des échanges d'énergie intervenant entre les deux entreprises.
L'engagement énergie lié à l'avantage accordé aux salariés (actifs et inactifs) au titre des périodes de retraite est évalué par différence entre le prix de vente de l'énergie incluant, en 2022, les effets du bouclier tarifaire pour l'électricité et le tarif préférentiel accordé aux agents.
La provision relative à l'avantage en nature énergie s'élève à 2,8 milliards d'euros au 31 décembre 2022. La duration de l'engagement est de 20 ans.
Les agents perçoivent dès leur départ en retraite (ou leurs ayants droit en cas de décès pendant la phase d'activité de l'agent), une indemnité de fin de carrière progressive en fonction de leur ancienneté dans les IEG.
Les salariés des IEG bénéficient de garanties permettant la réparation des accidents du travail et des maladies professionnelles. Les prestations couvrent l'ensemble des salariés et des ayants droit d'un salarié décédé suite à un accident du travail, à un accident de trajet ou à une maladie professionnelle.
Le montant de l'engagement correspond à la valeur actuelle probable des prestations que percevront les bénéficiaires actuels compte tenu des éventuelles réversions.
Les sociétés du secteur de l'électricité et du gaz accordent des avantages après la retraite tels que le remboursement de frais médicaux et des réductions sur les tarifs de l'électricité et du gaz ainsi que des médailles du travail et des régimes de prépension. À l'exception de l'«allocation transitoire» (prime de fin de carrière), ces avantages ne font pas l'objet de préfinancements.
La plupart des autres sociétés du Groupe accordent également à leur personnel des avantages postérieurs à l'emploi (régimes de préretraite, couverture médicale, avantages en nature…), ainsi que d'autres avantages à long terme (médailles du travail et autres primes d'ancienneté…).
Conformément aux dispositions d'IAS 19, l'information présentée dans l'état de la situation financière au titre des avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages à long terme correspond à la différence entre la dette actuarielle (engagement brut) et la juste valeur des actifs de couverture. Lorsque cette différence est positive, une provision est enregistrée (engagement net). Lorsque la différence est négative, un actif de régime est constaté dans l'état de la situation financière dès lors que les conditions de comptabilisation d'un actif de régime sont satisfaites.
Les variations des provisions pour les régimes de retraite, avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages à long terme, actifs de régime, et droits à remboursement comptabilisés dans l'état de la situation financière sont les suivantes :
| Droits à remboursements |
||
|---|---|---|
| (6 999) | 72 | 229 |
| (22) | (2) | ‐ |
| 109 | (94) | (29) |
| 2 466 | 308 | ‐ |
| 2 | ||
| 6 | ||
| (4 471) | 316 | 208 |
| Provisions (331) 306 |
Actifs de régime (23) 55 |
Les actifs de régime et les droits à remboursement sont présentés dans l'état de la situation financière au sein des lignes «Autres actifs» non courants et courants.
La charge de l'exercice s'élève à 354 millions d'euros en 2022 (547 millions d'euros en 2021). Les composantes de cette charge de l'exercice relative aux régimes à prestations définies sont présentées dans la Note 18.3.3 «Composantes de la charge de l'exercice».
La zone euro représente 98% des engagements nets du Groupe au 31 décembre 2022 (contre 98% au 31 décembre 2021).
Les écarts actuariels cumulés comptabilisés dans les capitaux propres s'élèvent à 1 400 millions d'euros au 31 décembre 2022 (contre 4 232 millions d'euros au 31 décembre 2021).
Les pertes et gains actuariels nets générés sur l'exercice, qui sont présentés sur une ligne distincte de l'état du résultat global représentent un gain actuariel de 2 774 millions d'euros en 2022 (contre un gain actuariel de 1 803 millions d'euros en 2021).
Les montants des dettes actuarielles et des actifs de couverture du Groupe ENGIE, leur évolution au cours des exercices concernés ainsi que leur réconciliation avec les montants comptabilisés dans l'état de la situation financière sont les suivants :
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Retraites (1) | Autres avantages postérieurs à l'emploi (2) |
Avantages à long terme (3) |
Total | Retraites (1) |
Autres avantages postérieurs à l'emploi (2) |
Avantages à long terme (3) |
Total |
| A - VARIATION DE LA DETTE ACTUARIELLE | ||||||||
| Dette actuarielle début de période | (7 566) | (4 649) | (499) | (12 715) | (9 186) | (5 167) | (565) | (14 919) |
| Coût des services rendus de la période |
(229) | (97) | (45) | (372) | (353) | (88) | (80) | (521) |
| Charge d'intérêts sur la dette | (124) | (60) | (6) | (190) | (85) | (39) | (3) | (126) |
| actuarielle Cotisations versées |
(8) | ‐ | ‐ | (8) | (13) | ‐ | ‐ | (13) |
| Modification de régime | ‐ | ‐ | ‐ | ‐ | (2) | ‐ | ‐ | (2) |
| Variations de périmètre | 10 | 2 | ‐ | 12 | 1 108 | 4 | 58 | 1 170 |
| Réductions / cessations de régimes | (87) | ‐ | ‐ | (87) | 13 | 1 | ‐ | 13 |
| Pertes et gains actuariels financiers | 2 118 | 1 390 | 81 | 3 590 | 869 | 533 | 32 | 1 434 |
| Pertes et gains actuariels | ||||||||
| démographiques | 8 | (4) | 34 | 39 | (230) | 2 | 11 | (217) |
| Prestations payées | 346 | 110 | 39 | 495 | 389 | 107 | 47 | 543 |
| Autres (dont écarts de conversion) | (33) | ‐ | (1) | (34) | (78) | ‐ | (1) | (78) |
| Dette actuarielle fin de période B - VARIATION DES ACTIFS DE COUVERTURE |
A (5 565) |
(3 308) | (395) | (9 268) | (7 566) | (4 649) | (499) | (12 715) |
| Juste valeur des actifs de couverture en début de période |
5 843 | ‐ | - | 5 843 | 6 034 | ‐ | ‐ | 6 034 |
| Produit d'intérêts des actifs de | ||||||||
| couverture | 97 | ‐ | ‐ | 97 | 58 | ‐ | ‐ | 58 |
| Pertes et gains actuariels financiers | (739) | ‐ | ‐ | (739) | 629 | ‐ | ‐ | 629 |
| Cotisations perçues | 133 | ‐ | ‐ | 133 | 198 | ‐ | ‐ | 198 |
| Variations de périmètre | 3 | ‐ | ‐ | 3 | (862) | ‐ | ‐ | (862) |
| Cessations de régimes | 81 | ‐ | ‐ | 81 | (11) | ‐ | ‐ | (11) |
| Prestations payées | (260) | ‐ | ‐ | (260) | (283) | ‐ | ‐ | (283) |
| Autres (dont écarts de conversion) | 22 | ‐ | ‐ | 22 | 81 | ‐ | ‐ | 81 |
| Juste valeur des actifs de | ||||||||
| couverture en fin de période | B 5 181 |
‐ | - | 5 181 | 5 843 | ‐ | - | 5 843 |
| C - COUVERTURE FINANCIÈRE A+B |
(384) | (3 308) | (395) | (4 087) | (1 723) | (4 649) | (499) | (6 872) |
| Plafonnement d'actifs | (68) | ‐ | ‐ | (68) | (55) | ‐ | ‐ | (55) |
| ENGAGEMENTS NETS DE RETRAITES | (452) | (3 308) | (395) | (4 155) | (1 779) | (4 649) | (499) | (6 927) |
| TOTAL PASSIF | (768) | (3 308) | (395) | (4 471) | (1 850) | (4 649) | (499) | (6 999) |
| TOTAL ACTIF | 316 | ‐ | ‐ | 316 | 72 | ‐ | ‐ | 72 |
(1) Pensions de retraite et indemnités de départ en retraite.
(2) Avantage en nature énergie, régimes de prévoyance, gratuités et autres avantages postérieurs à l'emploi.
(3) Médailles du travail et autres avantages à long terme.
Les charges constatées en 2022 et 2021 au titre des retraites et engagements assimilés à prestations définies sur l'exercice se décomposent comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Coûts des services rendus de la période | 372 | 521 |
| Pertes et gains actuariels (1) | (116) | (43) |
| Profits ou pertes sur réductions, cessations, liquidations de régimes | 6 | ‐ |
| Total comptabilisé en résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence |
261 | 479 |
| Charge d'intérêts nette | 93 | 68 |
| Total comptabilisé en résultat financier | 93 | 68 |
| TOTAL | 354 | 547 |
(1) Sur avantages à long terme.
Lorsque les plans à prestations définies font l'objet d'une couverture financière, les actifs sont investis au travers de fonds de pensions et/ou de compagnies d'assurance. La répartition entre ces grandes catégories diffère pour chaque plan selon les pratiques d'investissement propres aux pays concernés. Les stratégies d'investissement des plans à prestations définies visent à trouver un bon équilibre entre le retour sur investissement et les risques associés.
Les objectifs d'investissement se résument ainsi : maintenir un niveau de liquidité suffisant afin de payer les pensions de retraites ou autres paiements forfaitaires ; et, dans un cadre de risque maîtrisé, atteindre un taux de rendement à long terme au moins égal au taux d'actualisation ou, le cas échéant, aux rendements futurs demandés.
Lorsque les actifs sont investis au travers de fonds de pension, les stratégies d'investissement sont déterminées par les organismes de gestion de ces fonds. Concernant les plans français, lorsque les actifs sont investis via une compagnie d'assurance, cette dernière gère le portefeuille d'investissements dans le cadre de contrats en unités de compte ou de contrats en euros, dans un cadre de risque et une gestion adaptés à l'horizon long terme des passifs.
La couverture des engagements peut être analysée comme suit :
| Dette | Juste valeur des actifs de |
Plafonnement | Total engagement |
|
|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | actuarielle | couverture | d'actifs | net |
| Plans dont les engagements sont supérieurs aux fonds | (3 886) | 3 391 | (63) | (558) |
| Plans dont les fonds sont supérieurs aux engagements | (1 360) | 1 788 | (4) | 424 |
| Plans non financés | (4 021) | ‐ | ‐ | (4 021) |
| AU 31 DÉCEMBRE 2022 | (9 267) | 5 180 | (68) | (4 156) |
| Plans dont les engagements sont supérieurs aux fonds | (5 891) | 4 671 | (50) | (1 271) |
| Plans dont les fonds sont supérieurs aux engagements | (1 116) | 1 172 | (5) | 51 |
| Plans non financés | (5 708) | ‐ | ‐ | (5 708) |
| AU 31 DÉCEMBRE 2021 | (12 715) | 5 843 | (55) | (6 927) |
L'allocation des catégories d'actifs de couverture en fonction des principales catégories d'actifs est la suivante :
| En % | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Actions | 27 | 29 |
| Obligations souveraines | 25 | 21 |
| Obligations privées | 35 | 27 |
| Actifs monétaires | 4 | 3 |
| Actifs immobiliers | 2 | 2 |
| Autres actifs | 8 | 18 |
| TOTAL | 100 | 100 |
La part des actifs de couverture cotés sur un marché actif est de 100% au 31 décembre 2022.
Le rendement réel des actifs des entités participant au régime des IEG s'est établi à -12,2% en 2022.
Le rendement réel des actifs de couverture des entités belges du Groupe en 2022 s'est élevé à environ 2,6% en assurance de groupe et à environ -14,2% en fonds de pension.
L'allocation des actifs de couverture par zone géographique d'investissement est la suivante :
| Amérique du | Amérique | Reste du | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En % | Europe | Nord | Latine | Asie - Océanie | monde | Total |
| Actions | 53 | 33 | ‐ | 12 | 2 | 100 |
| Obligations souveraines | 76 | 1 | 19 | ‐ | 3 | 100 |
| Obligations privées | 61 | 29 | 1 | 6 | 3 | 100 |
| Actifs monétaires | 85 | 4 | 3 | 1 | 7 | 100 |
| Actifs immobiliers | 92 | 2 | 6 | ‐ | 1 | 100 |
| Autres actifs | 13 | ‐ | ‐ | ‐ | 87 | 100 |
Les hypothèses actuarielles ont été déterminées pays par pays et société par société, en relation avec des actuaires indépendants. Les taux pondérés des principales hypothèses actuarielles sont présentés ci-après :
| Autres avantages | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Retraites | postérieurs à l'emploi | Avantages à long terme | Total des engagements | ||||||
| 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | 2022 | 2021 | ||
| Taux | Zone euro | 3,8% | 1,2% | 3,8% | 1,2% | 3,8% | 1,2% | 3,8% | 1,2% |
| d'actualisation | Zone UK | 2,1% | 1,6% | - | - | - | - | - | - |
| Zone euro | 4,2% | 1,8% | 4,2% | 1,8% | 4,2% | 1,8% | 4,2% | 1,8% | |
| Taux d'inflation | Zone UK | 3,9% | 3,6% | - | - | - | - | - | - |
Le taux d'actualisation retenu est déterminé par référence au rendement, à la date de l'évaluation, des obligations émises par des entreprises de premier rang, pour une échéance correspondant à la duration de l'engagement.
Les taux ont été déterminés pour chaque zone monétaire à partir des données sur le rendement des obligations AA. Pour la zone euro, les données (issues de Bloomberg) sont extrapolées pour les maturités longues à partir du rendement des obligations d'État.
Selon les estimations établies par le Groupe, une variation de plus (moins) 100 points de base du taux d'actualisation entraînerait une baisse (hausse) de la dette actuarielle d'environ 13%.
Les taux d'inflation ont été déterminés pour chaque zone monétaire. Une variation du taux d'inflation de plus (moins) 100 points de base (à taux d'actualisation inchangé) entraînerait une hausse (baisse) de la dette actuarielle d'environ 12%.
Le Groupe s'attend à verser, au cours de l'exercice 2023, des cotisations de l'ordre de 172 millions d'euros au profit de ses régimes à prestations définies, dont un montant de 122 millions d'euros pour les sociétés appartenant au régime des IEG. Pour ces dernières, les versements annuels sont effectués en référence aux droits acquis dans l'année et tiennent compte, dans une perspective de lissage à moyen terme, du niveau de couverture de chaque entité.
En 2022, le Groupe a comptabilisé une charge de 91 millions d'euros au titre des plans à cotisations définies souscrits au sein du Groupe dont 9 millions concernant les régimes multi-employeurs aux Pays-Bas, (contre 196 millions d'euros en
2021 dont 74 millions pour les régimes multi-employeurs aux Pays-Bas). Ces cotisations sont présentées en «Charges de personnel» au compte de résultat.
IFRS 2 prescrit de constater en charges de personnel les services rémunérés par des paiements fondés sur des actions. Ces services sont évalués à la juste valeur des instruments accordés.
La juste valeur des plans d'attributions gratuites d'actions est estimée sur la base du cours de l'action à la date d'attribution, en tenant compte de l'absence de dividende sur la période d'acquisition des droits, du taux de rotation de la population concernée par chaque plan et de la probabilité de la performance marché du Groupe. L'estimation de la juste valeur des plans tient compte également de l'incessibilité de ces instruments. La charge est étalée sur la période d'acquisition des droits en contrepartie des capitaux propres.
Pour les actions de performance, attribuées de manière discrétionnaire et comportant des conditions de performance externes, un modèle Monte Carlo est utilisé.
Les montants comptabilisés au titre des paiements fondés sur des actions sont les suivants :
| Charge de la période | |||
|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |
| Offres réservées aux salariés (1) | (49) | (1) | |
| Plans d'attribution d'actions gratuites/de performance (2) (3) | (40) | (47) | |
| Plans d'autres sociétés du Groupe | (3) | ‐ | |
| TOTAL | (92) | (48) |
(1) Y compris Share Appreciation Rights émis dans le cadre des augmentations de capital réservées aux salariés, dans certains pays.
(2) Dont une charge complémentaire à la suite de la revue des conditions de performance d'un montant de 4,2 millions d'euros en 2022 (reprise de 0,3 million d'euros en 2021).
(3) Dont une reprise pour non atteinte de conditions de présence d'un montant de 9,8 millions d'euros en 2022 (4 millions d'euros en 2021).
En 2022, les salariés et les anciens salariés du Groupe éligibles ont pu participer à une offre réservée au sein de plans mondiaux d'actionnariat salarié dénommée «Link 2022». L'offre a été mise œuvre principalement sous la forme d'une cession d'actions propres. Le Groupe a proposé aux salariés d'acquérir ces actions au moyen des formules suivantes :
Par ailleurs, le plan Link Classique a été assorti d'un abondement aux conditions suivantes :
Le prix de souscription du plan 2022 est défini par la moyenne des cours de clôture de l'action ENGIE sur le marché Euronext Paris durant les 20 jours de bourse du 18 octobre au 14 novembre 2022 inclus. Le prix de référence, fixé à 13,14 euros, est diminué de 20% pour les formules Classique et Multiple soit 10,51 euros.
La charge comptable des plans Link Classique et Multiple correspond à la différence entre la juste valeur de l'action souscrite et le prix de souscription. La juste valeur tient compte de la condition d'incessibilité des titres, soit cinq ans, prévue par la législation française.
Les hypothèses retenues sont les suivantes :
| 5 ans | |
|---|---|
| Taux d'intérêt sans risque | 2,70% |
| Spread du réseau bancaire retail | 1,00% |
| Taux de refinancement pour un salarié | 3,70% |
| Coût du prêt de titres | 1,00% |
| Cours à la date d'attribution | 14,38 |
Les impacts comptables sont les suivants :
| Abondement Link Classique |
|||||
|---|---|---|---|---|---|
| Link Classique | Link Multiple | France | Total | ||
| Montant souscrit (millions d'euros) | 27 | 135 | ‐ | 162 | |
| Nombre d'actions souscrites (millions d'actions) | 2,6 | 12,8 | 0,8 | 16,2 | |
| Décote (€/action) | 3,9 | 3,9 | 14,4 | ||
| Coût d'incessibilité pour le salarié (€/action) | (1,4) | (1,4) | (1,4) | ||
| Coût pour le Groupe (millions d'euros) | 6 | 32 | 10 | 48 |
Le montant total de la souscription à l'offre Link 2022 s'élève à un montant total de 162 millions d'euros comprenant :
Il en résulte une charge totale de 48 millions d'euros sur l'exercice 2022 au titre des 15,4 millions d'actions souscrites et 0,8 million d'actions offertes en abondement.
L'impact comptable des SAR, s'agissant d'instruments réglés en trésorerie, consiste à enregistrer sur la durée d'acquisition des droits une dette envers le salarié par contrepartie résultat. Au 31 décembre 2022, la juste valeur de la dette relative aux attributions de 2018 et 2022 s'élève à 0,2 million d'euros.
Le Conseil d'Administration du 8 décembre 2022 a approuvé l'attribution de 4,7 millions d'actions de performance aux cadres et dirigeants du Groupe. Ce plan se décompose en trois tranches :
En plus d'une condition de présence dans le Groupe à la date d'acquisition des droits, chaque tranche se compose d'instruments assortis d'une quadruple condition de performance à l'exception toutefois des 500 premières actions octroyées aux bénéficiaires (hors cadres dirigeants) qui sont dispensées de condition de performance. Les conditions de performance sont les suivantes :
Dans le cadre de ce plan, des actions de performance sans condition ont également été attribuées aux gagnants des programmes Innovation et Incubation (6 450 actions attribuées).
Dans le cadre de l'offre réservée aux salariés Link 2022, une attribution d'actions gratuites a été réalisée au bénéfice des souscripteurs à la formule classique proposée à l'international (hors France), soit un total de 247 163 actions gratuites attribuées (cf. Note 19.1.1 «Description des formules proposées par ENGIE »).
Les hypothèses suivantes ont été utilisées pour déterminer la juste valeur unitaire des nouveaux plans attribués par ENGIE en 2022.
| Date d'attribution | Date d'acquisition des droits |
Fin de la période d'incessibilité |
Cours à la date d'attribution |
Dividende attendu |
Condition de performance liée au marché |
Juste valeur unitaire |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 18 novembre 2022 | 22 décembre 2027 | 22 décembre 2027 | 14,4 | 1,15 | non | 9,20 |
| Juste valeur moyenne pondérée du plan du 22 décembre 2022 | 9,20 | |||||
| 8 décembre 2022 | 14 mars 2026 | 14 mars 2027 | 14,3 | 1,15 | oui | 9,91 |
| 8 décembre 2022 | 14 mars 2026 | 14 mars 2026 | 14,3 | 1,15 | oui | 9,91 |
| 8 décembre 2022 | 14 mars 2026 | 14 mars 2026 | 14,3 | 1,15 | non | 11,05 |
| 8 décembre 2022 | 14 mars 2027 | 14 mars 2027 | 14,3 | 1,15 | oui | 8,93 |
| Juste valeur moyenne pondérée du plan du 8 décembre 2022 | 10,24 |
Outre la condition de présence des salariés, certains plans d'actions gratuites et plan d'actions de performance sont assortis d'une condition de performance interne. Lorsque cette dernière n'a pas été atteinte en totalité, les volumes attribués aux salariés sont réduits conformément aux règlements des plans. Cette modification du nombre d'actions se traduit par une réduction de la charge totale des plans conformément aux dispositions d'IFRS 2. L'appréciation de la condition de performance est revue à chaque clôture.
L'objet de cette Note est de présenter les transactions significatives qui existent entre le Groupe et ses parties liées.
Les informations concernant les rémunérations des principaux dirigeants sont présentées dans la Note 21 «Rémunération des dirigeants».
Les transactions avec les coentreprises et les entreprises associées sont décrites dans la Note 3 «Participations dans les entreprises mises en équivalence».
Seules les opérations significatives sont décrites ci-dessous.
Le capital du Groupe détenu par l'État au 31 décembre 2022 est de 23,64%, inchangé par rapport au 31 décembre 2021. Il lui confère 3 représentants au Conseil d'Administration sur un total de 15 administrateurs (1 administratrice représentant l'État nommée par arrêté, 2 administrateurs élus par l'Assemblée Générale des actionnaires sur proposition de l'État).
L'État détient 33,56% des droits de vote théoriques (ou 33,71% des droits de vote exerçables) contre 33,20% à fin décembre 2021.
Le 22 mai 2019, la loi PACTE («Plan d'action pour la croissance et la transformation des entreprises») a été promulguée. Elle permet à l'État de disposer librement de ses actions au capital d'ENGIE.
L'État dispose par ailleurs d'une action spécifique destinée à préserver les intérêts essentiels de la France, relatifs à la continuité ou la sécurité d'approvisionnement dans le secteur de l'énergie. Cette action spécifique confère à l'État, et de manière pérenne, le droit de s'opposer aux décisions d'ENGIE s'il considère ces décisions contraires aux intérêts de la France.
Les missions de service public dans le secteur de l'énergie sont définies par la loi du 3 janvier 2003.
Les tarifs d'acheminement sur le réseau de transport GRTgaz, sur le réseau de distribution de gaz en France, ainsi que les tarifs d'accès aux terminaux méthaniers français et les revenus relatifs aux capacités de stockage sont régulés.
La fin des tarifs réglementés de vente («TRV») de gaz et la restriction des TRV d'électricité aux particuliers et petits professionnels sont organisées par la loi Énergie-Climat («LEC») promulguée le 8 novembre 2019. En ce qui concerne la fin des TRV gaz, la date ultime demeure fixée au 1er juillet 2023.
Gaz de France SA et EDF avaient signé le 18 avril 2005 une convention définissant leurs relations concernant les activités de distribution suite à la création, au 1er juillet 2004, de l'opérateur commun des réseaux de distribution d'électricité et de gaz, EDF Gaz de France Distribution. En application de la loi du 7 décembre 2006 relative au secteur de l'énergie qui prévoit la filialisation des réseaux de distribution de gaz naturel et d'électricité portés par les opérateurs historiques, les entités Enedis SA, filiale d'EDF SA, et GRDF SA, filiale d'ENGIE SA, ont été créées respectivement au 1er janvier 2007 et au 31 décembre 2007, et opèrent dans la suite de la convention existant antérieurement entre les deux opérateurs. Avec le déploiement des compteurs communicants, pour l'électricité et pour le gaz, les activités «communes» opérées par les deux distributeurs ont été amenées à évoluer fortement. Les activités restantes mixtes concernent principalement la gestion des stocks, les domaines des ressources humaines, de la médecine, de l'informatique de proximité et de la tenue
de la comptabilité. Ce périmètre sera encore réduit en 2023 pour être limité aux domaines relatifs à la médecine et aux activités sociales.
Les relations avec la CNIEG, qui gère l'ensemble des pensions de vieillesse, d'invalidité et de décès des salariés et retraités du Groupe affiliés au régime spécial des IEG, des agents d'EDF et des Entreprises Non Nationalisées (ENN) sont décrites dans la Note 18 «Avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages à long terme».
NOTE 21 RÉMUNÉRATIONS DES DIRIGEANTS
Les rémunérations des dirigeants présentées ci-après comprennent les rémunérations des membres du Comité Exécutif et des administrateurs.
Le Comité Exécutif comporte 10 membres au 31 décembre 2022 (contre 11 membres au 31 décembre 2021).
Leurs rémunérations se décomposent de la façon suivante :
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Avantages à court terme | 34 | 22 |
| Avantages postérieurs à l'emploi | ‐ | 1 |
| Paiements fondés sur des actions | 4 | 3 |
| Indemnités de fin de contrat | ‐ | 7 |
| TOTAL | 37 | 33 |
Conformément à IAS 1, le Groupe présente séparément dans l'état de la situation financière les actifs courants et non courants, et les passifs courants et non courants. Au regard de la majorité des activités du Groupe, il a été considéré que le critère à retenir pour la classification est le délai de réalisation de l'actif ou de règlement du passif : en courant si ce délai est inférieur à 12 mois et en non courant s'il est supérieur à 12 mois.
Les stocks sont évalués au plus faible de leur coût et de la valeur nette de réalisation. La valeur nette de réalisation correspond au prix de vente estimé dans le cours normal de l'activité, diminué des coûts attendus pour l'achèvement ou la réalisation de la vente.
Le coût des stocks est déterminé en utilisant soit la méthode du premier entré – premier sorti, soit en utilisant la méthode du coût moyen pondéré.
Le combustible nucléaire acquis est consommé dans le cadre du processus de production d'électricité sur plusieurs années. La consommation de ce stock de combustible nucléaire est constatée au prorata des estimations de quantité d'électricité produite par unité de combustible.
Le gaz injecté dans les réservoirs souterrains comprend le gaz «utile», soutirable sans avoir de conséquences préjudiciables à l'exploitation ultérieure des réservoirs et le gaz «coussin», indissociable des stockages souterrains et indispensable à leur fonctionnement (cf. Note 13.3 «Immobilisations corporelles»).
Le gaz «utile» est comptabilisé en stocks. Il est valorisé au coût moyen pondéré d'achat en entrée de réseau de transport, y compris le coût de regazéification, toutes origines confondues.
Les sorties de stocks du Groupe sont évaluées selon la méthode du coût unitaire moyen pondéré.
Certains stocks sont utilisés dans le cadre de stratégies de trading et sont comptabilisés à la juste valeur, diminuée des coûts de vente, conformément aux dispositions d'IAS 2. Les variations de juste valeur, diminuée des coûts de vente, sont comptabilisées dans le résultat de la période au cours de laquelle est intervenue la variation.
En l'absence de normes IFRS ou d'interprétations relatives spécifiquement à la comptabilisation notamment des quotas d'émission de gaz à effet de serre, des certificats d'économie d'énergie et des certificats verts, le groupe a décidé de comptabiliser les certificats en stock à leur valeur d'acquisition ou à leur coût de production. A la clôture de l'exercice, un passif sera reconnu, le cas échéant, en cas d'insuffisance de certificats par rapport à l'obligation de restitution. Lorsqu'il n'est pas couvert par des certificats en stock, ce passif est évalué au prix de marché ou, lorsque c'est applicable, au prix des contrats à terme conclus.
Le Groupe ENGIE finance ses projets renouvelables aux États-Unis par le biais de structures dites de «tax equity», dans lesquelles une partie des fonds nécessaires est apportée par un «tax partner ». Celui-ci obtient, jusqu'à un niveau de rendement préétabli, un droit préférentiel essentiellement sur les crédits d'impôts du projet qu'il pourra imputer sur sa propre base taxable.
Les investissements réalisés par le tax partner remplissent la définition d'un passif en IFRS. Dans la mesure où le passif de tax equity correspondant à ces avantages fiscaux ne donne pas lieu à une sortie de trésorerie pour l'entité projet, ce passif n'est pas représentatif d'une dette financière et est comptabilisé en « autres passifs ».
Au-delà de sa désactualisation, le passif évolue essentiellement en fonction des crédits d'impôts alloués au tax partner et reconnus en résultat.
| En millions d'euros | Variation du BFR au 31 déc. 2022 |
Variation du BFR au 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Stocks | (2 115) | (2 349) |
| Créances commerciales et autres débiteurs | (11 614) | (11 043) |
| Fournisseurs et autres créanciers | 8 521 | 10 676 |
| Créances, dettes fiscales (hors IS) et sociales | 1 545 | 364 |
| Appels de marge et instruments financiers dérivés sur matières premières afférents aux activités de trading | 199 | (706) |
| Autres | 1 040 | 680 |
| TOTAL | (2 424) | (2 377) |
| En millions d'euros | 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 |
|---|---|---|
| Stocks de gaz naturel, nets | 4 628 | 3 079 |
| Stocks d'uranium (1) | 308 | 408 |
| Quotas de CO2, certificats verts et d'économie d'énergie, nets | 1 788 | 1 526 |
| Stocks de matières premières autres que le gaz et autres éléments stockés, nets | 1 420 | 1 161 |
| TOTAL | 8 145 | 6 175 |
(1) Des instruments financiers de couverture sont adossés à ces stocks d'uranium et représentent un montant de -229 millions d'euros au 31 décembre 2022.
| 31 déc. 2022 | 31 déc. 2021 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Actifs | Passifs | Actifs | Passifs | |||||
| Non | Non | Non | Non | |||||
| En millions d'euros | courant | Courant | courant | Courant | courant | Courant | courant | Courant |
| Autres actifs et passifs | 766 | 18 294 | (3 646) | (23 583) | 478 | 13 202 | (2 341) | (16 752) |
| Créances/dettes fiscales | ‐ | 14 647 | ‐ | (16 863) | ‐ | 10 628 | ‐ | (11 316) |
| Créances/dettes sociales | 523 | 22 | (2) | (2 479) | 300 | 18 | (2) | (2 033) |
| Dividendes à payer/à recevoir | ‐ | 12 | ‐ | (23) | ‐ | 15 | ‐ | (9) |
| Autres | 243 | 3 614 | (3 644) | (4 218) | 178 | 2 541 | (2 339) | (3 395) |
Les autres actifs non courants comprennent notamment une créance de 162 millions d'euros au 31 décembre 2022 vis-àvis d'EDF Belgium au titre des provisions nucléaires (96 millions d'euros au 31 décembre 2021).
Les autres passifs comprennent 1 981 millions d'euros d'investissements réalisés par des tax partners dans le cadre du financement des projets renouvelables aux États-Unis par tax equity (1 229 millions d'euros au 31 décembre 2021).
Le Groupe est engagé dans le cours normal de ses activités dans un certain nombre de litiges et procédures au titre de la concurrence avec des tiers ou avec des autorités judiciaires et/ou administratives (y compris fiscales).
Les principaux contentieux et enquêtes présentés ci-après sont comptabilisés en tant que passifs ou constituent, selon les cas, des passifs éventuels ou des actifs éventuels.
Dans le cadre de ses activités, le Groupe est engagé dans un certain nombre de contentieux et d'enquêtes, devant des juridictions étatiques, des tribunaux arbitraux ou des autorités de régulation. Les contentieux et enquêtes pouvant avoir un impact significatif sur le Groupe sont présentés ci-après.
En 2021, le gouvernement et les autorités publiques mexicaines ont adopté des positions et des mesures législatives et réglementaires qui affectent directement les acteurs privés de l'énergie (en particulier, les producteurs d'énergie renouvelable) et vont à l'encontre de la lettre et de l'esprit des dernières réformes du secteur énergétique mises en place en 2013 et 2014. La constitutionalité et la légalité de certaines de ces mesures ont été attaquées dans le cadre de poursuites judiciaires lancées par des organismes non gouvernementaux et des investisseurs privés, notamment par les filiales d'ENGIE développant ou exploitant des projets renouvelables dans le pays. Ces procédures sont en cours. Un projet de révision de la Constitution remettant substantiellement en cause le cadre régulatoire applicable au secteur électrique a, par ailleurs, été déposé par le Président mexicain. Le dossier a été mis en suspens au 1er semestre 2022.
Le 29 février 2020, la Commission européenne a annoncé l'ouverture d'une enquête approfondie en matière d'aide d'état sur le dispositif de régulation du stockage mis en place au 1er janvier 2018 pour assurer la sécurité d'approvisionnement en gaz en France. Storengy et Géométhane ont transmis tous les éléments nécessaires à la Commission pour faire valoir leurs analyses. La Commission européenne a clôturé son enquête et a publié un communiqué de presse le 28 juin 2021 annonçant sa décision de compatibilité du dispositif de régulation du stockage avec les règles européennes relatives aux aides d'état. Néanmoins, la Commission a considéré que le dispositif mis en place constituait une aide d'état illégale pour la période où il a été mis en œuvre sans être préalablement validé. Cette décision a fait l'objet d'une publication au Journal Officiel le 18 mars 2022 ce qui a ouvert le délai de deux mois pour introduire un recours en annulation. A notre connaissance, aucun recours n'a été introduit.
Dans le cadre de l'affaire Púnica (procédure portant sur une affaire d'attribution de marchés), quinze collaborateurs de Cofely España ainsi que la société elle-même avaient été mis en examen par le juge d'instruction en charge de l'affaire. L'instruction pénale est clôturée depuis le 19 juillet 2021 ; Cofely España et huit (anciens) collaborateurs ont été renvoyés devant le tribunal correctionnel. Cofely España a fait appel de cette décision le 30 septembre 2021. Le 9 mars 2022, cet appel a été rejeté et la décision de renvoi confirmée. Les audiences devraient débuter en 2023.
Le 9 mai 2019, une amende de 38 millions d'euros a été infligée conjointement et solidairement à ENGIE Servizi SpA et ENGIE Energy Services International S.A («ENGIE ESI») par l'Autorité de la Concurrence italienne («l'Autorité») pour certaines prétendues pratiques anticoncurrentielles relatives à l'attribution du marché Consip FM4 2014. Un appel a été interjeté devant le Tribunal Administratif Régional de Lazio (TAR Lazio). Le 18 juillet 2019, le TAR Lazio a suspendu le paiement de l'amende. Le 27 juillet 2020, le TAR Lazio a annulé la décision de l'Autorité tant pour ENGIE Servizi SpA que pour ENGIE ESI. Le 17 novembre 2020, l'Autorité a fait appel devant le Conseil d'État italien de la décision du TAR Lazio. Le 9 mai 2022, le Conseil d'État a rejeté l'appel de l'Autorité et a confirmé l'annulation par le TAR Lazio de la décision de l'Autorité. Le 13 juin 2022, deux sociétés ont déposé un recours en révocation extraordinaire contre la décision du Conseil d'État devant le Conseil d'État lui-même. Par ailleurs, le 11 juillet 2022, ces mêmes sociétés ont également déposé un recours contre la décision de rejet du Conseil d'État devant la Cour Suprême. Ces recours n'ont pas d'effet suspensif. Les deux procédures sont en cours.
En 2012, dans le cadre d'un marché public lancé par CONSIP, ENGIE Servizi a créé une association momentanée («associazione temporanea di imprese» ou «ATI») avec la société Manitalidea en vue de déposer une offre dans le cadre dudit marché. La participation de chacune des sociétés dans l'ATI a été organisée sur une base de 85% pour ENGIE Servizi et de 15% pour Manitalidea. Le marché avait pour objet de fournir de l'énergie et des services d'entretien et de maintenance à des hôpitaux.
En septembre 2012, 3 lots du marché public ont été attribués à l'ATI.
Le 11 mars 2022, la société Manitalidea a introduit , auprès du Tribunal Civil de Rome, une action en dommages et intérêts contre ENGIE Servizi, faisant valoir, d'une part, qu'ENGIE Servizi n'aurait pas respecté les dispositions de l'accord d'association momentanée relatives à la répartition des contrats entre les partenaires et, d'autre part, qu'en raison de cette circonstance, Manitalidea aurait perdu une chance de développer son chiffre d'affaires. A la suite de la mise en faillite de Manitalidea, la demande a été étendue pour viser la responsabilité prétendue d'ENGIE Servizi dans les déboires financiers de Manitalidea et dans sa mise en faillite.
Une audience est prévue au cours du 1er semestre 2023.
EDF a assigné ENGIE devant le Tribunal de commerce de Nanterre le 20 juillet 2017 concernant de prétendus faits de concurrence déloyale dans le cadre des campagnes de démarchage principalement en porte à porte et réclamait 13,5 millions d'euros en réparation de son prétendu préjudice. Le Tribunal de commerce, dans son jugement du 14 décembre 2017 a condamné ENGIE à verser la somme de 150 000 euros à EDF en considérant qu'ENGIE avait commis des actes de concurrence déloyale tout en reconnaissant qu'il n'y avait aucun fait de dénigrement à l'encontre d'EDF et qu'ENGIE avait mis en place un dispositif de formation et de contrôle de ses partenaires.
ENGIE a fait appel du jugement et EDF a formé un appel incident et a réclamé 94,7 millions d'euros en réparation de son prétendu préjudice. L'arrêt de la Cour d'appel de Versailles a été rendu le 12 mars 2019 en condamnant ENGIE à verser 1 million d'euros à EDF. En outre, la Cour d'appel a ordonné à ENGIE, sous astreinte provisoire de 10 000 euros par infraction constatée sur une période d'un an, de cesser ou faire cesser tout acte de parasitisme et de dénigrement au préjudice d'EDF.
Le 6 juillet 2020, EDF a demandé au juge de l'exécution du tribunal judiciaire de Nanterre de liquider l'astreinte prononcée par la Cour d'appel de Versailles en demandant le versement d'une somme par ENGIE de 106,89 millions d'euros et le prononcé d'une astreinte définitive de 50 000 d'euros par infraction constatée et pour une durée d'un an. Le juge de l'exécution a rendu sa décision le 11 décembre 2020 au terme de laquelle elle condamne ENGIE à verser la somme de 230 000 d'euros à EDF et prononce une nouvelle astreinte provisoire d'un montant de 15 000 euros par nouvelle infraction constatée, pendant 1 an à compter de la signification du jugement par EDF.
Le 22 décembre 2020, EDF a fait appel de ce jugement du juge de l'exécution devant la Cour d'appel de Versailles. Le 1 er juillet 2021, la Cour d'appel de Versailles a rendu sa décision. Elle réduit la condamnation d'ENGIE à 190 000 euros et, considérant qu'ENGIE a démontré avoir pris des mesures susceptibles d'être efficientes et que les difficultés rencontrées tiennent pour l'essentiel au comportement des prestataires/partenaires et démarcheurs, elle annule la nouvelle astreinte provisoire et rejette la demande d'EDF de prononcer une astreinte définitive. EDF a introduit un pourvoi en cassation contre cette décision le 29 juillet 2021. La Cour de cassation, par son arrêt du 6 octobre 2022, a rejeté le pourvoi d'EDF. L'affaire est donc clôturée.
En 2012, à la suite d'un appel d'offres portant sur l'achat annuel de 170 MW jusqu'en 2032, ENGIE Energía Perú S.A. a conclu un contrat d'achat long terme de gaz avec la société minière péruvienne Antamina (le «Contrat»).
En 2021, Antamina a toutefois procédé à un nouvel appel d'offres portant sur un volume annuel identique et a conclu trois contrats d'achat avec trois nouveaux fournisseurs pour une durée de six mois renouvelables à deux reprises. Ceci remet en cause l'exclusivité et l'obligation de « take or pay » dont ENGIE Energía Perú S.A estimait bénéficier jusqu'en 2032 en vertu du Contrat. A la suite de la conclusion de ces nouveaux contrats, Antamina a refusé, à partir de janvier 2022, de prendre livraison de la quantité de gaz qui lui était dévolue en vertu du Contrat et, en conséquence, de payer la pénalité équivalente.
Le 26 avril 2022, ENGIE Energía Perú S.A a assigné Antamina en arbitrage pour faire reconnaître le caractère exclusif du Contrat et l'obligation pour Antamina de ne s'approvisionner qu'auprès d'ENGIE. La procédure vise également le paiement des factures impayées depuis janvier 2022. La procédure d'arbitrage est régie par les règles du Centre d'arbitrage de la Chambre de Commerce de Lima. Le 4 janvier 2023, ENGIE Energía Perú S.A a déposé son mémoire. Antamina devra déposer le sien pour la fin mars au plus tard.
ENGIE a initié au début du 4e trimestre 2022 un arbitrage contre Gazprom export LLC, visant entre autres (i) à faire reconnaître l'inexécution par Gazprom export LLC de ses obligations de livraison de gaz vis-à-vis d'ENGIE au terme de contrats de livraison de gaz long terme et (ii) à obtenir de Gazprom export LLC le paiement de pénalités contractuelles ainsi que la réparation des dommages résultant de cette inexécution.
Cet arbitrage résulte de la situation de sous-livraison significative créée par Gazprom export LLC à compter de mi-juin 2022 vis-à-vis d'ENGIE, suivie, à la fin de l'été 2022, de la décision unilatérale de Gazprom export LLC de réduire ses livraisons à ENGIE en raison d'un désaccord entre les parties sur l'application des contrats.
S'agissant des prestations de gestion de clientèle effectuées pour le compte du gestionnaire de réseau de distribution pour le secteur de l'électricité (en l'espèce ERDF devenue ENEDIS), à la suite d'un recours intenté par ENGIE, le Conseil d'État dans un arrêt du 13 juillet 2016, a rappelé le principe d'une rémunération du fournisseur par le gestionnaire de réseau de distribution. Dans cette même décision, le Conseil d'État n'a pas reconnu à la CRE le droit de mettre en place un seuil de clientèle au-delà duquel cette rémunération ne pouvait pas être accordée et qui empêchait ENGIE d'en bénéficier jusqu'à présent. ENGIE pour prendre en compte cette décision, a engagé une action à l'encontre d'ENEDIS visant à obtenir le paiement de ces prestations de gestion de clientèle. Le législateur a adopté une disposition validant rétroactivement les contrats conclus avec ENEDIS et faisant obstacle à toute demande en réparation des prestations de gestion de clientèle non rémunérées. Le Conseil Constitutionnel a déclaré cette disposition conforme à la Constitution par décision du 19 avril 2019. Le 11 avril 2022, le Tribunal de commerce de Paris a constaté l'extinction de l'instance. La procédure à l'encontre d'ENEDIS est donc éteinte.
Le 3 janvier 2023, ENGIE ENERGÍA CHILE S.A a engagé une procédure d'arbitrage international contre TOTALENERGIES GAS & POWER LIMITED pour violation de ses obligations contractuelles dans le cadre d'un contrat de fourniture de GNL conclu en août 2011.
Le 11 mars 2014, le Tribunal de Savone a placé sous séquestre les unités de production au charbon VL3 et VL4 de la centrale thermique de Vado Ligure, appartenant à Tirreno Power S.p.A. (TP), société détenue à 50% par le Groupe. Cette mise sous séquestre se situe dans le cadre d'une enquête pénale à l'encontre de dirigeants et anciens dirigeants de TP pour infractions environnementales et risques pour la santé publique. L'enquête a été clôturée le 20 juillet 2016. Le dossier a été renvoyé au Tribunal de Savone pour traitement au fond ; la procédure de première instance a débuté le 11 décembre 2018 et se poursuit en 2022 et 2023.
Le 14 décembre 2018, l'Administration fiscale brésilienne a adressé à ENGIE Brasil Energia S.A. (ENGIE Brasil Energia) des avis de rectification au titre des exercices 2014, 2015 et 2016 estimant que la société était redevable des taxes PIS et COFINS (taxes fédérales sur la valeur ajoutée) sur les remboursements de certains combustibles utilisés dans la production d'énergie par les centrales thermoélectriques. Le montant des redressements s'élève à un total de 581 millions de real brésiliens, dont 229 millions de real brésiliens de taxes auxquelles viennent s'ajouter amendes et intérêts.
ENGIE Brasil Energia conteste ces avis de rectification et a introduit des réclamations fiscales en 2019 que l'administration fiscale a toutefois rejetées.
Le 22 novembre 2022, ENGIE Brasil Energia a introduit un recours administratif spécial, qui n'a pas été reconnu par le tribunal administratif. Le 9 janvier 2023, la société a introduit un autre recours administratif demandant la reconnaissance du recours administratif spécial et l'analyse du fond de l'affaire. Si cette procédure n'aboutit pas, l'affaire devra alors être jugées par les cours et tribunaux judiciaires ordinaires.
En décembre 2022, ENGIE a introduit une action en vue d'obtenir le remboursement de la taxe qu'elle a payée, en juillet et novembre 2022, pour un montant total de plus de 308 millions d'euros, en application des deux décrets lois (n°21 et 50/2022) ayant créé une contribution exceptionnelle de solidarité à la charge des opérateurs du secteur énergétique. ENGIE conteste la validité de l'assiette de cette taxe par rapport à l'objectif de la loi, sa compatibilité avec la Constitution italienne ainsi que sa compatibilité avec les engagements européens de l'Italie (droit européen).
En novembre 2021, Electrabel SA a conclu un contrat EPC (Engineering, Procurement, Construction) avec SEPCO III pour la construction d'une centrale à gaz à Flémalle (Belgique), dans le cadre du CRM (Capacity Rémunération Mechanism).
En août 2022, Electrabel SA a résilié le contrat EPC avec SEPCO III pour non-exécution de ses obligations contractuelles et a engagé en novembre 2022 une procédure d'arbitrage pour obtenir la réparation de son dommage.
Différentes associations ont introduit des recours à l'encontre des lois et décisions administratives ayant permis l'extension de la durée d'exploitation des unités de Doel 1 et 2 devant la Cour constitutionnelle, le Conseil d'État et les tribunaux ordinaires. La Cour constitutionnelle, le 22 juin 2017, a renvoyé l'affaire à la Cour de Justice de l'Union Européenne (CJUE) pour questions préjudicielles. La CJUE, dans son arrêt du 29 juillet 2019, a considéré que la loi belge prolongeant la durée d'exploitation des unités de Doel 1 et 2 (loi de prolongation Doel 1 et 2) a été adoptée sans procéder aux évaluations environnementales préalables requises mais qu'il est possible de maintenir provisoirement les effets de la loi de prolongation en cas de menace grave et réelle de rupture de l'approvisionnement en électricité et pour la durée strictement nécessaire à une régularisation. Dans son arrêt du 5 mars 2020, la Cour constitutionnelle a annulé la loi de prolongation Doel 1 et 2 tout en maintenant ses effets jusqu'à l'adoption par le législateur d'une nouvelle loi précédée de l'évaluation préalable requise et comprenant une participation du public et une consultation transfrontalière, au plus tard jusqu'au 31 décembre 2022.
L'évaluation environnementale et la consultation du public et transfrontalière ont été réalisées par l'État belge en 2021. Le projet de loi reprenant la conclusion de cette évaluation et de la consultation a été voté par le Parlement fédéral belge le 11 octobre 2022 et a été publiée le 3 novembre 2022.
Le recours devant le Conseil d'État à l'encontre des décisions administratives ayant permis l'extension de la durée de vie des unités de Doel 1 et Doel 2, est, par ailleurs, toujours pendant.
Différentes associations ont introduit des recours devant le Tribunal de Première Instance de Bruxelles à l'encontre d'Electrabel, de l'État belge, de l'Agence de Sûreté nucléaire et/ou du réseau de transport d'électricité Elia pour contester les décisions et actions de mise à l'arrêt des centrales de Doel 3 (intervenue le 23 septembre 2022) et/ou Tihange 2 (qui interviendra le 31 janvier 2023). Par un premier jugement en date du 16 novembre 2022, le Tribunal de Première Instance, statuant en référé dans une des affaires, a confirmé les décisions et actions prises dans le cadre de la mise à l'arrêt. Les affaires se poursuivent au fond avec un calendrier s'étalant sur l'année 2023.
Par une proposition de rectification en date du 22 décembre 2008, l'Administration fiscale française a contesté le traitement fiscal de la cession sans recours de la créance de précompte opérée en 2005 par SUEZ (désormais ENGIE) pour un montant de 995 millions d'euros (créance afférente aux montants de précompte payés au titre des exercices 1999 à 2003). Le Tribunal Administratif de Montreuil a rendu un jugement favorable à ENGIE en avril 2019 ce qui a conduit l'Administration fiscale à interjeter appel devant la Cour Administrative d'Appel de Versailles, qui a invalidé le jugement du Tribunal dans un arrêt du 22 décembre 2021. Tout en reconnaissant la nature fiscale de la créance cédée, la Cour ne valide pas l'exonération du prix de cession faute de texte ou de principe en ce sens, et, faute pour la cession d'avoir été autorisée par l'État.
Concernant le contentieux précompte proprement dit, le 1er février 2016, le Conseil d'État a refusé l'admission du pourvoi en cassation pour les demandes de remboursement de précompte afférent aux exercices 1999/2000/2001, et, le 23 juin 2020, la Cour Administrative d'Appel de Versailles a donné raison à ENGIE eu égard aux demandes de remboursement relatives aux exercices 2002 et 2003 mais a rejeté celle afférente à l'exercice 2004. Compte tenu de la cession des créances de précompte 2002/2003, les sommes ont été restituées à l'établissement bancaire cessionnaire. L'affaire a été renvoyée devant le Conseil d'État par les deux parties. En parallèle, à la suite de la décision de la Cour de Justice de l'Union européenne du 12 mai 2022, interprétant le prélèvement du précompte lors de la redistribution par une
société mère de dividendes reçus de filiales établies dans l'Union européenne, comme incompatible avec la Directive 90/435/CE de 1990, le Conseil d'État a été invité par plusieurs groupes, dont ENGIE en juin 2022, à poser une question prioritaire de constitutionalité au Conseil Constitutionnel, afin que celui-ci statue sur l'inconstitutionnalité de la législation précompte. Le Conseil d'État a fait droit à cette demande. En octobre 2022, le Conseil Constitutionnel a débouté ENGIE et d'autres groupes de leur demande. Cette décision n'aura pas d'impact financier dans les comptes d'ENGIE et peu sur les autres procédures en cours.
Par ailleurs, à la suite d'une plainte d'ENGIE et de plusieurs groupes français, le 28 avril 2016, la Commission européenne a envoyé un avis motivé à la France dans le cadre d'une procédure d'infraction considérant que le Conseil d'État ne respectait pas le droit de l'Union européenne dans les décisions rendues au titre des litiges précompte, tels que ceux d'ENGIE. La France ne s'étant pas mise en conformité, la Commission a saisi, le 10 juillet 2017, la Cour de Justice de l'Union européenne pour manquement de la France. Le 4 octobre 2018, la Cour de Justice de l'Union Européenne a donné partiellement raison à la Commission européenne. La France doit désormais revoir sa méthodologie pour déterminer le quantum des remboursements de précompte dans les affaires définitivement jugées et celles encore en cours devant les juridictions. Aucune action n'a été entreprise, à ce jour, en raison du contentieux parallèle sur le fondement de la Directive 90/435/CE.
Le 19 septembre 2016, la Commission européenne a publié une décision d'ouverture de procédure d'enquête en matière d'aide d'État concernant deux décisions anticipatives confirmatoires conclues avec l'État luxembourgeois, émises en 2008 et 2010, visant deux transactions similaires entre plusieurs filiales luxembourgeoises du Groupe. Le 20 juin 2018, la Commission européenne a adopté une décision finale négative considérant qu'il existe une aide d'État du Luxembourg au profit d'ENGIE. Le 4 septembre 2018, ENGIE a demandé l'annulation de la décision devant les juridictions européennes contestant l'existence d'un avantage sélectif. Cette procédure n'étant pas suspensive, ENGIE a mis une somme de 123 millions d'euros sous séquestre le 22 octobre 2018 au titre de l'une des deux transactions visées, l'autre n'ayant fait l'objet d'aucune matérialisation de l'aide. A l'issue de la procédure devant les juridictions européennes, cette somme sera remise à ENGIE ou à l'État luxembourgeois en fonction de l'annulation ou non de la décision de la Commission. Le 12 mai 2021, le Tribunal a rejeté les recours de l'État luxembourgeois et d'ENGIE confirmant ainsi la position de la Commission européenne relative à l'existence d'une aide d'État accordée aux filiales luxembourgeoises du Groupe. Le 22 juillet 2021, ENGIE a saisi la Cour de Justice de l'Union Européenne pour faire annuler la décision du Tribunal. La procédure est en cours. A la suite des échanges de mémoires avec la Commission, le 21 mars 2022, ENGIE a déposé une demande d'audience de plaidoirie et de jonction des pourvois. L'audience s'est tenue fin janvier 2023.
Le 7 novembre 2019, une amende de 172 millions de zlotys polonais (40 millions d'euros) a été infligée à ENGIE Energy Management Holding Switzerland AG («EEMHS») pour ne pas avoir répondu à une demande de communication de documents de l'Autorité de la Concurrence polonaise («UOKiK») dans le cadre d'une procédure ouverte par le UOKiK qui suspecte un potentiel défaut de notification de la part d'EEMHS et d'autres investisseurs financiers impliqués dans le financement du gazoduc Nord Stream 2 (procédure principale). EEMHS a interjeté appel devant la Cour de Protection de la Concurrence. La procédure en appel est pendante.
Dans le cadre de la procédure principale, le 6 octobre 2020, le UOKiK a prononcé une amende de 55,5 millions de zlotys polonais (approximativement 12,3 millions d'euros) à l'encontre de EEMHS. Le UOKIK a également ordonné de mettre fin aux accords de financement du projet Nord Stream 2. Le 5 novembre 2020, EEMHS a fait appel de cette décision devant la Cour de Protection de la Concurrence («Cour»). La procédure d'appel suspend automatiquement l'exécution de l'ensemble des sanctions prononcées par le UOKiK. Le 21 novembre 2022, la Cour a annulé dans son intégralité la décision du UOKiK. Le UOKiK a interjeté appel de cette décision.
L'Administration fiscale néerlandaise refuse, sur base d'une interprétation contestable d'une modification légale intervenue en 2007, la déductibilité d'une partie des intérêts (1,1 milliard d'euros) pris en charge sur le financement d'acquisitions de
participations aux Pays-Bas réalisées depuis 2000. A la suite du rejet par l'Administration fiscale néerlandaise du recours administratif introduit contre l'enrôlement pour 2007, un recours motivé a été introduit en juin 2016 auprès du Tribunal de première instance d'Arnhem. Le 4 octobre 2018, ce dernier a donné raison à l'Administration fiscale. Le 26 octobre 2020, le jugement a été confirmé par la Cour d'appel d'Arnhem. ENGIE Energie Nederland Holding BV estime que la Cour a commis des erreurs de droit et a mal motivé sa décision tant sur le terrain du droit néerlandais que du droit européen et, partant, a introduit un pourvoi en cassation. En juillet 2022, la Cour de cassation a décidé de saisir la Cour de Justice de l'Union européenne de questions préjudicielles afin que cette dernière juge de la compatibilité de la législation néerlandaise en matière d'intérêts avec trois des libertés fondamentales européennes.
L'Inspection spéciale des impôts belge a adressé deux avis de rectification du résultat fiscal des exercices 2012 et 2013 pour un montant global de 706 millions d'euros considérant que le prix appliqué à la fourniture de gaz par ENGIE (alors GDF SUEZ) à Electrabel S.A. était excessif. ENGIE et Electrabel S.A. contestent cette rectification et ont sollicité l'ouverture d'une procédure amiable qui a été acceptée par la France et la Belgique en mai 2018. La procédure est en cours entre les deux États sans progrès majeur qui ont de nouveau échangé leurs positions respectives fin 2022. Aucun problème majeur n'a été identifié.
NOTE 24 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE
Aucun événement significatif n'est intervenu postérieurement à la clôture des comptes au 31 décembre 2022.
En application de l'article 222-8 du règlement de l'Autorité des marchés financiers, le tableau suivant présente les informations sur les honoraires versés par ENGIE SA, ses filiales intégrées globalement et ses activités conjointes à chacun des contrôleurs légaux chargés de contrôler les comptes annuels et consolidés du Groupe ENGIE.
L'Assemblée Générale d'ENGIE SA du 14 mai 2020 a décidé de renouveler le mandat de Commissaire aux comptes des cabinets Deloitte et EY pour une période de six années couvrant les exercices 2020 à 2025.
| Deloitte | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Deloitte & Associés |
Réseau | Total | EY & Autres |
Réseau | Total | Total |
| Certification des comptes individuels et consolidés et |
|||||||
| examen limité | 4,5 | 5,7 | 10,2 | 5,2 | 10,5 | 15,7 | 25,9 |
| ENGIE SA | 2,4 | - | 2,4 | 2,8 | - | 2,8 | 5,1 |
| Entités contrôlées | 2,1 | 5,7 | 7,8 | 2,4 | 10,5 | 12,9 | 20,7 |
| Services autres que la certification des comptes |
0,6 | 1,1 | 1,7 | 0,9 | 1,0 | 1,8 | 3,5 |
| ENGIE SA | 0,5 | 0,5 | 1,0 | 0,7 | - | 0,7 | 1,8 |
| Dont services requis par des textes légaux et |
|||||||
| réglementaires | 0,4 | - | 0,4 | 0,4 | - | 0,4 | 0,7 |
| Dont autres missions | 0,1 | - | 0,1 | 0,3 | - | 0,3 | 0,5 |
| d'audit Dont missions de revue de contrôle interne |
- | - | - | 0,0 | - | 0,0 | 0,0 |
| Dont services de due diligence |
- | 0,5 | 0,5 | - | - | - | 0,5 |
| Dont missions fiscales | 0,0 | - | 0,0 | - | - | - | 0,0 |
| Entités contrôlées | 0,1 | 0,5 | 0,7 | 0,1 | 1,0 | 1,1 | 1,7 |
| Dont services requis par des textes légaux et |
|||||||
| réglementaires | 0,0 | 0,3 | 0,3 | 0,1 | 0,2 | 0,3 | 0,6 |
| Dont autres missions | 0,1 | 0,0 | 0,1 | 0,0 | 0,2 | 0,2 | 0,3 |
| d'audit Dont missions de revue de contrôle interne |
- | - | - | - | - | - | - |
| Dont services de due diligence |
0,0 | - | 0,0 | - | - | - | 0,0 |
| Dont missions fiscales | - | 0,2 | 0,2 | ‐ | 0,5 | 0,5 | 0,8 |
| Total | 5,1 | 6,8 | 11,9 | 6,1 | 11,4 | 17,5 | 29,4 |
NOTE 26 INFORMATIONS RELATIVES À L'EXEMPTION DE PUBLICATION DE COMPTES ANNUELS DE CERTAINES SOCIÉTÉS LUXEMBOURGEOISES ET NÉERLANDAISES
Certaines entités ne publient pas de comptes annuels en application des dispositions internes de droit luxembourgeois (article 70 de la loi du 19 décembre 2002) et néerlandais (article 403 du Code civil) relatives à l'exemption de publication et de contrôle des comptes annuels.
Il s'agit notamment de : ENGIE Energie Nederland NV, ENGIE Energie Nederland Holding BV, ENGIE Nederland Retail BV, ENGIE United Consumers Energie BV, Electrabel Invest Luxembourg, ENGIE Treasury Management SARL et ENGIE Invest International SA.
ENGIE : SA au capital de 2 435 285 011 euros RCS Nanterre 542 107 651 Siège Social : 1, place Samuel de Champlain, 92400 Courbevoie T +33 (1) 44 22 00 00
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