COMMUNIQUE DE PRESSE | Bruxelles, 3 mars 2023, 8h00 – Elia Group (Euronext : ELI)

Résultats annuels : Elia Group accélère la décarbonisation et l'électrification, conformément aux besoins urgents de l'Europe

Informations réglementées

Faits marquants

Accélération du CAPEX de 25% par rapport à 2021, les investissements réseau s'élevant à €449,5 millions en Belgique et à €1.085,5 millions en Allemagne
Haute fiabilité du réseau, de respectivement 99,99% en Belgique et 99,79% en Allemagne, tout en assurant l'excellence, la qualité et l'efficacité opérationnelles
« Powering Industry towards Net Zero », la note de vision d'Elia Group sur l'ancrage de l'industrie en Europe grâce à l'électrification et l'électricité bas carbone
Résultat net attribuable à Elia Group de €341,7 millions¹ entraînant un rendement (ajusté) des capitaux propres de 7,52%
Un dividende de €1,91 par action sera proposé à l'assemblée générale du 16 mai 2023

« Malgré le fait qu'il évolue dans un environnement complexe, Elia Group a réalisé une importante augmentation de capital en 2022 et a franchi de nouvelles étapes pour faire avancer rapidement la transition énergétique. Des travaux d'infrastructure majeurs ont été finalisés sur terre et en mer tandis que le développement des premières îles énergétiques au monde a débuté. Parallèlement, nous procédons à la digitalisation de notre entreprise afin d'améliorer l'efficacité de notre réseau et de mieux gérer la complexité croissante du système. Avec l'électrification qui s'étend désormais aux secteurs de la mobilité, du chauffage et de l'industrie, davantage d'interfaces et d'opportunités émergent en termes de consommation flexible. La crise énergétique a clairement montré que l'électrification combinée au développement accéléré de l'électricité bas carbone va contribuer à atteindre les objectifs climatiques et à ancrer l'industrie en Europe. Il faudra donc davantage de coopération, notamment avec les régulateurs et les pouvoirs publics. » Chris Peeters, CEO d'Elia Group

¹ Le résultat net attribuable à Elia Group se réfère au résultat net attribuable aux propriétaires d'actions ordinaires.

FAIRE AVANCER RAPIDEMENT LA TRANSITION ÉCOLOGIQUE

MÉGATENDANCES AFFECTANT LE SECTEUR DE L'ÉLECTRICITÉ

Décarbonisation et électrification accélérées

L'invasion russe de l'Ukraine en février 2022 a ravivé le sentiment d'urgence au sein du débat énergétique européen. La crise géopolitique et les prix records de l'énergie ont poussé l'Union européenne à reprendre davantage le contrôle de sa production d'énergie et à répondre plus rapidement à ses engagements en matière d'énergie renouvelable, de décarbonisation et d'électrification.

En avril, le gouvernement allemand a adopté son « Easter Package » (« Paquet de Pâques ») qui incluait plusieurs modifications législatives et la mise en place de nouveaux cadres liés aux énergies renouvelables ainsi qu'aux réseaux et marchés électriques. En plus de supprimer la taxe EEG pour les consommateurs (les coûts visant à promouvoir le développement des énergies renouvelables sont désormais financés via le Fonds énergie et climat, tandis que 50Hertz continuera à agir en tant que fiduciaire pour d'autres mécanismes), le pays vise désormais à couvrir 80% de sa consommation électrique brute grâce aux énergies renouvelables d'ici 2030. D'autres objectifs repris dans le paquet de mesures consistent à atteindre une capacité de 160 GW d'énergie éolienne terrestre d'ici 2040 ainsi que de 30, 40 et 70 GW d'énergie éolienne offshore respectivement d'ici 2030, 2035 et 2045. La nouvelle législation a par ailleurs défini les énergies renouvelables comme un enjeu majeur d'intérêt et de sécurité publics, ce qui devrait accélérer les procédures d'obtention de permis associées aux nouveaux projets renouvelables et réduire les retards liés aux recours en justice.

En mai 2022, la Commission européenne a publié son plan REPowerEU, qui s'appuie sur le Green Deal européen (2019) et le paquet législatif « Fit for 55 » (2021). Le plan vise à réduire la dépendance de l'Europe aux combustibles fossiles provenant de Russie. Il s'axe sur la diversification des approvisionnements énergétiques de l'Europe, des mesures d'économie d'énergie et le développement de l'électricité verte.

La construction d'une infrastructure réseau « de pointe » est critique pour répondre à l'ambition de la communauté visant à accélérer la transition. Étant donné que les zones dotées de grandes quantités de sources d'énergie renouvelable (SER) sont souvent reculées, le besoin en transport d'électricité longue distance augmente. De plus, les zones avec des modèles de production complémentaires doivent être connectées étant donné que la disponibilité des SER n'est pas répartie équitablement à travers l'Europe.

Une consommation électrique flexible pour intégrer davantage de renouvelable et réduire les coûts

L'électrification de l'industrie et l'avènement des véhicules électriques, des pompes à chaleur et des batteries changent fondamentalement la manière dont les consommateurs interagissent avec le système électrique. La flexibilité dont disposent leurs appareils électriques augmente la convergence des secteurs et est un accélérateur clé pour une transition énergétique efficace.

Ces nouveaux appareils flexibles vont permettre aux ménages de consommer davantage d'électricité lorsqu'il y a beaucoup de vent et de soleil ainsi que de réduire, voire de décaler, leur consommation quand la production renouvelable est limitée. Le design de marché centré sur le consommateur (Consumer-Centric Market Design ou CCMD) d'Elia Group (2021) vise à faciliter ceci. Une fois ce design déployé, les fournisseurs de services énergétiques, nouveaux et existants, pourront proposer de meilleurs services et incitants à leurs clients, leur permettant de monétiser leur flexibilité et de réduire leurs frais d'électricité.

De plus, l'industrie deviendra un fournisseur clé de flexibilité à mesure qu'elle décarbonisera ses processus. Aujourd'hui, le business case est principalement axé sur la fourniture par l'industrie de services auxiliaires au système électrique. Cependant, de bien plus vastes opportunités sont disponibles, permettant à l'industrie de mieux aligner sa consommation avec les modèles de production renouvelable et de l'optimiser selon les prix dynamiques de l'électricité. Voir l'étude d'Elia Group sur l'électrification de l'industrie intitulée « Powering Industry towards Net Zero ».

La digitalisation pour rendre le système plus efficace

L'apparition de nouvelles technologies de contrôle et de maintenance contribue à l'efficacité du système. L'Internet des Objets et l'intelligence artificielle conduisent à l'instauration de réseaux intelligents (qui peuvent être contrôlés continuellement), à la prise de décisions automatique ainsi qu'à une meilleure prévision des risques et analyse d'incidents. Les systèmes blockchain permettent l'échange d'énergie entre différentes parties et la traçabilité de l'énergie verte, de la source au consommateur.

L'accès aux bonnes données sera nécessaire pour gérer ce système électrique toujours plus complexe. À leur tour, elles feront de la sécurité des données et de la gestion du consentement des domaines clés de responsabilité et de préoccupation.

Augmenter la coopération internationale pour exploiter pleinement le potentiel renouvelable de l'Europe

Afin d'utiliser de façon optimale les sources d'énergie renouvelable du continent, l'Europe doit établir des cadres pour des partenariats entre pays dont les niveaux de renouvelable diffèrent. L'émergence des interconnexions hybrides et

des îles énergétiques permettra l'échange d'électricité entre pays, tout en raccordant ces derniers aux parcs éoliens offshore.

Ces interconnexions et îles énergétiques forment le premier élément d'un réseau maillé offshore en Europe. Voir le livre blanc d'Elia Group promouvant les interconnexions offshore, intitulé « Harvesting Europe's full offshore wind potential » et publié en 2022.

2022 EN RÉSUMÉ

BONNE PROGRESSION DES PRINCIPAUX TRAVAUX D'INFRASTRUCTURE

Conformément au désir de la communauté d'accélérer l'intégration du renouvelable dans les systèmes énergétiques, Elia Group progresse bien sur les projets clés en Belgique et en Allemagne. Ceux-ci sont destinés à renforcer les backbones et les connexions sous-marines des deux pays, facilitant ainsi la décarbonisation de la société.

BELGIQUE | Suite du renforcement du backbone

Les travaux du projet Mercator-Bruegel, qui implique le renforcement de la ligne aérienne à haute tension entre les postes Mercator à Kruibeke et Bruegel à Dilbeek, ont débuté en avril. La ligne forme une partie importante du backbone du réseau à haute tension belge. Son renforcement lui permettra de transporter des flux électriques plus importants (jusqu'à 6 GW), contribuant ainsi à garantir l'approvisionnement électrique futur du pays.

Dans le cadre de la deuxième phase du projet Boucle de l'Est, la ligne aérienne 70 kV Bévercé-Bronromme-Trois-Ponts existante est remplacée par une nouvelle double ligne 110 kV qui s'étendra sur 25 km. Après deux années de travaux, la section entre Bronromme et Trois-Ponts a été mise en service. Le projet Boucle de l'Est, scindé en plusieurs phases, garantira la fiabilité du réseau électrique belge et l'aidera à accueillir des volumes croissants d'énergie renouvelable.

En décembre, Elia Transmission Belgium (ETB) et RTE ont officiellement inauguré le renforcement de l'interconnexion Avelgem-Avelin qui relie la Belgique à la France. Cette liaison est désormais équipée de conducteurs HTLS, une technologie de pointe qui permet de transporter deux fois plus d'énergie (la capacité passant ainsi de 3 à 6 GW). Cela contribuera à assurer la sécurité d'approvisionnement dans les deux pays et renforcera l'intégration du marché européen de l'électricité.

ALLEMAGNE | Extension du réseau offshore et onshore

Deux nouvelles sections de la ligne aérienne 380 kV du Nordring Berlin ont été terminées en mars 2022 après 17 mois de travaux. Pendant cette période, 75 pylônes additionnels ont été érigés, ce qui signifie que la majeure

partie des travaux de remplacement de cette ligne est terminée. Les sections restantes devraient être achevées avant fin 2023. La ligne aérienne est essentielle pour transporter des volumes croissants d'énergie renouvelable du nord-est de l'Allemagne vers les centres de consommation ainsi que pour approvisionner en toute sécurité la métropole berlinoise avec une part croissante d'énergie renouvelable à long terme.

En juin dernier, 50Hertz a ouvert en collaboration avec le GRD MITNETZ STROM le nouveau poste d'Altdöbern en Lusace en vue de faciliter l'intégration des énergies renouvelables au réseau. Le poste contribue à garantir à la région un approvisionnement électrique sûr et fiable et facilite le transport, via le réseau de 50Hertz, de l'électricité en provenance de parcs éoliens et photovoltaïques environnants jusqu'aux centres de consommation.

Les travaux de construction du plus grand système photovoltaïque au sol d'Europe ont débuté en juin dernier. Situé près de Leipzig, le « Energiepark Witznitz » s'étend sur 500 hectares. Une fois achevé, le parc photovoltaïque aura une capacité totale de 650 MW et sera raccordé au réseau 380 kV de 50Hertz. Sa mise en service est prévue en mars 2023.

En juillet, le tribunal administratif fédéral allemand a remis sa décision finale par rapport à la ligne Uckermark, qui devrait s'étendre sur 115 km. La liaison 380 kV approvisionnera Berlin en électricité issue de centrales fonctionnant à l'énergie éolienne ou à la biomasse à Brandebourg. La planification de la ligne Uckermark remonte à 2005. En 2022, le tribunal a finalement approuvé la construction de la ligne, une décision qui aura été attendue pendant 17 ans. Si nous voulons sérieusement lutter contre le changement climatique, nous ne pouvons plus nous permettre des procédures aussi longues. En octobre 2022, la section sud de la ligne Uckermark (longue de 40 km) a été mise en service après près de deux années de travaux. La ligne 380 kV part au nord du poste de Neuenhagen, près de Berlin, et rejoint une ligne existante à proximité de Golzow, près de Britz.

En outre, le parc éolien Arcadis Ost 1 a été raccordé au réseau de 50Hertz en juillet. Ce raccordement fait suite à l'installation de l'équipement électrique dans le poste offshore Arcadis Ost à Aalborg (Danemark) ainsi qu'à la pose de la plateforme de transformation sur sa fondation monopile en mer Baltique.

La moitié des travaux souterrains liés au remplacement de la section terrestre du câble KONTEK était achevée en juillet. Depuis sa construction en 1995, ce câble qui s'étend sur une distance de 150 kilomètres et peut transporter jusqu'à 600 MW d'électricité permet l'échange d'énergie entre l'Allemagne et le Danemark. Sa section sous-marine avait été remplacée par Energinet en 2010. 50Hertz, qui est responsable du tronçon terrestre du câble en Allemagne, avait reçu l'autorisation de le remplacer en 2022.

En octobre, les travaux pour le tunnel du projet Diagonal Power Link à Berlin ont officiellement commencé. La durée du chantier pourra aller jusqu'à deux ans et les travaux sont réalisés à l'aide d'un tunnelier pouvant être utilisé jusqu'à 30 mètres de profondeur. La ligne, dont la mise en service est prévue en 2028, formera quant à elle un maillon important du réseau à haute tension dans la capitale allemande et ses environs.

PERMIS ET CONTRATS

50Hertz a reçu l'autorisation pour un projet majeur de renforcement du réseau entre la Saxe et la Thuringe En septembre, l'Agence fédérale des réseaux allemande a autorisé 50Hertz à finaliser le remplacement du tronçon oriental de la ligne à haute tension qui relie la Saxe et la Thuringe. 50Hertz avait déjà auparavant commencé à préparer la construction du tronçon occidental de la ligne. La nouvelle ligne, qui s'étendra sur environ 100 kilomètres, devrait être mise en service en 2025 et pourra transporter jusqu'à 40% d'électricité en plus.

Projets SuedOstLink et SuedOstLink+

Le SuedOstLink et son extension, le SuedOstLink+, s'inscrivent tous deux dans les efforts de 50Hertz visant à transporter l'électricité éolienne produite dans le nord de l'Allemagne vers les centres de consommation du sud du territoire.

En août, TenneT et 50Hertz ont avancé dans le projet SuedOstLink en octroyant à deux entreprises les contrats pour le deuxième système de câbles de la liaison.

Avant la fin juin, l'équipe de projet de 50Hertz avait soumis son ébauche pour le projet SuedOstLink+ aux pouvoirs publics ainsi qu'aux citoyens au cours d'événements d'information organisés durant le premier semestre. Le feedback que 50Hertz a reçu sur son ébauche a été évalué fin 2022 avant qu'une demande formelle soit introduite pour les travaux auprès de l'Agence fédérale des réseaux allemande début 2023.

Octroi des contrats pour le plus grand parc éolien de la mer Baltique

50Hertz et le gestionnaire de parcs éoliens Skyborn Renewables travaillent à l'implémentation du projet OST-6-1, ou parc éolien offshore Gennaker, qui sera le plus grand parc éolien de la partie allemande de la mer Baltique. En décembre, une étape importante a été franchie dans le cadre de ce projet : un consortium belgo-néerlandais s'est vu octroyer les contrats pour la construction des deux postes du projet. Gennaker aura une capacité de 927 MW et sera situé à environ 15 kilomètres du littoral allemand.

CONSTRUIRE LE RÉSEAU DE DEMAIN

BELGIQUE

ETB lance la consultation pour son Plan de développement fédéral 2024-2034

Le 2 octobre, dans le cadre de ses responsabilités légales, ETB a lancé une consultation publique portant sur son Plan de développement fédéral 2024-2034. Un nouveau Plan de développement fédéral est rédigé tous les quatre ans, couvrant à chaque fois tous les investissements nécessaires sur le réseau de transport d'électricité (380 à

110 kV) pendant une période de dix ans afin de faire de la transition énergétique une réussite. Comme stipulé dans le plan, ETB vise à rendre le système énergétique du pays plus indépendant, plus résilient et plus durable. Le plan souligne les changements requis que le système électrique doit subir ainsi que les hypothèses et méthodes choisies pour calculer les investissements correspondants. Il couvre le renforcement et l'extension du backbone interne 380 kV du réseau, le développement et l'intégration du réseau offshore et des interconnexions terrestres, le développement de la capacité d'accueil ainsi que le programme d'investissement relatif aux réseaux de transport 220, 150 et 110 kV. Le plan doit être approuvé par la ministre fédérale de l'Énergie d'ici mai 2023 au plus tard.

L'île énergétique d'ETB reconnue comme projet fer de lance pour le financement européen

En décembre 2022, ETB a signé un accord avec le gouvernement belge concernant un soutien financier octroyé dans le cadre de la facilité pour la reprise et la résilience de la Commission européenne. Le subside de €99,7 millions sera utilisé pour construire l'Île Princesse Elisabeth, qui deviendra un hub énergétique majeur en Europe. Située à environ 45 km des côtes belges, l'île acheminera jusqu'à la terre ferme l'énergie renouvelable produite par les parcs éoliens de la deuxième zone éolienne offshore. À terme, elle servira également de hub pour des interconnexions supplémentaires avec la Grande-Bretagne (Nautilus) et le Danemark (TritonLink).

ALLEMAGNE

Raccordement de 30 GW d'éolien offshore au réseau terrestre allemand d'ici 2030

Le ministère fédéral de l'Économie et du Climat, les villes de Brême et Hambourg, ainsi que les länder allemands de Mecklembourg-Poméranie-Occidentale, de Rhénanie-du-Nord-Westphalie, de Basse-Saxe et de Schleswig-Holstein ont signé en novembre un accord avec trois des GRT allemands (50Hertz, TenneT et Amprion) portant sur le raccordement au continent de 30 GW d'énergie éolienne offshore d'ici 2030. Les trois GRT collaboreront étroitement pour atteindre cet objectif, sur lequel s'axait également le premier accord en matière d'offshore signé en 2020.

Soumission des documents de planification pour le projet Ostwind 3

En décembre, 50Hertz a soumis les documents de planification liés aux sections de câble sous-marines du projet Ostwind 3 au ministère des Affaires économiques, de l'Infrastructure, du Tourisme et du Travail du land de Mecklembourg-Poméranie-Occidentale. Le projet Ostwind 3 englobe la construction de la connexion réseau pour le parc éolien Windanker d'une capacité de 300 MW, actuellement réalisé par Iberdrola en mer Baltique.

FACILITATION DU MARCHÉ

Enchères pour le mécanisme de rémunération de la capacité (CRM) en Belgique

En avril, ETB a publié les résultats du re-run de la première enchère CRM, lancé à la suite de l'arrêté ministériel du 25 mars 2022. Le re-run de la première enchère avait pour but de garantir une capacité de back-up pour l'année de livraison 2025-2026, lorsque cinq des sept réacteurs nucléaires belges auront été mis à l'arrêt. Le re-run était

nécessaire car l'une des centrales sélectionnées n'avait pas reçu le permis nécessaire. En septembre 2022, Doel 3 était le premier réacteur nucléaire belge à être mis à l'arrêt.

En octobre, ETB a publié les résultats de la deuxième enchère CRM (Y-4 pour la période 2026-2027). L'enchère tenait compte de l'extension de deux réacteurs nucléaires ainsi que de la précédente enchère réussie. Au final, aucune capacité n'a été contractée. Les producteurs disposant d'une capacité de production existante (pour un total de 6 682 MW) ont reporté leur participation à l'enchère Y-1. Le volume de ce qu'on appelle l'option « Opt-Out IN » a été retranché du volume faisant l'objet de l'enchère (courbe de demande de 6 417 MW). Cette enchère Y-4 pour la période 2026-2027 a ainsi été totalement couverte.

Le CRM fait partie d'une série de mesures introduites par le gouvernement fédéral belge et conçues pour garantir la sécurité d'approvisionnement du pays à mesure que la part d'énergie renouvelable augmente dans son mix énergétique.

Élargissement du mécanisme de couplage de marché

Le 8 juin 2022, le mécanisme de couplage de marché flow-based a été étendu afin de couvrir une région plus vaste en Europe. Le mécanisme vise à garantir une circulation plus efficace de l'électricité d'un pays à l'autre en tenant compte des congestions présentes sur l'ensemble du réseau de la région. C'est un élément capital pour permettre l'échange transfrontalier efficace des excédents d'énergie renouvelable. Le mécanisme de couplage de marché étendu couvre désormais l'ensemble des 13 pays de la région pour le calcul de la capacité Core, qui comprend la Belgique et l'Allemagne.

DES PARTENARIATS QUI FAÇONNENT LE FUTUR MARCHÉ DE L'ÉNERGIE

Elia Group développe ses activités offshore internationales

En février 2022, le conseil d'administration d'Elia Group a approuvé la création d'une nouvelle filiale : WindGrid. Il s'agit d'une étape logique dans l'extension internationale d'Elia Group étant donné que des investissements conséquents dans le réseau offshore auront lieu dans les prochaines années en Europe et ailleurs. Grâce à WindGrid, Elia Group est prêt à répondre à ces besoins.

WindGrid s'appuiera sur l'expérience unique d'Elia Group en mer du Nord et en mer Baltique. Le Groupe est un pionnier en matière d'approches innovantes pour la conception de réseaux offshore et est donc bien placé pour jouer un rôle de premier plan dans le façonnage de futurs projets réseau offshore.

En octobre 2022, l'entreprise d'utilité publique américaine PPL Corporation et WindGrid ont signé un accord de coopération concernant le raccordement au réseau terrestre de futurs parcs éoliens offshore en Nouvelle-Angleterre.

PPL et Elia Group ont participé à une Request for Information, lancée par cinq États de Nouvelle-Angleterre : le Massachusetts, le Connecticut, le Rhode Island, le Maine et le New Hampshire.

En Europe, WindGrid a continué à identifier et à progresser dans des opportunités de développement à court terme, tout en développant des possibilités à moyen terme.

Collaboration entre EGI et National Grid SA

En mars, National Grid SA a demandé à EGI d'analyser trois domaines clés de développement pour le système énergétique d'Arabie saoudite : la planification de la production, ainsi que le développement et la stabilité du réseau. EGI aide le pays à atteindre son objectif consistant à intégrer à son réseau au moins 60 GW d'énergie renouvelable d'ici 2030. Cette ambition nécessitera une transformation fondamentale du système électrique saoudien et fait également surgir des défis complexes en termes de sécurité d'approvisionnement.

Hexicon et EGI unissent leur expertise pour optimiser le raccordement de parcs éoliens flottants

En mai, EGI et Hexicon ont uni leurs forces pour développer des projets visant à raccorder aux réseaux terrestres du monde entier l'électricité produite par des parcs éoliens offshore flottants de grande envergure. Leur coopération, qui s'étend sur cinq ans, comprend deux phases qui consisteront entre autres à partager leur expertise durant les phases de (pré-)développement des projets.

Elia Group et re.alto lancent une collaboration avec Elli

En septembre, Elia Group et re.alto ont signé un Memorandum of Understanding avec Elli, une filiale de Volkswagen Group, en vue d'accélérer l'intégration des véhicules électriques au système électrique. Étant donné que des volumes croissants d'énergie renouvelable intermittente sont intégrés au réseau, il devient de plus en plus difficile de s'assurer que l'offre en électricité réponde à la demande. Les véhicules électriques seront capables de fournir une part significative de la flexibilité dont le système électrique aura besoin dans le futur.

LEADER D'OPINION AU SERVICE DE LA COMMUNAUTÉ

« Harvesting Europe's full offshore wind potential » : un livre blanc

Malgré la nécessité d'accélérer les projets d'énergie renouvelable à travers l'Union européenne, les objectifs en matière d'éolien offshore ne sont pas traduits suffisamment vite en actions. Elia Group a donc publié un livre blanc sur les interconnexions hybrides en avril 2022 qui expose à la fois les problématiques en présence et ses propositions pour y faire face : une combinaison de parcs éoliens offshore et d'interconnexions hybrides offshore peut maximiser le potentiel en énergie renouvelable des mers du Nord et Baltique. Ce document a été présenté lors de l'événement WindEurope organisé à Bilbao.

Premier Offshore Innovation Day d'Elia Group

La Commission européenne a pour objectif de faire de l'éolien offshore l'une des pierres angulaires du futur système énergétique de l'Europe d'ici 2050. C'est dans cet esprit qu'Elia Group a organisé en juin son premier Offshore Innovation Day dans le port d'Ostende. L'événement a rassemblé des spécialistes de divers secteurs, qui ont discuté de l'avenir du secteur offshore ainsi que du rôle de l'innovation dans la recherche de nouvelles opportunités pour accélérer la transition énergétique. Regardez les temps forts de l'Offshore Innovation Day ici.

Première Baltic Sea Conference, pour exploiter le potentiel offshore en mer Baltique

En septembre, 50Hertz a organisé sa première Baltic Sea Conference visant à encourager la coopération européenne en rassemblant des experts issus des milieux de la politique, de l'économie et de la technologie. Ces derniers ont discuté de la meilleure manière d'exploiter le potentiel éolien offshore de la mer Baltique. En plus d'établir davantage de partenariats, l'Europe doit revoir le design de son marché de l'électricité, encourager le développement d'industries fortes qui peuvent faire le poids face à la concurrence mondiale en matière de production, de composants et de chaînes d'approvisionnement ainsi que construire plus d'interconnexions hybrides. Regardez les temps forts de la Baltic Sea Conference ici.

Powering Industry towards Net Zero : la note de vision annuelle d'Elia Group

Publiée en novembre, la note de vision « Powering Industry towards Net Zero » démontre que la décarbonisation de l'industrie est fulgurante. Et l'électrification y joue un rôle essentiel. D'ici 2030, la consommation électrique industrielle devrait augmenter de 40% en Allemagne et de 50% en Belgique. Dans tous les scénarios envisagés, l'accès à des électrons bas carbone à des prix abordables s'est révélé crucial pour accélérer l'électrification de l'industrie, la rendant ainsi plus résiliente et durable. Le développement rapide des énergies renouvelables occupe dès lors une position essentielle dans la prise de décision au niveau industriel et favorisera l'ancrage de l'industrie en Europe. Regardez le lancement de notre étude ici.

RÉGULATOIRE

La CREG approuve la méthodologie tarifaire pour la période 2024-2027

La Commission belge de Régulation de l'Électricité et du Gaz (CREG) a officiellement approuvé la méthodologie tarifaire pour l'électricité pour la période 2024-2027. L'approbation fait suite à une consultation publique (lancée en avril) sur la méthodologie utilisée qui a ensuite été validée par le gouvernement fédéral début juin. La nouvelle méthodologie tarifaire est similaire à celle actuellement en vigueur. Le cadre régulatoire restera un modèle cost-plus incluant la couverture de tous les coûts raisonnables et une rémunération. Sur la base des paramètres décrits dans la méthodologie, le rendement régulatoire des capitaux propres moyen pour la période devrait s'élever à environ 5,7%, en fonction des produits d'exploitation effectifs issus de la régulation incitative.

Garantir la sécurité d'approvisionnement tout en atteignant des objectifs de neutralité carbone sera uniquement possible avec des cadres régulatoires stables qui incitent à fournir dans les temps les investissements nécessaires.

Elia Group s'engage encore et toujours à collaborer avec les gouvernements et les régulateurs afin d'y parvenir, notre objectif étant de stimuler les investissements pour accélérer la décarbonisation et l'électrification.

FINANCES

Augmentation de capital réussie de €590,1 millions

Le son de la cloche d'Euronext Brussels le 28 juin 2022 témoignait de l'augmentation de capital réussie de €590,1 millions de la part d'Elia Group. Toutes les nouvelles actions offertes dans le cadre de son offre de souscription pour les détenteurs de droits de préférence ont été souscrites (88,64% lors de l'offre publique et 11,36% lors du placement privé).

Deuxième émission réussie d'une obligation verte de €750 millions

Début septembre, Eurogrid GmbH (la maison mère de 50Hertz) a renforcé sa position de liquidités pour l'extension du réseau nécessaire à la transition énergétique grâce à l'émission d'une deuxième obligation verte de €750 millions. Cela permettra à 50Hertz de financer une sélection de projets offshore et onshore qui améliorent significativement l'intégration et le transport d'énergie renouvelable sur le réseau.

RÉCOMPENSES ET DISTINCTIONS

re.alto obtient la certification ISO 27001

En juin, la plateforme de marché digitale d'Elia Group, re.alto, a obtenu la certification ISO 27001, preuve qu'elle observe les normes internationales en matière de gestion et de mise en œuvre de la sécurité et de la conformité de l'information. L'obtention de cette certification a contribué à renforcer les ambitions de la start-up en tant que plateforme de marché pour l'échange de données liées à l'énergie.

ETB reçoit une nouvelle fois le titre de « Top Employer »

Pour la cinquième année consécutive, ETB figure parmi les meilleurs employeurs de Belgique. Le label « Top Employer » est octroyé aux entreprises qui offrent un excellent environnement de travail à leurs collaborateurs. En 2022, 84 entreprises belges ont reçu ce titre.

En avril, 50Hertz a reçu un « Seal of Approval for Fair and Career Promoting Trainee Programmes » du Trendence Institut, qui vient saluer son programme pour les stagiaires. D'une durée de 24 mois, ce programme vise à préparer les diplômés à gérer le réseau électrique du futur. Le manque de personnel qualifié est l'un des plus grands défis actuellement rencontrés par le secteur de l'énergie. L'Allemagne a besoin de jeunes talents qui soient formés dans les domaines de la planification, de l'implémentation, de la construction et de la maintenance des infrastructures de réseau électrique.

GOUVERNANCE D'ENTREPRISE

Nouveaux administrateurs

Le 1er janvier 2022, Interfin SCRL/CVBA, représentée de manière permanente par Thibaud Wyngaard, a rejoint Elia Group et ETB/Elia Asset en tant que nouvel administrateur. Il a remplacé Luc Hujoel en tant qu'administrateur coopté. Sa nomination a été confirmée lors de l'assemblée générale du 17 mai 2022. Lors de la même assemblée générale, Laurence de L'Escaille a été nommée en tant que nouvelle administratrice indépendante d'Elia Group pour un mandat de trois ans, en remplacement de Jane Murphy. Pascale Van Damme a été nommée en tant que nouvelle administratrice indépendante d'Elia Group pour un mandat de trois ans, en remplacement de Saskia Van Uffelen. Michel Allé et Luc De Temmerman ont été réélus en tant qu'administrateurs indépendants d'Elia Group pour un mandat de trois ans.

La boussole d'Elia Group pour un futur durable

Notre programme ActNow ancre la durabilité dans notre stratégie et nos activités par le biais d'objectifs concrets et mesurables pour le Groupe.

Action climatique	2019 (Année de base)	2021	2022	Objectif 2030
Intensité carbone du mix de production électrique belge2 (gCO2/kWh)	1704	1173	1273	n.c.
Intensité carbone du mix de production électrique allemand (gCO2/kWh)	4084	4204	4323	n.c.
CAPEX aligné avec la taxinomie de l'UE	n.c.	n.c.	99,87%	n.c.
Lignes mises en service (km)	453	2555	324	n.c.
Empreinte carbone des pertes réseau (ktCO2e)	1.0224	1.0634	1.173	-28 % comparé à 2019
Fiabilité du réseau Elia (basée sur l'AIT)	99,99%	99,99%	99,99%	n.c.
Fiabilité du réseau 50Hertz (basée sur le nbre d'incidents)	99,86%	99,83%	99,79%	n.c.
Émissions liées à la mobilité (ktCO2e)6	7,3	5,5	6,3	-90 % comparé à 2019
Taux de fuite SF6	0,15%	0,13%	0,13%	Moins de 0,25%
Maturité des données relatives au scope 3	0 %	0 %	0 %	60% d'ici 2023
Environnement et économie circulaire	2019	2021	2022	Objectif 2030
Corridors forestiers gérés de façon écologique (ha)	75%	79%	81%	90% / 5.530
Lignes HT critiques pour les oiseaux équipées de balises avifaunes (km)	52 %	60 %	62 %	100% / 600

Santé et sécurité	2019	2021	2022	Objectif 2030
TRIR Groupe pour notre propre personnel	4,6	6,1	4,6	n.c10
Indice de santé Groupe7	96,7%	97,0%	96,1%	Plus de 95%

Diversité, équité et inclusion9	2019	2021	2022	Objectif 2030
Femmes à des postes de management	17,2%	22,1%	22,9%	En cours de définition
Part de femmes dans l'ensemble du personnel	21,1%	22,2%	22,9%	En cours de définition

² en utilisant uniquement les émissions directes ; 3. calcul propre ; 4. mise à jour basée sur l'Agence européenne pour l'environnement (Belgique) et sur l'Umweltbundesambt (Allemagne). 5. Mis à jour en raison d'une erreur de calcul dans le dernier rapport 6. Y compris la flotte, les voyages d'affaires, excluant les déplacements domicile-travail; 7. Correspond au taux d'absentéisme (1-x) ; 8. Nationalités non BE/DE; 9 valeurs passées actualisées pour couvrir les entités suivantes incluses dans la consolidation: Elia Group SA/NV, Elia Transmission Belgium SA/NV, Elia Grid International, Eurogrid international, WindGrid SA/NV, 50Hertz Transmission et Eurogrid GmbH; 10. L'objectif avec les sous-traitants inclus est inférieur à 6,5 %.

Nbre de nationalités8	27	38	53	n.c.
% de nationalités étrangères au sein du personnel	2,6%	3,6%	4,6%	n.c.
Gouvernance, éthique et conformité	2019	2021	2022	Objectif 2030
Indice de gouvernance ESG11	1/12	4/12	8/12	12/12 d'ici 2024
Indice de conformité11	5/12	5/12	9/12	12/12 d'ici 2024
Nbre de séances d'information au public liées à des projets réseau	75	68	117	n.c.

11 Composition des indices disponibles sur notre site web

Dimension 1 : Action climatique

L'année 2022 a été exceptionnelle pour le secteur de l'énergie, et ce, pour de nombreuses raisons. Cela s'est reflété dans nos chiffres d'émissions de CO2. Malgré le fait que les niveaux de production d'énergie renouvelable ont battu de nombreux records en 2022 en Belgique et en Allemagne, l'intensité carbone relative à la production d'électricité dans les deux pays a augmenté. En Belgique, nous avons utilisé plus de gaz pour aider nos pays voisins ainsi que pour compenser la fermeture du premier réacteur nucléaire. En Allemagne, nous avons utilisé davantage de charbon pour compenser la pénurie d'approvisionnement en gaz russe et les besoins croissants en exportations. Cela signifie que les émissions liées aux pertes réseau ont légèrement augmenté en 2022 dans les zones de réglage d'Elia et de 50Hertz. En ce qui concerne les activités du Groupe, nous allons installer des panneaux photovoltaïques d'une capacité de pointe totale de 7 MW sur nos sites en Belgique d'ici 2030, couvrant ainsi une partie de notre consommation. Cette année, notre taux de fuite SF⁶ était bien inférieur à notre objectif de 0,25%, ce

qui prouve que nos efforts au cours des dernières années pour réduire les taux de fuite portent leurs fruits.

Dimension 2 : Environnement et économie circulaire

L'année écoulée a été très bonne pour notre programme de gestion écologique des corridors : on comptait 82,9 ha de plus en 2022 (soit 63 ha de plus qu'en 2021), dépassant nos objectifs dans les deux pays.

De plus, 75% des lignes à haute tension d'Elia Group identifiées comme constituant un danger critique pour les oiseaux étaient dotées de balises avifaunes fin 2022. Nous sommes persuadés que nous allons atteindre notre objectif de 600 km de lignes à haute tension équipées de balises avifaunes, étant donné que 2022 a été le théâtre de nombreuses innovations dans ce domaine, notamment l'installation de balises à l'aide de drones.

Dimension 3 : Nos chiffres de sécurité 2022 ont été éclipsés par un accident mortel impliquant un contractant lors de travaux de tirage de câbles le 22 juillet 2022. L'incident a

Santé et sécurité

fait l'objet d'une enquête et des mesures additionnelles sont en cours d'implémentation afin d'empêcher que ce genre d'accident ne se reproduise. L'événement a renforcé la détermination du Groupe de s'assurer que tous ses collaborateurs et contractants rentrent chez eux sains et saufs chaque jour. Si on regarde les performances globales du Groupe en matière de sécurité, le TRIR 2022 montre une amélioration claire par rapport à 2021. Il est resté bien en dessous de notre objectif, reflétant la concentration continue de notre personnel pendant ses activités et l'impact positif de nos initiatives de santé et de sécurité.

Dimension 4 : Diversité, équité et inclusion (DEI)

Nous avons une nouvelle fois enregistré des progrès stables dans les quatre KPI par rapport à l'année dernière, en particulier en ce qui concerne le nombre de nationalités au sein du Groupe (+15). Cela confirme que notre travail en vue d'être plus inclusifs et d'évoluer vers un véritable Groupe international porte ses fruits. Pour approfondir ses efforts dans ce domaine, Elia Group a rejoint l'« Equality platform for the energy sector » en 2022.

Dimension 5 : Gouvernance, éthique et conformité

Comme le montre le dahsboard, nous avons réalisé huit domaines supplémentaires de nos indices de gouvernance ESG et de conformité en 2022. Notons que nous avons mis en place une politique de lutte contre la corruption pour toutes les entités du Groupe et avons publié notre Politique en matière de droits de l'homme. Avec les collèges de gestion journalière des deux entités, nous avons également prévu une réunion annuelle qui abordera l'ancrage de la durabilité dans les processus décisionnels, tels que la planification budgétaire et stratégique ainsi que les processus opérationnels. ETB et 50Hertz ont toutes deux nommé un Compliance Coordinator. Enfin, nous avons mis sur pied un comité de rémunération chez Eurogrid. Fin 2022, les rapports d'activité, de durabilité et financier 2021 d'Elia Group ont remporté le « Best Stakeholders Inclusiveness and Engagement», décerné par l'Institut des Réviseurs d'Entreprises.

2. Chiffres clés

2.1 Résultats consolidés et situation financière d'Elia Group :

Chiffres clés

Chiffres clés (en millions €)	2022	2021	Différence (%)
Produits, autres produits et produits (charges) nets régulatoires	4.113,3	2.859,7	43,8%
Entreprises mises en équivalence	39,5	49,4	(20,0%)
EBITDA	1.111,8	1.006,9	10,4%
EBIT	599,4	540,1	11,0%
Eléments ajustés	0,0	0,0	n.r.
EBIT ajusté	599,4	540,1	11,0%
Charges financières nettes	(43,6)	(106,6)	(59,1%)
Résultat net ajusté	408,2	328,3	24,3%
Résultat de la période	408,2	328,3	24,3%
Intérêts minoritaires	47,2	33,1	42,6%
Résultat de la période attribuable au groupe	361,0	295,2	22,3%
Titres hybrides	19,2	19,2	0,0%
Résultat de la période attribuable aux propriétaires d'actions ordinaires	341,7	276,0	23,8%
Chiffres clés de la situation financière (en millions €)	2022	2021	Différence (%)
Total des actifs	20.594,3	18.144,3	13,5%
Capitaux propres attribuable aux propriétaires de la société	5.319,6	4.552,0	16,9%
Dette financière nette	4.431,6	4.886,3	(9,3%)
Dette financière nette, hors position EEG	7.367,6	6.996,3	5,3%
Chiffres clés par action	2022	2021	Différence (%)
Résultat de base par action (en €) (part Elia)	4,80	4,02	19,5%
Rendement des capitaux propres (ajusté.) (%) (part Elia)	7,52	7,56	(0,5%)
Capitaux propres attribuable aux propriétaires de la société par action (en €)	62,8	56,0	12,1%

Voir le glossaire pour les définitions

Veuillez vous référer au point 4 pour de plus amples informations sur les éléments ajustés

En vertu de la norme IFRS 8, le Groupe a identifié les segments opérationnels suivants :

Elia Transmission (Belgique), qui comprend les activités régulées en Belgique (c.-à-d. les activités régulées d'Elia Transmission Belgium) ;
50Hertz Transmission (Allemagne), qui comprend les activités régulées en Allemagne ;
Le segment non régulé et Nemo Link, qui comprend les activités non régulées d'Elia Group, Nemo Link, Elia Grid International, Eurogrid International, re.alto, WindGrid et les coûts de financement associés à l'acquisition d'une participation de 20% supplémentaire dans Eurogrid GmbH en 2018.

Arrondi – En règle générale, tous les chiffres sont arrondis. Les différences sont calculées par rapport aux données sources avant l'arrondi. Il est par conséquent possible que certaines différences ne s'additionnent pas.

Aspects financiers

Pour 2022, les revenus s'élevaient à €4.113,3 millions, en hausse de 43,8% par rapport à la période précédente. Cette hausse a été soutenue par la croissance des revenus en Belgique (+€361,8 millions) et en Allemagne (+€875,7 millions), partiellement compensée par une diminution des revenus d'Elia Grid International (-€4,2 millions).

L'EBIT a augmenté par rapport à la période précédente, pour atteindre €599,4 millions (+11,0%), encouragé par la hausse de l'EBIT en Belgique (+€34,9 millions) et en Allemagne (+€41,2 millions). Pour la Belgique, cette progression est la conséquence d'un résultat net régulé plus élevé, d'amortissements plus importants liés à la croissance de la base d'actifs et d'une hausse des charges financières, qui ont tous été répercutés au niveau des revenus. En Allemagne, la hausse de l'EBIT résulte essentiellement d'une augmentation de la rémunération des investissements et d'une baisse des dépenses opérationnelles, les coûts de l'exercice précédent ayant été marqués par un pic dans le cycle des activités de maintenance et des mécanismes régulatoires de décompte non-récurrents. Les sociétés associées contribuent à l'EBIT du Groupe à hauteur de €39,5 millions (-€9,9 millions). Cette baisse s'explique exclusivement par une contribution moins élévée de Nemo Link qui s'élève à €37,1 millions (- €9,9 millions), ses revenus ayant atteint le cap cumulatif conformément à la régulation 'Cap & Floor' de 2022.

Le résultat net (ajusté) d'Elia Group a augmenté de 24,3% pour atteindre €408,2 millions :

Elia Transmission (Belgique) a enregistré de solides performances, affichant un résultat net ajusté de €156,9 millions (+€25,9 millions). Cette hausse du résultat est principalement attribuable à une augmentation de la marge équitable soutenue par la hausse des capitaux propres, à une meilleure performance liée aux incitants, à une contribution positive des avantages accordés au personnel, ainsi qu'à la compensation tarifaire ponctuelle des charges financières engendrées par la hausse de capital.
50Hertz Transmission (Allemagne) (sur une base de 100%) a enregistré une progression de son résultat net ajusté qui s'élève à €236,1 millions (+€70,7 millions). Cette performance s'explique essentiellement par la hausse de la rémunération des investissements due à la croissance des actifs, un meilleur résultat financier sous l'effet de provisions à long terme plus faibles et une réduction des coûts opérationnels. Elle est partiellement compensée par des amortissements plus élevés et des mécanismes régulatoires de décompte plus faibles.
Le segment non régulé et Nemo Link ont affiché un résultat net ajusté à la baisse de €15,2 millions (-€16,7 millions), porté par la solide performance de Nemo Link qui a atteint son plafond cumulatif de revenus, mais compensé par la hausse des coûts de la holding et autres coûts nécessaires pour poursuivre le développement des activités offshore internationales.

Le résultat net d'Elia Group attribuable aux propriétaires d'actions ordinaires (après déduction des €47,2 millions d'intérêts minoritaires et des €19,2 millions attribuables aux propriétaires de titres hybrides) a augmenté de

23,8% pour s'établir à €341,7 millions. Cette augmentation s'explique par la réalisation d'investissements en Belgique et en Allemagne, une rémunération plus élevée en Belgique consécutive à l'augmentation de capital et l'importante contribution de Nemo Link. En outre, cette performance a profité de la progression du résultat financier en Allemagne due à l'actualisation des provisions à long terme.

En 2022, Elia Group a investi €1.535,0 millions, en concentrant ses efforts sur la consolidation de l'épine dorsale interne des réseaux belge et allemand, la continuation du développement des infrastructures offshore nécessaires à l'intégration de quantités croissantes d'énergie renouvelable sur le réseau et à la poursuite de la digitalisation de ses infrastructures. Elia Group affichait une dette financière nette totale de €4.431,6 millions (-€454,7 millions) fin 2022. Cette baisse est surtout due à la trésorerie provenant de la hausse de capital intervenue fin juin (€590,1 millions), et a compensé en partie une augmentation de la dette nette chez 50Hertz. L'augmentation de la dette nette en Allemagne (+€240,4 millions) est essentiellement imputable à la réalisation du programme d'investissement et aux coûts énergétiques élevés qui ont pénalisé le flux de trésorerie opérationnel, partiellement compensée par des entrées de trésorerie importantes d'EEG (+€826,0 millions) qui s'expliquent par les prix très élevés pratiqués sur le marché de l'énergie. En Belgique, la dette nette d'Elia a reculé de €524,8 millions, principalement sous l'effet d'une croissance organique financée exclusivement par les flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles et par le produit de l'augmentation de capital alloué au segment belge (€290,1 millions).

Outre le marché des actions, Elia Group a également sollicité le marché de l'emprunt pour renforcer et sécuriser sa position de liquidité en vue de l'expansion du réseau. Dans le cadre des ambitions de financement durable du Groupe, Eurogrid GmbH a émis en septembre sa deuxième obligation verte pour €750 millions à un taux fixe de 3,28%, sécurisant une partie des liquidités pour ses futurs projets on- et offshore qui favorisent l'intégration de l'énergie renouvelable. Au terme de cette opération, le coût moyen de la dette d'Elia Group a légèrement augmenté à 1,7% (+3 pb). Après l'annonce d'un programme de dépenses d'investissement de €15,9 milliards pour la période 2023-2027 ainsi que de la révision des objectifs de politique financière, S&P Global a confirmé la notation BBB+ d'Elia Group, mais a revu la perspective de stable à négative fin décembre 2022.

Les capitaux propres attribuables aux propriétaires de la société ont augmenté de €767,6 millions pour s'établir à €5.319,6 millions (+16,9%). Cette augmentation est principalement liée à (i) le produit net des droits émis pour €582,9 millions, (ii) la hausse de capital réservée au personnel pour €5,0 millions, (iii) le résultat attribuable aux propriétaires de la société (+€361,0 millions), (iv) la réévaluation des engagements au titre des avantages postérieurs à l'emploi (+€8,9 millions) et (v) la réévaluation d'une participation financière dans EEX (+€26,2 millions). Elle a été compensée par le versement du dividende 2021 (-€120,3 millions). En outre, la réserve de couverture a diminué de €77,9 millions, principalement en raison de la réévaluation des contrats futurs pour pertes de réseau par 50Hertz (- €127,3 millions) et d'une couverture de taux d'intérêt par ETB (+€49,4 millions).

2.1.A. Elia Transmission (Belgique)

Faits marquants

Investissements réalisés dans le but de maintenir un réseau électrique durable et fiable pour la société, tout en augmentant la RAB de 1,5% à €5,4 milliards
Une marge équitable plus élevée grâce à une hausse des capitaux propres et de la base d'actifs
Compensation tarifaire ponctuelle des charges financières engendrées par la hausse de capital
Rendement des capitaux propres de 5,4%

Chiffres clés

Elia Transmission chiffres clés (en millions €)	2022	2021	Différence (%)
Produits, autres produits et produits (charges) nets régulatoires	1.561,3	1.199,5	30,2%
Produits	1.420,4	1.009,8	40,7%
Autres produits	147,6	68,3	116,1%
Produits (charges) nets régulatoirs	(6,7)	121,4	(105,5%)
Entreprises mises en équivalence	2,4	2,3	4,3%
EBITDA	476,4	432,2	10,2%
EBIT	262,0	227,1	15,4%
Eléments ajustés	0,0	0,0	n.r.
EBIT ajusté	262,0	227,1	15,4%
Charges financières nettes	(62,4)	(63,1)	(1,1%)
Charge d'impôt sur le résultat	(42,7)	(32,9)	29,8%
Résultat net	156,9	131,0	19,8%
Eléments ajustés	0,0	0,0	n.r.
Résultat net ajusté	156,9	131,0	19,8%
Chiffres clés de la situation financière (en millions €)	2022	2021	Différence (%)
Total des actifs	7.848,6	7.153,5	9,7%
Total des capitaux propres	2.907,1	2.445,5	18,9%
Dette financière nette	2.916,2	3.441,0	(15,3%)
Cash flow libre	254,1	(117,6)	(316,1%)

Voir le glossaire pour les définitions

Veuillez vous référer au point 4 pour de plus amples informations sur les éléments ajustés

Aspects financiers

Les produits d'exploitation d'Elia Transmission ont augmenté de 30,2% par rapport à l'année précédente, passant de €1.199,5 millions à €1.561,3 millions. Les revenus ont été impactés par l'augmentation du résultat net régulé, l'augmentation des amortissements consécutive à la hausse de la base d'actifs, la compensation tarifaire ponctuelle des charges financières engendrées par la hausse de capital (c'est-à-dire la part allouée à ETB) et les coûts accrus des services auxiliaires. Ces derniers sont le résultat de prix du gaz élevés en raison de la guerre en Ukraine et, dans une moindre mesure, de l'augmentation du volume de déséquilibre qui fait suite à l'accroissement de la part de l'énergie renouvelable dans le mix énergétique.

Le tableau ci-dessous fournit davantage de détails sur l'évolution de la composition des revenus:

(en millions €)	2022	2021	Différence (%)
Produits du réseau :	1.415,8	1.006,0	40,7%
Raccordements au réseau	44,8	45,1	(0,6%)
Gestion et développement de l'infrastructure du réseau	475,3	480,6	(1,1%)
Gestion du système électrique	149,8	149,0	0,6%
Compensation des déséquilibres	365,0	220,6	65,4%
Intégration du marché	22,2	23,2	(4,0%)
Revenus internationaux	358,6	87,5	309,6%
Last-mile connexion	3,5	2,9	19,6%
Autres produits	1,1	0,8	27,3%
Sous-total produits	1.420,4	1.009,8	40,7%
Autres produits	147,6	68,3	116,1%
Net produits (charges) du mécanisme de décompte	(6,7)	121,4	(105,5%)
Total des produits et autres produits	1.561,3	1.199,5	30,2%

Les produits d'exploitation provenant de la gestion et du développement des infrastructures réseau, de la gestion du système électrique, de l'intégration du marché et du raccordement au réseau sont restés stables par rapport à 2021.

Les services rendus dans le domaine de la gestion de l'énergie et de l'équilibrage individuel des groupes d'équilibrage sont payés par le biais des revenus issus de la compensation des déséquilibres. Ces revenus, qui ont augmenté de €220,6 millions à €365,0 millions (+65,4%), s'expliquent en grande partie par les tarifs pour le maintien et la restauration de l'équilibre résiduel des parties responsables des accès individuels (+€147,8 millions). L'augmentation des coûts d'activation pour équilibrer le réseau, due à la hausse des prix du gaz causée par la guerre en Ukraine et, dans une moindre mesure, l'augmentation du volume de déséquilibre entraînée par l'accroissement de la part de l'énergie renouvelable (en particulier l'éolien offshore) - davantage influencée par les différences de prévisions dans le mix de production – sont les principaux moteurs de la hausse des revenus.

Les revenus internationaux ont augmenté à €358,6 millions (+309,6%), essentiellement sous l'effet de la hausse des recettes tirées de la congestion à la frontière avec la France. En effet, les prix en France sont supérieurs à ceux pratiqués dans le reste de l'Europe en raison des pannes nucléaires, et une part importante des recettes tirées de la congestion en Belgique, voisine directe de la France, est liée à l'écart de prix avec la France.

La last-mile connexion (appelée auparavant transfert d'actifs provenant de clients) a augmenté par rapport à l'année précédente, ce qui encourage la poursuite de l'électrification dans le secteur énergétique, tandis que les autres produits ont également augmenté, principalement en raison des travaux livrés à des tiers.

Le mécanisme de décompte a diminué de €121,4 millions en 2021 à -€6,7 millions en 2022 et couvre tant les écarts survenus au cours de l'exercice considéré par rapport au budget approuvé par le régulateur (-€132,4 millions) que la compensation d'excédents nets de la période tarifaire précédente (€125,7 millions). L'excédent opérationnel (- €132,4 millions) par rapport aux charges prévues et revenus autorisés par le régulateur sera restitué aux consommateurs au cours d'une période tarifaire ultérieure. L'excédent résulte principalement de la hausse des coûts des services auxiliaires (+€228,6 millions), de le hausse des coûts compressibles (+€212,7 millions) et d'une augmentation du résultat net (+€28,7 millions). Cela a été plus que compensé par une hausse des ventes tarifaires (- €247,0 millions), essentiellement portée par des compensations de déséquilibre, et une hausse des ventes internationales et autres (-€396,7 millions), y compris l'ajustement Cap & Floor en cours de période pour Nemo Link (€69,1 millions), l'excédent de capital devant être réintégré dans les tarifs.

L'EBITDA a progressé pour s'établir à €476,4 millions (+10,2%) en raison de l'augmentation du résultat net régulé, de l'augmentation des amortissements liée à la croissance de la base d'actifs et de celle des charges financières, toutes répercutées au niveau des revenus. La hausse de l'EBIT a été plus marquée (+15,4%), principalement en raison d'amortissements plus faibles sur des immobilisations non couvertes par les tarifs, à savoir les immobilisations incorporelles passées en charge au cours de la période régulatoire précédente et activées en vertu des normes IFRS ainsi que pour des contrats de location. La contribution des entreprises mises en équivalence est restée stable à €2,4 millions, liée à la contribution de HGRT.

Les charges financières nettes ont légèrement reculé (-1,1%) par rapport à l'année précédente. Ce faible recul s'explique surtout par l'activation de coûts d'emprunt plus élevés dus à la croissance de la base d'actifs (€2,1 millions) et est partiellement compensé par d'autres charges financières. Les charges financières liées à la hausse de capital d'Elia Group ont été affectées aux activités régulées en Belgique au prorata de l'affectation du produit. En vertu des normes IFRS, ces charges (€3,6 millions) sont directement comptabilisées dans les capitaux propres. En 2022, ETB n'a pas eu recours au marché de l'emprunt et présentait un profil d'échéance de la dette bien équilibré. Le coût moyen de la dette est resté à 1,9% fin 2022, et l'ensemble de l'encours était assorti d'un coupon fixe.

Le résultat net (ajusté) a augmenté de 19,8% à €156,9 millions, principalement grâce aux éléments suivants :

1. Une augmentation de la marge équitable (+€12,1 millions) due à la croissance des actifs et à la hausse des capitaux propres. La hausse des capitaux propres est principalement à mettre en rapport avec le produit affecté aux activités régulées en Belgique (€290,1 millions) après l'augmentation de capital d'Elia Group. En outre, la marge équitable a bénéficié du subside en capital reçue du gouvernement fédéral concernant l'île Princesse Elisabeth (€73,1 millions nets d'impôts différés), et a été comptabilisée dans les capitaux propres régulés.
2. Augmentation des incitants (+€1,4 millions), traduisant une performance opérationnelle solide, principalement liée à une meilleure performance de l'incitant pour l'innovation, à la satisfaction client et aux coûts compressibles, et partiellement compensée par un incitant plus faible pour la capacité d'interconnexion. Porté par la croissance des activités, le gain d'efficacité relatif aux coûts gérables a légèrement diminué par rapport à

l'année précédente, tandis que la contribution nette des incitants a profité d'une réduction du taux d'imposition moyen due à une déduction plus élevée des revenus de l'innovation.

3. Les provisions sociales et autres (+€7,9 millions), dues essentiellement à la hausse des cotisations aux actifs des régimes.
4. Hausse des coûts d'emprunt capitalisés s'expliquant par un niveau accru d'actifs en construction (+€1,7 millions).
5. Une compensation tarifaire ponctuelle des charges financières engendrées par la hausse de capital (+€3,6 millions).
6. Mécanismes régulatoires de décompte et reprise d'une provision pour incitant influençable suite à l'examen des soldes 2021 (+€2,2 millions).
7. Autres (-€3,0 millions): essentiellement sous l'effet des charges associées aux paiements en actions liées à la hausse de capital en faveur des membres du personnel (-€1,7 millions) et des effets d'impôts différés (- €2,4 millions) et autres retraitements (-€0,6 million), partiellement compensés par l'amortissement plus faible des logiciels et matériels (+€1,4 millions) et les dégâts moins importants occasionnés aux installations électriques par rapport à l'exercice précédent (+€0,3 million).

Le total des actifs a augmenté de €695,1 millions à €7.848,6 millions grâce à la réalisation du programme d'investissement et à la hausse des liquidités. La dette financière nette est tombée à €2.916,2 millions (-15,3%), le programme de dépenses d'investissement d'ETB ayant été exclusivement financé par le produit de la hausse de capital et par les flux de trésorerie des activités opérationnelles, qui ont profité de la hausse des entrées de trésorerie provenant des prélèvements et de l'excédent de capital payé par Nemo Link (€69,1 millions, à réintégrer dans les tarifs). Fin 2022, aucun prélèvement n'avait été fait sur la facilité de crédit renouvelable liée à la durabilité (€650 millions) ni sur les billets de trésorerie (€300 millions). S&P Global a confirmé la note d'ETB à BBB+ avec une perspective stable fin 2022.

Les capitaux propres ont progressé pour atteindre €2.907,1 millions (+€461,6 millions) principalement en raison de : la réserve partielle du résultat de 2022 (+€95,8 millions), le produit net découlant de la hausse de capital de €286,6 millions (soit la part affectée aux activités régulées belges, déduction faite des coûts d'émission), la hausse de capital réservée au personnel, y compris les charges liées aux paiements en actions (€6,7 millions), la juste valeur d'une couverture de taux d'intérêt (+€48,9 millions) et une affectation plus faible des capitaux propres à Nemo Link (+€24,5 millions). Cette progression a été partiellement compensée par la réévaluation des engagements au titre des avantages postérieurs à l'emploi (-€0,8 million).

Aspects opérationnels

L'estimation de la charge totale a diminué de 3,3%, passant de 84,4 TWh en 2021 à 81,7 TWh en 2022, principalement en raison d'une diminution de la consommation brute des GRD. La consommation brute des utilisateurs raccordés au réseau ETB est comparable à celle de 2021. La consommation brute des GRD a été marquée par les conséquences de températures supérieures à celles de 2021, d'une augmentation de la production

locale sur le réseau de distribution (principalement solaire) et des prix élevés de l'électricité qui ont influencé le comportement de consommation des ménages. La consommation annuelle brute des utilisateurs raccordés au réseau ETB est restée stable par rapport à l'année précédente. Une forte baisse de la consommation industrielle a toutefois été constatée à la mi-août (-8,1% entre août et décembre par rapport à 2021). Cette baisse est consécutive à la guerre en Ukraine et à la crise énergétique qui en a découlé. Elle a été compensée par la hausse de la consommation de Sotel. En effet, dès janvier 2022, Sotel a décidé de consommer en Belgique plutôt qu'en France en raison de la hausse des prix sur le territoire français, due aux coupures nucléaires dans le pays.

La charge totale en 2022 est restée inférieure au niveau observé avant la pandémie, entre 2014 (88,3 TWh) et 2019 (84,9 TWh).

Le prélèvement net du réseau ETB a baissé de 5,1% (de 63,1 TWh en 2021 à 59,9 TWh en 2022). Les injections nettes sur le réseau ETB ont diminué de 7,2%, passant de 70,9 TWh en 2021 à 65,8 TWh en 2021, essentiellement sous l'effet de la baisse des niveaux de disponibilité du parc nucléaire en 2022 par rapport à 2021. En effet, Doel 3 a été mis hors service en septembre 2022 ; de plus, des indisponibilités tant planifiées qu'imprévues sont survenues en cours d'année.

En 2022, la Belgique était toujours un exportateur net d'électricité en raison d'une disponibilité relativement élevée de la capacité d'injection du nucléaire. Les exportations nettes ont augmenté de 8,6 TWh en 2021 à 9,0 TWh en 2022, essentiellement en raison d'une augmentation des exportations vers la France et le Luxembourg, qui ont été partiellement compensées par une hausse des importations en provenance du Royaume-Uni. Le volume total des exportations a augmenté légèrement de 21,3 TWh en 2021 à 21,5 TWh en 2022. Le volume total des importations a diminué de 12,6 TWh en 2021 à 12,4 TWh en 2022. Au total, les flux d'électricité entre la Belgique et ses voisins ont augmenté de 38,3 TWh (2021) à 38,8 TWh (2022).

Investissements

ETB a continué à mettre en œuvre son plan d'investissement. En 2022, ETB a investi €449,5³ millions dans ses activités, se concentrant surtout sur l'expansion et la fiabilité du réseau 380 kV. Cet investissement a posé les bases requises pour poursuivre l'expansion du réseau offshore.

En 2022, 159 projets de remplacement ont été mis en œuvre sur le réseau belge, soit un investissement total de €113,4 millions. Environ €60 millions ont été investis pour accompagner la digitalisation de nos infrastructures et le développement de nouveaux outils. Les travaux de renforcement entre Avelgem et Avelin, qui font partie de l'épine dorsale 380 kV entre Mercator et la France, avaient été finalisés avec succès en fin d'année. Les travaux de construction se sont poursuivis sur le corridor Massenhoven Van Eyck (€32,7 millions) et le corridor Mercator Bruegel (€33,9 millions). La modernisation de ces lignes à 380 kV a débuté : leurs pylônes à treillis sont actuellement renforcés et équipés de nouveaux conducteurs HTLS. Une étape importante a été franchie avec la mise en service d'un nouveau poste GIS 380 kV, de deux déphaseurs 380 kV et d'un compensateur 380 kV à Zandvliet (€12,1 millions) ; ces travaux ont été réalisés pour augmenter la capacité d'interconnexion physique entre la Belgique et les Pays-Bas.

Les travaux de construction d'un nouveau poste 380 kV et l'extension du poste existant de 220 kV (€11,9 millions) ont débuté à Rimière au 3 ème trimestre 2022 ; ce projet vise à créer la capacité d'accueil nécessaire aux nouvelles centrales CRM des Awirs et de Seraing à l'horizon 2025. La phase préparatoire (études, obtention des permis et acquisition) pour l'installation d'une deuxième ligne le long du corridor à 380 kV Gramme-Rimière (~15 km) a été quasiment achevée fin 2022 ; les travaux de construction devraient débuter en 2023. Dans le cadre de la deuxième phase du programme d'investissement de la Boucle de l'Est (€9,7 millions), la ligne aérienne actuelle de 70 kV Bévercé-Bronromme-Trois-Ponts est remplacée par une nouvelle ligne double plus moderne de 110 kV sur une distance de 25 km. Les travaux de reconstruction ont débuté en 2020 et le tronçon final Bronromme - Trois-Ponts (8,5 km) a été reconstruit et mis en service fin 2022. L'installation de nouveaux transformateurs à Bevercé et Butgenbach était en cours en décembre 2022 ; leur mise en service est prévue en 2023.

La croissance organique en Belgique a augmenté la base d'actifs régulés (RAB) de 1,5% à €5,4 milliards. Le subside en capital reçue pour l'île Princesse Elisabeth est déduite de la RAB conformément au cadre réglementaire (€97,5 millions).

³ En incluant la capitalisation des logiciels et les normes IAS 23 (Coûts d'emprunt), IFRS 15 (Reconnaissance du chiffre d'affaires – Transfert d'actifs provenant des clients) et IFRS 16 (Contrats de location), cela représente un total de €449,0 millions.

2.1.B. 50Hertz (Allemagne)

Faits marquants

Mise en œuvre réussie du programme d'investissement 2022 pour les projets on- et offshore, augmentant la RAB de +10,9% à €6,8 milliards
Le résultat net a profité de de la croissance des actifs, d'une importante révision à la baisse des provisions à long terme et de revenus uniques issus du mécanisme régulatoire de décompte, ce qui a conduit à un rendement des capitaux propres de 11,3%
La dette nette a augmenté par rapport à fin 2021, ce qui s'explique principalement par la réalisation du programme d'investissement et le cash flow libre négatif dû à la hausse des coûts énergétiques

Chiffres clés

50Hertz Transmission chiffres clés (en millions €)	2022	2021	Différence (%)
Produits, autres produits et produits (charges) nets régulatoires	2.592,6	1.716,9	51,0%
Produits	2.222,4	1.569,9	41,6%
Autres produits	125,9	95,1	32,4%
Produits (charges) nets régulatoirs	244,4	51,9	370,9%
Entreprises mises en équivalence	0,0	0,0	n.r.
EBITDA	611,5	534,0	14,5%
EBIT	314,1	272,9	15,1%
Eléments ajustés	0,0	0,0	n.r.
EBIT ajusté	314,1	272,9	15,1%
Charges financières nettes	27,3	(34,7)	(178,7%)
Charge d'impôt sur le résultat	(105,3)	(72,8)	44,6%
Résultat de la période	236,1	165,4	42,7%
Dont attribuable au groupe Elia	188,9	132,3	42,8%
Eléments ajustés	0,0	0,0	n.r.
Résultat net ajusté	236,1	165,4	42,7%
Chiffres clés de la situation financière (en millions €)	2022	2021	Différence (%)
Total des actifs	11.638,1	9.941,3	17,1%
Total des capitaux propres	2.180,6	1.928,7	13,1%
Dette financière nette	1.255,3	1.014,9	23,7%
Dette financière nette, hors position EEG	4.191,3	3.124,8	34,1%
Cash flow libre	(359,2)	2.889,4	(112,4%)

Les produits, charges, actifs et passifs sont repris dans le tableau à 100%.

Voir le glossaire pour les définitions

Veuillez vous référer au point 4 pour de plus amples informations sur les éléments ajustés

Aspects financiers

Le total des produits et autres produits de 50Hertz Transmission et les autres produits ont augmenté par rapport à 2021 (+51,0%).

Les produits d'exploitation totaux sont présentés plus en détail dans le tableau ci-dessous.

(en millions €)	2022	2021	Différence (%)
Produits du réseau :	2.213,1	1.561,3	41,7%
Produits mécanisme incitants	862,7	911,8	(5,4%)
Rémunération offshore	295,1	294,7	0,1%
Produit electricité	1.055,4	354,9	197,4%
Autres produits (last-mile connexion inclus)	9,2	8,6	7,1%
Sous-total produits	2.222,4	1.569,9	41,6%
Autres produits	125,9	95,1	32,4%
Net produits (charges) du mécanisme de décompte	244,4	51,9	370,9%
Total des produits et autres produits	2.592,6	1.716,9	51,0%

Les produits d'exploitation issus de la régulation incitative comprennent les tarifs de réseau avant le mécanisme de règlement et sont essentiellement imputables à la rémunération régulatoire pour les activités onshore (revenu plafonné).

Les produits d'exploitation issus de la régulation incitative ont diminué de €49,1 millions, en raison d'effets de volume plus faibles que l'année précédente et de revenus inférieurs au plafond.

L'apport d'énergie renouvelable dans le réseau de distribution a été supérieur aux prévisions, entraînant une baisse des volumes dans le réseau de transport. Par conséquent, l'effet volume est plus faible que les années précédentes (-€99,2 millions). La diminution du plafond de revenus (-€14,3 millions) est principalement due à des remboursements plus élevés d'anciens soldes régulatoires via le compte régulatoire (-€67,3 millions). En outre, les coûts d'énergie pass-through pour les centrales de réserve ont diminué par rapport à 2021 (-€14,7 millions). Ces effets ont été partiellement compensés par une dotation accrue aux investissements onshore (+€21,7 millions) ainsi que par une augmentation de la provision pour les services auxiliaires (+€48,5 millions).

Par ailleurs, il n'y a pas eu de remboursement pass-through lié à l'ancien mécanisme régulatoire offshore par rapport à l'année précédente (+€64,5 millions).

Les produits d'exploitation issus de la surcharge offshore incluent tous les produits d'exploitation dérivés de la surcharge du réseau offshore. Cela inclut la rémunération régulatoire associée au raccordement de parcs éoliens

offshore, le remboursement de paiements de passifs offshore et les coûts offshore imputés à 50Hertz par des tiers, par ex. d'autres GRT.

Les produits d'exploitation issus de la surcharge offshore ont légèrement augmenté par rapport à l'année précédente (+€0,4 million), car la rémunération des coûts de raccordement au réseau offshore de 50Hertz a progressé (+€25,5 millions) sous l'effet des investissements offshore en cours (Ostwind 2 et Ostwind 3). Cet effet est compensé par la diminution des coûts pass-through que des tiers facturent à 50Hertz (-€25,1 millions par rapport à 2021).

Les revenus de l'énergie incluent tous les produits d'exploitation liés au fonctionnement du système et sont pour la plupart des coûts correspondants imputés à des tiers, tels que des mesures de redispatching, des coûts pour les centrales de réserve ou des coûts énergétiques pass-through. Les produits d'exploitation générés par la vente aux enchères de la capacité d'interconnexion sont également repris dans ce point.

Les revenus de l'énergie sont en forte progression par rapport à l'année précédente (+€700,5 millions), soutenus par la hausse continue des prix de l'énergie. Les coûts de l'énergie pass-through facturés aux groupes d'équilibrage ont fortement augmenté (+€386,0 millions), à l'instar des coûts facturés aux autres GRT pour les mesures de redispatching (+€188,5 millions). Par ailleurs, les revenus issus de la vente aux enchères des capacités d'interconnexion ont profité de l'évolution des prix (+€77,9 millions), ainsi que des revenus issus de la compensation des échanges involontaires aux frontières du réseau (+€33,1 millions).

Les autres revenus (incluant la last-mile connexion) ont augmenté (+€0,5 million), principalement en raison de la hausse des revenus perçus grâce au mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseaux de transport (ITC). Le mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport repose sur une réglementation de l'UE visant à offrir une compensation aux GRT pour les coûts engendrés par l'accueil de flux transfrontaliers d'électricité sur leurs réseaux. Les GRT contribuent au fonds sur la base des flux d'électricité entrants et sortants de leur réseau national de transport.

Les autres produits ont progressé (+€30,9 millions), qui fait suite à la hausse des propres revenus capitalisés due à l'augmentation des frais de personnel nécessaire pour gérer et mener à bien le programme d'investissements (+€18,3 millions). De plus, les autres revenus ont également augmenté (+€9,1 millions), en ce compris la capitalisation des provisions pour démantèlement et les charges informatiques facturées aux tiers.

Le revenu régulatoire net (dépense) issu du mécanisme de décompte neutralise les effets de phasage liés au cadre régulatoire. Il comprend deux composantes : tout d'abord, la neutralisation des différences entre les provisions pour les coûts dans les tarifs et les coûts réellement encourus pour l'exercice en cours (+€125,2 millions) ; d'autre part, l'équilibrage desdites différences des années antérieures (+€119,1 millions).

L'EBITDA a progressé à €611,5 millions (+14,5%). L'augmentation de la base d'actifs a profité à la rémunération des investissements (+€77,6 millions). Les coûts opérationnels ont diminué à mesure que 50Hertz s'est remise d'un pic

dans le cycle des activités de maintenance, tout en se concentrant sur l'efficacité et la sécurité opérationnelles, profitant également des coûts de démantèlement capitalisés qui ont été répercutés dans le cadre de la réglementation cost-plus offshore (+€11,8 millions). Par ailleurs, les pertes sur cession d'actifs et créances commerciales ont diminué (+€5,6 millions). Afin d'assurer la réussite de la transition énergétique et de gérer à l'avenir la complexité croissante des opérations système, 50Hertz a continué d'élargir son vivier de talents, ce qui a entraîné des coûts de personnel supplémentaires (-€16,3 millions), compensés par la hausse de la production immobilisée (+€14,2 millions). Par ailleurs, l'EBITDA a profité de revenus uniques issus du mécanisme régulatoire de décompte et de libération de provisions liées pour un montant de €23,4 millions (-€18,9 millions). Ce mécanisme était principalement lié à un accord sur la somme forfaitaire offshore pour l'année 2018, alors qu'en 2021 il provenait du remboursement des montants de clawback dans le cadre de la transition vers le modèle d'ajustement des coûts en capital en 2024.

On observe une hausse moins marquée de l'EBIT (+€41,2 millions) qui s'explique par l'augmentation des amortissements (-€37,3 millions) consécutive à la mise en service de projets comme Ostwind 2 (premier système de câblage et plateforme Arcadis Ost 1). De plus, les provisions opérationnelles ont légèrement diminué par rapport à 2021 (+€1,1 million). Aucun élément ajusté n'a été comptabilisé en 2022.

Le résultat financier net a progressé à €27,3 millions (+€62,0 millions), principalement sous l'effet de la réévaluation de la provision pour recettes tirées de la congestion des interconnecteurs à reverser aux clients du réseau, sur la base de la forte révision à la hausse de la courbe des intérêts à terme s'élevant à €67,5 millions en 2022 (+€63,1 millions par rapport à 2021).

Le résultat net (ajusté) a progressé à €236,1 millions (+42,7%) sous l'effet de :

1. L'augmentation de la rémunération des investissements (+€54,4 millions) suite à la croissance de la base d'actifs.
2. Résultats financiers en hausse (+€43,4 millions), portés essentiellement par la réévaluation de la provision à long terme.
3. La baisse des coûts d'exploitation et autres charges (+€12,3 millions). Ces effets ont été partiellement compensés par les éléments suivants :
4. Des amortissements plus élevés (-€26,1 millions) dus à la mise en service des projets.
5. Des mécanismes régulatoires de décompte plus faibles les années antérieures (-€13,2 millions).

Le total des actifs a augmenté de €1.696,8 millions par rapport à 2021, principalement en raison d'une évolution favorable de l'activité EEG (+€826,0 millions) et de la réalisation du programme d'investissement (€1.085,5 millions). La cash flow libre s'élève à -€359,2 millions et a été fortement impacté par un programme d'investissement ambitieux ainsi que par le décalage dans la récupération des coûts énergétiques élevés. La trésorerie du compte EEG n'a que partiellement compensé ces effets (+€826,0 millions). Le Parlement a décidé de ramener la surcharge EEG à zéro à partir du 1er juillet 2022 afin de soulager les ménages et les entreprises face à l'augmentation des

coûts de l'électricité. À l'avenir, les coûts de promotion des SER seront financés par le fonds Énergie et Climat. 50Hertz continuera d'agir en qualité de fiduciaire.

La dette financière nette a augmenté de €240,4 millions par rapport à fin 2021, la réalisation du programme d'investissement ayant été partiellement financée par les liquidités existantes, tandis que le cash flow opérationnel a été pénalisé par les coûts élevés de l'énergie. Les entrées de trésorerie d'EEG liées à la hausse des prix de l'énergie n'ont que partiellement compensé ces effets. La trésorerie d'EEG s'élevait en décembre 2022 à €2.936,0 millions. Début septembre, 50Hertz a émis une deuxième obligation verte pour €750 millions, d'une durée de 9 ans et à un taux fixe de 3,28%, entraînant un coût moyen de la dette de 1,5% fin décembre 2022.

Le total des capitaux propres a augmenté de €251,9 millions pour atteindre €2.180,6 millions. Cette augmentation est intervenue principalement sous l'effet de la hausse de capital (€250 millions). Depuis 2021, 50Hertz applique une comptabilité de couverture dans le but de réduire le risque de fluctuations du montant attendu des pertes réseau. En raison de la baisse des prix de l'énergie au dernier trimestre de l'année, la juste valeur de ces contrats a diminué à €129,6 millions. Compte tenu des effets d'impôts différés, une réserve de couverture d'un montant de €90,8 millions a été comptabilisée dans les autres éléments du résultat global. Toutefois, comme les coûts liés aux pertes réseau sont presque entièrement répercutés dans les tarifs, la juste valeur des contrats futurs n'a pas d'incidence sur la rentabilité actuelle ou future de la société.

Opérationnels

En 2022, un volume net de 44,5 TWh a été prélevé sur le réseau de 50Hertz, soit une baisse de 7,8% par rapport à l'année précédente (48,2 TWh). Comme à l'accoutumée, 50Hertz a été exportateur net d'électricité, affichant des exportations nettes de 43,8 TWh (35,5 TWh en 2021) ; cela fait suite à des exportations de 64,8 TWh et à des importations de 21,0 TWh (respectivement 59,1 TWh et 23,6 TWh en 2021). En décembre, la charge maximale était de 8,0 GW (contre 8,6 GW l'année précédente).

Investissements

50Hertz a investi €1.085,5 millions⁴ en 2022, soit une augmentation de 27,6% par rapport à l'année précédente. Au total, €773,7 millions ont été investis dans des projets onshore, tandis que les investissements offshore s'élèvent à un total de €311,8 millions.

La ligne CC pour le SuedOstLink (€210,0 millions) est l'investissement onshore le plus significatif. Elle est importante pour le raccordement de la production (offshore) croissante dans le nord de l'Allemagne avec les centres de consommation dans le sud. Afin de consolider le réseau existant, la modernisation de pylônes à haute tension requise pour accroître la sécurité opérationnelle s'est accélérée en 2022 (€54,7 millions). L'issue favorable d'une action en justice après 17 années de procédure a été une autre étape essentielle pour le remplacement de

⁴ En incluant la capitalisation des logiciels et les normes IAS 23 (Coûts d'emprunt), IFRS 15 (Reconnaissance du chiffre d'affaires – Transfert d'actifs provenant des clients) et IFRS 16 (Contrats de location), cela représente un total de €1.1359,9 millions.

l'ancienne ligne d'Uckermark. L'investissement nécessaire à ce renforcement consiste en une ligne aérienne dans le sud de la région d'Uckermark (€53,1 millions) et une ligne aérienne au nord (€46,9 millions). D'autres projets majeurs ont été mis en œuvre pour consolider notre réseau onshore, comme la restructuration du poste Lauchstädt avec STATCOM et MSCDN (€35,0 millions), de même que la restructuration et le renforcement de la ligne aérienne entre Wolmirstedt et Güstrow (€34,6 millions). En outre, nous avons investi €54,9 millions dans des projets d'investissement informatiques destinés à digitaliser davantage nos activités.

Les investissements offshore étaient principalement centrés sur le projet Ostwind 2 (€186,3 millions), le prochain raccordement de parc éolien offshore (Ostwind 3) progressant déjà parmi d'autres projets en développement (€82,5 millions).

Sous l'effet de cette croissance organique en Allemagne, la base d'actifs régulés (RAB) a augmenté pour s'établir à €6,8 milliards (100% 50Hertz), ce qui correspond à une croissance de 10,9%.

2.1.C. Activités non régulées et Nemo Link

Faits marquants

Contribution positive de €15,2 millions au résultat du Groupe
Nemo Link a atteint le plafond cumulatif grâce à une très bonne performance opérationnelle et financière
Hausse des coûts consécutifs à la mise en place de WindGrid et à l'analyse d'opportunités de développement commercial liées à l'expansion de ses activités offshore internationales

Chiffres clés

Activités non-régulées et Nemo Link Chiffres clés (en millions €)	2022	2021	Différence (%)
Total des produits et autres produits	44,7	36,8	21,5%
Entreprises mises en équivalence	37,1	47,1	(21,2%)
EBITDA	24,3	40,8	(40,4%)
EBIT	23,6	40,3	(41,4%)
Eléments ajustés	0,0	0,0	n.r.
EBIT ajusté	23,6	40,3	(41,4%)
Charges financières nettes	(8,8)	(8,9)	(1,1%)
Charge d'impôt sur le résultat	0,4	0,5	(20,0%)
Résultat de la période	15,2	31,9	(52,4%)
Dont attribuable au groupe Elia	15,2	31,9	(52,4%)
Eléments ajustés	0,0	0,0	n.r.
Résultat net ajusté	15,2	31,9	(52,4%)
Chiffres clés de la situation financière (en millions €)	2022	2021	Différence (%)
Total des actifs	1.946,5	1.654,0	17,7%
Total des capitaux propres	1.445,4	1.142,9	26,5%
Dette financière nette	260,1	430,4	(39,6%)

Voir le glossaire pour les définitions

Veuillez vous référer au point 4 pour de plus amples informations sur les éléments ajustés

Le revenu non régulé a crû de 21,5% à €44,7 millions. Il faut y voir le résultat de l'augmentation des transactions entre les segments, principalement entre Elia Group SA, Elia Transmission Belgium et 50Hertz, partiellement compensée par la baisse des revenus générés par Elia Grid International (« EGI ») (-€4,2 millions), les revenus de l'exercice précédent ayant profité de la mise en service d'un projet clé en main, tandis que l'activité internationale de conseil se remet lentement de la pandémie. L'effet de ces transactions entre les segments est présenté dans la Note 2.2. « Réconciliation par segment ».

Les investissements mis en équivalence ont contribué au résultat du groupe à hauteur de €37,1 millions, une contribution presque entièrement attribuable à Nemo Link. Avec un taux de disponibilité de 99,1%, Nemo Link reste l'un des actifs les plus performants de son genre dans le monde.

En 2022, les tensions géopolitiques ont mis la pression sur les marchés de l'électricité, notamment sur le continent européen, en raison de la dépendance de la région au gaz russe. Cette pression s'est renforcée par le niveau

historiquement bas de disponibilité du parc nucléaire en France. Le cours NBP du gaz, moteur du prix de l'électricité au Royaume-Uni, a été négocié de mai à octobre avec une forte décote par rapport au gaz TTF, prix de référence du gaz en Europe. En effet, la Grande-Bretagne était mieux approvisionnée en gaz que le continent. Par conséquent, Nemo Link a été très fréquemment utilisé pour les exportations vers la Belgique; il a fait la démonstration de sa valeur aux consommateurs belges en leur fournissant de l'électricité à des prix plus bas pour faire face à la crise énergétique. L'interconnexion Nemo Link traduit l'importance de liens de ce genre pour fournir à la Belgique un accès à l'énergie produite à l'extérieur du pays tout en contribuant au fonctionnement d'opérations concurrentielles sur le marché international.

Cette situation exceptionnelle au cours de l'année 2022 a permis à Nemo Link d'atteindre un chiffre d'affaires de €282,6 millions, dépassant ainsi (pour la première fois depuis sa mise en exploitation) de €137,6 millions le plafond de chiffre d'affaires cumulé. Son résultat net total a atteint €74,2 millions en 2022, avec une contribution au résultat net d'Elia Group de €37,1 millions.

L'EBIT (ajusté) a chuté pour atteindre €23,6 millions (-€16,7 millions). Cette baisse s'explique principalement par une contribution plus faible de Nemo Link (-€9,9 millions) et par la hausse des coûts opérationnels de la holding et de WindGrid liée à la poursuite d'ambitions de croissance inorganique (-€6,7 millions). Sous l'effet de la baisse des revenus, la contribution d'EGI (-€0,6 million) et re.alto (-€0,4 million) a diminué.

Les charges financières nettes sont restées stables à €8,8 millions, comprenant principalement la charge d'intérêt liée à l'obligation senior (€4,7 millions), les coûts associés au placement privé de Nemo Link (€2,9 millions) et d'autres charges financières liées à Elia Group SA. Les charges proportionnelles engendrées par la hausse de capital d'Elia Group et allouées respectivement à Elia Group SA et à Eurogrid International sont directement comptabilisées en capitaux propres en vertu des normes IFRS (€3,5 millions).

Le résultat net (ajusté) a diminué de €16,7 millions pour atteindre €15,2 millions, principalement en raison des éléments suivants :

1. Diminution de la contribution de Nemo Link (-€9,9 millions).
2. Hausse des charges liées à la mise en place de WindGrid et aux activités de développement commercial (- €6,9 millions).
3. Diminution de la contribution de re.alto (-€0,6 million).
4. Les autres éléments (+€0,7 million) portés par la baisse des rejets régulatoires (+€0,1 million), la baisse des autres charges non régulées (+€0,8 million) et partiellement compensés par une plus faible contribution d'EGI (- €0,2 million).

Le total des actifs a progressé de 17,7% et s'élève à €1.946,5 millions (+€292,5 millions), principalement grâce au produit net provenant de la hausse de capital affectée au segment non régulé (+€98,8 millions) et aux versements de

dividendes perçus sur les participations compensés par le versement du dividende de l'année précédente (- €120,3 millions). Il en résulte une diminution de la dette financière nette de €170,3 millions à €260,1 millions.

2.2 Réconciliation par segment

Résultats consolidés (en millions €) − période se terminant le 31 Décembre	2022	2022	2022	2022	2022
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activités non régulées et NemoLink	Ecritures de consolidation & transactions entre segments	Elia Groupe
	( a )	( b )	( c )	( d )	( a ) + ( b ) + ( c ) + ( d )
Produits	1.420,4	2.222,4	5,9	(32,7)	3.616,0
Autres produits	147,6	125,9	38,9	(52,7)	259,6
Produits (charges) nets régulatoirs	(6,7)	244,4	0,0	0,0	237,7
Amortissements et réductions de valeurs, variation des provisions	(214,4)	(297,3)	(0,7)	0,0	(512,4)
Résultat des activités opérationnelles	259,6	314,1	(13,6)	(0,3)	559,8
Quote-part du résultat dans les entreprises mises en équivalence, nette d'impôt	2,4	0,0	37,1	0,0	39,5
Résultat avant intérêts et impôts (EBIT)	262,0	314,1	23,6	(0,3)	599,4
Résultat avant amortissements, réductions de valeur, intérêts et impôts (EBITDA)	476,4	611,5	24,3	(0,3)	1.111,8
Produits financiers	1,3	73,9	3,8	(3,6)	75,4
Charges financières	(63,7)	(46,6)	(12,5)	3,9	(119,0)
Charge d'impôt sur le résultat	(42,7)	(105,3)	0,4	0,0	(147,5)
Résultat de la période attribuable aux propriétaires de la société	156,9	188,9	15,2	0,0	361,0
Etat consolidé de la situation financière (en millions €)	31.12.2022	31.12.2022	31.12.2022	31.12.2022	31.12.2022
Total des actifs	7.848,6	11.638,1	1.946,5	(838,9)	20.594,3
Dépenses d'investissements	449,0	1.359,9	0,9	0,0	1.585,8
Dette financière nette	2.916,2	1.255,3	260,1	0,0	4.431,6

3. Perspectives et autres informations⁵

Avant 2022, les ambitions de décarbonisation de l'Europe étaient principalement motivées par la volonté de lutter contre le changement climatique. Mais 2022 a été marquée par des prix de l'énergie extrêmes. Cette crise énergétique qui perdure a ajouté une nouvelle dimension à la transition écologique. Les SER sont désormais considérées comme une méthode clé pour préserver la sécurité d'approvisionnement et la souveraineté énergétique à un coût abordable. Au sein d'Elia Group, nous menons activement la transition énergétique et jouons un rôle de premier plan dans l'intégration des SER dans le réseau énergétique, mais les années à venir seront décisives. Il importe désormais d'accélérer la mise en place d'une infrastructure adéquate et de développer un système et des solutions de marché centrés sur le consommateur dans la perspective du zéro net, sans compromettre notre excellence opérationnelle, notre qualité ou notre efficacité.

Grâce à nos activités, nous fournissons à la société un système d'électricité sûr et un réseau fiable pour les consommateurs et les producteurs, soutenant ainsi la prospérité socio-économique. L'accélération de la transition énergétique et l'environnement inflationniste actuel guident notre nouveau plan d'investissement pour la période 2023-2027. Nous estimons le total des CAPEX à environ €7,2 milliards et €8,7 milliards pour la Belgique et l'Allemagne (respectivement), sous réserve que les cadres régulatoires soutiennent ces investissements. Nous entendons continuer à financer nos activités en Belgique et en Allemagne d'une manière qui soit largement conforme aux ratios d'endettement actuels. Compte tenu de la complexité des travaux d'infrastructure, des forces de travail supplémentaires nécessaires pour mener à bien ces projets, et de la nécessité de faire évoluer notre architecture et nos outils informatiques pour gérer la complexité accrue des opérations du système électrique, nous subirons une pression accrue sur nos allocations de coûts en 2023, dernière année du cycle régulatoire.

Elia Group vise à atteindre un rendement ajusté des capitaux propres (RoE adj.⁶ ) compris entre 6 et 7% pour 2023. Le rendement tient déjà compte de la hausse des coûts de financement résultant de l'élargissement de l'environnement des taux d'intérêt.

En Belgique, nous entendons atteindre un rendement des capitaux propres (RoE) compris entre 5 et 6%, tout en investissement environ €690 millions. La réalisation de ce programme d'investissement est toujours exposée à certains risques externes.
En Allemagne, nous visons un rendement des capitaux propres (RoE) compris entre 8 et 10% en investissant €1.500 millions. La réalisation de ce programme d'investissement est toujours exposée à certains risques externes.

⁵ Les déclarations ci-dessous sont de nature prospective ; il est possible que les résultats futurs s'en écartent sensiblement. ⁶ Défini comme étant le résultat attribuable aux actionnaires ordinaires/capitaux propres attribuables aux propriétaires d'actions ordinaires ajusté par la valeur des contrats futurs (réserve de couverture).

— Le segment non régulé et Nemo Link, qui comprend le rendement de Nemo Link, le rendement des activités non régulées (en particulier re.alto, EGI et WindGrid) et les coûts opérationnels inhérents à la gestion d'une holding, on s'attend à enregistrer une contribution négative allant jusqu'à -€5 millions. Sous réserve de la disponibilité de la ligne d'interconnexion, on s'attend à ce que Nemo Link contribue à hauteur d'environ €20 millions au résultat, considérant que le plafond cumulatif sur la période réglementaire de 5 ans devrait être atteint.

Les directives ne prennent pas en compte d'éventuelles opérations de M&A.

4. Éléments d'ajustement - tableau de réconciliation

(en millions €) − Période se terminant le 31	Elia	50Hertz	Activités	Ecritures de	Elia Groupe
Décembre 2022	Transmission	Transmission	non régulées et NemoLink	consolidation & transactions entre segments
EBIT - Eléments non récurrents
Nihil	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Totale EBIT - éléments non récurrents	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Impôt lié	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Résultat net – éléments non récurrents	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0


(en millions €) − Période se terminant le 31	Elia	50Hertz	Activités	Ecritures de	Elia Groupe
Décembre 2021	Transmission	Transmission	non régulées et NemoLink	consolidation & transactions entre segments
EBIT - Eléments non récurrents
Nihil	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Totale EBIT - éléments non récurrents	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0

Résultat net – éléments non récurrents 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

5. Calendrier financier

Publication des résultats de l'exercice 2022 3 mars 2023 Publication du rapport annuel 2022 14 avril 2023 Assemblée générale des actionnaires 16 mai 2023 Déclaration trimestrielle T1 2023 17 mai 2023 Date ex-dividende 30 mai 2023 Date de clôture des registres 31 mai 2023 Paiement du dividende pour 2022 1 Publication des résultats semestriels 2023 26 juillet 2023 Déclaration trimestrielle : T3 2023 25 novembre 2023

er juin 2023

6. Rapport d'examen du collège des

commissaires

Le collège des commissaires, composé d'EY Réviseurs d'Entreprises SRL, représenté par M. Paul Eelen, ainsi que de BDO Réviseurs d'Entreprises SRL, représenté par M. Felix Fank, a confirmé que leurs procédures de contrôle, qui sont pratiquement achevées, n'ont pas révélé d'ajustements significatifs devant être apportés à l'information comptable contenue dans ce communiqué de presse.

7. Liens utiles

Communiqué de presse
Rapports financiers semestriels sur le site web d'Elia Group
Elia Group tiendra une téléconférence à l'attention des investisseurs et analystes institutionnels le vendredi 3 mars 2023 à 10h30 CET.
Rapport annuel 2021

Avis de non-responsabilité/Déclarations prévisionnelles

Certaines déclarations reprises dans ce communiqué de presse ne sont pas des faits historiques et sont des déclarations prévisionnelles. De temps à autre, la société peut faire des déclarations prévisionnelles orales ou écrites dans des rapports destinés aux actionnaires et dans d'autres communications. Les déclarations prévisionnelles incluent, sans s'y limiter, les estimations de revenus, de marges opérationnelles, de dépenses d'investissement, de trésorerie, de liquidité future, de fonds de roulement et de besoins en capitaux, de la capacité de l'entreprise à lever du capital et à contracter des dettes, des autres informations financières, des évolutions attendues aux niveaux légal, politique ou régulatoire, en Belgique, en Europe et ailleurs, et d'autres estimations et évolutions du même genre, y compris entre autres l'incertitude qui règne à l'endroit des approbations régulatoires nécessaires des coûts et

conditions associés à l'exploitation du réseau, du développement attendu de l'activité de l'entreprise, des projets, des coentreprises et d'autres coopérations, de l'exécution de la vision et de la stratégie de croissance de la société, y compris en ce qui concerne la future activité de fusions et d'acquisitions et la croissance internationale. Les termes et expressions tels que « croire », « anticiper », « estimer », « s'attendre à ce que », « avoir l'intention de », « prédire », « projeter », « pouvoir », « planifier », « garder bon espoir », « garder confiance », « rester confiant » ont pour but d'identifier les déclarations prévisionnelles, mais ne sont pas les seuls moyens d'identifier ce genre de déclarations. De par leur nature intrinsèque, les déclarations prévisionnelles impliquent des risques et incertitudes inhérents, à la fois de nature générale et spécifique, et il existe un risque que les prédictions, prévisions, projections et autres déclarations prévisionnelles ne se réalisent pas. Les investisseurs doivent avoir conscience qu'un certain nombre de facteurs importants pourraient entraîner un écart considérable entre les résultats réels et les plans, objectifs, attentes, estimations et intentions exprimés dans les déclarations prévisionnelles. Quand ils se basent sur des déclarations prévisionnelles, les investisseurs doivent soigneusement tenir compte des facteurs susmentionnés et d'autres incertitudes et événements, en particulier à la lumière de l'environnement politique, économique, social, industriel et légal dans lequel l'entreprise exerce ses activités. De telles déclarations prévisionnelles ne sont valables qu'à la date à laquelle elles sont faites. En conséquence, l'entreprise n'est pas tenue de les mettre à jour ou de les revoir, que ce soit suite à la réception de nouvelles informations, de futurs événements ou autres, sauf si une telle mise à jour ou révision est imposée par les lois, règles et réglementations applicables. L'entreprise s'abstient de garantir, indiquer ou prédire que les résultats anticipés par ses déclarations prévisionnelles seront atteints, et les déclarations prévisionnelles ne représentent, en tout état de cause, qu'un des nombreux scénarios possibles, et ne doivent pas être considérées comme le scénario le plus probable ou normal.

Glossaire

Éléments ajustés

Les éléments ajustés sont les éléments qui sont considérés par la direction comme ne se rapportant pas aux éléments liés au cours ordinaire des activités du Groupe. Ils sont présentés séparément car ils sont importants pour que les utilisateurs comprennent les états financiers consolidés de la performance du Groupe, et ce, comparé aux rendements définis dans les cadres régulatoires applicables au Groupe et à ses filiales. Les éléments ajustés se rapportent :

aux revenus et dépenses résultant d'une transaction matérielle unique non reliée aux activités commerciales courantes (par ex. changement de contrôle dans une filiale) ;
à des modifications apportées aux mesures de la juste valeur dans le contexte de regroupements d'entreprises ;
à des coûts de restructuration liés à la réorganisation du Groupe (projet de réorganisation visant à isoler et à délimiter les activités régulées d'Elia en Belgique des activités non régulées et des activités régulées en dehors de la Belgique)

EBIT ajusté

L'EBIT (earnings before interest and taxes) est le résultat ajusté des activités opérationnelles, utilisé pour comparer la performance opérationnelle du Groupe au fil des années. L'EBIT ajusté est défini comme l'EBIT excluant les éléments ajustés. L'EBIT ajusté est calculé comme étant le total des produits moins le coût des approvisionnements et marchandises, services et biens divers, frais de personnel et pensions, amortissements, réductions de valeurs, variations de provisions et autres charges opérationnelles, plus les entreprises mises en équivalence (nettes d'impôt) et plus ou moins les éléments ajustés.

(en millions €) − période se terminant le 31 décembre	2022
	Elia Transmissio n	50Hertz Transmissio n	Activitié s non régulées et Nemo Link	Ecritures de consolidatio n & transactions entre segments	Elia Group Total
Résultat des activités opérationnelles	259,6	314,1	(13,6)	(0,3)	559,8
Quote-part du résultat dans les entreprises mises en
équivalence (nette d'impôt)	2,4	0,0	37,1	0,0	39,5
EBIT	262,0	314,1	23,6	(0,3)	599,4
Déduis:
Nihil	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
EBIT ajusté	262,0	314,1	23,6	(0,3)	599,4

(en millions €) − période se terminant le 31 décembre	2021
	Elia Transmissio n	50Hertz Transmissio n	Activitié s non régulées et Nemo Link	Ecritures de consolidatio n & transactions entre segments	Elia Group Total
Résultat des activités opérationnelles	224,8	272,9	(6,8)	(0,2)	490,7
Quote-part du résultat dans les entreprises mises en
équivalence (nette d'impôt)	2,3	0,0	47,1	0,0	49,4
EBIT	227,1	272,9	40,3	(0,2)	540,1
Déduis:
Nihil	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
EBIT ajusté	227,1	272,9	40,3	(0,2)	540,1

Bénéfice net ajusté

Le bénéfice net ajusté est défini comme le bénéfice net excluant les éléments ajustés. Le bénéfice net ajusté est utilisé pour comparer la performance du Groupe au fil des années

(en millions €) − période se terminant le 31 décembre	2022
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activitiés non régulées et Nemo Link	Ecritures de consolidation & transactions entre segments	Elia Group Total
Bénéfice de la période	156,9	236,1	15,2	0,0	408,2

Déduis:
Compensation régulatoire de l'acquisition	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Coûts de réorganisation du Groupe	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Coûts financiers liés à la réorganisation du
Groupe	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Impôt lié	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Bénéfice net ajusté	156,9	236,1	15,2	0,0	408,2

(en millions €) − période se terminant le 31 décembre	2021
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activitiés non régulées et Nemo Link	Ecritures de consolidation & transactions entre segments	Elia Group Total
Bénéfice de la période	131,0	165,4	31,9	0,0	328,3
Déduis:
Compensation régulatoire de l'acquisition	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Coûts de réorganisation du Groupe	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Coûts financiers liés à la réorganisation du Groupe	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Impôt lié	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Bénéfice net ajusté	131,0	165,4	31,9	0,0	328,3

CAPEX

Les dépenses d'investissement (CAPEX) sont les acquisitions d'immobilisations (corporelles et incorporelles) moins le produit de la vente d'immobilisations. Les dépenses d'investissement, ou CAPEX, sont des investissements réalisés par le Groupe pour acquérir, maintenir ou améliorer des actifs physiques (comme des propriétés, des bâtiments, un site industriel, une usine, une technologie ou des équipements) et des immobilisations incorporelles. Les dépenses d'investissement sont un indicateur important pour le Groupe car elles ont une incidence sur sa base d'actifs régulés (RAB, Regulated Asset Base) qui sert de base pour sa rémunération régulatoire.

EBIT

L'EBIT (earnings before interest and taxes) est le résultat ajusté des activités opérationnelles, et est utilisé pour comparer la performance opérationnelle du groupe. L'EBIT est calculé comme étant le total des produits moins les coûts des approvisionnements et marchandises, services et biens divers, frais de personnel et pensions, amortissements, réductions de valeurs, variations de provisions et autres charges opérationnelles, plus les entreprises mises en équivalence.

(en millions €) − période se terminant le 31 décembre	2022
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activitiés non régulées et Nemo Link	Ecritures de consolidation & transactions entre segments	Elia Group Total
Résultat des activités opérationnelles	259,6	314,1	(13,6)	(0,3)	559,8
Quote-part du résultat dans les entreprises mises
en équivalence (nette d'impôt)	2,4	0,0	37,1	0,0	39,5
EBIT	262,0	314,1	23,6	(0,3)	599,4

(en millions €) − période se terminant le 31 décembre	2021
	Elia Transmissio n	50Hertz Transmissio n	Activitié s non régulées & Nemo Link	Ecritures de consolidatio n & transactions entre segments	Elia Group Total
Résultat des activités opérationnelles	224,8	272,9	(6,8)	(0,2)	490,7
Quote-part du résultat dans les entreprises mises en équivalence (nette d'impôt)	2,3	0,0	47,1	0,0	49,4
EBIT	227,1	272,9	40,3	(0,2)	540,1

EBITDA

L'EBITDA (earnings before interest, taxes, depreciation and amortisations) est le résultat des activités opérationnelles plus les dépréciations, amortissements et pertes de valeur plus variations des provisions plus quotepart du résultat des entreprises mises en équivalence. L'EBITDA est utilisé pour mesurer la performance

opérationnelle du groupe, en extrayant l'effet des dépréciations, amortissements et variations des provisions du

Groupe.

(en millions €) − période se terminant le 31 décembre	2022
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activitiés non régulées et Nemo Link	Ecritures de consolidation & transactions entre segments	Elia Group Total
Résultat des activités opérationnelles	259,6	314,1	(13,6)	(0,3)	559,8
Ajoute:
Amortissements et réductions de valeurs	215,5	297,6	0,7	0,0	513,7
Variation des provisions	(1,1)	(0,2)	0,0	0,0	(1,3)
Quote-part du résultat dans les entreprises mises
en équivalence (nette d'impôt)	2,4	0,0	37,1	0	39,51
EBITDA	476,4	611,5	24,3	(0,3)	1.111,8

(en millions €) − période se terminant le 31 décembre	2021
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activitiés non régulées et Nemo Link	Ecritures de consolidation & transactions entre segments	Elia Group Total
Résultat des activités opérationnelles	224,8	272,9	(6,8)	(0,2)	490,7
Ajoute:
Amortissements et réductions de valeurs	206,8	260,3	0,5	0,0	467,5
Variation des provisions	(1,7)	0,9	0,0	0,0	(0,7)
Quote-part du résultat dans les entreprises mises
en équivalence (nette d'impôt)	2,3	0,0	47,1	0,0	49,4
EBITDA	432,2	534,0	40,8	(0,2)	1.006,9

Capitaux propres attribuables aux propriétaires de la société

Les capitaux propres attribuables aux propriétaires de la société sont les capitaux propres attribuables aux propriétaires d'actions ordinaires et de titres hybrides, mais à l'exclusion des intérêts minoritaires.

(en millions €)	31 décembre 2022	31 décembre 2021
Capitaux propres	5.756,4	4.938,4
Déduis:
Intérêts minoritaires	436,7	386,4
Capitaux propres attribuables aux propriétaires de la Société	5.319,6	4.552,0

Levier de financement

Le levier de financement (D/CP) est la dette financière brute divisée par les capitaux propres des actionnaires (les deux montants incluant les intérêts minoritaires et les instruments hybrides). Le levier de financement fournit une indication de la mesure dans laquelle le Groupe utilise la dette financière pour financer ses activités relatives au financement des capitaux propres. Il est par conséquent considéré par les investisseurs comme un indicateur de

solvabilité..

Cash flow libre

Le cash flow libre se rapporte aux flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles moins les flux de trésorerie liés aux activités d'investissement. Le cash flow libre fournit une indication des flux de trésorerie générés par le Groupe.

(en millions €) − période se terminant le 31 décembre	2022
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activitiés non régulées et Nemo Link	Ecritures de consolidation & transactions entre	Elia Group Total
				segments
Flux de trésorerie nets liés aux activités opérationnelles	670,1	764,1	(3,0)	0,0	1.431,2
Déduis:
Trésorerie nette utilisée par les activités
d'investissement	416,0	1.123,3	253,9	(338,8)	1.454,4
Cash flow libre	254,1	(359,2)	(257,0)	338,8	(23,2)

(en millions €) − période se terminant le 31 décembre	2021
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activitiés non régulées et Nemo Link	Ecritures de consolidation & transactions entre segments	Elia Group Total
Flux de trésorerie nets liés aux activités opérationnelles	262,3	3.720,7	(29,8)	0,0	3.953,1
Déduis: Trésorerie nette utilisée par les activités
d'investissement	379,9	831,4	(153,3)	0,0	1.057,9
Cash flow libre	(117,6)	2.889,4	123,6	0,0	2.895,2

Charges financières nettes

Les charges financières nettes représentent le résultat financier net (charges financières plus produits financiers) de la société.

Dette financière nette

La dette financière nette comprend les prêts et emprunts portant intérêt (courants et non courants) (y compris dette de location en vertu de la norme IFRS 16) moins la trésorerie et les équivalents de trésorerie. La dette financière nette est un indicateur du montant de la dette portant intérêt du Groupe qui resterait si la trésorerie ou des instruments de trésorerie disponibles étaient utilisés pour rembourser la dette existante.

(en millions €)		31 décembre 2022				31 décembre 2021
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activitiés non régulées et Nemo Link	Elia Group Total	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activitiés non régulées et Nemo Link	Elia Group Total
Passifs non-courants:
Emprunts et dettes financières	3.408,2	3.834,4	473,0	7.715,6	3.421,9	3.838,6	481,3	7.741,7
Ajoute:
Passifs courants:
Emprunts et dettes financières	65,2	789,2	12,8	867,2	147,6	33,5	12,9	194,0
Déduis:
Actifs courants:
Trésorerie et équivalents de trésorerie	557,2	3.368,3	225,7	4.151,2	128,5	2.857,2	63,8	3.049,4
Dette financière nette	2.916,2	1.255,3	260,1	4.431,6	3.441,0	1.014,9	430,4	4.886,3
Surplus EEG (prélèvements)		2.936,0		2.936,0		2.110,0		2.110,0
Déficit EEG (pélèvements)
Dette financière nette, hors position EEG	2.916,2	4.191,3	260,1	7.367,6	3.441,0	3.124,8	430,4	6.996,3

Base d'actifs régulés (RAB)

La base d'actifs régulés (Regulated asset base ou RAB) est un concept régulatoire et un important moteur pour déterminer le rendement du capital investi dans le GRT via des régimes régulatoires. La RAB est déterminée par la RABi (la RAB initiale déterminée par le régulateur à un moment donné) et évolue au fil des nouveaux investissements, des amortissements, des désinvestissements et des variations du fonds de roulement sur une base annuelle en utilisant les principes comptables GAAP locaux applicables dans les régimes régulatoires. Lors de la fixation de la RABi en Belgique, un certain montant de réévaluation (c.-à-d. : goodwill) a été pris en considération et évolue d'année en année en fonction des désinvestissements et/ou des amortissements, ainsi que le subside en capital reçues pour les projets d'infrastructure.

Rendement (ajusté) des capitaux propres (RoE (aj.)) (%)

Le rendement des capitaux propres (RoE aj.) est le bénéfice net attribuable aux propriétaires d'actions ordinaires divisé par les capitaux propres attribuables aux propriétaires d'actions ordinaires ajusté par de la valeur des contrats futurs (réserve de couverture). Le dénominateur n'inclut donc pas l'impact comptable de titres hybrides conformément aux normes IFRS (c.-à-d. qu'il exclut le titre hybride des capitaux propres et comptabilise les charges d'intérêt en résultat global). À compter de 2021, il exclut également l'effet de la comptabilité de couverture liée aux contrats futurs conclus par 50Hertz pour couvrir le risque de fluctuations du montant attendu des pertes de réseau. Le RoE ajusté fournit une indication de la capacité du groupe à générer des bénéfices liés à ses capitaux propres investis.

(en millions €) - période se terminant le 31 decembre	2022	2021
Résultat de la période	408.2	328,3
Déduis:
Résultat global total attribuable aux propriétaires de titres hybride	19.2	19.2
Résultat global total attribuable aux intérêts minoritaires	47,2	33,1
Résultat global total attribuable aux propriétaires d'actions ord	341,8	276,0
Divise par:
Capitaux propres attribuables aux actions ordinaires	4.618,3	3.850.6
Deduis:
Réserves de couverture liés aux pertes de réseau futures (!	72.7	199.9
Adjusted equity attributable to ordinary shares (B)	4.545,6	3.650,7
Rendement des capitaux propres (ajust.) (%) = (A) / (B)	7,52%	7,56%

Dette nette/EBITDA

Le rapport dette nette/EBITDA est la dette financière nette divisée par l'EBITDA. Le rapport dette nette/EBITDA fournit une indication du nombre d'années qu'il faudrait au Groupe pour rembourser sa dette portant intérêt déduction faite de la trésorerie en se basant sur sa performance opérationnelle

EBITDA/intérêt brut

Le rapport EBITDA/intérêt brut est l'EBITDA divisé par les frais d'intérêt avant impôts. Le rapport EBITDA/couverture des intérêts exprime dans quelle mesure la performance opérationnelle permet au groupe de rembourser les charges d'intérêts annuelles.

Capitaux propres attribuables aux propriétaires de la société – Par action (en €)

Il s'agit des capitaux propres attribuables aux propriétaires de la société divisés par le nombre d'actions en circulation en fin d'exercice

(en millions €) − période se terminant le 31 décembre	2022	2021
Capitaux propres attribuables aux actions ordinaires	4.618.266,556,4	3.850.669,289.2
Divise par:
Nombre d'actions en circulation	73.502.359	68.720.807
Capitaux propres attribuable aux actionnaires des actions ordinaires	62,8	56,0

Résultat de base par action (en €) (part Elia)

Il s'agit du bénéfice net attribuable aux propriétaires des actions ordinaires divisé par le nombre moyen pondéré d'actions ordinaires (fin de période).

(en millions €) − période se terminant le 31 décembre	2022	2021
Résultat de la période attribuable aux propriétaires d'actions ordinaires	341,7	276,0
Divise par:
Nombre moyen pondéré d'actions	71.142.846	68.722.476
Résultat de base par action (en €) (part Elia)	4,80	4,02

À propos du groupe Elia

Dans le top 5 européen

Elia Group est un acteur clé dans le transport d'électricité. Nous veillons à chaque instant à l'équilibre entre production et consommation. Nous approvisionnons 30 millions d'utilisateurs finaux en électricité et gérons 19 192 km de liaisons à haute tension via nos filiales en Belgique (Elia) et dans le nord et l'est de l'Allemagne (50Hertz). Elia Group figure ainsi parmi les 5 plus grands gestionnaires de réseau de transport européens. Nous mettons un réseau électrique robuste et fiable à 99,99 % au service de la communauté et du bien-être socioéconomique. Nous voulons également servir de catalyseur à une transition énergétique réussie vers un système énergétique fiable, durable et abordable.

Acteur de la transition énergétique

Nous stimulons l'intégration du marché européen de l'énergie et la décarbonisation de la société en développant les liaisons internationales à haute tension et en intégrant une part sans cesse croissante d'énergie renouvelable à notre réseau. En parallèle, nous optimisons en permanence nos systèmes opérationnels et développons de nouveaux produits de marché afin que de nouveaux acteurs de marché et technologies aient accès à notre réseau, ce qui facilite la transition énergétique.

Dans l'intérêt de la communauté

Acteur central dans le système énergétique, Elia Group agit dans l'intérêt de la communauté. Nous répondons à la hausse rapide des énergies renouvelables en adaptant constamment notre réseau de transport. Nous veillons aussi à réaliser nos investissements dans les délais et les budgets impartis, tout en garantissant une sécurité maximale. Nous adoptons une gestion proactive des parties prenantes lors de la réalisation de nos projets : nous entamons une communication bilatérale avec tous les acteurs concernés dès le début du processus. Nous mettons également notre expertise à disposition du secteur pour construire le système énergétique de demain.

Ouverture internationale

Outre ses activités de gestionnaire de réseau de transport, Elia Group fournit des services de consultance à des clients internationaux via sa filiale Elia Grid International. Récemment, Elia Group a lancé de nouvelles activités non régulées telles que re.alto, la première plateforme de marché européenne pour l'échange de données liées à l'énergie via des API standardisés dans le domaine de l'énergie, et WindGrid, une filiale qui va poursuivre le développement des activités d'Elia Group à l'étranger, en contribuant à l'expansion des réseaux électriques offshore en Europe et au-delà.

L'entité juridique Elia Group est une entreprise cotée en bourse dont l'actionnaire de référence est le holding communal Publi-T.

eliagroup.eu

Pour de plus amples informations, veuillez contacter :

Investor Relations

Yannick Dekoninck | M +32 478 90 13 16 | [email protected] Stéphanie Luyten | M +32 467 05 44 95 | [email protected] Corporate Communication Marleen Vanhecke | M +32 486 49 01 09 | [email protected]

46 Elia Group Boulevard de l'Empereur 20 | Keizerslaan 20 | 1000 Bruxelles | Belgique

Annexes :

Base du reporting sectoriel

Le Groupe a opté pour un reporting sectoriel conforme aux différents cadres réglementaires existants au sein du Groupe. Cette méthode de reporting reflète fidèlement les activités opérationnelles du Groupe et s'aligne également sur le reporting interne aux principaux décideurs opérationnels du Groupe (CODM), leur permettant de mieux évaluer et comprendre de manière transparente les performances et activités du Groupe.

En vertu de la norme IFRS 8, le Groupe a identifié les segments opérationnels suivants sur la base des critères préalablement mentionnés :

Elia Transmission (Belgique), englobant les activités basées sur le cadre régulatoire belge : les activités régulées d'Elia Transmission Belgium SA, Elia Asset SA, Elia Engineering SA, Elia Re SA, HGRT SAS, Coreso SA, dont les activités sont directement liées au rôle de gestionnaire de réseau de transport belge et sont soumises au cadre régulatoire applicable en Belgique.
50Hertz Transmission (Allemagne), englobant les activités basées sur le cadre régulatoire allemand : Eurogrid GmbH, 50Hertz Transmission GmbH et 50Hertz Offshore GmbH, dont les activités sont directement liées au rôle de gestionnaire de réseau de transport en Allemagne.
Activités non régulées et Nemo Link, comprenant :
- o Elia Group SA, qui englobe surtout les activités de la holding dans le segment Elia Transmission (Belgique) et 50Hertz Transmission (Allemagne) ;
- o Eurogrid International SA ;
- o Les activités de holding de Nemo Link Ltd. Cette société comprend et gère le projet Nemo, qui relie le Royaume-Uni et la Belgique par des câbles électriques à haute tension, permettant ainsi l'échange d'énergie entre les deux pays et pour lequel un cadre régulatoire spécifique a été établi.
- o Les activités non régulées du segment Elia Transmission (Belgium). Les « activités non régulées » désignent les activités qui ne sont pas directement liées au rôle des GRT.
- o EGI (Elia Grid International NV/SA, Elia Grid International GmbH, Elia Grid International Pte. Ltd Singapour (fermée en 2022), Elia Grid International LLC Arabie Saoudite et Elia Grid International Inc Canada (nouvelle filiale constituée en 2022), sociétés fournissant des spécialistes en conseil, services, ingénierie et approvisionnement, créant de la valeur en proposant des solutions basées

sur les meilleures pratiques internationales tout en se conformant pleinement aux environnements commerciaux réglementés

o Re.Alto-Energy SRL et re.alto GmbH, une start-up créée en août 2019, qui construit une plateforme pour faciliter les échanges de données et de services énergétiques.
o Windgrid, une nouvelle entité créée au cours de la période de référence 2022 pour gérer les importants investissements dans la production d'énergie renouvelable et le réseau offshore prévus à l'avenir.

Les principaux décideurs opérationnels du Groupe (CODM) ont été identifiés par le Groupe comme étant les conseils d'administration, les CEO et les comités de direction de chaque segment. Les CODM analysent régulièrement les performances des segments du Groupe au moyen d'un certain nombre d'indicateurs tels que le revenu, l'EBITDA et le bénéfice d'exploitation.

Les informations présentées aux CODM suivent les méthodes comptables IFRS du Groupe et, par conséquent, aucun élément de réconciliation ne doit être communiqué.

Compte de résultat consolidé

(en millions €) - Période se termine le 31 décembre	Annexes	2022	2021
Revenus	(5.1)	3.616.0	2.551,3
Approvisionnement et marchandises	(5.2)	(69.7)	(83,1)
Autres produits	(5.1)	259.6	135.1
Produits (charges) nets régulatoirs	(5.1)	237,7	173,3
Services et biens divers	(5.2)	(2.554,7)	(1.443,6)
Frais de personnel et pensions	(5.2)	(372,1)	(334,1)
Amortissements et réductions de valeurs	(5.2)	(513,7)	(467,5)
Variation des provisions	(5.2)	1,3	0.7
Autres charges	(5.2)	(44,4)	(41,4)
Résultat des activités opérationnelles		559,8	490,7
Quote-part du résultat dans les entreprises mises en équivalence (nette d'impôt)		39.5	49,4
Résultat avant intérêts et impôts (EBIT)		599,4	540,1
Resultat financier net	(5.3)	(43,6)	(106,6)
Produits financiers		75.4	3,9
Charges financières		(119,0)	(110,5)
Résultat avant impôt		555,7	433,5
Charge d'impôt sur le résultat	(5.4)	(147,5)	(105,2)
Résultat de la période		408,2	328,3
Résultat global total attribuable aux:
Propriétaires de la société - propriétaires d'actions ordinaires		341,7	276,0
Propriétaires de la société - propriétaires de titres hybrides		19,3	19.3
Intérêts minoritaires		47,2	33,1
Résultat de la période		408,2	328,3
Résultat par action (en €)	(5.5)
Résultat de base par action		4.80	4,02
Résultat dilué par action		4.80	4,02

Arrondi – En règle générale, tous les chiffres sont arrondis. Les différences sont calculées par rapport aux données sources avant l'arrondi. Il est par conséquent possible que certaines différences ne s'additionnent pas.

Compte de résultat consolidé et autres éléments du résultat global

(en millions €) - Période se termine le 31 décembre	Annexes	2022	2021
Résultat de la periode		408.2	328.3
Autres éléments du résultat global
Eléments qui peuvent être reclassés subséquemment au c
Partie efficace de la variation de juste valeur des couvertures tresorerie	(5.6)	(160,1)	356,2
Différences de change suite à la conversion des activités étrangères		0.0	0.0
Impôt lié		50.4	(105,8)
Eléments qui ne seront pas reclassés ultérieurement en résultat :
Profits (pertes) actuariels des régimes à prestations définies	(6.13)	16.3	27.4
Partie efficace de la variation de la juste valeur des investissements	(5.6)	32.8	0.0
Impôt lié		(4,9)	(7,0)
Autres éléments du résultat global pour la période, nets d'impôt		(65,6)	270,8
Résultat global de la période		342,6	599,1
Résultat global total attribuable aux:
Propriétaires de la société - propriétaires d'actions ordinaires		299.0	496.3
Propriétaires de la société - propriétaires de titres hybrides		19.3	19,3
Intérêts minoritaires		24,4	83.5
Résultat global total de la période		342.6	599,1

État consolidé de la situation financière

(en millions €) - En date du	Annexes	31 December 2022	31 décembre 2021
ACTIFS
ACTIFS NON-COURANTS		14.941.9	13.867,5
Immobilisations corporelles	(6.1)	11.844,7	10.859,5
Goodwill	(6.3)	2.411,1	2.411,1
Immobilisations incorporelles	(6.2)	210,5	148.6
Entreprises mises en équivalence	(6.4)	261,2	309,6
Autres actifs financiers	(6.5)	117,2	136,3
Créances clients et autres débiteurs à longue terme	(6.9)	95,5	0,5
Actifs d'impôt différé	(6.6)	1,7	1,9
ACTIFS COURANTS		5.652,4	4.276,8
Stocks	(6.7)	21,6	21,6
Créances clients et autres débiteurs	(6.8)	1.206,2	861,3
Créance d'impôt courant	(6.9)	28,6	10,1
Autres actifs financiers	(6.5)	219,7	316.2
Trésorerie et équivalents de trésorerie	(6.10)	4.151,2	3.049,5
Charges à reporter et produits acquis	(6.8)	25,1	18.1
Total des actifs		20.594,3	18.144,3
PASSIFS
CAPITAUX PROPRES		5.756,4	4.938,4
Capitaux propres attribuables aux propriétaires de la	(6.11)	5.319,6	4.552,0
Capitaux propres attribuables aux actions ordina		4.618,3	3.850,6
Capital social		1.823,1	1.709,2
Primes d'émission		738,6	262,9
Réserves		173,0	173,0
Réserves de couverture (hedging)		119,2	197,1
Propres actions		(1,8)	(0,8)
Résultat non distribué		1.766,2	1.509,2
Capitaux propres attribuables aux titres hybrides	(6.11)	701,4	701,4
Intérêts minoritaires		436.7	386.4
PASSIFS NON-COURANTS		8.548,0	8.471,3
Emprunts et dettes financières	(6.12)	7.715,6	7.741,7
Avantages du personnel	(6.13)	75,0	104,9
Provisions	(6.14)	146,2	125.6
Passifs d'impôt différé	(6.6)	223,7	209.7
Autres dettes	(6.15)	387,6	289,5
PASSIFS COURANTS		6.289,8	4.734,6
Emprunts et dettes financières	(6.12)	867,2	194,0
Provisions	(6.14)	8,6	7,7
Dettes fournisseurs et autres créditeurs	(6.16)	4.804,2	3.696.4
Passifs d'impôt courant	(6.9)	26,6	26.8
Charges à imputer et produits à reporter	(6.19)	583,3	809.8
Total des capitaux propres et nassifs		20 594 3	18.144.3

État consolidé des variations des capitaux propres

(en millions €) - Période se terminant le 31 décembre	Capital souscrit	d'émission Primes	(hedging) Réserves de couverture	Réserves	propres Actions	distribué attribuable Résultat non période	aux propriétaires des actions normales	aux hybrid Capitaux propres securities attribuable	la Capitaux propres aux de propriétaires attribuable société	Intérêts minoritaires	Total des capitaux propres
Solde au 1 janvier 2021	1.709,1	262,4	(3,3)	173,0		1.330,5	3.471,7	701,4	4.173,1	326,9	4.500,0
Résultat de la période						295,2	295,2		295,2	33.1	328,3
Autres éléments du résultat global			200,4			20,0	220,3		220,3	50,4	270,8
Resultat global de la période			200,4			315,2	515,6		515,6	83,5	599,1
Transactions avec les propriétaires comptabilisées Contributions des proprieranes et alsumunous aux nronriátairoc
Emission d'actions ordinaires	0,2	0,4					0,6		0,6		0,6
Répartition sur des titres hybrides						(19,3)	(19,3)		(19,3)		(19,3)
Acquisition des actions propres					(0,8)		(0,8)		(0,8)		(0,8)
Dividendes aux intérêts minoritaires										(24,0)	(24,0)
Dividendes						(117,5)	(117,5)		(117,5)		(117,5)
Autres						0,3	0,3		0,3		0,3
Total des transactions avec les propriétaires	0,2	0,4			(0,8)	(136,5)	(136,7)		(136,7)	(24,0)	(160,7)
Solde au 31 Décembre 2021	1.709,3	262,8	197,1	173,0	(0,8)	1.509,2	3.850,6	701,4	4.552,0	386,4	4.938,4

Solde au 1 janvier 2022	1.709,3	262,8	197,1	173,0	(0,8)	1.509,2	3.850,6	701,4	4.552,0	386,4	4.938,4
Résultat de la période						361,0	361,0		361,0	47,2	408,2
Autres éléments du résultat global			-77,9			35,1	-42,7		-42,7	-22,8	-65.6
Résultat global de la période			-77,9			396,1	318,3		318,3	24,4	342,6
Transactions avec les propriétaires comptabilisées
Contributions des propriétaires et distributions aux Emission d'actions ordinaires	119,4	475,7					595,1		595,1		595.1

Coûts d'émission des actions	(7,3)						(7,3)		(7,3)		(7,3)
Frais d'émission d'actions ordinaires	1.7						1.7		1.7		1,7
Répartition sur des titres hybrides						(19.3)	(19,3)		(19,3)		(19,3)
Acquisition des actions propres					(1,0)		(1,0)		(1,0)		(1,0)
Dividendes aux intérêts minoritaires										(24,0)	(24,0)
Dividendes						(120,3)	(120,3)		(120,3)		(120,3)
Autres		0.0				0.3	0.4		0.4	50.0	50.4
Total des transactions avec les propriétaires	113,8	475.7	0.0	0.0	(1,0)	(139,2)	449,4	0,0	449.4	26,0	475,4
	4 099 4			100	A OL	A 18 10 1	A GAO O		C 940 7	190 0	C 7CC A

État consolidé des flux de trésorerie

(en millions €) - période se terminant le 31 décembre	Annexes	2022	2021
Flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles
Résultat de la période		408,2	328,3
Ajustements pour:
Résultat financier net	(5.3)	43,6	106,6
Autres éléments sans effets sur la trésorerie		3,9	2,1
Charges d'impôt	(5.4)	112,1	94,7
Quote-part dans le résultat des entreprises mises en équivalence (nette d'impôt)		(39,5)	(49,4)
Amortissement des immobilisations corporelles et incorporelles	(5.2)	513,7	467,5
Perte / produit de la vente d'immobilisations corporelles et incorporelles		(6,3)	17,5
Pertes de valeurs d'actifs courants		0,8	0,8

Variations des provisions	(6.6)	(10,5)	1,5
Variations des impôts différés		35,4	10,5
Variation des actifs financiers évalués à leur juste valeur par résultat		0,0	0,0
Flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles		1.061,4	980,1
Variations des stocks		(0,3)	17,0
Variations de créances clients et autres débiteurs	(6.8)	(314,7)	639,9
Variations des autres actifs courants		(3,7)	(0,7)
Variations des dettes fournisseurs et autres créditeurs		1.188,1	2.645,0
Variations des autres dettes courantes		(243,1)	(119,8)
Variations du fond de roulement		626,3	3.181,4
Intérêts payés	(6.12)	(133,1)	(124,9)
Intérêts reçus		5,7	3,7
Impôt sur le résultat payé		(129,2)	(87,0)
Tresorerie nette liee aux activités operationnelles		1.431,2	3.953,3
Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement
Acquisition d'immobilisations incorporelles	(6.2)	(115,7)	(59,8)
Acquisition d'immobilisations corporelles	(6.1)	(1.455,4)	(1.160,5)
Produits de cession d'immobilisations corporelles		27,5	3,5
Produits de cession d'actifs financiers		0,0	1,6
Produits suite à la diminution de capital au sein d'entreprises mises en équivalence		53.8	30.5
Dividende reçu		35,4	31,8
Emprunts et créances à longue terme		0,0	(0,5)
Trésorerie nette utilisée par les activités d'investissement		(1.454,4)	(1.153,4)
Flux de trésorerie liés aux activités de financement
Produits de l'émission d'actions	(6.11)	595,1	0,6
Produits de l'émission d'actions - NCI	(6.11)	50,0
Coûts liés à l'émission d'actions	(6.11)	(7,3)	0,0
Rachat des action propres	(6.11)	(0,9)	(0,7)
Dividende payé	(6.11)	(120,3)	(117,5)
Dividend hybride paye	(6.11)	(19,3)	(19,3)
Dividendes aux intérêts minoritaires		(24,0)	(24,0)
Remboursements d'emprunts	(6.12)	(95,8)	(737,7)
Produits de reprise des emprunts	(6.12)	747,4	558,0
Trésorerie nette liée aux (utilisée par les) activités de financement		1.125,0	(340,6)
Augmentation (diminution) de trésorerie et équivalents de trésorerie		1.101,8	2.459,3

Trésorerie et équivalents de trésorerie au 1er janvier		3.049,4	590,1
Trésorerie et équivalents de trésorerie au 31 décembre		4.151,2	3.049,4
Variations nottos dans la tracororio et las equivalants de trasoraria		1 101 8	2 459 3

Notes relatives aux états financiers consolidés résumés

Informations générales

Elia Group SA (ci-après « la société » ou « Elia ») est établie en Belgique et a son siège social boulevard de l'Empereur 20, 1000 Bruxelles.

Le groupe Elia est actif dans le transport d'électricité et veille à chaque instant à l'équilibre entre production et consommation. Nous approvisionnons 30 millions d'utilisateurs finaux en électricité et gérons 19.192 km de liaisons à haute tension via nos filiales en Belgique (Elia) et dans le nord-est de l'Allemagne (50Hertz)

Le Groupe détient également une participation de 50% dans Nemo Link Ltd, qui a construit une interconnexion électrique entre le Royaume-Uni et la Belgique connue sous le nom d'interconnexion Nemo Link. Nemo Link Ltd, la joint-venture avec National Grid Ventures (Royaume-Uni), a entamé l'exploitation commerciale le 30 janvier 2019 et présente une capacité de transfert de 1.000 MW.

Avec quelque 2.750 collaborateurs et un système de transport d'environ 18.990 km de liaisons à haute tension au service de 30 millions de consommateurs finaux, le groupe Elia fait partie des cinq plus grands gestionnaires de réseau européens. Il assure le transport efficace, fiable et sûr de l'électricité des producteurs vers les gestionnaires de réseau de distribution et les grands consommateurs industriels, ainsi que l'importation et l'exportation d'électricité depuis et vers les pays voisins. Le Groupe joue un rôle moteur dans le développement du marché européen de l'électricité et l'intégration de l'énergie renouvelable. Outre ses activités de GRT en Belgique et en Allemagne, le groupe Elia propose un large éventail d'activités de conseil et d'ingénierie aux entreprises. Le Groupe opère sous l'entité juridique Elia Group SA, une entreprise cotée en bourse dont l'actionnaire de référence est la holding communale Publi-T SC.

Les états financiers consolidés de la société pour l'ensemble de l'année 2022 incluent la position et la performance financières de la société et de ses filiales (désignées collectivement « le Groupe ») ainsi que les intérêts du Groupe dans les coentreprises.

Base pour la préparation et changements des méthodes comptables du Groupe

a. Base pour la préparation

Les états financiers consolidés ont été préparés conformément aux International Financial Reporting Standards (IFRS), tels qu'adoptés par l'Union européenne. Le Groupe a respecté toutes les normes et interprétations, nouvelles et révisées, publiées par l'IASB et applicables pour les exercices débutant le 1er janvier 2022.

b. Nouvelles normes, interprétations et modifications adoptées par le Groupe

Les méthodes comptables appliquées lors de la préparation des états financiers intermédiaires consolidés résumés sont cohérentes avec celles utilisées pour l'établissement des états financiers consolidés annuels du Groupe pour l'exercice clôturé le 31 décembre 2022.

Les normes, interprétations et modifications, en vigueur à compter du 1er janvier 2022, se résument comme suit :

Amendement à IFRS 16 Contrats de location : Allégements de loyer liés à la COVID-19 au-delà du 30 juin 2021 (applicable pour les périodes annuelles ouvertes à compter du 1er avril 2021)
Amendements à IAS 16 Immobilisations corporelles : produits antérieurs à l'utilisation prévue (applicables pour les périodes annuelles ouvertes à compter du 1er janvier 2022)
Amendements à IAS 37 Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels : contrats déficitaires Coût d'exécution du contrat (applicables pour les périodes annuelles ouvertes à compter du 1er janvier 2022)
Amendements à IFRS 3 Regroupements d'entreprises : référence au cadre conceptuel (applicables pour les périodes annuelles ouvertes à compter du 1er janvier 2022)
Améliorations annuelles 2018–2020 des IFRS (applicables pour les périodes annuelles ouvertes à compter du 1er janvier 2022)
c. Normes publiées, mais pas encore en vigueur

Les normes, modifications et interprétations suivantes n'étaient pas encore entrées en vigueur en 2022. Les changements apportés aux normes, modifications et interprétations énumérées ci-dessous ne devraient pas avoir d'impact significatif sur les comptes annuels et ne sont donc pas plus détaillées :

IFRS 17 Contrats d'assurance (applicable pour les périodes annuelles ouvertes à compter du 1er janvier 2023)
Amendements à IFRS 17 Contrats d'assurance: Première application d'IFRS 17 et d'IFRS 9 Informations comparatives (applicables pour les périodes annuelles ouvertes à compter du 1er janvier 2023)
Amendements à IAS 1 Présentation des états financiers : classification de passifs comme courants ou noncourants et passifs non-courants avec covenants (applicables pour les périodes annuelles ouvertes à compter du 1er janvier 2024, mais non encore adoptés au niveau européen)
Amendements à IAS 1 Présentation des états financiers et à l'énoncé de pratiques en IFRS 2 : Informations à fournir sur les méthodes comptables (applicables pour les périodes annuelles ouvertes à compter du 1er janvier 2023)
Amendements à IAS 8 Méthodes comptables, changements d'estimations comptables et erreurs : Définition d'estimations comptables (applicables pour les périodes annuelles ouvertes à compter du 1er janvier 2023)
Amendements à IAS 12 Impôts sur le résultat: Impôts différés relatifs à des actifs et passifs résultant d'une même transaction (applicables pour les périodes annuelles ouvertes à compter du 1er janvier 2023)

• Amendements à IFRS 16 Contrats de location : Passif Locatif dans une Transaction de cession-bail (applicables pour les périodes annuelles ouvertes à compter du 1er janvier 2024, mais non encore adoptés au niveau européen).

Recours à des estimations et au jugement

Les états financiers consolidés résumés pour l'ensemble de l'année 2022 ont été préparés sur la base d'estimations et d'appréciations, comme indiqué dans la Note 2.4 accompagnant les états financiers consolidés annuels du Groupe au 31 décembre 2021.

Filiales, joint-ventures et sociétés liées

a. Structure du Groupe

Le tableau ci-dessous fournit un aperçu des filiales, coentreprises, sociétés liées et autres participations détenues dans l'ensemble du Groupe.

Nom	Pays d'établissement	Siège social	Stake %
			2022	2021
Subsidiaries
Elia Transmission Belgium SA/NV	Belgium	Bd de l'Empereur 20, 1000 Brussels	99,99	99,99
Elia Asset SA/NV	Belgium	Bd de l'Empereur 20, 1000 Brussels	99,99	99,99
Elia Engineering SA/NV	Belgium	Bd de l'Empereur 20, 1000 Brussels	100,00	100,00
Elia Re SA	Luxembourg	Rue de Merl 65, 2146 Luxembourg	100,00	100,00
Elia Grid International SA/NV	Belgium	Bd de l'Empereur 20, 1000 Bussels	90,00	90,00
Elia Grid International GmBH	Germany	Heidestraße 2, 10557 Berlin	90,00	90,00
Elia Grid International LLC	Saudi Arabia	Al Akaria Plaza Olaya Street, Al Olaya Riyadh 11622	90,00	90,00
Elia Grid International Pte. Ltd.	Singapore	20 Collyer Quay #09-01, Singapore 049319	-	90,00
Elia Grid International Inc.	Canada	1500-850 2 ST SW, T2P0R8 Calgary	90,00	-
Eurogrid International SA/NV	Belgium	Bd de l'Empereur 20, 1000 Brussels	100,00	100,00
Eurogrid GmbH	Germany	Heidestraße 2, 10557 Berlin	80,00	80,00
50Hertz Transmission GmbH	Germany	Heidestraße 2, 10557 Berlin	80,00	80,00
50Hertz Offshore GmbH	Germany	Heidestraße 2, 10557 Berlin	80,00	80,00
Re.Alto-Energy BV/SRL	Belgium	Bd de l'Empereur 20, 1000 Brussels	100,00	100,00
Re.Alto-Energy GmbH	Germany	Ratingstraße 9, 40213 Dusseldorf	100,00	100,00
WindGrid SA/NV	Belgium	Bd de l'Empereur 20, 1000 Brussels	100,00	-
Investments accounted for using the equity-method – Joint Ventures
Nemo Link Ltd.	United Kingdom	Strand 1-3, London WC2N 5EH	50,00	50,00
Investments accounted for using the equity-method – Associates
H.G.R.T S.A.S.	France	1 Terrasse Bellini, 92919 La Défense Cedex	17,00	17,00
Coreso SA/NV	Belgium	Avenue de Cortenbergh 71, 1000 Brussels	22,16	22,16

Investments accounted for using IFRS9 - other shareholdings
	2, Rue de Bitbourg, 1273 Luxembourg
JAO SA	Luxembourg	Hamm	7,20	7,20
European Energy Exchange (EEX)	Germany	Augustusplatz 9, 0409 Leipzig	4,32	4,32
TSCNET Services GmbH	Germany	Dingolfinger Strasse 3, 81673 Munich	5,36	5,36
Kurt-Sanderling-Akademie des Konzerthausorchester Berlin	Germany	Gendarmenmarkt, 10117 Berlin	8,32	8,32

AI assistant

Elia Group NV/SA — Earnings Release 2022

3945_er_2023-03-03_4a9ef755-ecc4-4497-b893-c315cb87ed57.pdf

Résultats annuels : Elia Group accélère la décarbonisation et l'électrification, conformément aux besoins urgents de l'Europe

Informations réglementées

Faits marquants

FAIRE AVANCER RAPIDEMENT LA TRANSITION ÉCOLOGIQUE

MÉGATENDANCES AFFECTANT LE SECTEUR DE L'ÉLECTRICITÉ

Décarbonisation et électrification accélérées

Une consommation électrique flexible pour intégrer davantage de renouvelable et réduire les coûts

La digitalisation pour rendre le système plus efficace

Augmenter la coopération internationale pour exploiter pleinement le potentiel renouvelable de l'Europe

2022 EN RÉSUMÉ

BONNE PROGRESSION DES PRINCIPAUX TRAVAUX D'INFRASTRUCTURE

BELGIQUE | Suite du renforcement du backbone

ALLEMAGNE | Extension du réseau offshore et onshore

PERMIS ET CONTRATS

Projets SuedOstLink et SuedOstLink+

Octroi des contrats pour le plus grand parc éolien de la mer Baltique

CONSTRUIRE LE RÉSEAU DE DEMAIN

BELGIQUE

ETB lance la consultation pour son Plan de développement fédéral 2024-2034

L'île énergétique d'ETB reconnue comme projet fer de lance pour le financement européen

ALLEMAGNE

Raccordement de 30 GW d'éolien offshore au réseau terrestre allemand d'ici 2030

Soumission des documents de planification pour le projet Ostwind 3

FACILITATION DU MARCHÉ

Enchères pour le mécanisme de rémunération de la capacité (CRM) en Belgique

Élargissement du mécanisme de couplage de marché

Elia Group développe ses activités offshore internationales

Collaboration entre EGI et National Grid SA

Hexicon et EGI unissent leur expertise pour optimiser le raccordement de parcs éoliens flottants

Elia Group et re.alto lancent une collaboration avec Elli

LEADER D'OPINION AU SERVICE DE LA COMMUNAUTÉ

« Harvesting Europe's full offshore wind potential » : un livre blanc

Premier Offshore Innovation Day d'Elia Group

Première Baltic Sea Conference, pour exploiter le potentiel offshore en mer Baltique

Powering Industry towards Net Zero : la note de vision annuelle d'Elia Group

RÉGULATOIRE

La CREG approuve la méthodologie tarifaire pour la période 2024-2027

FINANCES

Augmentation de capital réussie de €590,1 millions

Deuxième émission réussie d'une obligation verte de €750 millions

RÉCOMPENSES ET DISTINCTIONS

re.alto obtient la certification ISO 27001

ETB reçoit une nouvelle fois le titre de « Top Employer »

GOUVERNANCE D'ENTREPRISE

Nouveaux administrateurs

La boussole d'Elia Group pour un futur durable

Dimension 1 : Action climatique

Dimension 2 : Environnement et économie circulaire

Santé et sécurité

Dimension 4 : Diversité, équité et inclusion (DEI)

Dimension 5 : Gouvernance, éthique et conformité

2. Chiffres clés

2.1 Résultats consolidés et situation financière d'Elia Group :

Chiffres clés

Aspects financiers

2.1.A. Elia Transmission (Belgique)

Faits marquants

Chiffres clés

Aspects financiers

Aspects opérationnels

Investissements

2.1.B. 50Hertz (Allemagne)

Faits marquants

Chiffres clés

Aspects financiers

Opérationnels

Investissements

2.1.C. Activités non régulées et Nemo Link

Faits marquants

Chiffres clés

2.2 Réconciliation par segment

3. Perspectives et autres informations5

4. Éléments d'ajustement - tableau de réconciliation

5. Calendrier financier

6. Rapport d'examen du collège des

commissaires

7. Liens utiles

Elia Group NV/SA Earnings Release 2022

3. Perspectives et autres informations⁵