Elia Group NV/SA — Earnings Release 2023

Mar 6, 2024

COMMUNIQUÉ DE PRESSE | Bruxelles, 6 mars 2024, 8h00 – Elia Group (Euronext : ELI)

Résultats annuels : Fully charged for change

Informations réglementées

Faits marquants

• Nous avons consenti d'importants investissements (€2.397,2 millions) dans le réseau, contribuant de manière significative aux efforts de décarbonisation de la société. Ceci nous amène à une base d'actifs régulés de €12,2 milliards, soit une hausse remarquable de 12,4%
• Fiabilité du réseau très élevée de 99,9% et 99,7% en Belgique et en Allemagne respectivement, tout en assurant l'excellence, la qualité et l'efficacité opérationnelles
• Dans le cadre de sa stratégie internationale, Elia Group a réalisé son premier investissement stratégique aux États-Unis
• Approbation en Belgique des tarifs du transport d'électricité et de la méthodologie ajustée et approbation de la régulation allemande sur l'énergie éolienne onshore
• Le résultat net attribuable à Elia Group s'est élevé à un total de €324,5 millions¹ , ce qui se traduit par un ROE (aj.) de 6,91% conformément aux objectifs annoncés. Excluant le coût des fusions et acquisitions, le ROE (aj.) serait de 7,14%
• Elia Group a eu recours à un financement durable sur le marché de l'emprunt afin d'augmenter ses liquidités pour l'expansion future du réseau
• Le plan CAPEX de €9,4 milliards pour la Belgique et de €20,7 milliards pour l'Allemagne pour la période 2024- 2028 et les perspectives financières pour 2024 ont été réaffirmés
• Un dividende de €1,99 par action sera proposé à l'assemblée générale du 21 mai 2024

« En 2023, des mesures cruciales ont été prises dans le cadre de la mise en œuvre de notre stratégie, marquée par une accélération tangible. Bon nombre de nos projets anticipent l'intensification rapide de l'électrification. En Belgique et en Allemagne, nous avons travaillé à la modernisation du plan de développement du réseau fédéral et avons négocié un nouveau cadre régulatoire. Cela renforce notre croissance organique et nous donne les moyens de mener à bien le plan d'investissement accru, d'un montant de €30,1 milliards. En outre, notre premier partenariat aux États-Unis marque une étape importante pour l'avenir d'Elia Group. Nos activités non régulées ont le potentiel de renforcer notre pertinence et de donner un coup

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

de fouet à la croissance du Groupe. Tous ces éléments montrent clairement que nous sommes arrivés en 2023 à un point de non-retour. »

Catherine Vandenborre, CEO ad interim d'Elia Group

FULLY CHARGED FOR CHANGE

CHANGEMENTS SUBSTANTIELS DES DEUX CÔTÉS DU SYSTÈME ÉLECTRIQUE

La transition énergétique passe clairement à la vitesse supérieure. En mai 2023, pour la toute première fois en l'espace d'un mois, les parcs éoliens et les panneaux photovoltaïques en Europe ont produit plus d'électricité que les centrales à combustible fossile.

En 2023, l'Allemagne a franchi un cap significatif en utilisant l'énergie renouvelable pour couvrir 55% de sa consommation brute d'électricité pour l'année tout entière. Dans la zone de contrôle de 50Hertz, les énergies renouvelables ont été utilisées pour répondre à un pourcentage impressionnant de 72% de la consommation électrique. De son côté, la Belgique a elle aussi battu des records, avec une production éolienne et photovoltaïque annuelle de 21,5 TWh (en hausse de 23% par rapport à 2022), ce qui représente 28,2% du mix de production électrique du pays.

On prévoit, dans les années à venir, une augmentation sans précédent de la consommation d'électricité, à raison de 50% en Belgique d'ici 2032 et de 100% en Allemagne d'ici 2045. L'électrification gagne rapidement du terrain dans des secteurs clés, notamment le chauffage, la mobilité et, particulièrement, l'industrie. Pour éviter un scénario où des millions de voitures électriques et de pompes à chaleur seraient rechargées en même temps, il est crucial de débloquer une marge de flexibilité du côté des consommateurs. Conscient de la situation, Elia Group a souligné l'importance de cette flexibilité dans sa note de vision intitulée « The Power of Flex », publiée en novembre 2023 (cf. ci-dessous « Mégatendance 2 : consommation électrique flexible »).

RÉVISION À LA HAUSSE DE NOTRE PLAN D'INVESTISSEMENT (CAPEX)

En réponse à la demande croissante de la société en électricité et à la nécessité d'intégrer harmonieusement des volumes de plus en plus importants d'énergie renouvelable dans le système, Elia Group a relevé ses ambitions concernant le développement du réseau. Ce qui nous a amené à revoir notre plan CAPEX pour 2024-2028 considérablement à la hausse, lequel s'élève désormais à €30,1 milliards.

CHARGÉS POUR LE FUTUR

L'efficacité de notre business plan et le couronnement de projets dépendent de notre capacité à obtenir des sources de financement, à optimiser les chaînes d'approvisionnement et à accélérer les procédures d'obtention de permis. Le recrutement de professionnels qualifiés dans le développement offshore, dans les systèmes HVDC et dans la digitalisation sera également crucial pour notre réussite future. Ces dernières années, Elia Group s'est positionné de

manière proactive pour relever ces défis. Nous accordons une très haute importance à la digitalisation et au respect de notre engagement à fournir en temps utile des infrastructures qualitatives et rentables, conformément aux attentes de la société et à son besoin d'un système électrique fiable, durable et abordable.

2023 EN RÉSUMÉ

Nos activités et notre capacité à créer de la valeur à court, moyen et long terme sont fortement influencées par les contextes dans lesquels nous opérons, notamment les objectifs européens et nationaux et les mégatendances dans le secteur de l'énergie.

Dans la partie ci-après, nous nous penchons sur ces questions et exposons dans les grandes lignes notre réponse aux enjeux suivants : (1) la décarbonisation et l'électrification ; (2) la consommation électrique flexible ; (3) la convergence des secteurs et les nouvelles technologies ; et (4) la coopération internationale accrue.

MÉGATENDANCE 1 : DÉCARBONISATION ET ÉLECTRIFICATION

En 2023, l'Europe demeure résolument déterminée à diversifier ses sources d'énergie et à développer sa production d'énergie propre. Il est désormais largement admis que l'accélération de la transition énergétique n'est pas uniquement bénéfique pour le climat. L'invasion de l'Ukraine par la Russie en 2022 et la crise énergétique ont enseigné à l'Europe que l'accès aux énergies renouvelables et l'électrification offrent une stabilité des prix à long terme ainsi qu'une protection contre l'inflation sur les marchés du gaz et de l'électricité.

Les États membres ont répondu au travers de différents forums, notamment en s'engageant, lors du deuxième Sommet de la mer du Nord (Ostende, avril 2023), à faire de la mer du Nord la plus grande centrale d'énergie verte d'Europe ; et, lors du Forum de l'éolien offshore en mer Baltique (Berlin, mai 2023), à renforcer la coopération régionale.

Quatre autres moments en 2023 sont à souligner dans le cadre de la mise en œuvre du Pacte vert pour l'Europe.

• 1. En février 2023, le plan industriel du pacte vert a été publié. Ce plan vise à fournir un environnement plus favorable pour le développement de la capacité de production de l'UE en matière de technologies et de produits neutres en carbone.
• 1. En octobre 2023, la Commission européenne a publié son plan d'action en matière d'énergie éolienne, qui a pour objet d'assurer le succès de l'industrie européenne de l'énergie éolienne grâce à des mesures comme une amélioration de la conception des ventes aux enchères, le déploiement plus rapide des projets, l'accès au financement et la constitution d'une main-d'œuvre qualifiée.
• 1. En novembre 2023, le plan d'action de l'UE en faveur des réseaux a été publié. Ce plan a pour objectif de relever les principaux défis en élargissant, en digitalisant et en utilisant les réseaux européens afin d'accélérer leur déploiement et d'améliorer leur efficacité opérationnelle. Il prévoit de stimuler l'accélération des procédures

d'octroi de permis pour les projets de réseau, l'amélioration et la sécurisation des chaînes d'approvisionnement et l'instauration d'incitations régulatoires liées au partage des coûts pour les projets offshore.

1. En décembre 2023, le Conseil et le Parlement ont conclu un accord provisoire sur la réforme de la conception du marché de l'électricité. Cet accord vise à réduire la dépendance des prix de l'électricité à l'égard des prix des combustibles fossiles, à protéger les consommateurs des flambées de prix et à accélérer le déploiement des énergies renouvelables.

NOTRE RÉPONSE À LA DÉCARBONISATION ET À L'ÉLECTRIFICATION

LES PROJETS INTÉGRANT DES QUANTITÉS PLUS ÉLEVÉES DE SER DANS LE SYSTÈME ONT BIEN PROGRESSÉ

BELGIQUE

En février 2023, Elia Transmission Belgium ('ETB') a octroyé le contrat EPCI (Engineering, Procurement, Construction & Installation) pour l'Île Princesse Elisabeth à deux entreprises de construction offshore. Les travaux de fondation de l'île seront lancés début 2024 et dureront deux ans et demi. En octobre, Elia a par ailleurs obtenu le permis d'environnement pour l'île. Les contrats pour l'infrastructure à haute tension liés à l'Île Princesse Elisabeth située sur le territoire belge font actuellement l'objet d'un appel d'offres. La procédure évolue conformément aux délais. La première île artificielle au monde sera située à 45 km des côtes belges et formera un maillon essentiel de l'approvisionnement énergétique de la Belgique. Elle acheminera l'énergie éolienne en mer dans la deuxième zone éolienne en mer prévue en Belgique (3,5 GW) et servira de point d'atterrissage pour de futures interconnexions.

En novembre 2023, ETB a présenté son approche « Nature Inclusive Design » (La nature au service du design) dont le but est de stimuler la biodiversité autour de la future île artificielle. En concertation avec des experts en conservation de la nature et en milieu marin, ETB a sélectionné sept mesures concrètes à mettre en œuvre, en fonction de leur faisabilité technique et de leurs retombées positives escomptées. En intégrant des mesures d'amélioration de la biodiversité dans la conception et la construction des infrastructures offshore, ETB entend amplifier et accélérer les impacts positifs de ses actifs et inspirer les promoteurs à entreprendre des initiatives similaires dans le cadre de leurs propres projets.

ETB progresse aussi correctement dans le renforcement de son épine dorsale onshore. Ces travaux visent, pour l'essentiel, à améliorer les corridors existants des réseaux par l'installation de conducteurs à haute performance et, à certains endroits, l'installation d'un second système. Ces travaux doubleront la capacité de transport de ces corridors existants, et des travaux de renforcement sont susceptibles de se poursuivre jusqu'en 2040 au moins.

La mise en service réussie de la liaison Horta-Avelin en 2022 a marqué l'achèvement des travaux de modernisation qui avaient été entrepris le long d'un premier axe clé (Mercator-Horta-Avelgem-Avelin). Les prochains travaux majeurs de renforcement concernent l'épine dorsale du centre et de l'est de l'Europe. Compte tenu des perspectives

d'augmentation des volumes d'énergie renouvelable générés en Belgique, ce projet permettra à ETB de transporter et de distribuer efficacement les flux correspondants sur son réseau de 380 kV. En outre, il renforcera l'importation et l'exportation d'électricité entre la Belgique et les Pays-Bas, un élément crucial pour faciliter la sécurité d'approvisionnement de la Belgique.

Au sud-ouest d'Anvers, le renforcement de l'axe nord-sud du pays (le corridor Mercator-Bruegel) s'est déroulé comme prévu (€24,6 millions). Qui plus est, les travaux de câblage pour le projet Brabo III à l'ouest d'Anvers (€27,1 millions) se sont achevés. Leur ont succédé, au troisième trimestre de l'année, des travaux de modernisation du tronçon Liefkenshoek-Mercator, la construction de la nouvelle ligne de 380 kV étant censée démarrer en 2024.

Les améliorations en cours de la ligne aérienne existante entre les postes à haute tension Massenhoven et Van Eyck à l'est d'Anvers se sont élevées à €17,4 millions en 2023. Ces travaux devraient se terminer d'ici 2026. Les travaux de modernisation le long de l'axe Gramme-Van Eyck de 380 kV ont débuté en février 2023. La fin du projet complet est prévue pour 2030.

En septembre, la deuxième étape du projet Boucle de l'Est s'est achevée. Une fois que la nouvelle ligne modernisée sera entièrement mise en service, elle améliorera la sécurité d'approvisionnement de la Belgique ainsi que la fiabilité du réseau. Des progrès ont également été accomplis à l'est du pays sur le projet Rimière (€41,6 millions), lequel vise à créer une capacité d'accueil pour les nouvelles centrales électriques d'ici 2025.

En mars 2023, le gouvernement flamand a sélectionné un tracé préférentiel pour le nouveau projet Ventilus, lequel est situé en Flandre occidentale et jouera un rôle essentiel dans l'acheminement d'électricité verte générée en mer vers le réseau onshore et renforcera le réseau en Flandre occidentale. Le projet Ventilus fait l'objet d'un processus de planification intégré, élaboré par le gouvernement flamand ; ce dernier a provisoirement accepté que le projet soit inclus dans le plan d'aménagement régional (à côté du point de départ du projet Boucle du Hainaut). Une consultation publique sur le tracé du projet s'est tenue à l'automne.

Enfin, le projet Lendelede West (€15,9 millions) a également progressé tout au long de l'année, selon le calendrier établi. Ce projet prévoit de faire passer la ligne de transport actuelle de 70 kV à un niveau de tension plus élevé.

ALLEMAGNE

En mars 2023, l'Allemagne a franchi un cap important avec le début des travaux de construction liés à l'un des postes de transformation du SuedOstLink. 50Hertz et TenneT construisent en partenariat la liaison souterraine HVDC. Le projet SuedOstLink et son extension au nord SuedOstLink+ font partie des projets prioritaires de 50Hertz. Une fois les travaux achevés, les deux câbles souterrains serviront d'autoroute européenne de l'électricité (sur 750 km). Autant dire qu'ils jouent un rôle fondamental dans la réalisation des objectifs de neutralité climatique de l'Allemagne. Ces deux câbles véhiculeront l'électricité du nord de la mer Baltique et de la mer du Nord vers la Bavière, au sud du pays. En octobre 2023, 50Hertz et TenneT ont accordé à un fournisseur d'énergie le contrat pour la construction de deux postes de transformation supplémentaires.

Depuis fin 2023, les 27 éoliennes du parc Arcadis Ost 1, au large de l'île de Rügen (Mecklembourg-Poméranie-Occidentale), fournissent aux consommateurs quelque 250 MW supplémentaires d'énergie renouvelable par l'intermédiaire du système de raccordement au réseau Ostwind 2 de 50Hertz. 50Hertz a construit les câbles sousmarins et terrestres jusqu'au poste de Lubmin et a travaillé avec l'exploitant du parc éolien Parkwind à la construction du poste offshore.

Le parc éolien offshore Baltic Eagle, qui utilise le même système de raccordement qu'Ostwind 2, devrait être mis en service en 2024. Le poste offshore pour Baltic Eagle a été installé et connecté durant l'été 2023.

En avril 2023, 50Hertz a soumis les documents de demande pour la section de câble terrestre du projet Ostwind 3. Ceux-ci contenaient des études et détaillaient la raison pour laquelle le tracé proposé par 50Hertz et le nouveau poste à construire constituent les options les plus inoffensives, à la fois pour l'homme et la nature. Ostwind 3 est le projet de raccordement au réseau qui reliera le parc éolien Windanker (300 MW) au réseau terrestre.

OPTIMISATION DE LA CHAÎNE D'APPROVISIONNEMENT POUR L'EXÉCUTION PONCTUELLE DE PROJETS

Les chaînes d'approvisionnement mondiales sont soumises à une forte pression en raison des vastes plans d'investissement de nombreux gestionnaires de réseau européens et d'autres industries. Elia Group a de ce fait adopté une approche proactive afin de se procurer le matériel nécessaire pour garantir l'exécution de ses projets dans les délais impartis.

En août 2023, 50Hertz a conclu deux contrats majeurs pour la construction de câbles sous-marins et terrestres qui relieront le parc éolien offshore Gennaker au réseau allemand. Ce dernier devrait être le plus grand parc éolien de la mer Baltique (927 MW). La conclusion de ces deux contrats fait suite à une commande passée auprès d'un consortium de chantiers navals belgo-néerlandais pour la construction de deux plateformes offshore dans le cadre du projet.

En septembre, 50Hertz a signé des contrats de projets et des contrats-cadres avec NKT et Prysmian Group. Ces contrats couvrent la production et l'installation de câbles sous-marins et terrestres d'une longueur totale de 3.500 km et prévoient une disposition pour la production et l'installation de 2.700 km supplémentaires. Ces contrats, d'un montant colossal de €4,6 milliards, sont révolutionnaires.

En novembre, 50Hertz et le gestionnaire de réseau danois Energinet ont lancé la procédure d'appel d'offres pour des technologies cruciales liée à leur projet commun Bornholm Energy Island. Ce dernier centralisera l'électricité produite par les parcs éoliens offshore voisins avant qu'elle ne soit transportée vers des postes onshore au Danemark et en Allemagne.

PLAN DE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU ET DU SYSTÈME

Notre approche proactive du développement du réseau nous permet de garder une longueur d'avance sur la demande d'électrification et de soutenir le développement économique en Belgique et en Allemagne.

En mai 2023, le gouvernement belge a approuvé le Plan de Développement fédéral d'ETB pour 2024-2034. L'accroissement des sources d'énergie renouvelables (SER) ainsi que la forte électrification de la mobilité et du chauffage ont généré des situations d'urgence nécessitant des investissements supplémentaires dans le réseau.

Le Plan de Développement du Réseau allemand pour 2037-2045 est l'un des principaux moteurs du plan CAPEX révisé de 50Hertz. Pour la première fois, l'ébauche du plan (publiée en mars 2023) présente un réseau électrique capable d'aider l'Allemagne à atteindre la neutralité climatique d'ici 2045. Pour couvrir la consommation électrique en 2045 (qui, selon les prévisions, devrait doubler par rapport à la consommation actuelle et dépasser les 1.000 TWh), le Plan de Développement du Réseau part du principe que la capacité installée en énergies renouvelables sera multipliée par cinq d'ici là et pourra atteindre 700 GW. La deuxième version du plan a été soumise à la consultation publique et devrait être finalisée en février 2024.

En juin, ETB a publié sa quatrième étude biennale d'adéquation et de flexibilité pour la Belgique (2024-2034), laquelle stipule que tout retard dans le calendrier de la construction de l'infrastructure de réseau et dans la mise à disposition de flexibilité émanant du système générera des besoins de capacité supplémentaires. Elia y souligne également que les investissements dans la digitalisation permettront de faciliter la sécurité d'approvisionnement de la manière la plus rentable possible. Il faudra pour ce faire des compteurs digitaux, des normes de recharge et d'utilisation intelligentes, des plateformes d'échange de données et des réformes de marché.

Développements régulatoires

En novembre 2023, le régulateur belge (la Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz ou la CREG) a approuvé l'adaptation de la proposition tarifaire soumise par Elia pour la période tarifaire 2024-2027. Les tarifs traduisent la volonté d'Elia de se donner les moyens de faciliter la transition énergétique et, plus spécifiquement, de mener à bien son ambitieux programme d'investissement. Par ailleurs, les tarifs 2024‑2027 prennent en considération une réévaluation de la rémunération afin de tenir compte des évolutions significatives qui se sont produites sur les marchés financiers depuis la mise en place de la méthodologie tarifaire au premier semestre 2022.

En Allemagne, les discussions ont été constructives, le régulateur reconnaissant l'importance de disposer d'un cadre régulatoire propice aux investissements, lequel pourra attirer des financements. Pour le pays, il est primordial d'accéder à la souveraineté énergétique et à la neutralité climatique d'ici 2045. Ces discussions régulatoires en Allemagne n'ont toutefois pas encore abouti car le facteur de productivité de l'industrie (Xgen) doit encore être fixé par l'autorité de régulation.

L'Agence fédérale des réseaux (« BNetzA ») a confirmé que 50Hertz conserverait son statut « 100% efficacité » pour la prochaine période tarifaire 2024-2028. La BNetzA évalue les coûts opérationnels sur la base des données de 2021 afin de fixer les plafonds de revenus pour les gestionnaires de réseau. Bien que les manques d'efficacité soient généralement pointés durant ces périodes, 50Hertz n'en présente aucun et est donc dispensée de cet exercice. L'évaluation compare les gestionnaires sur la base d'un réseau de référence et vise à réduire les manques d'efficacité durant la période tarifaire. Ce facteur d'efficacité contribue directement à la rentabilité de l'entreprise.

Pour parfaitement comprendre les réglementations, veuillez consulter notre vidéo capital markets day.

PREMIER INVESTISSEMENT POUR WINDGRID AUX ÉTATS-UNIS

En décembre 2023, Elia Group a conclu, par l'intermédiaire de sa filiale WindGrid, un accord ferme pour acquérir une participation de 35,1% dans energyRe Giga, une entreprise d'énergie propre aux USA. Cette acquisition, d'un montant de \$400 millions, marque l'entrée d'Elia Group sur les marchés américains aux côtés d'un partenaire établi disposant d'un solide portefeuille de projets. Cette acquisition s'inscrit dans la stratégie de croissance internationale d'Elia Group en Europe et aux États-Unis. Elle représente une avancée stratégique dans la volonté du Groupe de s'établir en expert de renommée internationale dans le secteur du transport d'électricité, contribuant au développement de solutions énergétiques durables.

MÉGATENDANCE 2 : CONSOMMATION ÉLECTRIQUE FLEXIBLE

L'augmentation du nombre de voitures électriques et de pompes à chaleur ainsi que l'électrification des processus industriels prouvent que l'électrification gagne du terrain, non seulement plus tôt mais aussi plus vite que prévu. Ce phénomène a des implications importantes pour le système électrique. Il devient donc désormais urgent de se concentrer sur les obstacles qui bloquent le développement de la flexibilité du côté du consommateur.

En consommant l'électricité de manière flexible, les ménages et l'industrie seront en mesure d'éviter des pics tarifaires qui leur coûteraient cher. Ce qui, en retour, permettra aux opérateurs de systèmes de gérer le réseau efficacement. Une consommation électrique flexible contribuera à sécuriser l'approvisionnement, à maîtriser les coûts du système et à réduire les besoins de capacité liés à l'augmentation de la demande en électricité.

NOTRE RÉPONSE À LA CONSOMMATION ÉLECTRIQUE FLEXIBLE

Une consommation électrique flexible nous permet d'élargir et de renforcer nos partenariats avec des acteurs issus de la chaîne de valeur de l'énergie.

THE POWER OF FLEX

En novembre 2023, Elia Group a publié sa note de vision sur une approche alternative en matière de consommation d'électricité, bénéficiant à la fois aux consommateurs et au système électrique. « The Power of Flex » présente une vision d'avenir où les consommateurs auront accès à des prix de gros de l'électricité et pourront utiliser la flexibilité à l'échelle du marché.

Les signaux de prix en temps réel, l'accès transparent aux données pour les

fournisseurs de services énergétiques et l'optimisation ainsi que l'interopérabilité des appareils électriques sont des facteurs clés pour permettre la flexibilité du côté du consommateur. Ces éléments permettront le développement d'un nouvel écosystème dans lequel les fournisseurs de services existants et nouveaux proposeront des solutions de flexibilité sur mesure, bénéficiant à la fois aux consommateurs et au système électrique de manière générale.

PROMOUVOIR LA FLEXIBILITÉ DES CONSOMMATEURS

Tout au long de l'année, nous avons poursuivi nos travaux sur des projets destinés à encourager la flexibilité des consommateurs, notamment en lançant l'outil de simulation Watts.Happening d'ETB. Cet outil permet aux entreprises de simuler le montant des économies qu'elles pourraient réaliser en utilisant leurs installations électriques de manière flexible (visitez www.wattshappening.be).

En outre, Elia Group et Powerledger – un fournisseur de solutions technologiques pour le commerce d'énergie renouvelable – mènent actuellement un projet commun de recherche et développement pour explorer le potentiel du commerce d'énergie de pair-à-pair. Powerledger a développé sa plateforme xGrid, basée sur la blockchain et complémentaire à la solution qu'Elia Group a développée (la plateforme traXes). Les deux entreprises sont en train d'évaluer les avantages et les difficultés que représente la mise en place d'un système de commerce d'énergie de pairà-pair en combinant les atouts des deux plateformes.

MÉGATENDANCE 3 : CONVERGENCE DES SECTEURS ET NOUVELLES TECHNOLOGIES

À la suite du développement des nouvelles technologies et de la digitalisation, le secteur de l'électricité est de plus en plus couplé avec d'autres secteurs, comme ceux du chauffage, du transport et de l'industrie. Les propriétaires d'appareils flexibles (pompes à chaleur, véhicules électriques et petites batteries) peuvent être encouragés à décaler leur consommation électrique dans le temps et contribuer ainsi à une exploitation plus efficace du système.

La montée en puissance de nouvelles technologies de contrôle et de maintenance contribue également 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 automatiques ainsi qu'à une meilleure prévision des risques et analyse d'incidents.

L'utilisation de la blockchain pour les identités digitales permet l'échange d'énergie entre différentes parties et la traçabilité de l'énergie verte, de la source au consommateur.

L'accès aux bonnes données et leur utilisation dans le cadre de la prise de décisions en temps réel seront nécessaires pour gérer ce système électrique plus complexe, ce qui fera de la sécurité des données et de la gestion du consentement des domaines clés de responsabilité et de préoccupation.

NOTRE RÉPONSE À LA CONVERGENCE DES SECTEURS ET AUX NOUVELLES TECHNOLOGIES

Exploiter au mieux la bonne technologie contribuera à renforcer la fiabilité et l'efficacité de nos activités de gestion d'actifs et d'exploitation du système. Face à la montée en puissance de la digitalisation, nous continuons à accroître et à améliorer nos connaissances et compétences en matière de cybersécurité et de risques associés. En outre, nous devons nous assurer que notre personnel dispose des compétences pour exploiter le système digital émergent.

LIBRE ACCÈS AUX DONNÉES ET INTEROPÉRABILITÉ

En 2023, nous avons fait valoir l'importance du libre accès aux données et de la solidité des approches d'authentification utilisateur pour raccorder au réseau des biens d'actifs disparates et accroître la transparence concernant l'origine de l'électricité verte par le biais d'articles de recherche, de projets et de partenariats.

Nous nous sommes aussi penchés sur l'importance de l'interopérabilité à travers des projets comme le consortium InterOPERA, qui travaille à la mise sur pied d'un réseau HVDC maillé offshore, multi-terminaux et multi-vendeurs en Europe.

UN NOUVEAU SYSTÈME DE CONTRÔLE DU RÉSEAU PRÊT À LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

D'ici 2032, 50Hertz Transmission entend couvrir 100% de la consommation électrique dans sa zone de contrôle au moyen d'énergies renouvelables. La transformation digitale du Groupe jouera un rôle crucial. Le Modular Control Center System (MCCS) constitue un projet phare de cette transformation. Il sera en effet utilisé par nos gestionnaires de réseau pour gérer un système électrique de plus en plus complexe, recourant à d'importantes quantités d'énergie renouvelable.

À l'instar des contrôleurs aériens qui assurent la sécurité du trafic aérien, nos gestionnaires optimisent les flux d'énergie sur notre réseau en prenant des décisions critiques en permanence. Le MCCS les aidera à superviser un système qui intègre de grandes quantités de sources d'énergie renouvelable : il leur permettra de prendre le contrôle intégral des logiciels, de la technologie digitale et des données qu'ils utilisent dans le cadre de l'exécution de nos principales activités. Le système devrait être pleinement opérationnel en 2025.

TECHNOLOGIE D'INSPECTION À DISTANCE

Tout au long de 2023, nous avons continué à nous intéresser à l'utilisation d'appareils innovants, parmi lesquels une technologie d'inspection à distance pour améliorer l'efficacité, la sécurité et le caractère durable de nos activités de contrôle de nos actifs.

Au mois de mai, par exemple, un robot autonome a été déployé dans le hall des convertisseurs HVDC d'ALEGrO en Belgique. C'est la première fois qu'un robot autonome est utilisé de la sorte en Europe. Le robot a été installé lors de la mise hors service annuelle du hall. Depuis, le hall a été remis sous tension, ce qui signifie qu'aucun humain ne peut y pénétrer en toute sécurité. Le robot, qui inspecte le hall à l'aide de différents capteurs, est le fruit d'une collaboration de deux ans entre Elia Group, Siemens Energy, Ross Robotics et Nemo Link et a fait l'objet d'un nombre incalculable de tests.

ETB a aussi été à la pointe dans l'utilisation de drones en vue d'identifier rapidement (dans les 10 minutes) la cause d'incidents le long de lignes à haute tension. La technologie principale utilisée est un « Drone‑in‑a‑box ». Il s'agit d'un drone spécialisé qui décolle depuis une station d'accueil dédiée et y retourne ensuite. Ces drones sont contrôlés à distance et sont capables d'opérer en dehors du champ de vision.

TECHNOLOGIE POWER-TO-HEAT POUR RÉDUIRE LES GOULETS D'ÉTRANGLEMENT

En juin 2023, 50Hertz a inauguré une unité power-to-heat (PtH) à Hambourg. Lorsque la production d'électricité verte dépassera sa consommation, la centrale de 80 MW convertira l'énergie éolienne en eau chaude et chauffage urbain verts, alimentant jusqu'à 27.000 ménages en chauffage urbain vert. À l'avenir, 50Hertz disposera de plus de 200 MW de capacité power-to-heat pour réduire les goulets d'étranglement sur le réseau.

TRAÇABILITÉ DE L'ÉNERGIE VERTE

50Hertz, LichtBlick et Granular Energy ont lancé un projet pilote qui vise à offrir de la transparence sur l'origine de l'énergie verte, et ce, sur une base horaire. Dans le cadre du projet, plusieurs entreprises clientes de LichtBlick ont eu accès à une plateforme pour garder un œil sur le moment auquel elles achetaient de l'électricité verte provenant de centrales renouvelables spécifiques. Les certificats d'origine générés au cours du processus ont ensuite été obtenus et gérés via le registre « Energy Track & Trace » de 50Hertz. Le projet sera évalué afin de déterminer si des garanties d'origine détaillées peuvent bénéficier au système électrique dans son ensemble.

MÉGATENDANCE 4 : COOPÉRATION INTERNATIONALE ACCRUE

Afin d'utiliser de façon optimale la capacité du continent en renouvelable, l'Europe doit établir des cadres pour des partenariats entre pays dont le potentiel renouvelable diffère.

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.

PROJETS D'INTÉRÊT COMMUN ET MUTUEL

En novembre 2023, la Commission européenne a adopté sa première liste de projets d'intérêt commun (PIC) et de projet d'intérêt mutuel (PMI), lesquels sont entièrement alignés sur le Pacte vert pour l'Europe. Ces projets transfrontaliers, qui aideront l'UE à atteindre ses objectifs énergétiques et climatiques, bénéficieront de procédures d'autorisation et de réglementation rationalisées et seront éligibles à une aide financière.

Elia Group a salué la reconnaissance par l'UE de Nautilus (deuxième interconnexion de la Belgique avec le Royaume-Uni) en tant que projet d'intérêt mutuel (PMI), ainsi que la reconnaissance de TritonLink (qui reliera la Belgique au Danemark) et de Bornholm Energy Island (sur lequel travaillent 50Hertz et Energinet) en tant que projets d'intérêt commun (PCI). Quatre projets du Groupe – Brabo II, Brabo III, l'interconnexion entre Lonny et Gramme (Belgique) et le SuedOstLink (Allemagne) – ont conservé leur statut de PIC.

NOTRE RÉPONSE À LA COOPÉRATION INTERNATIONALE ACCRUE

POURSUITE DE L'INTÉGRATION DU MARCHÉ EUROPÉEN DE L'ÉLECTRICITÉ

En février, durant le sommet énergétique belgo-allemand à Zeebrugge, ETB et Amprion (l'un des quatre gestionnaires de réseau allemands) ont signé un protocole d'accord concernant une deuxième interconnexion avec l'Allemagne. Des études préliminaires ont démontré que le projet aurait le potentiel d'aider les deux pays à répondre à leurs futurs besoins en énergie, générant ainsi du bien-être socioéconomique pour les consommateurs en Belgique et en Allemagne et, par extension, pour l'ensemble de l'Europe. ETB et Amprion prévoient de publier une note de concept d'ici la mi-2024, qui servira de base pour la conception et le développement ultérieurs du projet, à condition qu'il soit soutenu par une rémunération adéquate.

ETB évalue également la faisabilité économique et technique d'autres interconnexions qui relieraient son réseau à celui de TenneT aux Pays-Bas et celui de Statnett en Norvège.

PARTENAIRE OFFICIEL DU 2^e SOMMET DE LA MER DU NORD

Au mois d'avril, Elia Group a été le partenaire officiel du deuxième Sommet de la mer du Nord à Ostende, lequel a réuni les chefs d'État et de gouvernement, les ministres en charge de l'énergie de neuf pays et la présidente de la Commission européenne, Ursula von der Leyen. L'objectif du sommet était de formuler des propositions concrètes concernant le développement de la mer du Nord en tant que future centrale électrique durable de l'Europe. Les représentants d'Elia Group ont participé à plusieurs tables rondes et ont signé l'« Offshore Renewable Industry Declaration », préparée en amont de l'événement.

RENFORCEMENT DE LA COLLABORATION EN MER BALTIQUE

Lors du Forum de l'éolien offshore en mer Baltique qui s'est tenu au mois de mai, 50Hertz et ses homologues estoniens, lettons et lituaniens ont convenu d'intensifier leur coopération. Par le biais d'une lettre d'intention, 50Hertz et Elering (Estonie) ont convenu de travailler sur un projet commun de câble sous-marin hybride, baptisé le Baltic WindConnector.

FINANCEMENT DURABLE POUR LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

Elia Group a obtenu des sources de financement clés en 2023, lesquels témoignent de la confiance des investisseurs dans sa stratégie et sa capacité à relever les défis consistant à aider l'Europe à se décarboner.

ELIA GROUP SÉLECTIONNÉ POUR INTÉGRER LE NOUVEL INDICE BOURSIER DE DURABILITÉ : BEL®ESG

Elia Group a été l'une des premières entreprises belges sélectionnées pour intégrer le BEL®ESG, un nouvel indice boursier lié au développement durable et lancé par Euronext en février 2023. L'indice a été conçu pour répondre à la demande croissante du marché d'améliorer la visibilité des instruments d'investissement durable. Il suivra 20 entreprises basées à Bruxelles et cotées en bourse qui adoptent les meilleures pratiques environnementales, sociales et de gouvernance (ESG).

ELIA GROUP A ÉMIS AVEC SUCCÈS €500 MILLIONS DE TITRES HYBRIDES ET A REMBOURSÉ LA PARTIE RESTANTE DE SON TITRE HYBRIDE 2018

En mars 2023, Elia Group SA a émis avec succès de nouveaux titres hybrides pour un montant de €500 millions. Ces titres seront assortis d'un coupon fixe de 5,85% (€29,25 millions par an) jusqu'au 15 juin 2028, avec un réajustement tous les cinq ans ensuite, et seront remboursables à partir du 15 mars 2028. Cette émission a fait l'objet d'une notation BBB- par Standard & Poors. Le principal objectif de la transaction consistait à gérer proactivement la couche hybride d'Elia Group en refinançant une partie des €700 millions de titres hybrides en circulation. Les nouveaux titres, ainsi que les €100 millions de capitaux propres de l'augmentation de capital d'Elia Group de juin 2022 précédemment alloués au remplacement du contenu des instruments hybrides, ont intégralement remplacé les titres hybrides en circulation d'Elia Group d'un point de vue capitaux propres pour S&P. Parallèlement, Elia Group a émis une offre de rachat de €499,4 millions sur les €700 millions de titres hybrides en circulation. À la fin du mois d'octobre 2023, Elia Group a exercé l'option d'achat sur la partie restante du titre hybride 2018 en circulation.

EUROGRID GMBH A ACCÉDÉ AVEC SUCCÈS AUX MARCHÉS DES CAPITAUX TOUT EN DIVERSIFIANT SES SOURCES DE FINANCEMENT

En avril 2023, Eurogrid GmbH, la société mère de 50Hertz Transmission GmbH, a conclu avec sept banques un contrat syndiqué pour un prêt amortissable de €600 millions sur une durée de dix ans. Les fonds pour ce premier emprunt vert sont fournis par les banques et refinancés dans le cadre du « Climate Protection Programme for Companies » de la KfW. Les fonds seront utilisés pour cofinancer le raccordement du réseau offshore pour le projet de parc éolien Gennaker. Cet emprunt vert marque une autre étape majeure dans la stratégie de financement durable d'Eurogrid et constitue un nouveau projet important dans le cadre de la transition énergétique allemande.

Peu de temps après, Eurogrid a obtenu des fonds supplémentaires sur le marché des capitaux pour investir dans l'infrastructure de réseau nécessaire afin d'assurer la réussite de la transition énergétique. Eurogrid a émis avec succès une obligation à sept ans de €650 millions, avec un taux d'intérêt fixe de 3,722%. Eurogrid a bénéficié de €150 millions supplémentaires en novembre dans le but de refinancer une obligation de €750 millions arrivant à échéance en 2023. Enfin, un emprunt bancaire syndiqué de €120 millions, d'une durée de 10 ans, a été obtenu en novembre pour financer partiellement la ligne d'Uckermark et le câble souterrain de Berlin. Eurogrid a par ailleurs marqué son accord sur un nouveau placement privé de €50 millions.

ETB ÉMET SA PREMIÈRE OBLIGATION VERTE DE €500 MILLIONS

En janvier 2023, ETB a émis avec succès sa première obligation verte pour un montant de €500 millions. Les revenus de l'émission sont utilisés pour financer et/ou refinancer des projets verts éligibles. Cette opération démontre la capacité d'ETB à diversifier ses sources de financement et sa base d'investisseurs afin de mener à bien ses ambitieux plans d'investissement. L'émission est assortie d'un coupon de 3,625% avec une maturité de dix ans et est remboursable in fine le 18 janvier 2033.

RÉCOMPENSES

Pour la sixième année consécutive, ETB a été désigné comme l'un des meilleurs employeurs de Belgique. Son score général s'est une nouvelle fois amélioré, passant de 86% à 88%. Les progrès les plus marqués ont été enregistrés dans les domaines « diversité et inclusion » (+13,53%) et « durabilité » (+11,67%). Le label « Top Employer » est octroyé aux entreprises qui offrent un excellent environnement de travail à leurs collaborateurs. Au total, 87 entreprises belges ont reçu cette distinction en 2023. C'est une belle reconnaissance du dur travail fourni par tous nos collaborateurs en 2022.

UN LEADERSHIP EFFICACE POUR SERVIR LA TRANSITION ÉNERGÉTIQUE

Plusieurs événements clés ont eu lieu au sein de l'équipe de direction d'Elia Group tout au long de l'année 2023, l'objectif étant de veiller à ce que le Groupe ait à sa tête les dirigeants efficaces dont il a besoin pour réussir sa transition énergétique.

CATHERINE VANDENBORRE NOMMÉE CEO AD INTERIM D'ELIA GROUP

En septembre, après l'annonce de Chris Peeters de son intention de quitter le Groupe et de donner une nouvelle direction à sa carrière, Catherine Vandenborre a été nommée CEO ad interim d'Elia Group. Ce changement reflète l'engagement de l'entreprise à assurer une continuité harmonieuse ainsi qu'une gouvernance efficace durant cette période de transition.

MARCO NIX NOMMÉ CFO AD INTERIM D'ELIA GROUP

Marco Nix a repris le rôle de CFO ad interim du Groupe afin d'assurer la bonne marche des activités financières de l'entreprise pendant la période où Catherine Vandenborre exerçait la fonction de CEO ad interim du Groupe.

STEFAN KAPFERER RESTE CEO DE 50HERTZ POUR CINQ ANNÉES SUPPLÉMENTAIRES

Début 2023, le conseil de surveillance de 50Hertz a confirmé que Stefan Kapferer resterait Chief Executive Officer de 50Hertz pendant encore cinq ans, soit jusqu'à fin novembre 2028. Stefan Kapferer a rejoint 50Hertz en décembre 2019 et a joué un rôle essentiel dans le positionnement du groupe en tant qu'acteur clé de la transition énergétique allemande.

FRÉDÉRIC DUNON CONFIRME SON POSTE DE CEO D'ELIA TRANSMISSION BELGIUM

Les tâches et activités d'Elia Group et d'ETB nécessitant une plus grande délimitation compte tenu de l'expansion du portefeuille d'activités et des objectifs clairs d'ETB (notamment au niveau de la transformation des activités digitales et offshore), le conseil d'administration a décidé de confirmer Frédéric Dunon au poste de Chief Executive Officer d'ETB au mois de décembre.

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)	2022	2023	Objectif
	Intensité carbone de la consommation électrique belge21 (gCO2/kWh)	1661	1541	137	n.c.
	Intensité carbone de la consommation électrique allemand1 (gCO2/kWh)	3571	3971	327	n.c.
	CAPEX aligné avec la taxonomie de l'UE	n.c.	99,9%	99,5%	n.c.
	Lignes nouvelles et améliorées (km)	453	324	550	n.c.
	Empreinte carbone des pertes réseau (ktCO2e)1	8871	1.0971	905	-28% d'ici 2030
	Fiabilité du réseau Elia (basée sur l'AIT)	99,9%	99,9%	99,9%	n.c.
	Fiabilité du réseau 50Hertz (basée sur le nbre d'incidents)	99,9%	99,8%	99,7%	n.c.
	Émissions liées à la mobilité (ktCO2e)	7,3	8 6,1	6,38	-90% d'ici 2030
	Taux de fuite SF6	0,15%	0,13%	0,11%	Moins de 0,25%
	Maturité des données relatives au scope 3	0%	0%	61%	60% d'ici 2023
	Environnement et économie circulaire	2019	2022	2023	Objectif 2030
	Corridors forestiers gérés de façon écologique (ha)	75%	81%	83%	90% / 5.530
	Lignes HT critiques pour les oiseaux équipées de balises avifaunes (km)	52%	62%	75%	100% / 600
	Santé et sécurité	2019	2022	2023	Objectif
	TRIR groupe collaborateurs	4,6	4,6	2,3	n.c.
	Indice de santé Groupe2	96,7%	96,1%	96,1%	Plus de 95%
	Diversité, équité et inclusion3	2019	2022	2023	Objectif
	Femmes à des postes de management4	17,2%	22,1%	21,9%	n.c.
	Part de femmes dans l'ensemble du personnel	21,1%	22,9%	23,6%	25% d'ici 2028
	Recrutement de femmes sur le recrutement total5			28,6%	30%	Nouveau
	Nbre de nationalités6	27	53	53	n.c.
	% de nationalités étrangères au sein du personnel	2,6%	4,6%	5,2%	n.c.
	Gouvernance, éthique et conformité	2019	2022	2023	Objectif
	Indice de gouvernance ESG7	1/12	8/12	8/12	12/12 d'ici 2024
	Indice de conformité7	5/12	9/12	9/12	12/12 d'ici 2024
	Nbre de séances d'information au public liées à des projets réseau	75	117	157	n.c.

¹²Méthodologie améliorée utilisant des valeurs « basées sur la consommation » conformément à la REDIII7, ²Correspond au taux d'absentéisme (1-x) ; ³ La méthodologie considère que le nombre de salariés correspond à l'effectif contractuel total au 31 décembre de l'année sous revue. L'effectif contractuel désigne le nombre total d'individus disposant d'un contrat actif au sein d'une organisation à une date donnée, englobant l'ensemble des salariés, y compris ceux en congé de maladie et les administrateurs. Il ne comprend pas les contrats suspendus afin d'éviter un double comptage. Notez que la méthodologie de l'étude de l'effectif a été ajustée pour 2023, mais ne s'applique pas aux données historiques (2022 et 2019).⁴ Retraitement pour 2022 afin de supprimer la double comptabilisation des directeurs entre le groupe et les niveaux locaux . ⁵KPI ajoutés en 2023 ; Recrutement de femmes = nombre de femmes engagées sur le recrutement total ; ⁶Nationalités non belges/non allemandes ⁷Composition des indices consultable sur notre site web; ⁸ En raison d'un alignement dans la collecte des données sur la consommation d'essence et de diesel du parc technique, les émissions liées à l'ETB en 2022 ont été recalculées.

Dimension 1 : Action climatique

En 2023, nous avons réussi à atteindre notre objectif, à savoir obtenir 60% de maturité des données relatives au scope 3, et nous avons lancé avec succès notre Scope 3 Accounting Platform (plateforme de comptabilité scope 3), laquelle nous permettra de calculer les émissions de scope 3 sur la base des informations communiquées par nos fournisseurs.

En outre, nous avons maintenu le taux de fuite SF⁶ en dessous des objectifs que nous nous étions fixés. Dans le cadre d'un projet pionnier, nous avons installé plus de 200 capteurs afin d'assurer un contrôle prédictif du SF6, nous permettant de surveiller de manière permanente les risques de fuite et anticiper les besoins de maintenance. La mise en place en bonne et due forme de ce contrôle prédictif devrait commencer en 2024.

Soucieux de renforcer notre approche des risques climatiques, nous nous sommes associés au Climate Service Center Germany (GERICS), une filiale du Helmholtz-Zentrum Hereon. Au travers de cette collaboration, nous avons examiné minutieusement les signaux climatiques locaux dans nos zones de contrôle jusqu'en 2100, en recourant à trois scénarios établis par le GIEC. Nous avons ensuite organisé des ateliers en interne avec des experts techniques afin de comparer les résultats avec nos hypothèses et pratiques existantes, classer les risques et définir les démarches ultérieures à entreprendre.

Étape importante dans nos processus décisionnels, nous avons fixé notre Prix Interne du Carbone (PIC) à €200 par tonne d'équivalent CO2, un chiffre reflétant les coûts sociétaux des émissions carbone. Ce PIC est à présent intégré dans tous les processus d'appels d'offres concernés.

Dimension 2 : Environnement et économie circulaire

En juin 2023, nous avons dévoilé une approche globale « Nature Inclusive Design » pour l'île Princesse Elisabeth en Belgique, laquelle reflète notre engagement en faveur de l'action climatique et de la promotion de la biodiversité. Grâce à nos efforts collaboratifs avec des experts et instances de protection de l'environnement, notre infrastructure offshore est assurément conçue pour avoir une incidence positive sur la vie marine dès son commencement.

La protection des oiseaux nous a particulièrement occupés en 2023. Nous avons mis en place une nouvelle procédure en Belgique pour intégrer des mesures de protection des oiseaux à la fois dans les nouveaux projets et dans les modernisations apportées à l'infrastructure existante. Main dans la main avec des

ornithologues, nous avons élaboré une carte des risques afin de nous permettre de concentrer nos efforts là où ils sont le plus nécessaires.

Dans la réserve ornithologique de l'UE « Brandebourg-sur-la-Havel », notre équipe 50Hertz a mené des essais dans le cadre de la mise en place de nouvelles balises pour la protection des oiseaux en 2023. Ces balises présentent un atout de taille : elles peuvent être installées par des drones sur des lignes opérationnelles qu'il n'est donc pas nécessaire de déconnecter.

À la suite d'un audit énergétique réalisé en 2023, 50Hertz est appelée à mettre en place un système de gestion de l'énergie conforme aux normes ISO 50001 d'ici 2025. Cette priorité dédiée à l'efficacité énergétique renforcera notre approche « éviter-réduire-compenser » et permettra une application plus cohérente. Le système de gestion d'énergie sera intégré à notre système de gestion SSE (ISO 45001/14001) dans le cadre de notre engagement permanent en faveur de l'administration environnementale.

Dimension 3 : Santé et sécurité

.

Nous constatons que nos paramètres clés ont progressé favorablement ; notre TRIR a atteint un minimum historique de 2,3. Cette tendance encourageante témoigne des efforts que nous avons déployés ces dernières années et au cours desquelles nous avons investi massivement dans la promotion de notre culture de sécurité. Dans le domaine du bien-être des travailleurs, nous sommes très fiers de notre communauté « Let's Talk About Burn-Out » qui s'est distinguée aux Belgian Trends Impact Awards cette année. Cette reconnaissance souligne notre engagement à promouvoir un environnement de travail enrichissant et stimulant pour nos équipes.

Dimension 4 : Diversité, équité et inclusion (DEI)

Soucieux de faire progresser nos ambitions, nous nous sommes fixé un objectif définitif en 2023, celui d'avoir 25% de femmes dans l'effectif total d'Elia Group d'ici 2028. Pour y parvenir, nous nous sommes engagés à recruter davantage de femmes, dans des fonctions techniques également. Nous nous efforçons d'engager, parmi les nouvelles recrues, 30% de femmes – objectif que nous avons presque atteint en 2023.

Nos initiatives permanentes visant à favoriser un environnement inclusif au sein d'Elia Group sont renforcées par le travail de notre réseau d'ambassadeurs de la diversité et de notre réseau de femmes. Nous avons lancé des campagnes de sensibilisation, des programmes de formation et des activités concrètes telles que

des discussions avec des intervenants externes, afin de consolider notre engagement en faveur de l'égalité et de la diversité sur le lieu de travail. Cette année, nous nous sommes particulièrement attachés à lutter contre les microagressions chez ETB et à promouvoir l'inclusion des personnes en situation de handicap chez 50Hertz.

Dimension 5 : Gouvernance, éthique et conformité

Les risques et opportunités ESG (en particulier environnementaux) sont ancrés dans notre stratégie fondamentale et sont une composante essentielle de notre culture d'entreprise. Cette année, nous avons entamé les Management Days d'Elia Group par un atelier intitulé « La Fresque du Climat » – une méthode interactive et ludique conçue pour mieux comprendre les causes et les conséquences du changement climatique. Cette expérience permet aux participants de cerner les actions à leur portée pour minimiser leur impact sur le changement climatique.

Par ailleurs, nous avons remanié notre procédure de lancement d'alerte afin de nous conformer aux nouvelles législations belges et allemandes et avons élargi son champ d'application à toutes les sociétés liées du groupe. Désormais, tous les collaborateurs peuvent utiliser le dispositif de reporting, lequel permet aussi les notifications anonymes.

2. Chiffres clés

2.1 Résultats consolidés et situation financière d'Elia Group

Chiffres clés

Chiffres clés (en millions €)	2023	2022	Différence (%)
Produits, autres produits et produits (charges) nets régulatoires	3.953,5	4.113,3	(3,9%)
Entreprises mises en équivalence	30,2	39,5	(23,5%)
EBITDA	1.227,3	1.111,8	10,4%
EBIT	674,4	599,4	12,5%
Eléments ajustés	(11,9)	0,0	n.r.
EBIT ajusté	686,3	599,4	14,5%
Charges financières nettes	(119,3)	(43,6)	173,6%
Résultat net ajusté	411,4	408,2	0,8%
Résultat de la période	399,5	408,2	(2,1%)
Intérêts minoritaires	44,1	47,2	(6,6%)
Résultat de la période attribuable au groupe	355,4	361,0	(1,5%)
Titres hybrides	31,0	19,2	61,5%
Résultat de la période attribuable aux propriétaires d'actions ordinaires	324,5	341,7	(5,0%)
Chiffres clés de la situation financière (en millions €)	2023	2022	Différence (%)
Total des actifs	19.390,1	20.594,3	(5,8%)
Capitaux propres attribuable aux propriétaires de la société	5.088,5	5.319,6	(4,3%)
Dette financière nette	8.641,9	4.431,6	95,0%
Dette financière nette, hors mécanismes EEG et assimilés	8.994,5	7.367,6	22,1%
Chiffres clés par action	2023	2022	Différence (%)
Résultat par action (en €) (part Elia)	4,41	4,80	(8,1%)
Rendement des capitaux propres (ajusté.) (%) (part Elia)	6,91	7,52	(8,1%)
Capitaux propres attribuable aux propriétaires de la société par action (en €)	62,2	62,8	(1,0%)

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

Le résultat net ajusté d'Elia Group a augmenté de 0,8% pour atteindre €411,4 millions :

• Elia Transmission (Belgique) a enregistré de solides performances, affichant un résultat net ajusté de €180,9 millions (+€24,0 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 et à l'activation des coûts liés à l'émission d'une obligation verte d'ETB. Le résultat de l'an dernier avait bénéficié d'une compensation tarifaire ponctuelle des charges financières associées à l'augmentation de capital.
• 50Hertz Transmission (Allemagne) (sur une base de 100%) a enregistré un recul de son résultat net ajusté qui s'élève à €218,5 millions (-€17,6 millions). La baisse est attribuable majoritairement à une baisse du résultat financier lié à l'actualisation des provisions à long terme ainsi qu'à une augmentation des amortissements. Cette baisse n'a toutefois été compensée qu'en partie par la hausse de la rémunération des investissements résultant de la croissance des actifs et de l'augmentation des revenus de l'année de base ainsi que par la baisse des coûts d'exploitation et l'augmentation du bonus énergétique.
• Le segment non régulé & Nemo Link a enregistré un recul de leur résultat net ajusté qui s'élève à €12,1 millions (-€3,1 millions). Cette baisse peut être attribuée à la contribution moins élevée de Nemo Link, qui a atteint le plafond cumulatif des revenus en 2023, et aux coûts plus élevés chez WindGrid, lesquels sont compensés par une diminution de la perte au niveau de la holding à la suite d'une augmentation des produits d'intérêt sur les dépôts en espèces et d'une amélioration des résultats chez EGI.

Le résultat net a baissé pour s'établir à €399,5 millions, sachant qu'il inclut les coûts ponctuels liés à l'investissement dans energyRe Giga (€11,9 millions).

Le résultat net d'Elia Group attribuable aux propriétaires d'actions ordinaires (après déduction des €44,1 millions d'intérêts minoritaires et des €31,0 millions attribuables aux propriétaires de titres hybrides) a reculé pour s'établir à €324,5 millions. Cette baisse s'explique par des charges d'intérêt plus élevées associées aux titres hybrides et par les coûts ponctuels liés à l'investissement dans energyRe Giga. La mise en œuvre du programme d'investissement en Belgique et en Allemagne et l'excellente performance opérationnelle des entités régulées et de Nemo Link ont permis de compenser en partie ces éléments. Ceci ayant pour conséquence un résultat par action de €4,4 pour l'année.

En 2023, Elia Group a géré sa couche hybride de manière proactive en refinançant une partie de son encours de €700 millions de titres hybrides. Elia Group a émis une nouvelle obligation hybride pour un montant de €500 millions ainsi qu'une offre de rachat plafonnée sur ses titres hybrides existants. La nouvelle obligation hybride émise est assortie d'un coupon de 5,85% jusqu'au 15 juin 2028.

En 2023, Elia Group a investi €2.397,2 millions en concentrant principalement ses efforts sur la consolidation de l'épine dorsale interne des réseaux belge et allemand, le développement des infrastructures offshore nécessaires à l'intégration des 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, hors mécanismes EEG et assimilés, de €8.994,5 millions (+€1.626,9 millions) fin 2023. Cette hausse s'explique principalement par la réalisation du programme d'investissement en Belgique et en Allemagne, qui s'est reposé en partie sur un financement issu du flux de trésorerie opérationnel et sur les liquidités provenant de l'augmentation de capital de l'année dernière.

En outre, Elia Group a participé activement au marché de l'emprunt afin de renforcer sa position de liquidité en vue de la future expansion du réseau. Dans la lignée des ambitions de financement durable du Groupe, ETB a émis avec succès sa première obligation verte de €500 millions à un taux fixe de 3,625%, destinée à financer des projets verts éligibles. De plus, Eurogrid a obtenu en mars un emprunt vert syndiqué de €600 millions d'une durée de 10 ans auprès de sept banques, lequel était entièrement utilisé à la fin de l'année. En avril, Eurogrid est revenu sur le marché en émettant une obligation à 7 ans de €650 millions à un taux d'intérêt de 3,722%. En octobre, Eurogrid a utilisé l'obligation émise en avril, prélevant un supplément de €150 millions au prix prévalant sur le marché à un rendement de re-offer de 4,534%. Enfin, Eurogrid a conclu un placement privé de €50 millions et un emprunt bancaire syndiqué de €120 millions supplémentaires. En outre, Elia Group a obtenu deux facilités bilatérales de crédit renouvelables, pour un montant total de €120 millions, desquels €100 millions ont été utilisés à la fin de l'année 2023.

Fin 2023, le coût moyen de la dette d'Elia Group s'établissait à 2,1% (+20 pb). Standard & Poor's a abaissé la notation de crédit d'Elia Group à BBB avec une perspective stable.

Les capitaux propres attribuables aux propriétaires de la société ont diminué de €231,1 millions pour s'établir à €5.088,5 millions (-4,3%). Cette baisse s'explique principalement par diminution de la réserve de couverture de €217,8 millions, principalement en raison de la réévaluation des contrats futurs pour pertes de réseau par 50Hertz (- €198,6 millions), d'une couverture de taux d'intérêt par ETB (-€18,6 millions) et de la couverture de change pour l'acquisition d'energyRe Giga (-€1,09 million). De plus, les capitaux propres ont été affectés par le paiement du dividende pour 2022 (-€140,4 millions), la réévaluation des obligations au titre des prestations définies (-€4,4 millions) et les coûts liés aux émissions hybrides (-€23,4 millions). Cette baisse a été compensée en partie par le résultat attribuable aux propriétaires de la société (+€355,4 millions).

2.1.A. Elia Transmission (Belgique)

Faits marquants

• Réalisation des investissements favorisant directement la décarbonisation et la poursuite de l'électrification de la société, générant une croissance de la RAB de 9,5% à €5,9 milliards
• La solide performance opérationnelle est le résultat d'une croissance de la base d'actifs, entraînant une hausse de la marge équitable et une forte performance liée aux incitants
• ETB a placé avec succès son obligation verte inaugurale de €500 millions, ce qui a conduit à une dette financière nette totale de €3.479,1 millions
• Rendement des capitaux propres de 6,2%

Chiffres clés

Elia Transmission chiffres clés (en millions €)	2023	2022	Différence (%)
Produits, autres produits et produits (charges) nets régulatoires	1.383,9	1.561,3	(11,4%)
Produits	1.276,4	1.420,4	(10,1%)
Autres produits	57,2	147,6	(61,2%)
Produits (charges) nets régulatoires	50,4	(6,7)	(857,5%)
Entreprises mises en équivalence	2,8	2,4	16,7%
EBITDA	510,2	476,4	7,1%
EBIT	290,5	262,0	10,9%
Charges financières nettes	(54,7)	(62,4)	(12,3%)
Charge d'impôt sur le résultat	(54,9)	(42,7)	28,6%
Résultat net	180,9	156,9	15,3%
Eléments ajustés	0,0	0,0	n.r.
Résultat net ajusté	180,9	156,9	15,3%
Chiffres clés de la situation financière (en millions €)	2023	2022	Différence (%)
Total des actifs	8.277,8	7.848,6	5,5%
Total des capitaux propres	2.915,7	2.907,1	0,3%
Dette financière nette	3.479,1	2.916,2	19,3%
Cash flow libre	(399,8)	254,1	(257,3%)

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 reculé de 11,4%, par rapport à 2022, passant de €1.561,3 millions à €1.383,9 millions. Ils ont été impactés par l'augmentation du résultat net régulé, l'augmentation des amortissements consécutive à la hausse de la base d'actifs, plus que compensées par une baisse des charges financières nettes engendrées par des produits d'intérêt provenant de dépôts en espèces et une forte diminution des coûts des services auxiliaires. Les coûts des services auxiliaires ont baissé sous l'effet d'une diminution des coûts d'activation et de réservation pour équilibrer le réseau, résultant de la baisse des prix du gaz et de l'électricité, l'année précédente ayant été marquée par le début de la guerre en Ukraine, cela au bénéfice des consommateurs.

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

(en millions €)	2023	2022	Difference (%)
Produits du réseau :	1.234,9	1.415,8	(12,8%)
Raccordements au réseau	46,2	44,8	3,1%
Gestion et développement de l'infrastructure du réseau	461,3	475,3	(3,0%)
Gestion du système électrique	157,0	149,8	4,7%
Compensation des déséquilibres	255,1	365,0	(30,1%)
Intégration du marché	21,0	22,2	(5,5%)
Revenus internationaux	294,3	358,6	(17,9%)
Last-mile connexion	3,3	3,5	(6,0%)
Autres produits	38,2	1,1	3467,0%
Sous-total produits	1.276,3	1.420,4	(10,1%)
Autres produits	57,2	147,6	(61,3%)
Net produits (charges) du mécanisme de décompte	50,4	(6,7)	(857,5%)
Total des produits et autres produits	1.383,9	1.561,3	(11,4%)

Les revenus provenant des raccordements au réseau, de la gestion du système électrique et de l'intégration du marché sont restés stables par rapport à 2022.

Les produits d'exploitation issus de la gestion et du développement de l'infrastructure du réseau ont diminué, passant de €475,3 millions à €461,3 millions (-€14,0 millions), sous l'effet de la diminution des revenus due à la baisse des pics de consommation (à la fois sur une base annuelle et une base mensuelle), en particulier du côté des gestionnaires du réseau de distribution (GRD). En outre, les revenus liés à l'électricité mise à disposition ont également enregistré un recul par rapport à l'année précédente. Cette baisse s'explique pour l'essentiel à des efforts d'optimisation et à une réduction de la consommation d'énergie par certains GRD, mis en place depuis septembre 2022.

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 ont affiché un net recul de €365,0 millions à €255,1 millions (-30,1%). Cette diminution est imputable majoritairement à la baisse des tarifs pour le maintien et la restauration de l'équilibre résiduel des parties responsables des accès individuels (€106,2 millions). La contraction des conditions de marché – en particulier la baisse des prix du gaz et de l'électricité par rapport à l'année dernière – a entraîné une réduction des coûts d'activation pour équilibrer le réseau et, par conséquent, un recul du prix de déséquilibre.

Les revenus internationaux ont diminué pour s'établir à €294,3 millions (-17,9%). Cette baisse est principalement attribuée à une diminution des recettes tirées des ventes aux enchères quotidiennes pour une congestion liée au flux, soit une réduction de €142,6 millions. Elle fait suite à une diminution de l'écart tarifaire aux frontières belges par rapport

à l'année précédente, en particulier à la frontière avec la France. Les produits mensuels des ventes aux enchères ont également chuté de €79,9 millions, reflétant un marché de l'énergie moins tendu que l'année précédente. Ces réductions sont toutefois partiellement compensées par une augmentation des produits annuels des ventes aux enchères, en hausse de €162,6 millions. Les ventes aux enchères annuelles pour 2023 ont en effet eu lieu en novembre 2022, au plus fort de la crise, lorsque l'indisponibilité des centrales nucléaires en France était encore préoccupante avec, pour effet, une hausse des prix.

La last-mile connexion est restée stable par rapport à l'année précédente, alors que les autres revenus ont augmenté, sous l'effet essentiellement de travaux livrés à des tierces parties.

Le mécanisme de décompte a augmenté de -€6,7 millions en 2022 à €50,4 millions en 2023 et couvre tant les écarts survenus au cours de l'exercice considéré par rapport au budget approuvé par le régulateur (-€106,8 millions) que la compensation d'excédents nets de la période tarifaire précédente (€156,7 millions). L'excédent opérationnel (- €106,8 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 (+€122,1 millions), de la hausse des coûts compressibles (+€89,6 millions), de l'ajustement du budget contrôlable (+€45,1 millions) et d'une augmentation du résultat net (+€32,4 millions). Cette situation a été plus que compensée par une hausse des ventes tarifaires (-€137,4 millions), essentiellement portée par des compensations de déséquilibre, et par une hausse des ventes internationales et autres (-€272,8 millions).

L'EBITDA a progressé pour s'établir à €510,2 millions (+7,1%) en raison de l'augmentation du résultat net régulé, de l'augmentation des amortissements liée à la croissance de la base d'actifs, en partie compensées par un recul des charges financières nettes, toutes répercutées au niveau des revenus. La hausse de l'EBIT a été plus marquée (+10,9%), sous l'effet d'une hausse de la provision pour démantèlement du réseau modulaire offshore (Modular Offshore Grid) couverte par les tarifs, bien que déjà capitalisée les années précédentes en vertu des normes IFRS. Les amortissements d'immobilisations incorporelles passées en charges au cours de la période tarifaire précédente et donc non couverts par les tarifs ont également chuté. La contribution des entreprises mises en équivalence a légèrement augmenté pour s'établir à €2,8 millions, liée à la contribution de HGRT.

Les charges financières nettes ont reculé (-12,3%) par rapport à l'année précédente. Si cette baisse s'explique pour l'essentiel par l'activation de coûts d'emprunt en raison de la croissance de la base d'actifs (€3,1 millions), le contexte haussier des taux d'intérêt a lui aussi entraîné une augmentation des produits d'intérêt sur les dépôts en espèces. Cet effet a été compensé en partie par une hausse des charges d'intérêt liées à l'émission obligataire d'ETB. Début 2023, ETB a accédé au marché des capitaux d'emprunt par le biais de son obligation verte inaugurale de €500 millions pour financer ses projets verts éligibles. ETB a anticipé de manière proactive la hausse des taux d'intérêt en concluant des swaps de taux d'intérêt – ce qui a pleinement profité aux consommateurs. Le coût moyen de la dette n'a, par conséquent, augmenté que marginalement pour s'établir à 2,0% (+10 pb) fin 2023, et l'ensemble de l'encours est assorti d'un coupon fixe.

Le résultat net (ajusté) a augmenté de 15,3% à €180,9 millions, principalement grâce aux éléments suivants :

• 1. Augmentation de la marge équitable (+€7,7 millions) due à la croissance des actifs et à l'augmentation des capitaux propres.
• 2. Augmentation des incitants (+€12,9 millions), reflétant une solide performance opérationnelle, principalement liée à une hausse du gain d'efficacité relatif aux coûts gérables malgré la croissance de nos activités et à une meilleure performance de l'incitant pour la capacité d'interconnexion sous l'effet d'une baisse des coûts de congestion. La contribution nette des incitants a légèrement diminué dû à une hausse du taux d'imposition moyen.
• 3. Activation des coûts liés à l'émission d'une obligation verte en vertu des normes IFRS alors qu'elle est complètement couverte par les tarifs (+€2,1 millions).
• 4. Augmentation des coûts d'emprunt capitalisés due à une hausse du niveau d'actifs en construction et à la légère progression des coûts moyens de la dette (+€3,2 millions).
• 5. Une compensation tarifaire unique enregistrée en 2022 des charges financières liées à l'augmentation de capital (-€3,5 millions).
• 6. Autres (+€1,5 million) : cela s'explique essentiellement par une baisse des charges associées aux paiements en actions liée à l'augmentation de capital en faveur des membres du personnel (+€1,6 million), une hausse des provisions pour démantèlement du réseau modulaire offshore (Modular Offshore Grid) couverte par les tarifs bien que capitalisée en vertu des normes IFRS (+3,4 millions) et un amortissement moindre des logiciels et matériels (+0,7 million), car une partie des actifs acquis lors de la précédente période tarifaire et relevant de la méthodologie régulatoire ont été complètement amortis. Ces éléments sont compensés en partie par des dommages aux installations électriques légèrement plus nombreux que l'année précédente (-€2,1 millions) et par des effets d'impôts différés (-€2,5 millions).

Le total des actifs a augmenté de €429,2 millions à €8.277,8 millions grâce à la réalisation du programme d'investissement. La dette financière nette a augmenté pour s'établir à €3.479,1 millions (+19,3%), car le programme d'investissement d'ETB a été en partie financé par les flux de trésorerie des activités opérationnelles, lesquelles ont été pénalisées par la baisse des entrées de trésorerie provenant de surcharges, et par l'émission d'une obligation verte d'une valeur de €500 millions. Fin 2023, 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). Elia Transmission Belgium est notée BBB+ par Standard & Poors, avec une perspective stable.

Les capitaux sont restés stables à €2.915,7 millions (+€8,6 millions) en raison principalement de la réservation du résultat de 2023 (+€180,9 millions) et de l'augmentation de capital réservée au personnel, y compris les charges liées aux paiements en actions (+€0,7 million). Ces éléments sont pratiquement entièrement compensés par le paiement du dividende à Elia Group (-€139,7 millions), la variation de la juste valeur d'une couverture de taux d'intérêt (-€18,8 millions), une augmentation de l'allocation de capitaux propres à Nemo Link (-€11,7 millions) et la réévaluation des obligations au titre des prestations définies (-€2,8 millions).

Aspects opérationnels

L'estimation de la charge totale a baissé de 3,5%, passant de 81,7 TWh en 2022 à 78,9 TWh en 2023. Ce recul est attribué essentiellement à une diminution de la consommation brute des GRD, mais aussi à une plus faible consommation brute des utilisateurs raccordés au réseau ETB. La baisse de consommation des GRD est due avant tout à une augmentation de la production locale sur le réseau de distribution (principalement solaire et éolien), couplée à une modification du comportement de consommation des ménages influencée par les prix élevés de l'électricité observés au dernier semestre 2022. La baisse de consommation des utilisateurs raccordés au réseau ETB est principalement une conséquence de la crise en Ukraine depuis le second semestre 2022. En 2023, la charge totale de 78,9 TWh est restée inférieure aux niveaux prépandémiques observés de 2014 (88,3 TWh) à 2019 (84,9 TWh).

Le prélèvement net du réseau ETB a enregistré un recul de 5,1% (de 59,8 TWh en 2022 à 56,8 TWh en 2023). L'injection nette sur le réseau ETB a baissé de 20,3% (de 65,9 TWh en 2022 à 52,5 TWh en 2023). Cette baisse est imputable essentiellement à une injection nucléaire plus faible en 2023, marquée par la mise hors service de Doel 3 en septembre 2022 et de Tihange 2 en février 2023, ainsi que par des indisponibilités tant planifiées qu'imprévues tout au long de l'année.

En 2023, la Belgique est redevenue un importateur net d'électricité pour la première fois depuis 2018 en raison de sa capacité réduite d'injection nucléaire. Les importations nettes affichaient 1,7 TWh en 2023, contrastant avec des exportations nettes de 8,9 TWh en 2022. Le total des exportations a diminué, passant de 22,0 TWh en 2022 à 16,1 TWh en 2023, essentiellement à la frontière française. À l'inverse, le total des importations a augmenté, passant de 13,1 TWh en 2022 à 17,8 TWh en 2023, avec une hausse notable à la frontière française.

Investissements

Tout au long de l'année 2023, ETB a consacré un investissement total de €711,3³ millions à ses activités, ce qui a généré une croissance de la RAB de 9,5% à €5,9 milliards. Elle s'est essentiellement attelée à renforcer et à développer le réseau de 380 kV, jetant les bases d'une expansion du réseau offshore et de l'intégration harmonieuse de l'énergie renouvelable. Plus spécifiquement, €158,5 millions ont été alloués au développement de l'infrastructure offshore, €321,7 millions au renforcement du réseau régional et aux raccordements des clients, tandis que près de €145,2 millions ont permis de financer 203 projets de remplacement sur le réseau belge. Un montant de €83,7 millions a été investi dans la digitalisation et le développement d'outils innovants, permettant à l'entreprise d'être en phase avec les progrès technologiques.

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 €747,5 millions.

2.1.B. 50Hertz (Allemagne)

Faits marquants

• Mise en œuvre réussie du programme d'investissement 2023 pour les projets on- et offshore, augmentant la RAB de +15,2% à €7,9 milliards
• Résultat net influencé par la baisse du résultat financier, le résultat financier de l'année dernière ayant été fortement boosté par la réévaluation des provisions à long terme due à la hausse des taux d'intérêt, compensé en partie par la hausse de la rémunération des investissements et par la baisse des coûts d'exploitation conduisant à un rendement des capitaux propres de 9,5%
• La dette nette (hors mécanismes EEG et assimilés) a augmenté pour atteindre €5.045,9 millions, sous l'effet principalement de la réalisation du programme d'investissement

Chiffres clés

50Hertz Transmission chiffres clés (en millions €)	2023	2022	Différence (%)
Produits, autres produits et produits (charges) nets régulatoires	2.578,2	2.592,6	(0,6%)
Produits	2.553,0	2.222,4	14,9%
Autres produits	175,3	125,9	39,2%
Produits (charges) nets régulatoires	(150,1)	244,4	(161,4%)
EBITDA	710,9	611,5	16,3%
EBIT	378,7	314,1	20,6%
Charges financières nettes	(59,8)	27,3	(319,0%)
Charge d'impôt sur le résultat	(100,4)	(105,3)	(4,7%)
Résultat de la période	218,5	236,1	(7,5%)
Dont attribuable au groupe Elia	174,8	188,9	(7,5%)
Eléments ajustés	0,0	0,0	n.r.
Résultat net ajusté	218,5	236,1	(7,5%)
Chiffres clés de la situation financière (en millions €)	2023	2022	Différence (%)
Total des actifs	10.086,6	11.638,1	(13,3%)
Total des capitaux propres	2.138,4	2.180,6	(1,9%)
Dette financière nette	4.693,3	1.255,3	273,9%
Dette financière nette, hors mécanismes EEG et assimilés	5.045,9	4.191,3	20,4%
Cash flow libre	(3.403,7)	(359,2)	847,6%

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 de 50Hertz Transmission et des autres produits a légèrement reculé par rapport 2022 (-

0,6%). Les produits d'exploitation totaux sont présentés plus en détail dans le tableau ci-dessous.

(en millions €)	2023	2022	Difference (%)
Produits du réseau :	2.535,4	2.213,1	14,6%
Produits mécanisme incitants	1.558,0	862,7	80,6%
Rémunération offshore	400,9	295,1	35,9%
Produit electricité	576,5	1.055,4	(45,4%)
Autres produits (last-mile connexion inclus)	17,7	9,2	91,6%
Sous-total produits	2.553,0	2.222,4	14,9%
Autres produits	175,3	125,9	39,2%
Net produits (charges) du mécanisme de décompte	(150,1)	244,4	(161,4%)
Total des produits et autres produits	2.578,2	2.592,6	(0,6%)

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

Les produits d'exploitation issus de la régulation incitative ont augmenté de €695,3 millions. L'augmentation du plafond de revenu (+€824,1 millions) en est le principal facteur, car elle se base sur les prix énergétiques de 2022 et inclut une provision nettement plus élevée pour les coûts énergétiques pass-through pour les coûts de redistribution (+€664,4 millions) et les pertes de réseau (+€71,5 millions). Elle résulte, de surcroît, de l'engagement volontaire à utiliser l'électricité dans les unités de production de chaleur électrique au lieu de limiter la production d'énergie renouvelable à l'application de mesures temporaires visant à réduire les surcharges sur le réseau de transport (+€67,1 millions), ainsi que d'un plafond plus élevé pour les coûts d'exploitation non influençables (+€14,3 millions), comme le personnel, les subventions, etc. Les effets de volume compensent en partie l'augmentation du plafond de revenu. L'année dernière, l'apport d'énergie renouvelable dans le réseau de distribution a été largement supérieur aux prévisions, entraînant une baisse des volumes dans le réseau de transport. Cet effet a encore augmenté par rapport à l'année dernière (-€128,8 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 augmenté par rapport à l'exercice précédent (+€105,8 millions), parallèlement à une hausse des coûts pass-through imputés à 50Hertz par des tiers (+€117,2 millions). Tandis que la rémunération offshore pour les coûts en capital a augmenté en raison de l'exécution des investissements (Ostwind 2, Ostwind 3 et Gennaker), la rémunération des coûts d'exploitation offshore a enregistré une plus forte baisse, laquelle s'explique par le fait que 50Hertz a bénéficié en 2022 du règlement définitif de la somme forfaitaire offshore pour 2018 (-€11,4 millions).

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 redistribution, des coûts pour les centrales de réserve ou des coûts d'équilibrage. 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 diminution par rapport à l'année précédente (-€478,9 millions), en raison de la forte baisse des prix de l'énergie depuis l'an dernier. Ce recul s'explique principalement par le net recul des coûts d'équilibrage facturés aux groupes d'équilibrage (-€217,7 millions). Les revenus issus de la compensation des échanges involontaires aux frontières du réseau ont eux aussi chuté (-€81,1 millions), à l'instar des revenus des centrales de réserve (-€73,0 millions). Par ailleurs, les revenus issus de la vente aux enchères des capacités d'interconnexion se sont inscrits en baisse à la suite de l'évolution des prix (-€58,7 millions), à l'instar des coûts facturés aux autres GRT pour les mesures de redistribution (-€47,0 millions).

Les autres produits ont progressé (+€49,3 millions) à la suite de la hausse des revenus capitalisés propres due au recrutement de personnel nécessaire pour gérer et mener à bien le programme d'investissement (+€40,6 millions), et de l'augmentation des revenus issus des accords de niveau de service (+€17,0 millions).

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 (-€288,3 millions) ; ensuite, l'équilibrage desdites différences des années antérieures (+€138,1 millions).

L'EBITDA a augmenté pour s'établir à €710,9 millions (+16,3%). L'augmentation de la base d'actifs onshore et offshore a profité à la rémunération des investissements (+€75,0 millions). Les revenus de l'année de base ont progressé sous l'effet d'une augmentation de la rémunération (ajustement à l'inflation) des coûts en capital et des coûts d'exploitation par rapport à l'année dernière (+€9,5 millions). Les coûts opérationnels sont toutefois restés bien maîtrisés (+€4,6 millions), grâce à une réduction des coûts de maintenance partiellement compensés par d'importantes dépenses consacrées à la digitalisation et à l'informatique pour gérer la complexité croissante de l'exploitation du système. Par ailleurs, l'EBITDA a profité d'un bonus énergétique plus élevé (+€11,1 millions), en particulier pour les pertes de réseau. Enfin, 50Hertz a continué d'élargir son vivier de talents afin d'être en mesure de suivre le programme d'investissement de plus en plus vaste et de plus en plus complexe, ce qui a généré des coûts de personnel supplémentaires (-€34,1 millions), lesquels ont été compensés par la hausse des revenus capitalisés propres et des revenus tirés des accords de niveau de service (+€48,6 millions). Enfin, l'EBITDA de l'année dernière a été marqué par d'importants mécanismes régulatoires de décompte, la somme forfaitaire offshore pour 2018 ayant été réglée (-€14,8 millions). De même, l'EBIT a augmenté (+20,6%) malgré les amortissements plus élevés (-€34,7 millions) à la suite de la mise en œuvre du programme d'investissement. De plus, les provisions opérationnelles sont restées stables.

Le résultat financier net a reculé à -€59,8 millions (-€87,1 millions), en raison principalement de l'évaluation des provisions à long terme pour les recettes de congestion des interconnexions incluses dans les comptes réglementaires (-€74,2 millions). L'année dernière a été marquée par un net recul de l'évaluation de ce passif en raison de la montée en flèche des taux d'intérêt à terme, tandis que la chute soudaine des taux d'intérêt en décembre 2023 a entraîné une augmentation de la provision. En outre, les coûts de financement ont augmenté à la suite de l'émission d'une obligation verte et d'un emprunt vert d'Eurogrid dans un contexte de hausse des taux d'intérêt durant les trois premiers trimestres de 2023 (-€9,7 millions). Cette situation a été compensée en partie par une hausse des coûts d'emprunts capitalisés résultant du programme d'investissement en cours (+€7,1 millions).

Le résultat net (ajusté) a diminué à €218,5 millions (-7,5%) sous l'effet de :

• 1. L'augmentation de la rémunération des investissements (+€52,5 millions) à la suite de la croissance de la base d'actifs.
• 2. La baisse des coûts d'exploitation et des autres charges (+€10,5 millions) résultant principalement d'une hausse des revenus de l'année de base et d'une baisse des coûts opérationnels qui ont plus que compensé la baisse des mécanismes régulatoires de décompte.
• 3. L'augmentation du bonus énergétique (+€4,6 millions), due essentiellement au bonus pour les pertes de réseau. Ces effets ont été partiellement compensés par les éléments suivants :
• 4. Des résultats financiers plus faibles (-€60,9 millions), imputables pour l'essentiel à la réévaluation l'année dernière des provisions à long terme et à des charges d'intérêt plus élevées.
• 5. Des amortissements plus élevés (-€24,3 millions) dus à la mise en service des projets.

Le total des actifs a reculé de -€1.551,5 millions par rapport à 2022 en raison principalement de la diminution de la trésorerie et des équivalents de trésorerie liée à la baisse des prix de l'énergie et, par conséquent, d'une forte chute de la position de trésorerie pour le compte EEG, en partie compensée par le bon avancement du programme d'investissement et, dès lors, l'augmentation des actifs en construction. Le cash flow libre s'est élevé à -€3.403,7 millions et a lourdement pâti de la mise en œuvre du programme d'investissement (€1.685,9 millions) et des sorties de trésorerie pour le compte EEG et des mécanismes similaires (KWK⁴ et SPB⁵ ) (-€2.578,6 millions) à la suite de la baisse des prix de l'énergie. 50Hertz agit en tant que fiduciaire pour ces mécanismes.

La dette financière nette, hors mécanismes EEG et assimilés a augmenté de €854,6 millions par rapport à fin 2022, pour s'établir à €5.045,9 millions. La mise en œuvre du programme d'investissement a été financée en partie par le flux de trésorerie opérationnel, tandis que Eurogrid a également accédé au marché de l'emprunt à plusieurs occasions. Position hors mécanismes EEG et assimilés, la dette financière nette a augmenté de €3.438,0 millions en raison de la baisse de la position de trésorerie pour le compte EEG et des mécanismes similaires. À partir de décembre 2023, la position de trésorerie pour ces régimes a reculé, s'établissant à €352,6 millions.

⁴ KWK (Kraft-Wärme-Kopplung) : Production combinée chaleur/électricité

⁵ SPB (Strompreisbremse) : Plafonnement des prix de l'énergie

En 2023, Eurogrid a recouru une fois encore au marché de l'emprunt pour financer son plan d'investissement. Elle a obtenu et utilisé un emprunt vert de €600 millions d'une durée de 10 ans et a refinancé les fonds dans le cadre du « Climate Protection Programme for Companies » de la KfW. Les fonds sont utilisés pour cofinancer le raccordement réseau offshore pour le projet de parc éolien Gennaker. De plus, Eurogrid a émis une nouvelle obligation de €650 millions d'une durée de 7 ans à un taux fixe de 3,722%, sur laquelle elle a prélevé €150 millions supplémentaires en novembre (rendement de re-offer de 4,534%), dans le but de refinancer une obligation de €750 millions arrivant à échéance en 2023. Enfin, un emprunt bancaire syndiqué de €120 millions, d'une durée de 10 ans, a été obtenu en novembre pour financer partiellement la ligne d'Uckermark et le câble souterrain de Berlin. Eurogrid a par ailleurs marqué son accord sur un nouveau placement privé de €50 millions. À l'issue de ces transactions, le coût moyen de la dette a augmenté, s'établissant à 2,01% (+21 pb) fin 2023.

Le total des capitaux propres a diminué de €42,2 millions pour atteindre €2.138,4 millions. Cette baisse s'explique principalement par le recul des réserves de couverture (-€248,2 millions) compensant la réservation de résultat pour 2023 (€218,5 millions). Depuis 2021, 50Hertz applique une comptabilité de couverture dans le but de réduire le risque de fluctuations du montant attendu des pertes de réseau. En raison de la baisse des prix de l'énergie, la juste valeur de ces contrats a diminué à -€224,8 millions. Compte tenu des effets d'impôts différés, une réserve de couverture d'un montant de -€157,4 millions a été comptabilisée dans les autres éléments du résultat global. Toutefois, comme les coûts liés aux pertes de 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. De plus, les actionnaires d'Eurogrid, Elia Group et KfW, restent déterminés à mener à bien la transition énergétique. Cet engagement se reflète dans l'injection de capitaux propres pour un montant total de €120 millions pour 2023. Cette hausse a été compensée par le versement de dividendes aux actionnaires.

Aspects opérationnels

En 2023, un volume net de 41,1 TWh a été prélevé sur le réseau de 50Hertz, soit une baisse de 7,6% par rapport à l'année précédente (44,5 TWh). Comme à l'accoutumée, 50Hertz a été exportateur net d'électricité, affichant des exportations nettes de 39,8 TWh (43,8 TWh en 2022) ; cela fait suite à des exportations de 62,1 TWh et à des importations de 22,3 TWh (respectivement 64,8 TWh et 21,0 TWh en 2022). En décembre, la charge maximale était de 7,9 GW (contre 8,0 GW l'année précédente).

Investissements

50Hertz a investi €1.685,9 millions en 2023, soit une hausse de 55,3% par rapport à l'année dernière, générant une augmentation de la RAB de +15,2% à €7,9 milliards (100% 50Hertz). Au total, €1.102,2 millions ont été investis dans des projets onshore, tandis que les investissements offshore ont totalisé €494,3 millions. En outre, €89,4 millions ont été consacrés à des projets informatiques.

Parmi les investissements onshore importants, citons la ligne de courant continu SuedOstLink (€289,7 millions), essentielle pour raccorder la production offshore croissante du nord de l'Allemagne aux centres de consommation dans le sud. De plus, l'accent a été particulièrement mis cette année sur le renforcement du réseau existant, avec la ligne aérienne de 380 kV entre Röhrsdorf et Remptendorf en tant que projet majeur, pour un coût de €137,3 millions. D'autres projets importants de renforcement impliquent les lignes aériennes dans le sud de la région d'Uckermark (€118,0 millions) et au nord d'Uckermark (€25,5 millions) ainsi que le tronçon de la ligne aérienne de 380 kV entre Pulgar et Vieselbach (€54,6 millions). D'autres projets notables pour consolider notre réseau onshore incluent la restructuration du poste Lauchstädt avec STATCOM et MSCDN (€44,7 millions), de même que la restructuration et le renforcement de la ligne aérienne entre Wolmirstedt et Güstrow (€44,4 millions).

En ce qui concerne les investissements offshore, l'accent est essentiellement mis sur le projet Ostwind 3 (€212,0 millions) ; la mise en service définitive du projet Ostwind 2 (€118,7 millions) est, quant à elle, imminente (prévue en 2024). En outre, la réalisation du raccordement du réseau pour le parc éolien offshore Gennaker progresse. L'investissement est de €110,7 millions.

2.1.C. Activités non régulées et NemoLink

Faits marquants

• Contribution positive de €12,1 millions, hors frais uniques de fusions et acquisitions pour l'acquisition d'une participation minoritaire dans energyRe Giga (-€11,9 millions). Finalisation fructueuse de la transaction début février 2024
• Solide performance de Nemo Link en 2023 bridée par son plafond cumulatif des revenus
• Hausse des coûts entraînée par le développement des activités offshore internationales
• Émission réussie de titres hybrides pour un montant de €500 millions combinée à une offre de rachat plafonnée sur ses titres hybrides existants

Chiffres clés

Activités non-régulées et Nemo Link Chiffres clés (en millions €)	2023	2022	Différence (%)
Total des produits et autres produits	69,0	44,7	54,4%
Entreprises mises en équivalence	27,3	37,1	(26,4%)
EBITDA	6,3	24,3	(74,1%)
EBIT	5,4	23,6	(77,1%)
Eléments ajustés	(11,9)	0,0	n.r.
EBIT ajusté	17,3	23,6	(26,7%)
Charges financières nettes	(5,0)	(8,8)	(43,2%)
Charge d'impôt sur le résultat	(0,2)	0,4	(150,0%)
Résultat de la période	0,2	15,2	(98,7%)
Dont attribuable au groupe Elia	(0,2)	15,2	(101,3%)
Eléments ajustés	(11,9)	0,0	n.r.
Résultat net ajusté	12,1	15,2	(20,4%)
Chiffres clés de la situation financière (en millions €)	2023	2022	Différence (%)
Total des actifs	1.844,9	1.946,5	(5,2%)
Total des capitaux propres	1.240,2	1.445,4	(14,2%)
Dette financière nette	469,6	260,1	80,5%

Voir le glossaire pour les définitions

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

Par rapport à 2022, le revenu non régulé a crû de 54,4% à €69,0 millions. Elia Grid International (« EGI ») a enregistré une forte progression de ses recettes (+€8,3 millions) en affectant efficacement son expertise reconnue dans le domaine de la consultance au secteur de l'énergie afin de soutenir les pays dans la poursuite de leurs objectifs de transition énergétique. Par ailleurs, le nombre de transactions intersegments entre, essentiellement, Elia Group SA, Elia Transmission Belgium et 50Hertz a augmenté. 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 €27,3 millions, une contribution presque entièrement attribuable à Nemo Link. Malgré les solides performances de Nemo Link en 2023, sa contribution au résultat global a diminué de €9,8 millions par rapport à l'année précédente. Cette baisse peut être

entièrement attribuée au fait que Nemo Link a atteint le plafond cumulatif pour l'évaluation quinquennale, tandis que le résultat de l'année précédente a encore bénéficié en partie d'une performance moindre pour les années 2019- 2021.

En 2023, les marchés européens et britanniques de l'électricité se sont apaisés après les tumultes en 2022. L'année a été marquée par un important flux d'énergie vers la Belgique résultant d'un approvisionnement en gaz plus favorable en Grande-Bretagne. Cette différence s'est toutefois estompée en raison des niveaux record atteints par les stocks de gaz de l'UE et de l'affaiblissement de la dépendance au gaz russe. Cette amélioration du scénario d'approvisionnement a fait drastiquement chuter les prix du gaz par rapport à 2022, réduisant les écarts de prix et les flux vers la Belgique. Les prix des émissions de carbone, impactant significativement les prix de l'énergie, ont également affiché une tendance à la baisse au Royaume-Uni par rapport à l'UE, réduisant encore plus les écarts de prix entre ces marchés. L'écart moyen de prix horaire sur le marché a de ce fait reculé de €41,3/MWh en 2022 à un niveau plus normal de €13,7/MWh en 2023. La disponibilité opérationnelle de l'interconnexion est restée élevée à 96,1% en 2023, malgré des travaux de maintenance plus lourds en raison des cinq premières années d'exploitation.

L'EBIT ajusté a chuté pour atteindre €17,3 millions (-€6,3 millions). Cette baisse s'explique principalement par une contribution plus faible de Nemo Link (-€9,8 millions), par la hausse des coûts chez WindGrid liée en particulier à la mise en place de WindGrid US (-€3,4 millions) et compensée en partie par la baisse des coûts au niveau de la holding (+€1,7 million). De plus, l'EBIT ajusté a été influencé négativement par des coûts plus élevés pour re.alto (- €0,4 million). Sous l'effet de la hausse des produits d'exploitation, la contribution d'EGI a augmenté (+€4,8 millions), alors que les autres coûts non régulés ont diminué (+€0,8 million). Compte tenu des coûts ponctuels liés à l'acquisition d'une participation minoritaire dans energyRe Giga (€11,9 millions), EBIT totalise €5,4 millions.

Les charges financières nettes ont diminué pour s'établir à €5,0 millions, consistant pour l'essentiel en des charges d'intérêt liées à l'obligation senior (€5,2 millions), des charges liées au placement privé de Nemo Link (€2,6 millions) et d'autres charges financières liées à Elia Group SA, sous l'effet principalement des coûts de financement en lien avec l'injection de capitaux propres dans Eurogrid GmbH. Ces charges ont été partiellement compensées par des revenus d'intérêt provenant pour l'essentiel de dépôts en espèces (+€4,3 millions) bénéficiant de la hausse des taux d'intérêt et de l'amélioration de la position de liquidité du Groupe imputable à l'augmentation de capital réalisée l'an dernier. Au cours de l'année 2023, le Groupe est parvenu à refinancer ses €700 millions de titres hybrides en utilisant des liquidités et en émettant un nouveau titre hybride de €500 millions ainsi qu'une offre de rachat plafonnée sur ses titres hybrides en circulation. Tous les coûts liés à cette transaction sont directement comptabilisés en capitaux propres en vertu des normes IFRS.

Le résultat net ajusté a diminué de -20,4% pour atteindre €12,1 millions, principalement en raison des éléments suivants :

• 1. Diminution de la contribution de Nemo Link (-€9,6 millions).
• 2. Hausse des charges liées au développement des activités offshore internationales de WindGrid (-€3,2 millions).

• 3. Perte moindre pour la holding (+€5,3 millions) sous l'effet principalement d'une augmentation des produits d'intérêt sur les dépôts en espèces et d'une baisse des coûts liés au développement de l'activité, les coûts liés à energyRe Giga étant présentés comme un élément ajusté.
• 4. Contribution plus importante d'EGI (+€4,0 millions).
• 5. Autres éléments (+€0,4 million) impactés essentiellement par une baisse des autres coûts non régulés (+€0,2 million), des coûts financiers chez Eurogrid International (+€0,7 million), en partie compensés par une hausse des coûts pour re.alto (-€0,4 million).

Le total des actifs a diminué de 5,2% pour s'établir à €1.844,9 millions (-€101,6 millions), le refinancement des titres hybrides ayant été en partie financé à partir de liquidités existantes à la suite de l'augmentation de capital réalisée l'année dernière, tandis que le dividende distribué aux actionnaires (-€140,4 millions) a été couvert par le produit du dividende des filiales. En outre, le Groupe a augmenté sa participation dans Eurogrid GmbH en prélevant €100 millions de ses facilités de crédit renouvelables. Ceci a également entraîné une augmentation de la dette financière nette, de €209,4 millions à €469,6 millions.

Enfin, dans le cadre de l'investissement dans energyRe Giga, Elia Group SA a obtenu un crédit-pont de €400 millions, sur lequel aucun prélèvement n'avait été effectué à la fin de l'année. Elia Group dispose également de facilités de crédit renouvelables inutilisées s'élevant à €55 millions, tandis que les billets de trésorerie d'une valeur de €35 millions restent totalement inutilisés.

2.2 Réconciliation par segment

Résultats consolidés (en millions €) − période se terminant le 31 Décembre	2023	2023	2023	2023	2023
	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	1.276,3	2.553,0	18,5	(5,3)	3.842,6
Autres produits	57,2	175,3	50,5	(72,3)	210,7
Produits (charges) nets régulatoires	50,4	(150,1)	0,0	0,0	(99,7)
Amortissements et réductions de valeurs, variation des provisions	(219,8)	(332,2)	(0,9)	0,0	(552,9)
Résultat des activités opérationnelles	287,6	378,7	(22,0)	(0,1)	644,2
Quote-part du résultat dans les entreprises mises en équivalence, nette d'impôt	2,8	0,0	27,3	0,0	30,2
Résultat avant intérêts et impôts (EBIT)	290,5	378,7	5,4	(0,1)	674,4
Résultat avant amortissements, réductions de valeur, intérêts et impôts (EBITDA)	510,2	710,9	6,3	(0,1)	1.227,3
Produits financiers	19,2	37,5	4,9	(0,0)	61,6
Charges financières	(73,9)	(97,3)	(9,8)	0,1	(181,0)
Charge d'impôt sur le résultat	(54,9)	(100,4)	(0,2)	0,0	(155,5)
Résultat de la période attribuable aux propriétaires de la société	180,9	174,8	(0,2)	0,0	355,4
Etat consolidé de la situation financière (en millions €)	31.12.2023	31.12.2023	31.12.2023	31.12.2023	31.12.2023
Total des actifs	8.277,8	10.086,6	1.844,9	(819,2)	19.390,1
Dépenses d'investissements	747,5	1.728,1	1.1	0,0	2.476,7
Dette financière nette	3.479,1	4.693,3	469,6	0,0	8.641,9

3. Perspectives et autres informations⁶

En ce début d'année 2024, nous amorçons une nouvelle période tarifaire, à la fois pour la Belgique et l'Allemagne, avec des durées respectives de 4 et 5 ans. En Belgique, les discussions régulatoires sont bouclées, et les changements apportés à la méthodologie ratifiés. Le cadre nouvellement approuvé reflète davantage les conditions de marché actuelles, la partie rémunération des fonds propres étant amenée à fluctuer dans le sillage de l'OLO belge à 10 ans, avec toutefois un plancher prédéterminé. Cela signifie néanmoins que nous pourrions prévoir une plus grande variabilité dans nos résultats. À la suite de l'amendement de la loi sur le secteur de l'énergie (EnWG) et de la nouvelle autorité de détermination associée de la BNetzA, le régulateur a à présent entamé un dialogue avec le secteur concernant la suite des évolutions du cadre régulatoire. La BNetzA s'efforce de simplifier le cadre existant, de réduire la bureaucratie, d'accélérer le refinancement des coûts, tout en veillant à conserver la fiabilité du cadre. Le dialogue avec le secteur, prévu pour 2024, permettra notamment d'examiner les possibilités d'écourter les périodes tarifaires. Nous nous engageons à participer activement à ce processus afin de mettre au point un cadre régulatoire adapté aux enjeux actuels. Des décisions anticipées de la BNetzA sont attendues en 2025.

Une importante dynamique est en train de se mettre en place au niveau européen pour accélérer le processus de la transition énergétique. Ceci a poussé l'Allemagne à se fixer un objectif ambitieux : celui d'atteindre la neutralité climatique d'ici 2045, à l'origine de notre plan d'investissement de €20,7 milliards pour la période 2024-2028. L'accélération des procédures d'obtention de permis nous conforte dans l'idée que la réalisation d'un plan aussi ambitieux est en bonne voie de finalisation. Toutefois, une accélération de ce type n'est pas encore observable en Belgique, où nous prévoyons d'investir €9,4 milliards pour la période 2024-2028. Nous continuons à espérer que les gouvernements locaux et le gouvernement fédéral prendront les mesures nécessaires pour veiller à ce que l'infrastructure de réseau ne fasse pas obstacle à la transition énergétique.

En parallèle, nous sommes confrontés à un marché des fournisseurs qui continue à nous mettre sérieusement au défi. Nous avons entrepris une série d'initiatives stratégiques destinées à atténuer ces défis et à garantir la stabilité de la chaîne d'approvisionnement. Parmi ces initiatives, nous nous efforçons de renforcer les relations avec les fournisseurs existants, à explorer de nouveaux partenariats potentiels et à tirer parti des technologies innovantes pour accroître l'efficacité et réduire les coûts. Eu égard à ces enjeux, nous développons activement des contratscadres supplémentaires en vue de préserver nos opérations et réaffirmons notre engagement à la réussite de la mise en œuvre de la transition énergétique.

Nous sommes déterminés à maintenir notre présence sur les marchés obligataires et à les utiliser pour soutenir notre plan d'investissement. L'accueil positif réservé à nos récentes émissions vertes, par ETB et Eurogrid GmbH au début de l'année, nous donne confiance. En outre, notre stratégie consiste à élargir nos sources de financement et à renforcer nos liquidités, comme le montre l'augmentation des facilités de crédit renouvelables d'ETB et d'Eurogrid

⁶ Les déclarations ci-dessous sont de nature prospective ; il est possible que les résultats futurs s'en écartent sensiblement.

GmbH au cours du premier trimestre de l'année. Cette diversification nous apportera l'agilité et les ressources nécessaires pour saisir les opportunités et faire face efficacement à l'évolution des conditions du marché.

Forts de notre capacité à évoluer et à nous adapter, nous avons confiance en notre aptitude à créer de la valeur pour nos parties prenantes tout en garantissant la viabilité de nos activités sur le long terme.

Prévisions financières pour 2024

Pour 2024, Elia Group prévoit que le résultat net attribuable à Elia Group oscillera entre €335 millions et €385 millions – ce qui laisse penser que le rendement ajusté des capitaux propres (RoE aj.⁷ ) sera compris entre 7% et 8%.

• En Belgique, nous visons un résultat net compris entre €200 millions et €230 millions, compte tenu d'un OLO belge à 10 ans d'environ 3,3% pour l'année, alors que nous envisageons également d'investir près de €1,4 milliard en 2024. La réalisation de ce programme d'investissement est toujours sujette à certains risques externes.
• En Allemagne (100%), nous visons un résultat net situé dans une fourchette entre €245 millions et €275 millions, compte tenu d'un taux de base de 2,79% pour le rendement régulatoire des capitaux propres tel que proposé par la BNetzA, alors que nous envisageons également d'investir près de €3,3 milliards en 2024. La réalisation de ce programme d'investissement est toujours sujette à certains risques externes.
• Le segment non régulé & 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, devrait entraîner une perte au niveau du résultat du Groupe à concurrence d'un montant situé entre -€35 millions et -€45 millions. Sous réserve de la disponibilité de l'interconnexion, Nemo Link devrait contribuer à hauteur d'environ €25 millions au résultat financier. Les activités opérationnelles de la holding, d'autres activités non régulées (comme EGI et re.alto), le développement de WindGrid ainsi que les coûts de financement d'energyRe Giga Projects, risquent d'entraîner une perte comprise entre -€40 millions et -€45 millions. Le Groupe utilisera la marge de manœuvre dont il dispose au niveau du bilan en 2024 pour financer sa contribution au plan d'investissement d'Eurogrid, ce qui entraînera des coûts de financement d'environ -€20 millions à -€25 millions pour la dette existante et la nouvelle dette, selon l'évolution des taux d'intérêt.

La prévision ne tient pas compte d'éventuelles transactions de fusion et acquisition.

⁷ 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).

4. Éléments d'ajustement – tableau de réconciliation

Elia Transmission	50 Hertz Transmission		Activités non- Ecritures	Elia Group
			(11,9)	0,0	(11,9)
			(11,9)	0,0	(11,9)
			0.0	0.0	0,0
			(11,9)	0,0	(11,9)
Elia Transmission	50 Hertz Transmission
					0,0
					0,0 CO
		0,0 0,0 0.0 0,0 0.0 0,0 00	0,0 0,0 0.0 0,0 0.0 0.0 C	regulees et Nemo Link régulées et Nemo Link 0.0 0,0	consolidation Activités non- Ecritures Elia Group consolidation 0.0 0.0 C CO

5. Calendrier financier

Publication des résultats de l'exercice 2023	6 mars 2024
Publication du rapport annuel 2023	19 avril 2024
Assemblée générale des actionnaires	21 mai 2024
Déclaration intermédiaire T1 2024	22 mai 2024
Date ex-dividende	30 mai 2024
Date de clôture des registres	31 mai 2024
Paiement du dividende pour 2023	1 juin 2024
Publication des résultats semestriels 2024	24 juillet 2024
Déclaration intermédiaire T3 2024	29 novembre 2024

6. Rapport d'examen du collège des commissaires sur les états financiers consolidés 2023

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. Michaël Delbeke, 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
• Elia Group tiendra une téléconférence à l'attention des investisseurs et analystes institutionnels aujourd'hui (le 6 mars 2024) à 10h00 CET.
• Rapport annuel 2022

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, 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	2023
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activities non Ecritures de Nemo Link	régulées etconsolidation & transactions entre segments	Elia Group Total
Résultat des activités operationnelles	287,6	378.7	(22,0)	(0,1)	644.2
Quote-part du résultat dans les entreprises mises en équivalence (nette d'impôt)	2,8	0.0	27,3	0.0	30,2
EBIT	290,5	378.7	5,4	(0,1)	674,4
Déduis:
Coûts de transaction (acquisition d'EnergyRe Giga - US)	0.0	0.0	(11,9)	0,0	(11,9)
EBIT ajustė	290,5	378.7	17,3	(0,1)	686,3

(en millions €) - période se terminant le 31 décembre	2022
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activities non	Ecritures de régulées etconsolidation & Nemo Link transactions entre segments	Elia Group Total
Résultat des activités operationnelles	259,6	314.1	(13.6)	(0,3)	559.8
Quote-part du résultat dans les entreprises mises en équivalence (nette d'impot)	2,4	0.0	37.1	0.0	39,5
EBIT	262,0	314,1	23,6	(0,3)	599,4
Déduis:
EBli ajustë	262,0	314.1	23,6	(0,3)	599,4

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	2023
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activities non regulees et Nemo Link	Elia Group Total
Bénéfice de la période	180,9	218,5	0,2	399,5
Déduis:
Couts de transaction (acquisition d'EnergyRe Giga - US)	0.0	0.0	(11,9)	(11,9)
Impôt lié	0,0	0.0	0.0	0.0
Bénéfice net ajusté	180.9	218.5	12,1	411.4

(en millions €) - période se terminant le 31 décembre	Elia Transmission	2022 50Hertz Transmission	Activities non Elia Group régulées et Total Nemo Link
Bénéfice de la période	156,9	236,1	15,2	408,2
Déduis:
Bénéfice net ajuste	156.9	236,1	15.2	408.2

Dépenses d'investissement (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	2023
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Nemo Link	Activities non Ecritures de régulées etconsolidation & transactions entre segments	Elia Group Total
Résultat des activités opérationnelles	287,6	378,7	(22,0)	(0,1)	644,2
Quote-part du résultat dans les entreprises mises en équivalence (nette d'impot)	2.8	0.0	27,3	0.0	30.2
국311	290,5	378,7	5,4	(0,1)	674,4
(en millions €) - période se terminant le 31 décembre			2022
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activities non Nemo Link	Ecritures de régulées & 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'impot)	2.4	0.0	37,1	0,0	39.5
EBIT	262,0	314.1	23.6	(0,3)	599.4

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. L'EBITDA exclut le coût d'investissements en capital comme les immobilisations corporelles.

(en millions €) - période se terminant le 31 décembre	2023
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activities non Ecritures de Nemo Link	régulées etconsolidation & transactions entre segments	Elia Group Total
Résultat des activités opérationnelles	287.6	378.7	(22,0)	(0,1)	644.2
Ajoute:
Amortissements et réductions de valeurs	224,4	332.2	0.9	0.0	557,5
Variation des provisions	(4,6)	(0,0)	0.0	0.0	(4,6)
Quote-part du résultat dans les entreprises mises en équivalence (nette d'impôt)	2,8	0.0	27,3	0	30,164
EBITDA	510,2	710,9	6,3	(0,1)	1.227,3

(en millions €) - période se terminant le 31 décembre	2022
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activities non	Ecritures de régulées etconsolidation & Nemo Link 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	0.0	39.5
EBITDA	476,4	611,5	24,3	(0,3)	1.111,8

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 2023	31 décembre 2022
Capitaux propres	5.517,3	5.756,4
Déduis:
Intérêts minoritaires	428,8	436,7
Capitaux propres attribuables aux propriétaires de la Société	5.088,5	5.319,6

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			2023
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activities non Ecritures de Elia Group Total régulees et consolidation & Nemo Link transactions entre segments
Flux de trésorerie nets liés aux activités opérationnelles	324.9	(1.823,1)	(11,2)	(0.0)	(1.509.4)
Déduis:
Trésorerie nette utilisée par les activités d'investissement	724.7	1.580.6	(163.2)	144.9	2.287.1
Cash flow libre	(399,8)	(3.403,7)	152.0	(144.9)	(3.796,5)

(en millions €) - periode se terminant le 31 décembre	2022
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activities non Ecritures de Elia Group Total régulées et consolidation & Nemo Link transactions entre 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)

Charges financières nettes

Les charges financières nettes représentent le résultat financier net (charges financières plus produits financiers) de l'entreprise.

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 decembre 2023				31 décembre 2022
	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activities non regulees et Nemo Link	Elia Group Total	Elia Transmission	50Hertz Transmission	Activities non regulees et Nemo Link	Elia Group Total
Passifs non-courants:
Emprunts et dettes financières	3.394.2	5.395,9	464.7	9.254.8	3.408.2	3.834.4	473,0	7.715.6
Ajoute:
Passifs courants:
Emprunts et dettes financières	583.1	58.8	113.4	755,2	65.2	789.2	12.8	867,2
Déduis:
Actifs courants:
Trésorerie et équivalents de trésorerie	498.2	761.4	108.5	1.368.1	557.2	3.368.3	225.7	4.151.2
Dette financière nette	3.479,1	4.693,3	469,6	8.641.9	2.916,2	1.255,3	260.1	4.431.6
Mécanismes EEG et assimilés - surplus		352,6		352,6		2.936,0		2.936.0
Mécanismes EEG et assimilés - déficit
Dette financiere nette, hors mecanismes EEG et assimilés	3.479.1	5.045.9	469.6	8.994.5	2.916,2	4.191.3	260.1	7.367,6

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 les 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, de même que les subsides en capital reçu 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 en fonction de la valeur des futurs contrats (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 futurs contrats 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 décembre	2023	2022
Résultat de la période	399.5	408.2
Déduis:
Résultat global total attribuable aux propriétaires de titres hybride	31.0	19.2
Résultat global total attribuable aux intérêts minoritaires	44.1	47.2
Resultat global total attribuable aux propriétaires d'actions ordinaires (A)	324.4	341,8
Divise par:
Capitaux propres attribuables aux actions ordinaires	4.572.6	4.618.3
Déduis:
Réserves de couverture liés aux pertes de réseau futures (50Hertz)	-125.9	72.7
Capitaux propres ajustés attribuables aux actions ordinaires (B)	4.698,5	4.545.6
Rendement des capitaux propres (ajust.) (%) = (A) / (B)	6,91%	7,52%

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'intérêt 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, à l'exclusion des actions propres détenues par la société.

(en millions €) - période se terminant le 31 décembre	2023	2022
Capitaux propres attribuables aux actions ordinaires	4.572.601.496.6	4.618.266.556.4
Divise par:
Nombre d'actions en circulation	73.499.744	73.502.359
Capitaux propres attribuables aux détenteurs d'actions ordinaires (par action)	62.2	62.8

Résultat 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), hors actions propres.

(en millions €) - periode se terminant le 31 décembre	2023	2022
Résultat de la période attribuable aux propriétaires d'actions ordinaires	324.5	341,7
Divise par:
Nombre moyen pondéré d'actions	73.499.387	71.142.846
Résultat par action (en €) (part Elia)	4.41	4.80

À propos d'Elia Group

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 19.349 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

For further information, please contact:

Investor Relations

Yannick Dekoninck | M +32 478 90 13 16 | investor.relations@elia.be Stéphanie Luyten | M +32 467 05 44 95 | investor.relations@elia.be Corporate Communication Marleen Vanhecke | M +32 486 49 01 09 | marleen.vanhecke@elia.be

Elia Group SA/NV

Boulevard de l'Empereur 20 | Keizerslaan 20 | 1000 Brussels | Belgium

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 NV/SA, Elia Asset NV/SA, Elia Engineering NV/SA, Elia Re SA, HGRT SAS et Coreso NV/SA, dont les activités sont directement liées au rôle de gestionnaire de réseau de transport d'électricité en Belgique et soumises au cadre régulatoire applicable en Belgique.
• 50Hertz Transmission (Allemagne), englobant les activités basées sur le cadre régulatoire allemand : Eurogrid GmbH, 50Hertz Transmission GmbH, 50Hertz Offshore GmbH et 50Hertz Connectors 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 Nemo Link Ltd 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 (WindGrid NV/SA, WindGrid USA Holding LCC et WindGrid USA LCC), fondée en 2022, a été constituée pour gérer la hausse attendue des investissements dans la production d'énergie renouvelable et l'expansion du réseau offshore.

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 résultats consolidé

(en millions €) - Période se termine le 31 décembre	2023	2022
Revenus	3.842.6	3.616,0
Approvisionnement et marchandises	(17,2)	(69.7)
Autres produits	210,7	259,6
Produits (charges) nets régulatoirs	(99,7)	237,7
Services et biens divers	(2.278,3)	(2.554,7)
Frais de personnel et pensions	(414,5)	(372,1)
Amortissements et réductions de valeurs	(557,5)	(513,7)
Variation des provisions	4.6	1.3
Autres charges	(46,4)	(44,4)
Résultat des activités opérationnelles	644.2	559.8
Quote-part du résultat dans les entreprises mises en équivalence (nette d'impôt)	30.2	39,5
Résultat avant intérêts et impôts (EBIT)	674,4	599,4
Résultat financier net	(119,3)	(43,6)
Produits financiers	61.6	75,4
Charges financières	(181,0)	(119,0)
Résultat avant impôt	555,0	555,7
Charge d'impôt sur le résultat	(155,5)	(147,5)
Résultat de la période	399.5	408,2
Résultat global total attribuable aux:
Propriétaires de la société - propriétaires d'actions ordinaires	324,5	341.7
Propriétaires de la société - propriétaires de titres hybrides	31,0	19,3
Intérêts minoritaires	44.1	47,2
Résultat de la période	399.5	408,2
Résultat par action (en €)
Résultat de base par action	4.41	4,80
Résultat dilué par action	4,41	4,80

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 résultats consolidé et autres éléments du résultat global

(en millions €) - Période se termine le 31 décembre	2023	2022
Résultat de la période	399.5	408.2
Autres éléments du résultat global
Eléments qui peuvent être reclassés subséquemment au c
Partie efficace de la variation de juste valeur des couvertures tresorerie	(380,1)	(160.1)
Différences de change suite à la conversion des activités étrangères	0.0	0.0
Impôt lié	112.7	50,4
Eléments qui ne seront pas reclassés ultérieurement en résultat :
Profits (pertes) actuariels des régimes à prestations définies	(6,5)	16,3
Partie efficace de la variation de la juste valeur des investissements	0.0	32.8
Impôt lié	1,8	(4,9)
Autres éléments du résultat global pour la période, nets d'impôt	(272,2)	(65,6)
Résultat global de la période	127,3	342,6
Résultat global total attribuable aux:
Propriétaires de la société - propriétaires d'actions ordinaires	102.3	299,0
Propriétaires de la société - propriétaires de titres hybrides	31.0	19,3
Intérêts minoritaires	(5,9)	24,4
Résultat global total de la période	127,3	342,6

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.

État consolidé de la situation financière

(en millions €) - En date du	31 décembre 2023	31 décembre 2022
ACTIFS
ACTIFS NON-COURANTS	16.820,2	14.941,9
Immobilisations corporelles	13.648,7	11.844,7
Goodwill	2.411,1	2.411,1
Immobilisations incorporelles	313,2	210,5
Entreprises mises en équivalence	269,1	261,2
Autres actifs financiers	121,0	117,2
Créances clients et autres débiteurs à longue terme	55,0	95,5
Actifs d'impôt différé	2,1	1,7
ACTIFS COURANTS	2.570,0	5.652,4
Stocks	42,7	21,6
Créances clients et autres débiteurs	1.066,2	1.206,2
Créance d'impôt courant	64,4	28,6
Autres actifs financiers	7,2	219,7
Trésorerie et équivalents de trésorerie	1.368,1	4.151,2
Charges à reporter et produits acquis	21,4	25,1
Total des actifs	19.390,1	20.594,3
PASSIFS
CAPITAUX PROPRES	5.517,3	5.756,4
Capitaux propres attribuables aux propriétaires de la	5.088,5	5.319,6
Capitaux propres attribuables aux actions ordina	4.572,6	4.618,3
Capital social	1.823,3	1.823,1
Primes d'émission	739,1	738,6
Réserves	180,3	173,0
Réserves de couverture (hedging)	(98,6)	119,2
Propres actions	(2,4)	(1,8)
Résultat non distribué	1.930,9	1.766,2
Capitaux propres attribuables aux titres hybrides	515,9	701,4
Intérêts minoritaires	428,8	436,7
PASSIFS NON-COURANTS	10.034,8	8.548,0
Emprunts et dettes financières	9.254,8	7.715,6
Avantages du personnel	87,1	75,0
Provisions	165,9	146,2
Passifs d'impôt différé	146,9	223,7
Autres dettes	380,2	387,6
PASSIFS COURANTS	3.837,8	6.289,8
Emprunts et dettes financières	755,2	867,2
Provisions	8,4	8,6
Dettes fournisseurs et autres créditeurs	2.149,4	4.804.2
Passifs d'impôt courant	5,3	26,6
Autres dettes	217,4	0,0
Charges à imputer et produits à reporter	702.2	583,3
Total des capitaux propres et passifs	19 390 1	20 594 3

État consolidé des variations des capitaux propres

(en millions €) - Période se terminant le 31 décembre	Capital souscrit	Primes d'émission	couverture (hedging) Réserves de	Réserves	Actions propres	Résultat non distribué	période attribuable propriétaires Résultat de la actions normales des aux	aux hybrid Capitaux propres securities attribuable	la Capitaux propres aux de propriétaires société attribuable	Intérêts minoritaires	Total des capitaux propres
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 Communis des proprietanes et aismouns aux
nronriataire 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 (paiement)						(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 proprietaires	113,8	475,7	0,0	0,0	(1,0)	(139,2)	449,4	0,0	449,4	26,0	475,4
Solde au 31 Décembre 2022	1.823,1	738,6	119,2	173,0	(1,8)	1.766,2	4.618,3	701,4	5.319,7	436,7	5.756,4
Solde au 1 janvier 2023	1.823,1	738,6	119,2	173,0	(1,8)	1.766,2	4.618,3	701,4	5.319,7	436,7	5.756,4
Résultat de la période						355,4	355,4		355,4	44,1	399,5
Autres éléments du résultat global			-217,8			-4,3	-222,1		-222,1	50,0	-272.2
Résultat global de la periode			-217,8			351,1	133,3		133,3	-5,9	127,4
Transactions avec les propriétaires comptabilisées Contributions des propriétaires et distributions aux
Emission d'actions ordinaires	0,1	0,5					0,6		0,6		0,6
Coûts d'émission des actions	(0,0)						(0,0)		(0,0)		(0,0)
Frais d'émission d'actions ordinaires	0,1						0,1		0,1		0,1
Emission/(remboursement) de titres hybrides								(200,0)	(200,0)		(200,0)
Titre hybrides: set-up fee & agio						(3,3)	(3,3)		(3,3)		(3,3)
Répartition sur des titres hybrides						(14,5)	(14,5)	14,5	0,0		0,0
Répartition sur des titres hybrides						(16,4)	(16,4)		(16,4)		(16,4)
Impôts sur répartition sur des titres hybrides						(3,6)	(3,6)		(3,6)		(3,6)
Acquisition des actions propres					(0,5)		(0,5)		(0,5)		(0,5)
Dividendes aux intérêts minoritaires										(26,0)	(26,0)
Dividendes						(140,4)	(140,4)		(140,4)		(140,4)
Autres		0,0		7,3		(8,1)	(0,8)		(0,8)	24,0	23,2
Total des transactions avec les propriétaires	0,2	0,5	0,0	7,3	(0,5)	(186,4)	(178,9)	(185,5)	(364,4)	(2,0)	(366,4)
Solde au 31 Decembre 2023	1.823,3	739,1	(98,6)	180,3	(2,4)	1.930,9	4.572,7	515,9	5.088,6	428,7	5.517,3

État consolidé des flux de trésorerie

Flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles 399,5 408,2 Résultat de la période Ajustements pour: Résultat financier net 119.3 43,6 Autres éléments sans effets sur la trésorerie 3,9 0,5 Charges d'impôt 121,9 112,1 Quote-part dans le résultat des entreprises mises en équivalence (nette d'impôt) (30,2) (39,5) Amortissement des immobilisations corporelles et incorporelles 557,4 513,7 Perte / produit de la vente d'immobilisations corporelles et incorporelles 16,5 (6,3) Pertes de valeurs d'actifs courants 4,7 0,8 Variations des provisions (10,5) (5,9) 35,4 33,6 Variations des impots différés Variation des actifs financiers évalués à leur juste valeur par résultat (0,2) 0,0 1.217,2 Flux de trésorerie liés aux activités opérationnelles 1.061,4 Variations des stocks (21,5) (0,3) Variations de créances clients et autres débiteurs 159,8 (314,7) Variations des autres actifs courants 6,6 (3,7) Variations des dettes fournisseurs et autres créditeurs (2.805,4) 1.188,1 Variations des autres dettes courantes (243,1) 180,5 Variations du fond de roulement (2.480,1) 626,3 Intérêts payés (149,3) (133,1) Intérêts reçus 62,0 5,1 Impôt sur le résultat payé (159,2) (129,2) (1.509,4) 1.431,2 Trésorerie nette liée aux activités opérationnelles Flux de trésorerie liés aux activités d'investissement Acquisition d'immobilisations incorporelles (134,3) (115,7) Acquisition d'immobilisations corporelles (2.179,5) (1.455,4) Produits de cession d'immobilisations corporelles 3,3 27,5 Produits suite à la diminution de capital au sein d'entreprises mises en équivalence 53.8 0,0 Dividende reçu 35,4 23,4 (2.287,1) (1.454,4) Trésorerie nette utilisée par les activités d'investissement Flux de trésorerie liés aux activités de financement Produits de l'émission d'actions 0,6 595,1 Produits de l'émission d'actions - NC 24,0 50,0 Coûts liés à l'émission d'actions 0,0 (7,3) Produits de l'émission de titres hybrides 500,0 0,0 Remboursements de titres hybrides (700,0) 0,0 Coûts liés à l'émission d'actions (3,3) 0,0 Rachat des action propres (1,0) (0,9) Dividende payé (120,3) (140,4) Dividend hybride payé (16,4) (19,3) Dividendes aux intérêts minoritaires (26.0) (24,0) Remboursements d'emprunts (787,1) (95,8) 2.162,9 747,4 Produits de reprise des emprunts 1.013,4 1.125,0 Trésorerie nette liée aux (utilisée par les) activités de financement 1.101,8 Augmentation (diminution) de trésorerie et équivalents de trésorerie (2.183,1) Trésorerie et équivalents de trésorerie au 1er janvier 4.151,2 3.049,5 Trésorerie et équivalents de trésorerie au 31 décembre 1.368,1 4.151,2 (2.783,1) 1.101,8 Variations nettes dans la trésorerie et les équivalents de trésorerie	(en millions €) - période se terminant le 31 décembre	2023	2022

Notes

Informations générales

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

Elia Group est actif dans le transport d'électricité. Nous veillons à chaque instant à l'équilibre entre production et consommation, en fournissant de l'électricité à 30 millions d'utilisateurs finaux. Nous gérons 19.349 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, Elia Group 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, Elia Group 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 2023 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 normes internationales d'information financière (IFRS), qui ont été adoptées par l'Union européenne.

Les états financiers consolidés résumés ne contiennent pas tous les avis et informations requis dans le cadre d'un ensemble complet d'états financiers IFRS et doivent être lus en parallèle avec les derniers états financiers consolidés

annuels du Groupe pour l'exercice clôturé le 31 décembre 2023. Toutefois, des notes explicatives sélectionnées commentent les événements et transactions qui jouent un rôle significatif dans la compréhension de l'évolution de la position et de la performance du Groupe depuis les derniers états financiers consolidés.

Les méthodes comptables n'ont subi aucun changement pour le Groupe par rapport au rapport annuel 2022. Nous renvoyons à ce rapport annuel pour une description détaillée des traitements comptables.

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, avec effet au 1er janvier 2023, peuvent être résumées comme suit :

• IFRS 17 Contrats d'assurance ;
• Amendements à IFRS 17 Contrats d'assurance : Première application d'IFRS 17 et d'IFRS 9 Informations comparatives ;
• Amendements à IAS 1 Présentation des états financiers et à l'énoncé de pratiques en IFRS 2 : Informations à fournir sur les méthodes comptables ;
• Amendements à IAS 8 Méthodes comptables, changements d'estimations comptables et erreurs : Définition d'estimations comptables ;
• Amendements à IAS 12 Impôts sur le résultat : Impôts différés relatifs à des actifs et passifs résultant d'une même transaction ;
• Amendements à IAS 12 Impôts sur le résultat : Réforme fiscale internationale Règles du deuxième pilier du modèle (effectives immédiatement mais pas encore adoptées au sein de l'UE – informations requises pour les exercices commençant à compter du 1er janvier 2023).

Ces normes nouvelles, revues ou amendées n'ont pas eu d'impact significatif sur les états financiers consolidés du Groupe.

c. Normes publiées, mais pas encore en vigueur

Les normes et interprétations suivantes ont été publiées, mais ne s'appliquent pas encore pour la période annuelle commençant le 1er janvier 2023 et ne devraient pas avoir un impact significatif pour le Groupe ; elles ne sont par conséquent pas exposées en détail :

• Amendements à IAS 1 Présentation des états financiers : Classement des passifs en tant que passifs courants et non courants assortis de conventions (applicables aux exercices commençant à compter du 1er janvier 2024, mais pas encore adoptés au sein de l'UE) ;

• Amendements à IFRS 16 Contrats de location : Passif Locatif dans une Transaction de cession-bail (applicable aux exercices commençant à compter du 1er janvier 2024, mais pas encore adoptés au sein de l'UE) ;
• Amendements à IAS 7 État des flux de trésorerie, et à IFRS 7 Instruments financiers : Informations à fournir : Ententes de financement de fournisseurs (applicables aux exercices commençant à compter du 1er janvier 2024, mais pas encore adoptés au sein de l'UE).
• Amendements à IAS 21 Effets des variations des cours des monnaies étrangères : Absence d'échangeabilité (applicable pour les périodes annuelles commençant le ou après le 1er janvier 2025, mais pas encore approuvé dans l'UE).

Utilisation de projections et d'appréciations

Les états financiers consolidés résumés pour l'ensemble de l'année 2023 ont été préparés sur la base d'estimations et d'appréciations, comme indiqué dans la Note 2.5 accompagnant les états financiers consolidés annuels du Groupe au 31 décembre 2023.

L'évolution de la conjoncture économique et financière, liée en particulier à la forte volatilité des marchés des matières premières et à la guerre en Ukraine, a poussé le Groupe à renforcer ses procédures de contrôle des risques, principalement en mesurant les instruments financiers, en évaluant les risques de marché ainsi que les risques de contrepartie et de liquidité. Les projections utilisées par le Groupe, entre autres, pour tester les dépréciations et mesurer les provisions tiennent compte de cet environnement et de la forte volatilité du marché.

Filiales, joint-ventures et sociétés liées

a. Structure du Groupe

Pour les traitements comptables relatifs aux « Regroupements d'entreprises et goodwill », nous renvoyons à la note 3.1 des états financiers consolidés annuels du Groupe au 31 décembre 2023.

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

Namo	Country of establishment	Headquarters	Stako %
			2078	2022
Filiales
Elia Transmission Belgium SA	Belgique	Bd de l'Empereur 20, 1000 Bruxelles	ಡಿಡಿ ಡಿಡಿ	විට ඔහු
Elia Asset SA	Belgique	Bd de l'Empereur 20, 1000 Bruxelles	යිටි විශ්‍ර	විට පිහිට
Elia Engineering SA	Belgique	Bd de l'Empereur 20, 1000 Bruxelles	100.00	100.00
Elia Re SA	Luxembourg	Rue de Meri 65, 2146 Luxembourg	100,00	100,00
Elia Grid International SA	Belgique	Bd de l'Empereur 20, 1000 Bruxelles	80.00	000000
Elia Grid International GmBH	Allemagne	Heidestraße 2a, 12435 Berlin	90,00	000000
Elia Grid International LLC	Arable Saoudite	Al Akaria Plaza Olaya Street, Al Olaya Riyadh 11622
			00'00	00'00'00
Elia Grid International Inc.	Canada	1500-850 2 ST SW, T2POR8 Calgary	90.00	000000
Eurogrid International SA	Belgique	Bd de l'Empereur 20, 1000 Bruxelles	100,00	100,00
Eurogrid GmbH	Allemagne	Heidestraße 2, 10557 Berlin	80.00 00.000	00,000
50Hertz Transmission GmbH	Allemagne	Heidestraße 2, 10557 Berlin		000000
50Hertz Offshore GmbH	Allemagne	Heidestraße 2, 10557 Berlin	000000	00000
50Hertz Connectors GmbH	Allemagne	Heidestraße 2, 10557 Berlin	80,00	0,00
Re.Alto-Energy SARL	Belgidue	Bd de l'Empereur 20, 1000 Bruxeiles	100.00	100,00
Re Alto-Energy GmbH	Allemagne	Ratingstraße 9, 40213 Dusseldorf	100,00	100,00
WindGrid SA	Belgique	Bd de l'Empereur 20, 1000 Bruxelles	100,00	100,00
WindGrid USA Holding LCC	Etats-Unis d'Amerique	1209 Orange Street, Wilmington, New Castle County, Delaware 19801	100,00	0,00
WindGrid USA LLC	Elats-Unis d'Amerique	1209 Orange Street, Wilmington, New Castle County, Delaware 19801	100.00	0.00
Participations comptabilisées selon la méthode mise en équivalence - Joint ventures
Nemo Link Ltd.	Royaume-Uni	Strand 1-3, Londres WC2N 5EH	50,00	50,00
		Participations comptabilisos selon la methode mise on équivalence - Entroprises associées
H.G.R.T.SA.S.	France	1 Terrasse Bellini, 92919 La Defense Cedex	17,00	17,00
Coreso SA	Belgique	Avenue de Cortenbergh 71, 1000 Bruxelles	22,16	22,16
Investissements traites selon IFRS9 - Autres participations
JAO SA	Luxembourg	2, Rue de Bitbourg, 1273 Luxembourg Hamm	7.20	7,20
Decarbon1ze GmbH	Allernagne	Berliner Freiheit 2, 10785 Berlin	5.28	0,00
COLODES LEUGHA EXCHANGE WA ICCY	Allemagne	Augustusplatz 9, 04109 Leipzig	4,32	4,32
TSCNET Services GmbH	Allemagne	Dingolfinger Strasse 3, 81673 München	5,36	5,36
Kurt-Sanderling-Akademie des Konzerthausorchesters Berlin	Allemagne	Gendamenmarkt, 10117 Berlin	8.32	8,32

Au premier semestre 2023, le Groupe a acquis une participation dans la société allemande Decarbon1ze GmbH.

Le Groupe a fondé WindGrid USA Holding LCC et WindGrid USA LCC en septembre 2023 ainsi que 50Hertz Connectors GmbH en octobre 2023.

Au cours des prochaines années, des investissements à grande échelle dans la production d'énergie renouvelable et le réseau offshore devront être réalisés.