Annual Report • Feb 9, 2012
Annual Report
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COMPTES CONSOLIDÉS 2011
ETRE UTILE AUX HOMMES
| 0.0 I.1 |
SOMS_T2NUM ÉVOLUTION DE L'ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT DES OPÉRATIONS |
00 3 |
|---|---|---|
| 0.0 I.2 0.0.0 |
SOMS_T2NUM ÉVOLUTION DES MÉTIERS DU GROUPE 5 soms_t3num |
00 00 |
| I.2.1 0.0.0 |
Branche Énergie France soms_t3num |
5 00 |
| I.2.2 0.0.0 |
Branche Énergie Europe & International soms_t3num |
7 00 |
| I.2.3 | Branche Global Gaz & GNL | 11 |
| I.2.4 | Branche Infrastructures | 12 |
| I.2.5 | Branche Énergie Services | 13 |
| I.2.6 | Branche Environnement | 14 |
| I.2.7 | Autres | 14 |
| I.3 | AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT |
15 |
| Pages | Pages | ||
|---|---|---|---|
| 0.0 I.4 |
SOMS_T2NUM ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT NET 16 |
00 | |
| I.4.1 0.0 |
Marge brute d'autofi nancement opérationnelle SOMS_T2NUM |
16 00 |
|
| I.4.2 | Variation du besoin en fonds de roulement 17 | ||
| 0.0.0 I.4.3 |
soms_t3num Investissements nets des cessions |
00 17 |
|
| 0.0.0 I.4.4 |
soms_t3num Rachat d'actions et dividendes |
00 18 |
|
| 0.0.0 I.4.5 |
soms_t3num Endettement au 31 décembre 2011 |
00 18 |
|
| I.5 | AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE |
18 | |
| I.6 | COMPTES SOCIAUX | 19 | |
| I.7 | PERSPECTIVES | 20 |
I
Comptes consolidés 2011 1
Les résultats 2011 du Groupe GDF SUEZ sont solides, en dépit d'un environnement diffi cile, caractérisé notamment par des conditions climatiques exceptionnellement chaudes, des problématiques tarifaires pour le gaz en France, ainsi que par la persistance du phénomène de décorrélation gaz/pétrole dans un contexte de prix des énergies toujours incertain et volatil.
Le chiffre d'affaires de 90,7 milliards d'euros est en progression brute de + 7,3% (croissance organique de + 2,1%) par rapport à 2010. Cette croissance provient du fort développement du Groupe à l'international, de l'intégration d'International Power depuis février 2011, de la progression des ventes chez Global Gaz & GNL, notamment dans l'Exploration-Production et le GNL ainsi que du bon niveau d'activité chez SUEZ Environnement.
L'EBITDA, qui s'élève à 16,5 milliards d'euros, est en croissance brute de + 9,5% (décroissance organique limitée de - 0,3%, en dépit des conditions climatiques défavorables et des problématiques tarifaires en France). Cette progression brute s'explique par la contribution d'International Power, l'impact des mises en service dans tous les métiers du Groupe, la contribution du programme de performance Effi cio, mais également par la croissance des métiers de l'environnement ainsi que par la robustesse des activités de services, pourtant confrontées à un contexte économique diffi cile dans la plupart de ses marchés européens. Ces éléments de croissance permettent d'ailleurs de largement surcompenser les effets très défavorables du climat et des tarifs du gaz naturel en France. Corrigée de ces deux impacts, la croissance organique de l'EBITDA serait positive, et le niveau absolu de l'indicateur ainsi corrigé est en cohérence avec l'objectif annoncé par le Groupe d'un EBITDA 2011 compris entre 17,0 et 17,5 milliards d'euros.
Le résultat opérationnel courant est en croissance brute de + 2,1%, impacté par l'augmentation des dotations nettes aux amortissements et provisions résultant des regroupements d'entreprises et des mises en service intervenues sur la période. Cet agrégat est également affecté d'un effet comptable et non récurrent de mark-to-market en lien avec la comptabilisation du regroupement d'entreprises d'International Power.
Le résultat net part du Groupe s'élève à 4,0 milliards d'euros, en recul par rapport à celui du 31 décembre 2010, sous l'effet des impacts défavorables du climat et des tarifs du gaz naturel en France.
La marge brute d'autofi nancement opérationnelle s'établit à 16,1 milliards d'euros, en hausse de + 9,4% par rapport au 31 décembre 2010, en lien avec l'évolution de l'EBITDA.
Corrigée de certains actifs directement adossés aux fi nancements ainsi que de certains instruments dérivés, la dette nette(1) s'élève à 37,6 milliards d'euros à fi n décembre 2011 et diminue de 4 milliards d'euros par rapport au niveau pro forma, y compris International Power, de la dette à fi n 2010. Cette évolution s'explique par un bon niveau de génération de cash flows, par la concrétisation, pour 6,5 milliards d'euros de cessions entrant dans le cadre du programme de rotation d'actifs du Groupe de 10 milliards d'euros, et enfi n par le classement en actif détenu en vue d'être cédé de notre participation dans la centrale de Hidd Power Company (- 0,6 milliard d'euros).
(1) Nouvelle défi nition de la dette nette (voir note 14 des comptes consolidés).
I.1 ÉVOLUTION DE L'ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT DES OPÉRATIONS
| En millions d'euros | 31/12/2011 | 31/12/2010 | Variation brute en % |
|---|---|---|---|
| Chiffre d'affaires | 90 673 | 84 478 | 7,3% |
| EBITDA | 16 525 | 15 086 | 9,5% |
| Dotations nettes aux amortissements et aux provisions | (7 115) | (5 899) | |
| Charges nettes décaissées des concessions | (294) | (265) | |
| Paiements en actions | (138) | (126) | |
| RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT | 8 978 | 8 795 | 2,1% |
Le chiffre d'affaires du Groupe en 2011 s'établit à 90,7 milliards d'euros, en hausse de + 7,3% par rapport à 2010. Hors effets de périmètre et de change, le chiffre d'affaires est en croissance organique de + 2,1%.
Les effets de périmètre ont un impact de + 4 785 millions d'euros.
Les entrées de périmètre contribuent à hauteur de + 5 841 millions d'euros au chiffre d'affaires et correspondent essentiellement à l'entrée des entités d'International Power (+ 4 050 millions d'euros), à la réorganisation des activités du Groupe auparavant réalisées en partenariat avec Acea en Italie, à l'impact de l'intégration globale d'Agbar chez SUEZ Environnement, à l'entrée au périmètre des activités de Services des sociétés Utilicom, ProEnergie et Thion – Ne Varietur ainsi qu'à l'acquisition de différents sites de stockage de gaz en Allemagne.
Les sorties de périmètre s'élèvent à 1 056 millions d'euros et concernent essentiellement les opérations de réorganisation du Groupe en Italie, la cession d'Adeslas et Bristol Water chez SUEZ Environnement.
Les effets de change impactent le chiffre d'affaires du Groupe à hauteur de - 297 millions d'euros, du fait principalement de l'évolution du dollar américain.
Toutes les branches du Groupe connaissent une croissance de leur chiffre d'affaires contributif, en brut comme en organique à l'exception de la branche Énergie France, impactée par une baisse sensible de ses ventes, du fait principalement d'un climat particulièrement chaud sur la période et d'une base de comparaison défavorable en raison du climat froid en 2010.
L'EBITDA progresse de + 9,5% pour s'établir à 16,5 milliards d'euros. Hors effets de périmètre et de change, l'EBITDA est presque stable (- 0,3%).
I.1 ÉVOLUTION DE L'ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT DES OPÉRATIONS
Les effets de périmètre ont un impact net de + 1 528 millions d'euros.
Les entrées de périmètre contribuent à hauteur de + 1 644 millions d'euros à l'EBITDA et correspondent aux opérations déjà évoquées ci-avant, portées par les branches Énergie Europe & International (dont 1 263 millions d'euros liés à International Power et Hidd Power Company), SUEZ Environnement, Énergie Services et la branche Infrastructures.
Les sorties de périmètre représentent 116 millions d'euros et concernent principalement les mêmes entités que celles commentées pour le chiffre d'affaires.
Les impacts de change sont peu signifi catifs, à - 52 millions d'euros.
L'évolution organique de l'EBITDA s'établit à - 38 millions d'euros (- 0,3%), hors correction climatique et impact des tarifs du gaz naturel en France :
3 La Division International Power, en revanche, est en forte croissance organique (+ 17,3%), avec un EBITDA tiré par les performances opérationnelles des activités réalisées en Amérique Latine (effets volumes et prix positifs au Brésil et au Chili) et Amérique du Nord (bonne tenue des activités GNL).
3 La branche Global Gaz & GNL renoue avec une croissance organique à deux chiffres de son EBITDA (+ 13,5%), la bonne performance des activités d'Exploration-Production (effets volumes des mises en service récentes et effets prix positifs sur le brent), des activités de GNL (accroissement des re-routages de cargaisons) permettant dorénavant de surcompenser les effets défavorables du spread gaz/pétrole, l'aléa climatique chaud ainsi que la contraction des ventes aux Grands Comptes Européens.
Le résultat opérationnel courant est en croissance brute de + 2,1% par rapport au 31 décembre 2010 et s'établit à 9,0 milliards d'euros. Hors effets de change et de périmètre, l'indicateur est en recul organique de - 6,8%. Ce recul est lié à l'augmentation des dotations nettes aux amortissements et provisions, celle-ci résultant de l'effet des mises en service intervenues sur la période. La charge d'amortissement intègre par ailleurs l'impact d'un effet comptable et non récurrent (- 121 millions d'euros) de mark-to-market en lien avec l'intégration d'International Power.
| En millions d'euros | 31/12/2011 | 31/12/2010 | Variation brute en % |
|---|---|---|---|
| Chiffre d'affaires | 13 566 | 14 982 | - 9,5% |
| EBITDA | 505 | 1 023 | - 50,7% |
| Dotations nettes aux amortissements et aux provisions | (430) | (374) | |
| Paiements en actions | (5) | (3) | |
| RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT | 70 | 646 | - 89,2% |
| En TWh | 31/12/2011 | 31/12/2010 | Variation brute en % |
|---|---|---|---|
| Ventes de gaz | 219,2 | 292,4 | - 25% |
| Vente d'électricité | 41,2 | 36,5 | 13% |
| En TWh | 31/12/2011 | 31/12/2010 | Variation |
|---|---|---|---|
| Volumes de correction climatique (signe négatif = climat chaud, | |||
| signe positif = climat froid) | (30,4) | 25,8 | (56,2) |
À fi n décembre 2011, le chiffre d'affaires de la branche Énergie France est en recul de 1 416 millions d'euros. La baisse des volumes de gaz vendus est partiellement compensée par la progression des ventes d'électricité en prix et en volume ainsi que par la hausse des tarifs du gaz, qui ne refl ète cependant qu'une partie de la hausse des coûts d'approvisionnement.
Les ventes de gaz naturel s'établissent à 219 TWh en retrait de 25% par rapport à 2010, principalement du fait de la différence de climat entre les deux périodes. GDF SUEZ maintient une part de marché d'environ 88% sur le marché des particuliers et d'environ 65% sur le marché d'affaires. Les ventes d'électricité progressent de 13% et atteignent 41 TWh grâce à la croissance des ventes aux clients directs.
La production d'électricité (30 TWh) recule de 8% du fait d'une hydraulicité exceptionnellement faible, en partie compensée par les mises en service de deux centrales thermiques en 2010 (Combigolfe et Montoir-de-Bretagne) et par le développement du parc éolien.
L'EBITDA est en retrait de 518 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2010 du fait de la combinaison des effets principaux suivants :
3 le différentiel très important de conditions climatiques pesant pour 56 TWh pour les ventes de gaz et près de 4,5 TWh pour la production d'électricité (hydraulicité) ;
Le résultat opérationnel courant suit la même tendance que celle de l'EBITDA et est également impacté par la croissance des dotations aux amortissements associée aux mises en service des actifs éoliens et thermiques.
Le tableau ci-dessous présente le niveau moyen des évolutions de tarifs de distribution publique (DP) décidées depuis 2009. Les tarifs sont restés stables entre juillet 2010 et mars 2011. La forte hausse des coûts d'approvisionnement en gaz a conduit à une augmentation de 2,45 €/MWh au 1er avril 2011. Au 1er juillet 2011 et au 1er octobre, les hausses de 1,38 €/MWh et de 2,16 €/MWh n'ont concerné que les clients industriels et tertiaires.
Ce gel partiel a été en partie suspendu par une ordonnance du Conseil d'État. Suite à cette décision, un nouvel arrêté a été pris par le gouvernement en date du 22 décembre 2011 qui actualise la formule d'approvisionnement retenue pour l'élaboration des tarifs et prévoit une hausse de 4,4% en moyenne au 1er janvier 2012.
| 2009 | |
|---|---|
| 1er janvier | - € par MWh |
| 1er avril | - 5,28 (1) € par MWh |
| 2010 | |
| 1er avril | 4,03 € par MWh |
| 1er juillet | 2,28 € par MWh |
| 1er octobre | - € par MWh |
| 2011 | |
| 1er janvier | - € par MWh |
| 1er avril | 2,45 € par MWh |
(1) Le mouvement sur le tarif B1 au 1er avril 2009 est de - 4,63 €/MWh.
| 1er juillet | 1,38 € par MWh |
|---|---|
| 1er octobre | 2,16 € par MWh |
Les tarifs sont révisables trimestriellement, les révisions prenant en compte l'évolution du cours euro/dollar, l'évolution du prix d'un panier de produits pétroliers et l'évolution des cours du gaz naturel sur la place TTF.
| Année | Niveau moyen de modifi cation tarifaire |
|---|---|
| 2009 | |
| 1er janvier | - 8,52 € par MWh |
| 1er avril | - 9,69 € par MWh |
| 1er juillet | 1,38 € par MWh |
| 1er octobre | 3,88 € par MWh |
| 2010 | |
| 1er janvier | 0,48 € par MWh |
| 1er avril | 1,41 € par MWh |
| 1er juillet | 3,14 € par MWh |
| 1er octobre | - € par MWh |
| 2011 | |
| 1er janvier | - 0,58 € par MWh |
| 1er avril | 3,29 € par MWh |
| 1er juillet | 3,68 € par MWh |
| 1er octobre | - 0,33 € par MWh |
| 31/12/2011 | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Contributifs au Groupe En millions d'euros |
Division Benelux/ Allemagne |
Division Europe |
International Power |
BEEI - Énergie Europe & International |
Division Benelux/ Allemagne |
Division Europe |
International Power |
BEEI - Énergie Europe & International |
Variation brute en % |
| Chiffre d'affaires | 13 901 | 7 001 | 15 754 | 36 656 | 14 257 | 6 491 | 11 022 | 31 770 | 15,4% |
| EBITDA | 2 216 | 1 061 | 4 225 | 7 453 | 2 272 | 1 053 | 2 533 | 5 831 | 27,8% |
| Dotations nettes aux amortissements et aux provisions |
(737) | (459) | (1 470) | (2 666) | (610) | (447) | (827) | (1 884) | |
| Paiements en actions | (9) | (3) | (1) | (12) | (6) | (1) | (3) | (10) | |
| RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT |
1 471 | 600 | 2 754 | 4 775 | 1 657 | 604 | 1 704 | 3 937 | 21,3% |
Les données des tableaux chiffrés ci-dessus n'intègrent pas la contribution des entités Corporate.
Les volumes d'électricité vendus sur la zone sont en recul de - 8,3% à 120,4 TWh et le chiffre d'affaires diminue de - 557 millions d'euros par rapport à 2010 avec une forte disparité selon les pays : diminution sensible des volumes vendus en Belgique et au Luxembourg, moindre aux Pays-Bas et une stabilité en Allemagne.
Le chiffre d'affaires des ventes de gaz est en contraction de - 1,6% pour une diminution des volumes vendus de - 7,9 TWh (- 8,8%). La diminution des volumes est donc en partie compensée par l'augmentation des prix de vente qui refl ète l'évolution du marché, en particulier en Belgique. La diminution des volumes vendus est attribuable pour - 11,6 TWh aux températures plus clémentes de 2011.
L'EBITDA de la Division GDF SUEZ Énergie Benelux & Allemagne atteint 2 216 millions d'euros à fi n décembre 2011 soit une diminution de - 2,5% par rapport à 2010. La décroissance organique est de - 0,5% et résulte des éléments suivants :
Le résultat opérationnel courant (ROC) de la Division GDF SUEZ Énergie Benelux & Allemagne s'élève à 1 471 millions d'euros par rapport à 1 657 millions d'euros l'année passée. Outre la diminution de l'EBITDA, le ROC se voit réduit d'amortissements plus importants liés à la fermeture anticipée de centrales en Belgique et aux Pays-Bas, à la mise en service des nouvelles centrales de Maxima et de Gelderland (installation Biomasse), et aux actifs acquis auprès d'E.ON.
I.2 ÉVOLUTION DES MÉTIERS DU GROUPE
Les effets de périmètre sur le chiffre d'affaires s'élèvent à +211 millions d'euros et sont essentiellement liés à la réorganisation des activités du Groupe en Italie auparavant réalisées en partenariat avec ACEA. Les effets de change ont un impact de -28 millions d'euros.
L'augmentation organique du chiffre d'affaires, de + 5,5% (+ 327 millions d'euros) par rapport à décembre 2010, s'explique principalement par les variations suivantes :
L'EBITDA au 31 décembre 2011 de la Division GDF SUEZ Énergie Europe s'établit à 1 061 millions d'euros, et présente une augmentation brute de + 8 millions d'euros (+ 0,8%). La diminution organique de l'EBITDA de la Division GDF SUEZ Énergie Europe s'élève à - 42 millions d'euros (- 4,3%) et s'analyse comme suit :
Le résultat opérationnel courant de la Division s'élève à 600 millions d'euros au 31 décembre 2011, en décroissance organique de - 12,0%. Les facteurs explicatifs de son évolution sont essentiellement ceux de l'EBITDA.
| 31/12/2011 | 31/12/2010 | ||||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Contributifs au Groupe En millions d'euros |
Amerique Latine |
Amerique du Nord |
Europe | IP META | Asie Australie | Inter national Power |
Amerique Latine |
Amerique du Nord |
Europe | IP META | Asie Australie | Inter national Power |
Variation brute en % |
||
| Chiffre d'affaires | 3 694 | 4 830 | 3 410 1 175 1 764 | 877 15 754 | 3 208 | 4 215 | 1 493 | 727 1 380 | 11 022 | 42,9% | |||||
| EBITDA | 1 736 | 1 015 | 600 | 304 | 332 | 347 | 4 225 | 1 475 | 617 | 95 | 187 | 233 | 2 533 | 66,7% | |
| Dotations nettes aux amortissements et aux provisions |
(404) | (445) | (310) | (59) | (94) | (156) | (1 470) | (349) | (319) | (65) | (20) | (72) | (827) | ||
| Paiements en actions |
(1) | (3) | |||||||||||||
| RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT |
1 332 | 570 | 290 | 245 | 238 | 191 | 2 754 | 1 126 | 298 | 29 | 168 | 162 | 1 704 | 61,6% |
Les données des tableaux chiffrés ci-dessus n'intègrent pas la contribution des entités Corporate.
Le chiffre d'affaires de la Division International Power s'établit à 15 754 millions d'euros, en croissance brute de + 42,9% et en progression organique de + 8,3%. Au-delà des effets de périmètre de 4,2 milliards d'euros (principalement l'intégration des actifs acquis d'IP), les ventes sont tirées par la croissance des régions Amérique Latine, (avec notamment les mises en service de centrales au Brésil et au Panama), d'Asie, META (Moyen-Orient, Turquie et Afrique), mais aussi l'Amérique du Nord du fait de l'activité GNL, ainsi que par les activités retail dans la région Royaume-Uni et Autre Europe.
L'évolution du chiffre d'affaires à fi n décembre 2011 est détaillée dans la publication d'International Power du 8 février 2012.
L'EBITDA au 31 décembre 2011, à 4 225 millions d'euros, est en progression encore plus soutenue que le chiffre d'affaires (+ 66,7% en brut et + 17,3% en organique). Cette croissance est essentiellement tirée par les régions Amérique Latine et Amérique du Nord.
Le résultat opérationnel courant s'élève à 2 754 millions d'euros contre 1 704 à fi n 2010, soit une croissance brute de + 61,7% et organique de + 24,2%.
Le chiffre d'affaires de la région Amérique Latine est en progression brute de 486 millions d'euros à 3 694 millions d'euros. Il comprend des effets de périmètre nets de 121 millions d'euros nets principalement liés à la prise de contrôle du terminal gazier de Mejillones au Chili au cours du second semestre 2010. Il subit un effet de change négatif de - 60 millions d'euros. La croissance organique du chiffre d'affaires s'explique par l'augmentation du prix de vente moyen, en particulier au Brésil, ainsi que par l'accroissement des activités au Chili et au Panama.
Les ventes d'électricité sont stables, s'établissant à 49,2 TWh (+ 0,6 TWh). Les ventes de gaz ont augmenté de + 4,1 TWh à 17 TWh, principalement suite à la mise en service du terminal méthanier de Mejillones au Chili au premier semestre 2010.
L'EBITDA a augmenté de + 261 millions d'euros pour s'établir à 1 736 millions d'euros, présentant une croissance organique de + 237 millions d'euros (+ 16,2%) :
Le résultat opérationnel courant a augmenté de + 206 millions d'euros pour s'établir à 1 332 millions d'euros, présentant une croissance organique de + 203 millions d'euros (+ 18,2%). La croissance de l'EBITDA est partiellement compensée par l'augmentation des charges d'amortissement principalement relatives à la mise en service des premières unités d'Estreito (Brésil), des centrales CTA et CTH (Chili), et des premières unités de Dos Mares ainsi que par la mise en service de l'unité charbon au Panama.
Les effets de change ont un impact négatif sur le chiffre d'affaires (- 191 millions d'euros) essentiellement du fait de la dépréciation du dollar américain. Les entrées en périmètre pèsent pour + 743 millions d'euros et correspondent à l'intégration des actifs d'International Power depuis février 2011.
Les ventes d'électricité atteignent 78,3 TWh en progression organique de + 1,5 TWh grâce aux bonnes performances de l'activité retail. L'activité production d'électricité quant à elle affi che une décroissance organique de son chiffre d'affaires suite à une baisse des volumes vendus de 2,8 TWh à 25,7 TWh et des effets prix contrastés selon les différents marchés.
Les ventes de gaz naturel hors Groupe (1) s'établissent à 63,4 TWh en ligne avec 2010. Le chiffre d'affaires quant à lui bénéfi cie notamment de prix plus élevés suite à des déroutements de cargaisons GNL vers d'autres marchés ainsi que de l'augmentation du prix moyen après couvertures dans le cadre de l'activité GNL aux États-Unis.
L'EBITDA à fi n 2011 de la région Amérique du Nord s'établit à 1 015 millions d'euros et présente une augmentation brute de + 398 millions d'euros. Hors effets de change négatifs (- 27 millions d'euros, essentiellement suite à la dépréciation du dollar américain) et des effets de périmètre (+ 274 millions d'euros) suite à l'intégration des actifs d'International Power, la région affi che une croissance organique de + 25,6%, soit + 151 millions d'euros. Cette croissance s'explique en grande partie par :
(1) À noter que les ventes de gaz naturel y compris intragroupe s'établissent à 88,4 TWh en progression organique de 20,5 TWh.
Le résultat opérationnel courant de la région s'élève à 570 millions d'euros au 31 décembre 2011, montrant une croissance organique de + 194 millions d'euros. Les facteurs explicatifs de cette évolution sont essentiellement ceux de l'EBITDA.
Les effets de change sur le chiffre d'affaires sont négatifs sur la période (- 16 millions d'euros) et les effets de périmètre s'élèvent à 1 844 millions d'euros. Ces derniers se composent essentiellement des actifs européens d'International Power.
Le chiffre d'affaires, en augmentation organique de + 6,1% par rapport à l'année précédente, est essentiellement tiré par les activités de commercialisation, notamment du fait de volumes en progression de + 2,2 TWh, combinés à un effet prix positif.
L'EBITDA à fi n décembre 2011 de la région s'établit à 600 millions d'euros, et présente une croissance brute de 505 millions d'euros. La croissance organique de l'EBITDA s'élève à + 5 millions d'euros (+ 5,0%) et s'explique essentiellement par de moindres coûts de fonctionnement de Teesside, compensés en partie par des volumes d'électricité produits en baisse (- 5,3 TWh), conséquence de prix de marché déprimés, ainsi qu'à de moindres marges sur l'activité de commercialisation.
Le résultat opérationnel courant (ROC) de la Division s'élève à 290 millions d'euros au 31 décembre 2011, en décroissance organique de - 2,5%.
Le chiffre d'affaires de la région Moyen-Orient, Turquie et Afrique est en progression brute de + 61,6% atteignant 1 175 millions d'euros, principalement suite à l'intégration des actifs d'International Power et au passage en intégration globale de la centrale de Hidd Powder Company à Bahreïn. Après prise en compte de ces effets et de l'impact négatif de l'effet de change (- 41 millions d'euros, principalement du fait de la dépréciation du dollar américain), la croissance organique s'élève à + 142 millions d'euros ou + 20,6%.
Cette croissance est principalement tirée par les ventes d'électricité et de gaz en Turquie, ainsi que par l'activité d'exploitationmaintenance à Oman.
Les ventes d'électricité de la région atteignent 18,7 TWh en progression de + 10,6 TWh, principalement suite aux effets périmètres relatifs aux actifs d'International Power.
Les ventes de gaz naturel s'élèvent à 3,9 TWh en progression de + 1,1 TWh.
L'EBITDA de la région s'établit à 304 millions d'euros soit une augmentation brute de 117 millions d'euros (+ 62,3%). Hors effets de périmètre liés à l'intégration des actifs d'International Power, la région affi che une décroissance organique de - 2,4%, soit - 4 millions d'euros. Cette diminution est principalement due :
3 en Turquie, l'EBITDA de Baymina est en augmentation, une rétrocession exceptionnelle ayant été actée en 2010 à TETAS, le principal client de la centrale. Une augmentation des volumes de gaz vendus expliquent l'accroissement de l'EBITDA d'Izgaz.
Le résultat opérationnel courant de la région s'établit à 245 millions d'euros soit une augmentation brute de 78 millions d'euros (+ 46,2%). Hors effets périmètre, la région affi che une décroissance organique de - 13,2%, soit - 21 millions d'euros. Outre la diminution de l'EBITDA, le ROC subit l'effet positif non récurrent de 2010 lié à la reprise de provision TETAS.
Compte tenu de l'appréciation du dollar singapourien et de la dépréciation du Bath Thaïlandais (+ 1 million d'euros), des entrées en périmètre suite à l'intégration des actifs d'International Power et de la consolidation proportionnelle d'actifs de distribution de gaz en Thaïlande, la croissance organique du chiffre d'affaires s'élève à + 162 millions d'euros ou + 11,7%.
Cette croissance est principalement tirée par la Thaïlande, suite notamment à la mise en service des centrales CFB 3 et Phase V, et par une meilleure performance des activités à Singapour.
L'EBITDA à fi n décembre 2011 de la région Asie s'établit à 332 millions d'euros, soit une augmentation brute de + 99 millions d'euros. Hors effets négatifs de change (- 1 million d'euros) et effets de périmètre (+ 63 millions d'euros), la région affi che un EBITDA en hausse de + 37 millions d'euros.
Le résultat opérationnel courant de la région s'élève à 238 millions d'euros au 31 décembre 2011, en augmentation organique de 22 millions d'euros (+ 13,5%). Les facteurs explicatifs de son évolution sont essentiellement ceux de l'EBITDA.
Le chiffre d'affaires s'élève à 877 millions d'euros et correspond à la contribution des actifs apportés par International Power.
La contribution de l'Australie en EBITDA (347 millions d'euros) et en résultat opérationnel courant (191 millions d'euros) est totalement attribuable aux nouveaux actifs apportés par International Power et représente donc un effet de périmètre.
| En millions d'euros | 31/12/2011 | 31/12/2010 | Variation brute en % |
|---|---|---|---|
| Chiffre d'affaires branche | 21 731 | 20 793 | 4,5% |
| Chiffre d'affaires contributif Groupe | 9 936 | 9 173 | 8,3% |
| EBITDA | 2 386 | 2 080 | 14,7% |
| Dotations nettes aux amortissements et aux provisions | (1 217) | (1 116) | |
| Paiements en actions | (5) | (4) | |
| RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT | 1 164 | 961 | 21,2% |
Le chiffre d'affaires total de la branche Global Gaz & GNL, y compris prestations intragroupes, s'élève à 21 731 millions d'euros, en croissance brute de 938 millions d'euros (+ 4,5%) par rapport à 2010.
Le chiffre d'affaires contributif au 31 décembre 2011 s'élève à 9 936 millions d'euros, en hausse brute de 763 millions (+ 8,3%) par rapport à 2010 et en croissance organique de + 9,6%.
Le chiffre d'affaires contributif a été globalement soutenu par la forte progression des activités Exploration - Production, GNL et dans une moindre mesure des ventes de la Direction Approvisionnements Gaz, compensant une baisse des ventes aux clients Grands Comptes Européens.
L'évolution du chiffre d'affaires contributif Groupe de la branche Global Gaz & GNL s'explique principalement par les effets suivants :
3 une progression des ventes externes de GNL avec des volumes en hausse de 7 TWh. Ces ventes s'élèvent en 2011 au total à 41 TWh et représentent 45 cargaisons dont 24 vers l'Asie. Elles sont à comparer à des ventes 2010 de 34 TWh pour 39 cargaisons dont 16 vers l'Asie. L'activité est par ailleurs positivement impactée par la hausse du prix des commodités ;
3 une croissance des ventes, notamment à court terme, dans un contexte de prix de marché en hausse avec des volumes totalisant 111 TWh (2) à fi n décembre 2011 (90 TWh à fi n décembre 2010) ;
Au 31 décembre 2011, l'EBITDA de la branche Global Gaz & GNL s'établit à 2 386 millions d'euros contre 2 080 millions d'euros à fi n décembre 2010, en croissance brute de + 306 millions d'euros, soit + 14,7% et en croissance organique de + 13,5%.
Cette progression s'explique par :
Le résultat opérationnel courant s'élève à 1 164 millions d'euros à fi n décembre 2011, en hausse de + 203 millions d'euros, soit + 21,2% de variation brute.
(1) Dont 37,6 Mbep de production contributive fi n 2011 à comparer à 34,6 Mbep fi n 2010.
(2) Y compris ventes aux autres opérateurs.
I.2 ÉVOLUTION DES MÉTIERS DU GROUPE
| En millions d'euros | 31/12/2011 | 31/12/2010 | Variation brute en % |
|---|---|---|---|
| Chiffre d'affaires branche | 5 703 | 5 891 | - 3,2 % |
| Chiffre d'affaires contributif Groupe | 1 491 | 1 203 | 23,9% |
| EBITDA | 2 991 | 3 223 | - 7,2% |
| Dotations nettes aux amortissements et aux provisions | (1 189) | (1 148) | |
| Paiements en actions | (10) | (3) | |
| RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT | 1 793 | 2 071 | - 13,4% |
Le chiffre d'affaires total de la branche Infrastructures, y compris intragroupes s'élève à 5 703 millions d'euros pour l'année 2011, en baisse de - 3,2% par rapport à 2010, affecté principalement par la baisse des quantités acheminées par GrDF (- 71 TWh) principalement en raison d'un climat moins rigoureux et par une moindre commercialisation des capacités de stockage en France.
L'évolution du chiffre d'affaires reprend également les éléments suivants :
Le chiffre d'affaires contributif atteint 1 491 millions d'euros, en progression de + 23,9% par rapport au 31 décembre 2010. Cette croissance contributive traduit :
L'EBITDA de la branche Infrastructures s'établit sur la période à 2 991 millions d'euros, en baisse de - 7,2% par rapport à 2010. L'EBITDA est affecté principalement par la baisse des revenus.
Le résultat opérationnel courant de la branche Infrastructures s'établit sur la période à 1 793 millions d'euros, affi chant une baisse de - 13,5% par rapport au 31 décembre 2010. La variation de l'indicateur suit celle de l'EBITDA.
| En millions d'euros | 31/12/2011 | 31/12/2010 | Variation brute en % |
|---|---|---|---|
| Chiffre d'affaires | 14 206 | 13 486 | 5,3% |
| EBITDA | 1 005 | 923 | 8,9% |
| Dotations nettes aux amortissements et aux provisions | (308) | (302) | |
| Charges nettes décaissées des concessions | (28) | (14) | |
| Paiements en actions | (14) | (9) | |
| RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT | 655 | 598 | 9,5% |
Le chiffre d'affaires de la branche Énergie Services s'établit à 14 206 millions d'euros et est en croissance de 5,3% et de 3,0% en données organiques par rapport à décembre 2010.
En France, le niveau d'activités dans les services (Cofely France) est en baisse (- 1,8% en variation organique), les effets du développement commercial passé et l'amélioration des prix des énergies compensant en partie des conditions climatiques défavorables. Les activités d'installation et de maintenance connaissent une croissance organique de + 9,8%. Cette performance résulte d'une croissance de + 7,5% de l'activité chez Inéo et d'une progression de l'activité du pôle Génie Climatique et Réfrigération (+ 11,8%) et de Endel (+ 13,2%).
En Belgique et aux Pays-Bas, l'activité est en croissance organique, respectivement de + 7,3% et de + 12,3%. En Belgique, les effets du bon niveau de prise de commandes dans les métiers d'installation associés à un développement commercial soutenu des services expliquent cette tendance. Aux Pays-Bas, la dynamique commerciale s'accélère avec la signature de commandes de grande taille qui sont entrées en production rapidement et soutiennent l'activité.
Chez Tractebel Engineering, l'activité est en légère baisse en variation organique de - 1,9%. Cette évolution s'explique par un niveau de grands projets important en 2010 et des retards dans les prises de commandes en infrastructure et dans les fi liales internationales partiellement compensés par le dynamisme du pôle énergie.
Hors France et Benelux, les activités de la branche enregistrent une variation organique de - 4,5% en Europe du Nord (principalement UK). Dans les pays du Sud de l'Europe, le niveau d'activité est en recul de - 6,4%. Cette baisse provient essentiellement de l'Italie et de l'Espagne. Enfi n, le chiffre d'affaires réalisé à l'International Outre Mer est en croissance organique de + 2,6%.
L'EBITDA de la branche Énergie Services atteint 1 005 millions d'euros, en croissance de + 8,9% et de + 3,7% en organique. Cette progression démontre la capacité de la branche à faire face à un contexte économique diffi cile dans la plupart de ses marchés européens. Toutes les entités métiers réalisent une forte croissance organique de leur EBITDA ou une stabilité à l'exception de Cofely France.
Les activités de services en France ont en effet été pénalisées par les conditions climatiques défavorables sur l'ensemble de l'année, une pression sur les marges lors des renouvellements de contrats et les premières échéances de contrats de cogénérations. Les activités d'Installation bénéfi cient d'un effet volume positif en particulier chez Endel.
En Belgique, la diversité des activités et le dynamisme commercial permettent d'améliorer le niveau de performance. Aux Pays-Bas, la nouvelle organisation et les efforts d'optimisation des coûts de structure entraînent un redressement de la rentabilité conformément aux prévisions établies pour 2011, dans un contexte de reprise de la croissance des ventes.
Tractebel Engineering maintient un niveau élevé de performance et de rentabilité dans un contexte de stabilité de l'activité.
Après l'intégration d'Utilicom (1er avril 2010), puis de ProEnergie (1er octobre 2010) et de Comeron (deuxième semestre 2011), International Nord enregistre une forte progression de ses résultats en variation brute. La rentabilité est stable en données organiques, les performances en retrait au Royaume-Uni et dans les pays de l'Est sont compensées par les progressions en Allemagne et en Autriche.
International Sud fait face à une conjoncture économique particulièrement diffi cile en Italie et en Espagne. La croissance organique de l'EBITDA est néanmoins positive en particulier en Italie qui bénéfi cie d'un produit non récurrent lié à la sortie anticipée d'un contrat de cogénération.
L'EBITDA d'International Outremer est en nette progression organique pour l'ensemble de ses activités.
À l'instar de l'EBITDA, le résultat opérationnel courant de la branche Énergie Services est en forte croissance de + 9,5% (+ 5,8% de croissance organique) à 655 millions d'euros, contre 598 millions d'euros au 31 décembre 2010.
I.2 ÉVOLUTION DES MÉTIERS DU GROUPE
| En millions d'euros | 31/12/2011 | 31/12/2010 | Variation brute en % |
|---|---|---|---|
| Chiffre d'affaires | 14 819 | 13 863 | 6,9% |
| EBITDA | 2 513 | 2 339 | 7,4% |
| Dotations nettes aux amortissements et aux provisions | (1 179) | (1 027) | |
| Charges nettes décaissées des concessions | (265) | (252) | |
| Paiements en actions | (29) | (36) | |
| RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT | 1 039 | 1 025 | 1,4% |
Le chiffre d'affaires de l'année 2011 s'élève à 14 819 millions d'euros, en hausse de + 6,9% par rapport à 2010 et en croissance organique de 5,2%, principalement alimentée par le segment Déchets Europe (+ 8,9%) dont l'activité de valorisation a bénéfi cié de volumes traités en progression de 3,4% sur l'ensemble de l'année et de prix de matières premières en forte hausse au premier semestre bien qu'en fort repli sur le papier au quatrième trimestre de l'année. L'activité Eau Europe (+ 3,2%) bénéfi cie d'un contexte tarifaire favorable sur ses trois principaux marchés (France, Espagne, Chili), de volumes en forte progression au Chili tandis qu'ils s'inscrivent en légère hausse en Espagne et en légère baisse en France. Le segment International (+ 1,5%) est affecté par le contrat de Melbourne mais tire parti de volumes en forte hausse sur les pays émergents dans ses deux activités.
L'EBITDA s'élève à 2 513 millions d'euros en croissance organique de + 3,1%. Le segment Eau Europe (+ 10,2%) progresse à la faveur d'une activité bien orientée, des réductions de coûts et de synergies réalisées dans le cadre du plan COMPASS ainsi que d'effets non récurrents. Le segment Déchets Europe (+ 6,5%) bénéfi cie d'une part de volumes en croissance dans un contexte de prix tendus et d'autre part d'économies opérationnelles additionnelles. Le segment International (- 17,7%) est affecté par le retard et les surcoûts dans la construction de l'usine de Melbourne mais enregistre une progression des résultats sur ses principales positions en Asie-Pacifi que et au Maghreb/Moyen-Orient.
Le résultat opérationnel courant (+ 1,4% par rapport à 2010) prend acte des diffi cultés opérationnelles rencontrées sur le contrat de Melbourne mais bénéfi cie de fondamentaux solides sur les segments Eau et Propreté en Europe et d'une activité dynamique à l'International. Il est également soutenu par l'intégration globale d'Agbar (cinq premiers mois de 2011) qui compense l'incidence des cessions réalisées au cours du quatrième trimestre 2011 et des charges d'amortissement complémentaires afférentes aux installations mises en service au cours de l'exercice.
La performance opérationnelle 2011 est détaillée dans le rapport d'activité de SUEZ Environnement publié le 8 février 2012.
| En millions d'euros | 31/12/2011 | 31/12/2010 | Variation brute en % |
|---|---|---|---|
| Chiffre d'affaires | |||
| EBITDA | (328) | (332) | + 1,3% |
| Dotations nettes aux amortissements et aux provisions | (127) | (49) | |
| Paiements en actions | (63) | (61) | |
| RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT | (518) | (443) | - 17,0% |
La quasi-stabilité de l'EBITDA de la branche Autres au 31 décembre 2011 (+ 4 millions d'euros) montre une performance intrinsèque des directions centrales globalement en ligne avec l'année passée.
Le résultat opérationnel courant par contre se détériore (- 75 millions d'euros) sous l'effet d'une reprise de provision non récurrente survenue sur l'exercice 2010, et de l'augmentation des charges d'amortissements liées aux nouveaux bâtiments et applications informatiques du Siège.
| En millions d'euros | 2011 | 2010 | Variation brute en % |
|---|---|---|---|
| Résultat opérationnel courant | 8 978 | 8 795 | 2,1% |
| MtM sur instruments fi nanciers à caractère opérationnel | (105) | (106) | |
| Pertes de valeur sur actifs corporels, incorporels et fi nanciers | (532) | (1 468) | |
| Restructurations | (189) | (206) | |
| Effets de périmètre | 1 514 | 1 185 | |
| Autres éléments non récurrents | 18 | 1 297 | |
| Résultat des activités opérationnelles | 9 684 | 9 497 | 2,0% |
| Résultat fi nancier | (2 606) | (2 222) | |
| Impôts sur les bénéfi ces | (2 119) | (1 913) | |
| Quote-part de résultat des entreprises associées | 462 | 264 | |
| Résultat net | 5 420 | 5 626 | - 3,7% |
| dont Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle | 1 417 | 1 010 | |
| dont Résultat net part du Groupe | 4 003 | 4 616 | - 13,3% |
Le résultat des activités opérationnelles (RAO) s'établit à 9 684 millions d'euros, en hausse (+ 2,0%) par rapport à l'exercice précédent, la croissance par rapport à 2010 provenant essentiellement de la contribution du ROC et l'incidence nette des éléments inhabituels ou peu fréquents étant globalement comparable à celle de l'exercice précédent.
La variation de juste valeur des instruments fi nanciers sur matières premières a un impact négatif de 105 millions d'euros sur le résultat des activités opérationnelles (correspondant à l'impact des opérations non qualifi ées de couverture comptable), quasi stable par rapport à 2010. L'impact de la période résulte principalement d'un effet prix négatif lié aux variations sur la période des prix des matières premières sous-jacentes. Cet effet négatif net est partiellement compensé par l'effet positif du débouclement de positions dont la valeur de marché était négative à fi n décembre 2010.
Le RAO est par ailleurs également impacté par :
principalement les résultats de la cession des titres GDF SUEZ LNG Liquefaction (+ 479 millions d'euros), EFOG (+ 354 millions d'euros), Bristol Water par Agbar (+88 millions d'euros), ainsi que le résultat réalisé lors de la cession partielle des sociétés intercommunales wallonnes (+ 108 millions d'euros). Il inclut également les effets de la réévaluation à la juste valeur des intérêts précédemment détenus dans les sociétés intercommunales fl amandes (+ 425 millions d'euros) suite à la perte d'infl uence notable et à la comptabilisation de ces titres en tant que « titres disponibles à la vente » ;
3 le poste « Autres éléments non récurrents » s'élève à 18 millions d'euros au 31 décembre 2011 (1 297 millions d'euros au 31 décembre 2010). Il comprend essentiellement une plus-value de 33 millions d'euros réalisée dans le cadre de la cession d'un immeuble par SUEZ Environnement.
Le résultat fi nancier au 31 décembre 2011 s'établit à - 2 606 millions d'euros, contre - 2 222 millions d'euros au 31 décembre 2010. Cette évolution s'explique principalement par la hausse du coût de la dette nette, résultant pour l'essentiel d'un effet volume sur la dette brute consécutif à l'acquisition d'International Power.
Le taux effectif d'imposition, corrigé des résultats de cession et des dépréciations d'actifs non déductibles, s'établit à environ 35,3% au 31 décembre 2011 contre 31,3% au 31 décembre 2010. La progression du taux effectif d'impôt provient notamment :
La quote-part de résultat des entreprises associées est en hausse de 198 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2010. Cette évolution s'explique principalement par les effets de périmètre résultant de l'intégration d'International Power.
Le résultat net des participations ne donnant pas le contrôle s'établit à 1 417 millions d'euros, en hausse de 407 millions d'euros en raison de l'intégration des entités d'International Power.
Corrigée de certains actifs directement adossés aux fi nancements ainsi que de certains instruments dérivés, la dette nette(1) s'élève à 37,6 milliards d'euros à fi n décembre 2011 et diminue de 4 milliards d'euros par rapport au niveau pro forma, y compris International Power, de la dette à fi n 2010. Cette évolution s'explique notamment par :
La marge brute d'autofi nancement opérationnelle (MBAO) s'élève à 16 117 millions d'euros au 31 décembre 2011, en progression brute de 9,4% par rapport au 31 décembre 2010. L'évolution de la MBAO est en ligne avec celle de l'EBITDA.
(1) Nouvelle défi nition de la dette nette (voir note 14 des comptes consolidés).
Le besoin en fonds de roulement (BFR) augmente de 426 millions d'euros. Cette évolution refl ète la progression des activités du Groupe ainsi qu'un accroissement des stocks de gaz en lien avec l'évolution fortement contrastée du climat, chaud au cours de cette période et froid au cours de la période précédente.
Les investissements de l'année 2011 s'élèvent à 10 748 millions d'euros et comprennent :
Les cessions représentent au 31 décembre 2011 un montant de 6 274 millions d'euros et portent essentiellement sur la cession partielle des Intercommunales pour 723 millions d'euros, sur l'ouverture du capital à des actionnaires minoritaires de GRTGaz pour 800 millions d'euros et de E&P International pour 2 491 millions d'euros, sur la cession de la participation dans GDF SUEZ LNG Liquefaction, G6 Rete Gas et Bristol Water.
Les investissements corporels, incorporels et fi nanciers se détaillent comme suit par branche :
I.5 AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE
Le total des dividendes versés en numéraire par GDF SUEZ SA à ses actionnaires s'élève à 3 328 millions d'euros. Ce montant correspond :
Les dividendes versés par diverses fi liales à leurs actionnaires minoritaires s'élèvent à 1 035 millions d'euros et comprennent principalement les dividendes versés aux minoritaires des entités provenant d'International Power pour 291 millions d'euros.
Le Groupe a par ailleurs procédé à des rachats d'actions propres pour 362 millions d'euros et augmenté son capital d'un montant de 35 millions d'euros essentiellement par le biais d'une souscription réservée à ses salariés.
Hors coût amorti mais après impact change des dérivés, la dette nette (1) est exprimée à 52% en euros, 21% en dollars américains, 6% en réal brésilien et 4% en dollars australiens à fi n 2011.
La dette nette (1) est libellée à 88% à taux fi xe, après prise en compte des instruments fi nanciers.
La maturité moyenne de la dette nette (1) est de 11,2 ans, en hausse en raison des émissions d'emprunts obligataires à long terme réalisées sur la période.
Au 31 décembre 2011, le Groupe a un total de lignes de crédit confi rmées non tirées (pouvant servir, entre autres, de lignes de back-up des programmes de Commercial Papers/billets de trésorerie) de 15,1 milliards d'euros.
Les immobilisations (corporelles et incorporelles) s'établissent à 103,4 milliards d'euros contre 91,5 milliards d'euros au 31 décembre 2010, soit une augmentation de + 11,9 milliards d'euros qui résulte pour l'essentiel des variations de périmètre liées à l'acquisition du groupe International Power et à l'opération Acea.
Les goodwills augmentent de 3,4 milliards d'euros à 31,4 milliards d'euros, augmentation résultant essentiellement de l'acquisition du groupe International Power.
Les titres disponibles à la vente sont stables à 3,3 milliards d'euros.
Les participations dans les entreprises associées s'élèvent à 2,6 milliards d'euros, en hausse de 0,6 milliard d'euros principalement liée aux entrées de périmètre des entreprises associées d'International Power.
Les capitaux propres totaux s'établissent à 80,3 milliards d'euros, en hausse de + 9,6 milliards d'euros par rapport au 31 décembre 2010 (70,7 milliards d'euros), s'expliquant essentiellement par le résultat de la période (5,4 milliards d'euros), le versement de dividendes (- 4,5 milliards d'euros) et les impacts des opérations de variations de périmètre de la période (9,8 milliards d'euros).
Les provisions pour risques sont en hausse de 1,7 milliard d'euros à 16,2 milliards d'euros, résultant principalement des effets de périmètre (0,5 milliard d'euros), des écarts actuariels sur les provisions pour retraites et autres engagements (0,7 milliard d'euros) et de l'impact de la désactualisation (0,6 milliard d'euros).
(1) Nouvelle défi nition de la dette nette (voir note 14 des comptes consolidés).
Les chiffres mentionnés ci-après sont relatifs aux comptes sociaux de GDF SUEZ SA, établis en référentiel comptable français conformément aux dispositions réglementaires.
En 2011, le chiffre d'affaires de GDF SUEZ SA ressort à 24 126 millions d'euros en diminution de 4,9% par rapport à 2010, notamment sous l'effet d'un climat défavorable.
Le résultat d'exploitation de l'exercice s'établit à - 1 075 millions d'euros contre - 97 millions d'euros en 2010. Cette baisse provient essentiellement de l'incidence du climat et du retard tarifaire, ainsi que des effets volumes défavorables sur la clientèle industrielle.
Le résultat fi nancier est positif à 3 161 millions d'euros contre 1 491 millions d'euros sur l'exercice 2010. Il intègre principalement les dividendes reçus des fi liales pour 4 087 millions d'euros et le coût de la dette pour 801 millions d'euros. Au 31 décembre 2011, les dettes fi nancières, y compris titres participatifs, ressortent à 24 914 millions d'euros et les disponibilités et assimilées s'élèvent à 9 177 millions d'euros.
Les éléments non récurrents intègrent le résultat exceptionnel, positif à 486 millions d'euros sous l'effet des plus-values de cessions de titres (dont GRTGaz) pour 415 millions d'euros, ainsi que l'incidence d'une correction sur la valorisation du Gaz en Compteur des années antérieures pour un montant net d'impôts de 478 millions d'euros.
L'intégration fi scale conduit à dégager un produit net de 295 millions d'euros (356 millions d'euros en 2010) au niveau de la rubrique « Impôt sur les sociétés ».
Le résultat net ressort à 2 389 millions d'euros.
Les capitaux propres s'élèvent à 46 838 millions d'euros contre 47 700 millions d'euros à fi n 2010, sous l'effet de la distribution de dividendes partiellement compensé par le résultat net de la période.
La loi de modernisation de l'économie n°2008-776 du 4 août 2008, dite loi « LME », et son décret d'application n°2008-1492 du 30 décembre 2008, prévoient que les sociétés, dont les comptes annuels sont certifi és par un Commissaire aux comptes, doivent publier des informations sur les délais de paiement de leurs fournisseurs. Celles-ci ont pour objet de s'assurer de l'absence de manquements signifi catifs au respect des délais de règlement des fournisseurs.
La décomposition du solde des dettes de GDF SUEZ SA à l'égard des fournisseurs par date d'échéance sur les deux derniers exercices est la suivante :
| 31/12/2011 31/12/2010 |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Hors Groupe | Groupe | Total | Hors Groupe | Groupe | Total |
| Échues | 1 | 53 | 54 | 1 | 1 | 2 |
| À 30 jours | 520 | 98 | 618 | 414 | 136 | 549 |
| À 45 jours | 20 | 14 | 34 | 4 | 3 | 7 |
| À + 45 jours | 3 | 27 | 30 | 15 | 2 | 18 |
| TOTAL | 544 | 192 | 736 | 434 | 142 | 576 |
Les objectifs fi nanciers du Groupe pour 2012 (1) sont robustes et s'inscrivent dans le cadre d'une stricte discipline fi nancière. Sur la base d'un climat moyen et d'une régulation stable, ils s'établissent comme suit :
GDF SUEZ est par ailleurs fortement engagé dans l'atteinte de ses objectifs de développement durable à l'horizon 2015 :
3 Formation annuelle d'au moins deux tiers des salariés du Groupe
3 Énergies renouvelables : augmentation des capacités installées de 50 % par rapport à 2009
GDF SUEZ escompte un résultat net récurrent, part du Groupe (3) de l'ordre de 5 milliards d'euros à climat moyen et régulation stable, à horizon 2015 avec un niveau d'investissements bruts d'environ 9 à 11 milliards d'euros par an (4),, une structure fi nancière forte (ratio dette nette/Ebitda inférieur ou égal à 2,5x et maintien d'une notation de catégorie « A ») permettant un dividende stable ou en croissance sur la période 2013-2015.
(1) Ces objectifs reposent sur des hypothèses de climat moyen, d'une répercussion totale des coûts d'approvisionnement sur les tarifs réglementés du gaz en France, d'absence d'autre changement substantiel de règlementation et de l'environnement macro-économique. Les hypothèses sousjacentes sont les suivantes : prix moyen du brent 98 \$/baril en 2012 ; prix moyen de l'électricité baseload en Belgique 55 €/MWh en 2012 ; prix moyen du gaz au NBP 27 €/MWh en 2012. Ebitda 2012 indicatif : 17 milliards d'euros.
(2) Par rapport à l'objectif d'un BPA 2012≥ BPA 2011 annoncé le 3 mars 2011.
(3) Ces perspectives reposent sur des hypothèses de climat moyen, d'une répercussion totale des coûts d'approvisionnement sur les tarifs réglementés du gaz en France, d'absence d'autre changement substantiel de règlementation et de l'environnement macro-économique. Hors changement de méthode comptable par rapport à 2011. Ebitda 2015 indicatif : 21 milliards d'euros. Par rapport à l'objectif d'un Ebitda 2013>20 milliards d'euros et d'un BPA 2013≥BPA 2012 annoncé le 3 mars 2011.
(4) Par rapport au chiffre de 11 milliards d'euros sur la période 2011-2013 annoncé le 3 mars 2011.
| Pages | Pages | ||
|---|---|---|---|
| État de situation fi nancière | 22 | État des variations des capitaux propres | 26 |
| Compte de résultat | 24 | État des fl ux de trésorerie | 28 |
| État du résultat global | 25 | ||
ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE
| En millions d'euros | Note | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 (1) | 1er jan. 2010 (1) |
|---|---|---|---|---|
| Actifs non courants | ||||
| Immobilisations incorporelles nettes | 10 | 13 226 | 12 780 | 11 420 |
| Goodwill | 9 | 31 362 | 27 933 | 28 355 |
| Immobilisations corporelles nettes | 11 | 90 120 | 78 703 | 69 665 |
| Titres disponibles à la vente | 14 | 3 299 | 3 252 | 3 563 |
| Prêts et créances au coût amorti | 14 | 3 813 | 2 794 | 2 426 |
| Instruments fi nanciers dérivés | 14 | 2 911 | 2 532 | 1 927 |
| Participations dans les entreprises associées | 12 | 2 619 | 1 980 | 2 176 |
| Autres actifs | 1 173 | 1 440 | 1 696 | |
| Impôts différés actif | 7 | 1 379 | 1 909 | 1 659 |
| TOTAL ACTIFS NON COURANTS | 149 902 | 133 323 | 122 886 | |
| Actifs courants | ||||
| Prêts et créances au coût amorti | 14 | 1 311 | 1 032 | 947 |
| Instruments fi nanciers dérivés | 14 | 5 312 | 5 739 | 7 405 |
| Clients et autres débiteurs | 14 | 23 135 | 20 501 | 18 915 |
| Stocks | 5 435 | 3 870 | 3 947 | |
| Autres actifs | 9 455 | 6 957 | 5 094 | |
| Actifs fi nanciers évalués à la juste valeur par résultat | 14 | 2 885 | 1 713 | 1 680 |
| Trésorerie et équivalents de trésorerie | 14 | 14 675 | 11 296 | 10 324 |
| Actifs classés comme détenus en vue de la vente | 2 | 1 298 | 0 | 0 |
| TOTAL ACTIFS COURANTS | 63 508 | 51 108 | 48 312 | |
| TOTAL ACTIF | 213 410 | 184 430 | 171 198 |
NB : Les valeurs fi gurant dans les tableaux sont exprimées en millions d'euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non signifi catif au niveau des totaux ou variations.
(1) Données au 31 décembre 2010 et au 31 décembre 2009 retraitées ; voir Note 1.2.
| En millions d'euros | Note | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 (1) | 1er jan. 2010 (1) |
|---|---|---|---|---|
| Capitaux propres part du Groupe | 62 930 | 62 114 | 60 194 | |
| Participations ne donnant pas le contrôle | 17 340 | 8 513 | 5 241 | |
| TOTAL CAPITAUX PROPRES | 16 | 80 270 | 70 627 | 65 436 |
| Passifs non courants | ||||
| Provisions | 17 | 14 431 | 12 989 | 12 790 |
| Dettes fi nancières | 14 | 43 375 | 38 179 | 32 155 |
| Instruments fi nanciers dérivés | 14 | 3 310 | 2 104 | 1 792 |
| Autres passifs fi nanciers | 14 | 684 | 780 | 911 |
| Autres passifs | 2 202 | 2 342 | 2 489 | |
| Impôts différés passif | 7 | 13 038 | 12 437 | 11 856 |
| TOTAL PASSIFS NON COURANTS | 77 040 | 68 830 | 61 993 | |
| Passifs courants | ||||
| Provisions | 17 | 1 751 | 1 480 | 1 263 |
| Dettes fi nancières | 14 | 13 213 | 9 059 | 10 117 |
| Instruments fi nanciers dérivés | 14 | 5 185 | 5 738 | 7 170 |
| Fournisseurs et autres créanciers | 14 | 18 387 | 14 835 | 12 887 |
| Autres passifs | 16 738 | 13 861 | 12 332 | |
| Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente |
2 | 827 | 0 | 0 |
| TOTAL PASSIFS COURANTS | 56 100 | 44 973 | 43 769 | |
| TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES | 213 410 | 184 430 | 171 198 |
NB : Les valeurs fi gurant dans les tableaux sont exprimées en millions d'euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non signifi catif au niveau des totaux ou variations.
(1) Données au 31 décembre 2010 et au 31 décembre 2009 retraitées ; voir Note 1.2.
COMPTE DE RÉSULTAT
| En millions d'euros | Note | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|---|
| Chiffre d'affaires | 90 673 | 84 478 | |
| Achats | (46 695) | (44 672) | |
| Charges de personnel | (12 775) | (11 755) | |
| Amortissements, dépréciations et provisions | (7 115) | (5 899) | |
| Autres charges opérationnelles | (17 226) | (14 381) | |
| Autres produits opérationnels | 2 116 | 1 025 | |
| RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT | 4 | 8 978 | 8 795 |
| MtM sur instruments fi nanciers à caractère opérationnel | (105) | (106) | |
| Pertes de valeur sur actifs corporels, incorporels et fi nanciers | (532) | (1 468) | |
| Restructurations | (189) | (206) | |
| Effets de périmètre | 1 514 | 1 185 | |
| Autres éléments non récurrents | 18 | 1 297 | |
| RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES | 5 | 9 684 | 9 497 |
| Charges fi nancières | (3 383) | (2 810) | |
| Produits fi nanciers | 778 | 589 | |
| RÉSULTAT FINANCIER | 6 | (2 606) | (2 222) |
| Impôt sur les bénéfi ces | 7 | (2 119) | (1 913) |
| Quote-part de résultat des entreprises associées | 12 | 462 | 264 |
| RÉSULTAT NET | 5 420 | 5 626 | |
| Résultat net part du Groupe | 4 003 | 4 616 | |
| Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle | 1 418 | 1 010 | |
| RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION (EUROS) | 8 | 1,8 | 2,1 |
| RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION DILUÉ (EUROS) | 8 | 1,8 | 2,1 |
| En millions d'euros | Note | 31 déc.2011 | 31 déc. 2011 Quote-part du Groupe |
31 déc. 2011 Quote-part des participations ne donnant pas le contrôle |
31 déc. 2010 | 31 déc. 2010 Quote-part du Groupe |
31 déc. 2010 Quote-part des participations ne donnant pas le contrôle |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| RÉSULTAT NET | 5 420 | 4 003 | 1 418 | 5 626 | 4 616 | 1 010 | |
| Actifs fi nanciers disponibles à la vente | 14 | (495) | (448) | (47) | (126) | (119) | (7) |
| Couverture d'investissement net | (70) | (58) | (12) | (106) | (63) | (43) | |
| Couverture de fl ux de trésorerie (hors matières premières) |
15 | (214) | (139) | (75) | (16) | 11 | (27) |
| Couverture de fl ux de trésorerie (sur matières premières) |
15 | 317 | 327 | (10) | 457 | 445 | 12 |
| Impôts différés sur éléments ci-dessus | 7 | (68) | (87) | 19 | (137) | (144) | 8 |
| Quote-part des entreprises associées sur éléments recyclables, nette d'impôt |
(281) | (185) | (96) | 45 | 48 | (3) | |
| Écarts de conversion | 115 | 100 | 15 | 1 147 | 877 | 270 | |
| TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES | (697) | (491) | (207) | 1 265 | 1 054 | 210 | |
| Pertes et gains actuariels | (755) | (639) | (116) | (500) | (479) | (21) | |
| Impôts différés sur pertes et gains actuariels |
248 | 207 | 41 | 157 | 149 | 9 | |
| Quote-part des entreprises associées sur éléments non recyclables sur pertes et gains actuariels, nette d'impôt |
46 | 46 | 0 | (14) | (14) | (0) | |
| TOTAL ÉLÉMENTS NON RECYCLABLES | (461) | (386) | (75) | (356) | (344) | (12) | |
| RÉSULTAT GLOBAL | 4 262 | 3 126 | 1 136 | 6 535 | 5 326 | 1 208 |
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES
| En millions d'euros | Nombre d'actions |
Capital | Primes | Réserves consolidées |
Variations de juste valeur et autres |
Écarts de conversion |
Actions propres |
Capitaux propres part du Groupe |
Participations ne donnant pas le contrôle |
Total |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| CAPITAUX PROPRES AU 31 DÉCEMBRE 2009 |
2 260 976 267 | 2 261 | 30 590 | 28 810 | 623 | (355) | (1 644) | 60 285 | 5 241 | 65 527 |
| correction d'erreur - cf. Note 1.2 |
(91) | (91) | (91) | |||||||
| CAPITAUX PROPRES RETRAITÉS AU 1ER JANVIER 2010 |
2 260 976 267 | 2 261 | 30 590 | 28 720 | 623 | (355) | (1 644) | 60 195 | 5 241 | 65 436 |
| Résultat net | 4 616 | 4 616 | 1 010 | 5 626 | ||||||
| Autres éléments du résultat global |
(344) | 177 | 877 | 710 | 198 | 909 | ||||
| Résultat global | 4 272 | 177 | 877 | 5 326 | 1 208 | 6 535 | ||||
| Souscriptions d'actions réservées aux salariés et rémunération sur base d'actions |
26 217 490 | 26 | 471 | 120 | 617 | 617 | ||||
| Dividendes distribués en numéraire |
(3 330) | (3 330) | (581) | (3 911) | ||||||
| Achat/vente d'actions propres |
(55) | (436) | (491) | (491) | ||||||
| Transactions entre actionnaires |
(190) | (190) | (21) | (211) | ||||||
| Regroupements d'entreprises |
1 658 | 1 658 | ||||||||
| Émission de titres super-subordonnés |
745 | 745 | ||||||||
| Annulation d'actions propres |
(36 898 000) | (37) | (1 378) | 1 415 | ||||||
| Autres variations | (12) | (12) | 261 | 249 | ||||||
| CAPITAUX PROPRES RETRAITÉS AU 31 DÉCEMBRE 2010 |
2 250 295 757 | 2 250 | 29 683 | 29 524 | 800 | 522 | (665) | 62 114 | 8 513 | 70 627 |
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES
| En millions d'euros | Nombre d'actions |
Capital | Primes | Réserves consolidées |
Variations de juste valeur et autres |
Écarts de conversion |
Actions propres |
Capitaux propres part du Groupe |
Participations ne donnant pas le contrôle |
Total |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| CAPITAUX PROPRES RETRAITÉS AU 1ER JANVIER 2011 |
2 250 295 757 | 2 250 | 29 683 | 29 524 | 800 | 522 | (665) | 62 114 | 8 513 | 70 627 |
| Résultat net | 4 003 | 4 003 | 1 418 | 5 420 | ||||||
| Autres éléments du résultat global |
(386) | (590) | 99 | (877) | (282) | (1 158) | ||||
| Résultat global | 3 617 | (590) | 99 | 3 126 | 1 136 | 4 262 | ||||
| Souscriptions d'actions réservées aux salariés et rémunération sur base d'actions |
2 340 451 | 2 | 33 | 122 | 157 | 12 | 169 | |||
| Dividendes distribués en numéraire |
(3 328) | (3 328) | (1 033) | (4 361) | ||||||
| Achat/vente d'actions propres |
(97) | (264) | (362) | (362) | ||||||
| Regroupements d'entreprises (International Power - cf. Note 2) |
302 | 28 | (175) | 155 | 6 303 | 6 458 | ||||
| Transactions entre actionnaires (opération GRTgaz - cf. Note 2) |
167 | 167 | 923 | 1 090 | ||||||
| Transactions entre actionnaires (cession de 30% de l'Exploration Production au CIC - cf. Note 2) |
938 | 1 | 1 | 940 | 1 341 | 2 281 | ||||
| Autres transactions entre actionnaires |
(11) | (11) | (25) | (36) | ||||||
| Augmentations de capital souscrites par les participations ne donnant pas le contrôle |
217 | 217 | ||||||||
| SUEZ Environnement : distribution de dividendes en actions, variation d'autocontrôle SUEZ Environnement Company et plan Sharing pour le personnel |
(2) | (2) | (33) | (35) | ||||||
| Autres variations | (25) | (25) | (14) | (39) | ||||||
| CAPITAUX PROPRES AU 31 DÉCEMBRE 2011 |
2 252 636 208 | 2 253 | 29 716 | 31 205 | 240 | 447 | (930) | 62 931 | 17 340 | 80 270 |
ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| RÉSULTAT NET | 5 420 | 5 626 |
| - Quote-part de résultat consolidé d'entreprises associées | (462) | (264) |
| + Dividendes reçus d'entreprises associées | 265 | 273 |
| - Dotations nettes aux provisions, amortissements & dépréciations | 7 431 | 7 331 |
| - Effets de périmètre, autres éléments non récurrents | (1 497) | (2 592) |
| - MtM sur instruments fi nanciers à caractère opérationnel | 105 | 106 |
| - Autres éléments sans effet de trésorerie | 130 | 121 |
| - Charge d'impôt | 2 119 | 1 913 |
| - Résultat fi nancier | 2 606 | 2 222 |
| MBA avant résultat fi nancier et impôt | 16 117 | 14 736 |
| + Impôt décaissé | (1 853) | (2 146) |
| Variation du Besoin en Fonds de Roulement | (426) | (258) |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES | 13 838 | 12 332 |
| Investissements corporels et incorporels | (8 898) | (9 292) |
| Prise de contrôle sur des fi liales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis * | (1 745) | (737) |
| Acquisitions de participations dans les entreprises associées et co-entreprises | (119) | (139) |
| Acquisitions de titres disponibles à la vente | (258) | (510) |
| Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles | 167 | 405 |
| Perte de contrôle sur des fi liales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie cédés | 1 024 | 412 |
| Cessions de participations dans les entreprises associées et co-entreprises | 1 570 | 1 239 |
| Cessions de titres disponibles à la vente | 76 | 847 |
| Intérêts reçus d'actifs fi nanciers non courants | 81 | 39 |
| Dividendes reçus sur actifs fi nanciers non courants | 138 | 128 |
| Variation des prêts et créances émis par l'entreprise et autres | 60 | (176) |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT | (7 905) | (7 783) |
| Dividendes payés | (4 363) | (3 918) |
| Remboursement de dettes fi nancières | (6 517) | (7 424) |
| Variation des actifs fi nanciers évalués à la juste valeur par résultat | (1 146) | 16 |
| Intérêts fi nanciers versés | (1 977) | (1 565) |
| Intérêts fi nanciers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie | 212 | 141 |
| Augmentation des dettes fi nancières | 8 114 | 8 709 |
| Augmentation/diminution de capital | 569 | 563 |
| Achat/vente d'actions propres | (362) | (491) |
| Émission de titres super-subordonnés par SUEZ Environnement | 742 | |
| Changements de parts d'intérêts dans des entités contrôlées | 2 974 | (455) |
| FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT | (2 496) | (3 683) |
| Effet des variations de change et divers | (58) | 106 |
| TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE | 3 379 | 972 |
| TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À L'OUVERTURE | 11 296 | 10 324 |
| TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À LA CLÔTURE | 14 675 | 11 296 |
* Dont l'effet lié à l'acquisition du groupe International Power plc présentée en Note 2.1.
| Pages | Pages | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| 0.0 NOTE 1 |
SOMS_T2NUM Résumé des méthodes comptables |
00 30 |
0.0 | NOTE 16 Éléments sur capitaux propres SOMS_T2NUM |
106 00 |
| NOTE 2 0.0 |
Principales variations de périmètre SOMS_T2NUM |
45 00 |
0.0 | NOTE 17 Provisions SOMS_T2NUM |
109 00 |
| NOTE 3 0.0.0 |
Information sectorielle soms_t3num |
55 00 |
0.0.0 | NOTE 18 Avantages postérieurs à l'emploi soms_t3num et autres avantages long terme |
00 113 |
| 0.0.0 NOTE 4 0.0.0 |
soms_t3num Éléments du Résultat Opérationnel soms_t3num Courant |
00 00 60 |
0.0.0 0.0.0 |
soms_t3num soms_t3num NOTE 19 Activité Exploration - Production |
00 00 123 |
| NOTE 5 | Résultat des Activités Opérationnelles | 61 | NOTE 20 Contrats de location - fi nancement | 125 | |
| NOTE 6 | Résultat fi nancier | 64 | NOTE 21 Contrats de location simple | 126 | |
| NOTE 7 | Impôts | 65 | NOTE 22 Contrats de concession | 128 | |
| NOTE 8 | Résultat par action | 70 | NOTE 23 Paiements fondés sur des actions | 129 | |
| NOTE 9 | Goodwills | 71 | NOTE 24 Transactions avec des parties liées | 135 | |
| NOTE 10 Immobilisations incorporelles | 76 | NOTE 25 Rémunération des dirigeants | 138 | ||
| NOTE 11 Immobilisations corporelles | 78 | NOTE 26 Litiges et concurrence | 138 | ||
| NOTE 12 Participations dans les entreprises associées |
80 | NOTE 27 Événements postérieurs à la clôture | 145 | ||
| NOTE 13 Participations dans les co-entreprises | 82 | NOTE 28 Liste des principales sociétés consolidées au 31 décembre 2011 |
146 | ||
| NOTE 14 Instruments fi nanciers | 83 | NOTE 29 Honoraires des Commissaires aux comptes et membres de leurs réseaux 155 |
|||
| NOTE 15 Risques liés aux instruments fi nanciers | 94 |
| 0.0 | NOTE 16 Éléments sur capitaux propres SOMS_T2NUM |
106 00 |
|---|---|---|
| 0.0 | NOTE 17 Provisions SOMS_T2NUM |
109 00 |
| 0.0.0 0.0.0 |
NOTE 18 Avantages postérieurs à l'emploi soms_t3num et autres avantages long terme soms_t3num |
00 113 00 |
| 0.0.0 | soms_t3num NOTE 19 Activité Exploration - Production |
00 123 |
| NOTE 20 Contrats de location - fi nancement | 125 | |
| NOTE 21 Contrats de location simple | 126 | |
| NOTE 22 Contrats de concession | 128 | |
| NOTE 23 Paiements fondés sur des actions | 129 | |
| NOTE 24 Transactions avec des parties liées | 135 | |
| NOTE 25 Rémunération des dirigeants | 138 | |
| NOTE 26 Litiges et concurrence | 138 | |
| NOTE 27 Événements postérieurs à la clôture | 145 | |
| NOTE 28 Liste des principales sociétés consolidées au 31 décembre 2011 |
146 | |
| NOTE 29 Honoraires des Commissaires aux comptes et membres de leurs réseaux 155 |
NOTE 1 RÉSUMÉ DES MÉTHODES COMPTABLES
GDF SUEZ SA, société mère du Groupe, est une Société Anonyme à Conseil d'Administration soumise aux dispositions du livre II du Code du commerce, ainsi qu'à toutes les autres dispositions légales applicables aux sociétés commerciales françaises. Elle a été constituée le 20 novembre 2004 pour une durée de 99 ans.
Elle est régie par les dispositions légales et réglementaires, en vigueur et à venir, applicables aux sociétés anonymes et par ses statuts.
Le siège du Groupe est domicilié au 1 place Samuel de Champlain - 92400 Courbevoie.
Les titres de GDF SUEZ sont cotés sur les Bourses de Paris, Bruxelles et Luxembourg.
Le Groupe est un des premiers énergéticiens au niveau mondial, présent sur l'ensemble de la chaîne de l'énergie, en électricité et en gaz naturel, de l'amont à l'aval. En inscrivant la croissance responsable au cœur de ses métiers (énergie, services à l'énergie et environnement), il se donne pour mission de relever les grands défi s : répondre aux besoins en énergie, assurer la sécurité d'approvisionnement, lutter contre les changements climatiques et optimiser l'utilisation des ressources.
En date du 8 février 2012, le Conseil d'Administration du Groupe a arrêté et autorisé la publication des états fi nanciers consolidés du Groupe au 31 décembre 2011.
En application du règlement (CE) n° 809/2004 de la Commission européenne du 29 avril 2004 sur le prospectus, les informations fi nancières concernant le patrimoine, la situation fi nancière et les résultats de GDF SUEZ sont fournies pour les deux derniers exercices 2010 et 2011 et sont établies conformément au règlement (CE) n° 1606/2002 du 19 juillet 2002 sur l'application des normes comptables internationales IFRS. Au 31 décembre 2011, les états fi nanciers consolidés annuels du Groupe sont conformes aux IFRS publiées par l'IASB et adoptées par l'Union européenne (1).
Les principes comptables retenus pour la préparation des états fi nanciers au 31 décembre 2011 sont conformes à ceux retenus pour la préparation des états fi nanciers au 31 décembre 2010 à l'exception des éléments suivants en 1.1.1 et 1.1.2 :
3 IFRIC 19 Extinction de passifs financiers avec des instruments de capitaux propres ;
3 Amendement IFRIC 14 Paiements d'avance d'exigences de financement minimal ;
Ces amendements et interprétations n'ont pas induit d'impact signifi catif sur les États Financiers du Groupe au 31 décembre 2011.
(1) Référentiel disponible sur le site internet de la Commission européenne http://ec.europa.eu/internal_market/accounting/ias/index_fr.htm. (2) Ces normes et interprétations n'étant pas encore adoptées par l'Union européenne, il s'agit d'une traduction libre.
3 Amendements IAS 32 – Compensations entre actifs et passifs financiers (1).
3 IFRS 9 – Instruments financiers – Classement et évaluation (1) ;
L'analyse des incidences de l'application de ces normes est en cours.
Le Groupe, à l'occasion de la transition aux IFRS en 2005, a utilisé certaines options permises par IFRS 1. Les options qui ont encore un impact sur les états fi nanciers concernent :
Au cours du 1er semestre 2011, une erreur a été détectée dans la détermination de la créance de « gaz en compteur » comptabilisée dans le Secteur Énergie France. Cette erreur résulte de l'utilisation d'un modèle incomplet et de certains paramètres de calcul erronés. L'essentiel de l'incidence cumulée de cette erreur est antérieur au 22 juillet 2008, date de la fusion entre Gaz de France et SUEZ, affectant ainsi la juste valeur des actifs acquis dans le cadre de cette opération, et donc le goodwill, le coût du regroupement d'entreprises demeurant inchangé. Au 1er janvier 2010 et au 31 décembre 2010, les postes Goodwill, Clients et autres débiteurs, Impôts différés actifs, Autres dettes, et Capitaux propres ont été corrigés pour respectivement + 366 millions d'euros, - 833 millions d'euros, + 240 millions d'euros, - 137 millions d'euros et - 91 millions d'euros. L'impact de cette erreur sur le résultat au 31 décembre 2010 et sur les indicateurs clés du Secteur Énergie France n'est pas signifi catif, aussi le compte de résultat 2010 et les indicateurs du secteur Énergie France n'ont-ils pas été retraités. En conséquence, le résultat par action de base et dilué, des périodes présentées, n'est pas modifi é. Il en va de même des résultats des exercices 2009 et 2008.
Les mesures appropriées ont été mises en place pour renforcer dès le 1er semestre 2011 la fi abilité du modèle de détermination du « gaz en compteur » du Secteur Énergie France et adapter en conséquence les dispositifs de contrôle interne.
Les montants facturés aux 10,1 millions de clients en France n'ont été en aucun cas affectés par cette erreur.
Les états fi nanciers ont été préparés selon la convention du coût historique, à l'exception des instruments fi nanciers qui sont comptabilisés conformément au traitement des différentes catégories d'actifs et de passifs fi nanciers défi nis par la norme IAS 39.
Conformément à la norme IFRS 5, « Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées », les actifs ou groupes d'actifs destinés à être cédés font l'objet d'une présentation sur une ligne à part de l'état de situation fi nancière et sont évalués et comptabilisés au montant le plus bas entre leur valeur comptable et leur valeur de marché diminuée des coûts nécessaires à la réalisation de la vente.
Un actif est classé en actifs destinés à être cédés seulement si la vente est hautement probable dans un horizon de 12 mois, si l'actif est disponible en vue d'une vente immédiate dans son état actuel et si un plan de vente a été initié par le management avec un degré d'avancement suffi sant.
La crise fi nancière qui sévit depuis plusieurs mois, a conduit le Groupe à renforcer les procédures de suivi des risques et à intégrer une évaluation des risques, en particulier de contrepartie, dans l'évaluation des instruments fi nanciers. Cet environnement de crise et de volatilité extrême des marchés a été pris en considération par le Groupe dans les estimations comme les business plans et, lorsque pertinent, dans les différents taux d'actualisation utilisés à la fois pour les tests de valeur et les calculs des provisions.
La préparation des états fi nanciers nécessite l'utilisation d'estimations et d'hypothèses pour la détermination de la valeur des actifs et des passifs, l'évaluation des aléas positifs et négatifs à la date de clôture, ainsi que les produits et charges de l'exercice.
En raison des incertitudes inhérentes à tout processus d'évaluation, le Groupe révise ses estimations sur la base d'informations régulièrement mises à jour. Il est possible que les résultats futurs des opérations concernées diffèrent de ces estimations.
(1) Ces normes et interprétations n'étant pas encore adoptées par l'Union européenne, il s'agit d'une traduction libre.
NOTE 1 RÉSUMÉ DES MÉTHODES COMPTABLES
Les estimations signifi catives réalisées par le Groupe pour l'établissement des états fi nanciers portent principalement sur :
Les principales hypothèses et estimations utilisées pour déterminer la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris comprennent notamment les perspectives futures des marchés nécessaires à l'évaluation des fl ux de trésorerie futurs ainsi que les taux d'actualisation à appliquer.
Les valeurs utilisées refl ètent les meilleures estimations du management.
Des hypothèses et des estimations sont faites pour déterminer la valeur recouvrable des goodwills, des immobilisations incorporelles et corporelles, celles-ci portent en particulier sur les perspectives de marché, plus sensibles sur certaines activités, nécessaires à l'évaluation des fl ux de trésorerie et le taux d'actualisation à appliquer. Toute modifi cation de ces hypothèses pourrait avoir un effet signifi catif sur le montant de la valeur recouvrable et pourrait conduire à modifi er les pertes de valeur à comptabiliser.
Les paramètres qui ont une infl uence signifi cative sur le montant des provisions, et plus particulièrement – mais pas uniquement – celles relatives à la gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire et au démantèlement des sites de production nucléaires, de même que celles liées au démantèlement des infrastructures gazières en France, sont,
3 ainsi que le taux d'actualisation appliqué aux fl ux de trésorerie.
Ces paramètres sont établis sur la base des informations et estimations que la Société estime les plus appropriées à ce jour.
La modifi cation de certains paramètres pourrait conduire à une révision signifi cative des provisions comptabilisées. Toutefois, il n'y a aujourd'hui, à la connaissance du Groupe, aucun élément qui indiquerait que les paramètres retenus pris dans leur ensemble ne sont pas appropriés et il n'existe aucune évolution connue qui serait de nature à affecter de manière signifi cative les montants provisionnés.
L'évaluation des engagements pour retraite repose sur des calculs actuariels. Le Groupe estime que les hypothèses retenues pour évaluer les engagements sont appropriées et justifi ées. Cependant, toute modifi cation d'hypothèse pourrait avoir un impact signifi catif.
Pour évaluer à la juste valeur les instruments fi nanciers non cotés sur un marché, le Groupe doit utiliser des modèles de valorisation qui reposent sur un certain nombre d'hypothèses, dont la modifi cation pourrait avoir un impact signifi catif.
Le chiffre d'affaires réalisé sur les segments de clientèle qui font l'objet d'une relève de compteurs en cours d'exercice comptable, notamment la clientèle alimentée en basse tension (électricité) ou en basse pression (gaz), est estimé à la clôture à partir d'historiques, de statistiques de consommation et d'estimations de prix de vente. Pour les ventes sur des réseaux utilisés par des opérateurs multiples, le Groupe est tributaire de l'allocation des volumes d'énergie transitant sur les réseaux, réalisée par les gestionnaires des réseaux. Les allocations défi nitives ne sont parfois connues qu'avec plusieurs mois de retard, il en résulte une marge d'incertitude sur le chiffre d'affaires réalisé. Toutefois, le Groupe a développé des outils de mesure et de modélisation qui permettent d'estimer le chiffre d'affaires avec un degré de fi abilité satisfaisant et de vérifi er a posteriori que les risques d'erreurs dans l'estimation des quantités vendues et du chiffre d'affaires correspondant peuvent être considérés comme non signifi catifs. En France, le gaz livré non relevé et non facturé dit « Gaz en Compteurs » est déterminé sur la base d'une méthode directe prenant en compte une estimation de la consommation des clients, en fonction de leur dernière facture ou de leur dernière relève non facturée homogène avec l'allocation du gestionnaire de réseau de distribution sur la même période. Il est valorisé au prix moyen de l'énergie. Le prix moyen utilisé tient compte de la catégorie de clientèle et de l'ancienneté du gaz en compteurs. Ces estimations sont sensibles aux hypothèses retenues pour déterminer la quote-part de chiffre d'affaires non facturé à la date de clôture.
Des actifs d'impôt différé sont comptabilisés au titre des pertes fi scales reportables, lorsqu'il est probable que le Groupe disposera de bénéfi ces imposables futurs sur lesquels ces pertes fi scales non utilisées pourront être imputées. Les prévisions de bénéfi ces imposables et les consommations de reports défi citaires en résultant ont été élaborées à partir des projections de résultat telles que préparées dans le cadre du plan moyen terme, ainsi qu'à partir de projections complémentaires lorsque nécessaire.
Outre l'utilisation d'estimations, la Direction du Groupe a fait usage de jugement pour défi nir le traitement comptable adéquat de certaines activités et transactions notamment lorsque les normes et interprétations IFRS en vigueur ne traitent pas de manière précise des problématiques comptables concernées.
En particulier, le Groupe a exercé son jugement pour la comptabilisation des contrats de concession, la classifi cation des accords qui contiennent des contrats de location, la comptabilisation des acquisitions de participations ne donnant pas le contrôle antérieures au 1er janvier 2010, et la détermination des « activités normales », au regard d'IAS 39, des contrats d'achat et de vente d'électricité et de gaz.
Conformément à IAS 1, le Groupe présente séparément dans l'état de situation fi nancière les actifs courants et non courants, et les passifs courants et non courants. Au regard de la majorité des activités du Groupe, il a été considéré que le critère à retenir pour la classifi cation est le délai de réalisation de l'actif ou de règlement du passif : en courant si ce délai est inférieur à 12 mois et en non courant s'il est supérieur à 12 mois.
Les méthodes de consolidation utilisées par le Groupe sont l'intégration globale, l'intégration proportionnelle et la mise en équivalence :
L'évaluation du type de contrôle est réalisée au cas par cas et repose sur une analyse du contrôle, après prise en compte des cas de présomption précisés dans les normes IAS 27, 28 et 31.
Toutes les transactions et positions internes sont éliminées en consolidation.
La liste des principales sociétés consolidées par intégration globale, intégration proportionnelle ou mise en équivalence est présentée dans les notes aux états fi nanciers.
Les états fi nanciers consolidés du Groupe sont présentés en euro.
La monnaie fonctionnelle d'une entité est la monnaie de l'environnement économique dans lequel cette entité opère principalement. Dans la majorité des cas, la monnaie fonctionnelle correspond à la monnaie locale. Cependant, dans certaines entités, une monnaie fonctionnelle différente de la monnaie locale peut être retenue dès lors qu'elle refl ète la devise des principales transactions et de l'environnement économique de l'entité.
Les opérations en monnaies étrangères sont converties dans la monnaie fonctionnelle au cours du jour de la transaction. À chaque arrêté comptable :
L'état de situation fi nancière est converti en euros au taux de change en vigueur à la clôture de l'exercice. Le résultat et les fl ux de trésorerie sont convertis sur la base des taux de change moyens. Les différences résultant de la conversion des états fi nanciers de ces fi liales sont enregistrées en « écarts de conversion » au sein des autres éléments du résultat global.
Les écarts d'acquisition et ajustements de juste valeur provenant de l'acquisition d'une entité étrangère sont considérés comme des actifs et passifs de l'entité étrangère. Ils sont donc exprimés dans la monnaie fonctionnelle de l'entité et sont convertis au taux de clôture.
Les regroupements d'entreprises réalisés avant le 1er janvier 2010 ont été comptabilisés selon la norme IFRS 3 avant révision. Conformément à la norme IFRS 3 révisée, ces regroupements d'entreprises n'ont pas été retraités.
Depuis le 1er janvier 2010, le Groupe applique la méthode dite de l'acquisition telle que décrite dans IFRS 3 révisée. En application de cette méthode, le Groupe comptabilise à la date de prise de contrôle les actifs acquis et passifs repris identifi ables à leur juste valeur, ainsi que toute participation ne donnant pas le contrôle dans l'entreprise acquise. Ces participations ne donnant pas le contrôle sont évaluées soit à la juste valeur, soit à la part proportionnelle dans l'actif net identifi able. Le Groupe détermine au cas par cas l'option qu'il souhaite appliquer pour comptabiliser ces participations ne donnant pas le contrôle.
Les immobilisations incorporelles sont comptabilisées au coût diminué du cumul des amortissements et éventuelles pertes de valeur.
L'application au 1er janvier 2010 de la norme IFRS 3 révisée conduit à distinguer les regroupements réalisés avant ou après cette date.
Les goodwills représentent la différence entre le coût du regroupement d'entreprises (prix d'acquisition des titres majoré des coûts annexes directement attribuables à l'acquisition) et la part du Groupe dans la juste valeur des actifs, passifs et passifs éventuels identifi ables de l'entreprise acquise à la date de prise de contrôle (sauf si la prise de contrôle est faite par étapes).
Dans le cas d'une prise de contrôle par achats successifs de titres d'une fi liale, le Groupe a déterminé un goodwill pour chaque transaction sur la base de la juste valeur des actifs, passifs et passifs éventuels identifi ables acquis à chaque date d'échange.
Le goodwill est évalué comme étant l'excédent du total de :
par rapport au solde net des justes valeurs des actifs acquis et des passifs repris identifi ables.
Le montant du goodwill reconnu lors de la prise de contrôle ne peut être ajusté après la fi n de la période d'évaluation.
Les goodwills relatifs aux participations dans les entreprises associées sont inscrits dans la rubrique « Participations dans les entreprises associées ».
Les goodwills ne sont pas amortis mais font l'objet de tests de perte de valeur une fois par an, ou plus fréquemment s'il existe des indices de pertes de valeur identifi és. Ces goodwills sont testés au niveau d'Unités Génératrices de Trésorerie (UGT) ou de regroupements d'UGT qui constituent des ensembles homogènes générant conjointement des fl ux de trésorerie largement indépendants des fl ux de trésorerie générés par les autres UGT.
Les modalités de réalisation de ces tests de perte de valeur sont présentées dans le paragraphe 1.5.8 « Perte de valeur des immobilisations corporelles et incorporelles ».
Les pertes de valeur relatives à des goodwills ne sont pas réversibles et sont présentées sur la ligne « Pertes de valeur sur actifs » du compte de résultat.
Les pertes de valeur des goodwills relatifs à des entreprises associées sont présentées en « Quote-part de résultat des entreprises associées ».
Les frais de recherche sont comptabilisés en charges dans l'exercice au cours duquel ils sont encourus.
Les frais de développement sont comptabilisés à l'actif dès lors que les critères de reconnaissance d'un actif tels qu'édictés par IAS 38 sont remplis. Dans ce cas, l'immobilisation incorporelle provenant du développement est amortie sur sa durée d'utilité. Compte tenu des activités du Groupe, les montants comptabilisés en tant que frais de développement à l'actif de l'état de situation fi nancière sont peu signifi catifs.
Les autres immobilisations incorporelles comprennent notamment :
L'amortissement des immobilisations incorporelles est constaté en fonction du rythme attendu de la consommation des avantages économiques futurs de l'actif. Les amortissements sont calculés, essentiellement sur base du mode linéaire, en fonction des durées d'utilité suivantes (en années) :
| Minimum | Maximum | |
|---|---|---|
| Infrastructure concessions | 10 | 65 |
| Portefeuille clients | 10 | 40 |
| Autres immobilisations incorporelles | 1 | 40 |
Certaines immobilisations incorporelles (marque, droits d'eau…), dont la durée d'utilité est indéfi nie, ne sont pas amorties.
Les immobilisations corporelles sont comptabilisées à leur coût historique d'acquisition, de production ou d'entrée dans le Groupe, sous déduction des amortissements cumulés et des pertes de valeur constatées.
La valeur comptable des immobilisations corporelles ne fait l'objet d'aucune réévaluation, le Groupe n'ayant pas choisi la méthode alternative permettant de réévaluer de façon régulière une ou plusieurs catégories d'immobilisations corporelles.
Les subventions pour investissements sont portées en déduction de la valeur brute des immobilisations au titre desquelles elles ont été reçues.
En application d'IAS 16, le coût de l'actif comprend, lors de sa comptabilisation initiale, les coûts de démantèlement et de remise en état de site dès lors qu'il existe à la date d'entrée une obligation actuelle, légale ou implicite de démanteler ou de restaurer le site. Une provision est alors constatée en contrepartie d'un composant de l'actif au titre du démantèlement.
Les immobilisations corporelles fi nancées au moyen de contrats de location-fi nancement sont présentées à l'actif pour la valeur de marché ou la valeur actualisée des paiements futurs si elle est inférieure. La dette correspondante est inscrite en dettes fi nancières. Ces immobilisations sont également amorties selon le mode d'amortissement et les durées d'utilité décrits ci-dessous.
Le Groupe applique IAS 23 qui consiste à incorporer dans le coût de l'actif correspondant les coûts d'emprunts encourus pendant la période de construction de l'actif qualifi é.
Le gaz « coussin », injecté dans les réservoirs souterrains, est indispensable au fonctionnement des stockages souterrains et indissociable de ces installations. C'est pourquoi, à la différence du gaz « utile » comptabilisé en stock, il est enregistré en immobilisations. Il est valorisé au coût d'achat moyen majoré des coûts de regazéifi cation, de transport et d'injection.
En application de l'approche par composants, le Groupe utilise des durées d'amortissement différenciées pour chacun des composants signifi catifs d'un même actif immobilisé dès lors que l'un de ces composants a une durée d'utilité différente de l'immobilisation principale à laquelle il se rapporte.
Les amortissements sont calculés essentiellement sur base du mode linéaire sur les durées normales d'utilité suivantes :
| Principales durées d'amortissement (années) | Minimum | Maximum |
|---|---|---|
| Installations techniques | ||
| • Énergie | ||
| Stockage - Production - Transport - Distribution | 5 | 60 * |
| Installation - Maintenance | 3 | 10 |
| Aménagements hydrauliques | 20 | 65 |
| • Environnement | 2 | 70 |
| Autres immobilisations corporelles | 2 | 33 |
* Hors gaz coussin.
La fourchette constatée sur les durées d'amortissement résulte de la diversité des immobilisations concernées. Les durées minima concernent le petit matériel et le mobilier, les durées maxima s'appliquent aux réseaux d'infrastructures et stockage. Conformément à la loi du 31 janvier 2003 adoptée par la Chambre des Représentants de Belgique, relative à « la sortie progressive de l'énergie nucléaire à des fi ns de production industrielle d'électricité », les centrales nucléaires sont amorties sur 40 ans de manière prospective depuis l'exercice 2003.
Concernant les droits d'exploitation hydraulique, les aménagements sont amortis sur la durée la plus courte entre le contrat d'exploitation et la durée d'utilité des biens en tenant compte du renouvellement des contrats si ce dernier est estimé raisonnablement certain par le Groupe.
Le Groupe applique la norme IFRS 6 - Prospection et évaluation de ressources minérales.
Les dépenses d'études géologiques et géophysiques sont enregistrées en charges dans l'exercice au cours duquel elles sont exposées.
Les coûts d'exploration (autres que les dépenses d'études géologiques ou géophysiques) sont temporairement immobilisés dans l'attente de déterminer la faisabilité technique et la viabilité commerciale des réserves. Ce coût des forages d'exploration est NOTE 1 RÉSUMÉ DES MÉTHODES COMPTABLES
temporairement immobilisé quand les deux conditions suivantes sont réunies :
Selon cette méthode dite des « successful efforts », à l'issue du programme d'exploration, lorsque le puits d'exploration a permis de confi rmer avec certitude l'existence de réserves commercialisables, ces montants sont inscrits en immobilisations corporelles et amortis sur la durée de production des réserves ; dans le cas contraire, ils sont comptabilisés en charges.
Le calcul d'amortissement débute à partir de la mise en production des champs.
Les immobilisations de production, y compris les coûts de remise en état des sites, sont amorties selon la méthode à l'unité de production (UOP – « unit of production method ») au rythme de l'épuisement du champ (déplétion) sur la base des réserves prouvées développées.
L'interprétation SIC 29 – Accords de concession de services – Informations à fournir, traite des informations concernant les contrats de concession à donner dans les Notes aux comptes, tandis que IFRIC 12 traite de la comptabilisation de certains contrats de concession par le concessionnaire.
Ces interprétations précisent les caractéristiques communes aux contrats de concession :
Pour qu'un contrat de concession soit inclus dans le périmètre de l'interprétation IFRIC 12, l'utilisation de l'infrastructure doit être contrôlée par le concédant. Le contrôle de l'utilisation de l'infrastructure par le concédant est assuré quand les deux conditions suivantes sont remplies :
En application d'IFRIC 12, les droits du concessionnaire sur les infrastructures des contrats de concession sont comptabilisés selon la nature du débiteur. Ainsi :
Le terme « en substance » signifi e que l'identité du payeur n'est pas en soit le critère déterminant mais qu'en fait, il convient de déterminer qui est le véritable débiteur fi nal.
Ainsi, dans le cas où la collectivité paye le Groupe mais n'est en fait qu'un simple intermédiaire collecteur de tarifs et ne donne pas de garantie sur les montants qui seront versés (accord de simple « pass through »), il convient de considérer qu'en substance, les usagers payent et que le modèle « actif incorporel » doit être retenu.
En revanche, dans le cas où les usagers payent le Groupe mais où, en fait, la collectivité garantit les montants qui seront versés pendant la durée du contrat (via, par exemple, un Taux de Rendement Interne garanti), il convient de considérer qu'en substance, c'est la collectivité qui paye et que c'est le modèle « actif fi nancier » qui doit être retenu. En pratique, le modèle fi nancier concerne principalement les contrats BOT (« Build Operate Transfer ») signés avec des collectivités et relatifs à des services publics (assainissement d'eau, incinération d'ordures ménagères).
En application de ces principes :
NOTE 1 RÉSUMÉ DES MÉTHODES COMPTABLES
– lorsque seule une part de l'investissement fait l'objet d'un engagement de paiement de la part du concédant, cette part est comptabilisée en actif fi nancier à hauteur du montant garanti par le concédant et en immobilisation incorporelle pour le solde selon un modèle qualifi é de mixte.
Les dépenses de renouvellement correspondent à des obligations prévues aux contrats dont les modalités peuvent différer (obligation de remise en état contractuelle, plan de renouvellement contractuel, compte de suivi contractuel…).
Elles sont comptabilisées soit à l'actif de l'état de situation fi nancière en tant qu'actif incorporel ou actif fi nancier suivant le modèle applicable au contrat si elles génèrent des avantages économiques futurs (renouvellement améliorant), soit en charges dans le cas inverse (renouvellement à l'identique).
Les dépenses de renouvellement à l'identique font l'objet de la comptabilisation d'un actif ou d'un passif de renouvellement lorsque, à une date donnée, il existe un décalage temporel entre l'engagement contractuel et sa réalisation.
Les montants sont calculés par contrat en fonction des obligations de chaque contrat.
Certaines infrastructures de concession ne répondant pas aux critères d'IFRIC 12 restent classées en tant qu'immobilisations corporelles.
Cette analyse s'applique au cas particulier de la distribution de gaz en France. En effet, les actifs concernés ont été comptabilisés selon IAS 16 dans la mesure où GrDF exploite son réseau sous un régime de concessions à long terme qui sont pour la quasi-totalité obligatoirement renouvelées à l'échéance conformément à la loi n° 46-628 du 8 avril 1946.
Conformément à IAS 36, lorsque des événements ou modifi cations d'environnement de marché ou des éléments internes indiquent un risque de perte de valeur des immobilisations incorporelles ou corporelles, celles-ci font l'objet d'un test de perte de valeur. Dans le cas des immobilisations incorporelles non amorties, les tests de perte de valeur sont réalisés annuellement.
Ce test de perte de valeur n'est effectué pour les immobilisations corporelles et incorporelles à durée d'utilité défi nie que lorsqu'il existe des indices révélant une altération de leur valeur. Celle-ci provient en général de changements importants dans l'environnement de l'exploitation des actifs ou d'une performance économique inférieure à celle attendue.
Les principaux indices de perte de valeur retenus par le Groupe sont :
– changements importants intervenus dans l'environnement économique, technologique, politique ou du marché sur lequel l'entreprise opère ou auquel l'actif est dévolu,
– baisse de la demande,
Ces immobilisations corporelles ou incorporelles sont testées au niveau du regroupement d'actifs pertinent (actif isolé ou Unité Génératrice de Trésorerie) déterminé conformément aux prescriptions d'IAS 36. Dans le cas où le montant recouvrable est inférieur à la valeur nette comptable, une perte de valeur est comptabilisée pour la différence entre ces deux montants. La comptabilisation d'une perte de valeur entraîne une révision de la base amortissable et éventuellement du plan d'amortissement des immobilisations concernées.
Les pertes de valeur relatives aux immobilisations corporelles ou incorporelles peuvent être reprises ultérieurement si la valeur recouvrable redevient plus élevée que la valeur nette comptable. La valeur de l'actif après reprise de la perte de valeur est plafonnée à la valeur comptable qui aurait été déterminée nette des amortissements si aucune perte de valeur n'avait été comptabilisée au cours des exercices antérieurs.
Pour examiner la valeur recouvrable des immobilisations corporelles et incorporelles, elles sont, le cas échéant, regroupées dans des Unités Génératrices de Trésorerie (UGT) dont on pourra comparer les valeurs comptables et les valeurs recouvrables.
En ce qui concerne les entités opérationnelles pour lesquelles le Groupe s'inscrit dans une logique de continuité d'exploitation et de détention durable, la valeur recouvrable d'une UGT correspond à la valeur d'utilité ou à la juste valeur diminuée des coûts de sortie lorsque celle-ci est plus élevée. Les valeurs d'utilité sont essentiellement déterminées à partir de projections actualisées de fl ux de trésorerie d'exploitation et d'une valeur terminale. Des méthodes usuelles d'évaluation sont mises en œuvre pour lesquelles les principales données économiques retenues sont :
Ces taux d'actualisation sont des taux après impôts appliqués à des fl ux de trésorerie après impôts. Leur utilisation aboutit à la détermination de valeurs recouvrables identiques à celles obtenues en utilisant des taux avant impôt à des fl ux de trésorerie non fi scalisés, comme demandé par la norme IAS 36.
En ce qui concerne les entités opérationnelles pour lesquelles une décision de cession est prise par le Groupe, la valeur comptable des actifs concernés est ramenée à leur valeur de marché estimée nette des coûts de cession. Dans le cas où des négociations sont en cours, celle-ci est déterminée par référence à la meilleure estimation pouvant être faite, à la date de clôture, de leur issue.
En cas de perte de valeur, celle-ci est inscrite sur la ligne « Perte de valeur sur actifs » du compte de résultat.
Dans le cadre de ses différentes activités, le Groupe utilise des actifs mis à sa disposition en vertu de contrats de location.
Ces contrats de location font l'objet d'une analyse au regard des situations décrites et indicateurs fournis dans IAS 17 afi n de déterminer s'il s'agit de contrats de location simple ou de contrats de location-fi nancement.
Les contrats de location-fi nancement sont des contrats qui transfèrent la quasi-totalité des risques et avantages de l'actif considéré au preneur. Tous les contrats de location qui ne correspondent pas à la défi nition d'un contrat de locationfi nancement sont classés en tant que contrats de location simple.
Les principaux indicateurs examinés par le Groupe afi n d'apprécier si un contrat de location transfère la quasi-totalité des risques et avantages sont les suivants : existence d'une clause de transfert automatique ou d'option de transfert de propriété, conditions d'exercice de cette clause, comparaison entre la durée du contrat et la durée de vie estimée du bien, spécifi cité de l'actif utilisé, et comparaison de la valeur actualisée des paiements futurs au titre du contrat avec la juste valeur du bien.
Lors de la comptabilisation initiale, les actifs utilisés dans le cadre de contrats de location-fi nancement sont comptabilisés en immobilisations corporelles avec pour contrepartie une dette fi nancière. L'actif est comptabilisé à la juste valeur de l'actif loué à la date de commencement du contrat ou, si celle-ci est inférieure, à la valeur actualisée des paiements minimaux.
Les paiements effectués au titre de contrats de location simple sont comptabilisés en charges dans le compte de résultat sur une base linéaire sur la durée du contrat de location.
IFRIC 4 traite des modalités d'identifi cation des contrats de service, d'achat ou de vente « take-or-pay » qui, sans revêtir une forme juridique de contrat de location, confèrent aux clients/fournisseurs le droit d'utilisation d'un actif ou ensemble d'actifs en contrepartie de paiements fi xés. Les contrats ainsi identifi és doivent être assimilés à des contrats de location et doivent être analysés en tant que tels pour être qualifi és soit de contrat de location simple soit de contrat de location-fi nancement. Dans ce dernier cas, il convient de constater une créance fi nancière pour refl éter le fi nancement porté par le Groupe lorsqu'il est considéré comme crédit-bailleur vis-à-vis de ses clients.
Le Groupe est concerné par cette interprétation principalement au titre de :
Les stocks sont évalués au plus faible de leur coût et de la valeur nette de réalisation. La valeur nette de réalisation correspond au prix de vente estimé dans le cours normal de l'activité, diminué des coûts attendus pour l'achèvement ou la réalisation de la vente.
Le coût des stocks est déterminé en utilisant soit la méthode du premier entré – premier sorti, soit en utilisant la méthode du coût moyen pondéré.
Le combustible nucléaire acquis est consommé dans le cadre du processus de production d'électricité sur plusieurs années. La consommation de ce stock de combustible nucléaire est constatée au prorata des estimations de quantité d'électricité produite par unité de combustible.
Le gaz injecté dans les réservoirs souterrains comprend le gaz « utile », soutirable sans avoir de conséquences préjudiciables à l'exploitation ultérieure des réservoirs, et le gaz « coussin », indissociable des stockages souterrains et indispensable à leur fonctionnement (cf. Immobilisations corporelles).
Le gaz « utile » est comptabilisé en stocks. Il est valorisé au coût moyen pondéré d'achat en entrée de réseau de transport, y compris le coût de regazéifi cation, toutes origines confondues.
Les sorties de stocks du Groupe sont évaluées selon la méthode du coût unitaire moyen pondéré (CUMP).
Une perte de valeur est enregistrée lorsque la valeur nette de réalisation est inférieure au coût moyen pondéré.
Dans le cadre de la Directive européenne 2003/87/CE établissant un système d'échange de quotas d'émission de gaz à effet de serre (GES) dans l'Union européenne, des quotas d'émission de GES ont été alloués à titre gratuit à plusieurs sites industriels du Groupe. Les sites visés sont tenus de restituer un nombre de quotas égal au total des émissions des gaz à effet de serre constatées lors de l'année écoulée. Afi n de couvrir un éventuel défi cit de quotas, le Groupe peut être amené à acheter des quotas sur les marchés d'échange de droits à polluer.
En l'absence de principes IFRS spécifi ques défi nissant le traitement comptable à adopter, le Groupe a décidé d'appliquer les principes suivants concernant les problématiques comptables relatives aux quotas de GES :
À la clôture, en cas d'insuffi sance de quotas pour couvrir les émissions de GES de l'exercice, le Groupe constitue un passif. Ce passif est évalué sur la base du prix de marché à la clôture des quotas restant à acquérir.
Les instruments fi nanciers sont comptabilisés et évalués conformément à IAS 32 et IAS 39.
Ils comprennent les titres disponibles à la vente, les prêts et créances au coût amorti, y compris les créances clients et comptes rattachés et les actifs fi nanciers évalués en juste valeur par résultat, dont les instruments fi nanciers dérivés. Les actifs fi nanciers sont ventilés dans l'état de situation fi nancière entre actifs non courants et courants.
La catégorie « titres disponibles à la vente » comprend les participations du Groupe dans des sociétés non consolidées et les titres de capitaux propres ou de dettes ne satisfaisant pas aux critères de classement dans les autres catégories (voir infra). Le coût de revient est déterminé selon la méthode du coût unitaire moyen pondéré.
Lors de leur comptabilisation initiale, ces actifs sont comptabilisés à leur juste valeur, c'est-à-dire généralement à leur coût d'acquisition majoré des coûts de transaction.
Aux dates de clôture, les titres disponibles à la vente sont évalués à leur juste valeur. Pour les actions de sociétés cotées, cette juste valeur est déterminée sur la base du cours de Bourse à la date de clôture considérée. Pour les titres non cotés la juste valeur est évaluée à partir de modèles d'évaluation basés principalement sur les dernières opérations de marché, l'actualisation de dividendes ou fl ux de trésorerie et la valeur de l'actif net. Les variations de juste valeur sont comptabilisées directement en autres éléments du résultat global sauf lorsque la baisse de valeur par rapport au coût d'acquisition historique est jugée suffi samment signifi cative ou prolongée pour impliquer une perte de valeur le cas échéant. Dans ce dernier cas, une perte de valeur est comptabilisée en résultat sur la ligne « Pertes de valeur sur actifs ». Seules les pertes de valeur sur des instruments de dettes (titres de dette/obligations) peuvent être reprises par résultat.
La catégorie « Prêts et créances au coût amorti » comprend principalement les créances rattachées à des participations, des avances en compte courant consenties à des entités associées ou non consolidées, des dépôts de garantie ainsi que les créances clients et autres débiteurs.
Lors de leur comptabilisation initiale, ces prêts et créances sont comptabilisés à leur juste valeur majorée des coûts de transaction. À chaque date de clôture, ces actifs sont évalués au coût amorti en appliquant la méthode dite du taux d'intérêt effectif.
Lors de leur comptabilisation initiale, les créances clients et autres débiteurs sont comptabilisées à leur juste valeur, ce qui dans la plupart des cas correspond à leur valeur nominale. Une perte de valeur est constituée en fonction du risque de non-recouvrement. Les montants dus par les clients au titre des contrats de construction sont repris dans cette rubrique.
Ces actifs fi nanciers répondent aux critères d'IAS 39 de qualifi cation ou de désignation.
Il s'agit essentiellement de titres détenus à des fi ns de transaction et de placement à court terme ne satisfaisant pas aux critères de classement en trésorerie ou équivalent de trésorerie (se reporter au § 1.5.12). Ces actifs fi nanciers sont évalués à la juste valeur à la date de clôture et les variations de juste valeur sont comptabilisées en résultat.
Les passifs fi nanciers comprennent les dettes fi nancières, les dettes fournisseurs et comptes associés, les instruments fi nanciers dérivés ainsi que les autres passifs fi nanciers.
Les passifs fi nanciers sont ventilés dans l'état de situation fi nancière entre passifs non courants et courants. Les passifs fi nanciers courants comprennent principalement :
Les emprunts et autres passifs fi nanciers sont évalués selon la méthode du coût amorti en utilisant le taux d'intérêt effectif de l'emprunt.
Lors de leur comptabilisation initiale, les primes/décotes d'émission, primes/décotes de remboursement et frais d'émission sont comptabilisées en augmentation ou diminution de la valeur nominale des emprunts concernés. Ces primes et frais d'émission sont pris en compte dans le calcul du taux d'intérêt effectif et sont donc constatés en résultat de façon actuarielle sur la durée de vie de l'emprunt.
Dans le cas de dettes structurées sans composante capitaux propres, le Groupe peut être amené à séparer un instrument dérivé dit « incorporé ». Les conditions selon lesquelles les dérivés incorporés doivent être comptabilisés séparément sont précisées ci-après. En cas de séparation d'un dérivé incorporé, la valeur comptable initiale de la dette structurée est ventilée en une composante « dérivé incorporé », à hauteur de la juste valeur de l'instrument dérivé incorporé, et une composante « passif fi nancier » déterminée par différence entre le montant de l'émission et la juste valeur du dérivé incorporé. Cette séparation des composantes de l'instrument lors de la comptabilisation initiale ne donne lieu à la comptabilisation d'aucun profi t ni perte.
Ultérieurement, la dette est comptabilisée au coût amorti selon la méthode du taux d'intérêt effectif tandis que le dérivé est évalué à la juste valeur, et les variations de juste valeur sont comptabilisées en résultat.
NOTE 1 RÉSUMÉ DES MÉTHODES COMPTABLES
Les autres passifs fi nanciers comprennent notamment les puts sur participations ne donnant pas le contrôle consentis par le Groupe.
En l'absence de précisions dans les textes IFRS, et au vu des recommandations de l'AMF pour la clôture 2009, le Groupe a décidé de conserver ses méthodes comptables antérieures pour les instruments comptabilisés avant le 1er janvier 2010 :
Le Groupe utilise des instruments fi nanciers dérivés pour gérer et réduire son exposition aux risques de marché provenant de la fl uctuation des taux d'intérêt, des cours de change, et des prix des matières premières, en particulier sur les marchés du gaz et de l'électricité. Le recours à des produits dérivés s'exerce dans le cadre d'une politique Groupe en matière de gestion des risques de taux, change et matières premières.
Les instruments fi nanciers dérivés sont des contrats, dont la valeur est affectée par la variation d'un ou plusieurs paramètres observables, qui ne requièrent pas d'investissement signifi catif et prévoient un règlement à une date future.
Les instruments fi nanciers dérivés couvrent ainsi les contrats de type swaps, options, futures, swaptions, mais également les engagements d'achat ou vente à terme de titres cotés ou non cotés ainsi que certains engagements fermes ou optionnels d'achat ou vente d'actifs non fi nanciers donnant lieu à livraison physique du sous-jacent.
Concernant plus particulièrement les contrats d'achat et de vente d'électricité et de gaz naturel, le Groupe conduit systématiquement une analyse visant à déterminer si le contrat a été négocié dans le cadre de ses activités dites « normales », et doit ainsi être exclu du champ d'application de la norme IAS 39. Cette analyse consiste en premier lieu à démontrer que le contrat est mis en place et continue à être détenu afi n de donner lieu à un achat ou une vente avec livraison physique, pour des volumes destinés à être utilisés ou vendus par le Groupe selon une échéance raisonnable, dans le cadre de son exploitation.
En complément, il convient de démontrer que :
Seuls les contrats respectant l'intégralité de ces conditions sont considérés comme exclus du champ d'application d'IAS 39. Cette analyse donne lieu à la constitution d'une documentation spécifi que.
Un dérivé incorporé est une composante d'un contrat dit « hôte » qui répond à la défi nition d'un instrument dérivé et dont les caractéristiques économiques ne sont pas étroitement liées à celles du contrat hôte.
Au niveau du Groupe, les principaux contrats susceptibles de contenir des dérivés dits incorporés sont les contrats contenant des clauses ou options pouvant affecter le prix, le volume ou la maturité du contrat. Il s'agit en particulier des contrats d'achat ou de vente d'actifs non fi nanciers dont le prix est susceptible d'être révisé en fonction d'un index, du cours d'une monnaie étrangère ou du prix d'un autre actif que celui sous-jacent au contrat.
Les dérivés incorporés font l'objet d'une comptabilisation séparée dès lors :
Lorsqu'un dérivé incorporé à un contrat hôte est séparé, il est évalué dans l'état de situation fi nancière à la juste valeur et les variations de juste valeur sont enregistrées en résultat (lorsque le dérivé incorporé n'est pas documenté dans une relation de couverture).
Les instruments fi nanciers dérivés qualifi és d'instruments de couverture sont systématiquement comptabilisés dans l'état de situation fi nancière à leur juste valeur. Néanmoins, leur mode de comptabilisation varie selon qu'ils sont qualifi és de :
3 couverture de juste valeur d'un actif ou passif ;
Une couverture de juste valeur permet de se prémunir contre le risque provenant des variations de juste valeur d'actifs, de passifs, tels que prêts et emprunts à taux fi xe ou d'actifs, de passifs ou d'engagements fermes en devises étrangères.
Les variations de juste valeur de l'instrument de couverture sont enregistrées en résultat de la période. De manière symétrique, l'élément couvert est réévalué au titre du risque couvert par le résultat de la période même si l'élément couvert est normalement dans une catégorie dans laquelle les variations de juste valeur sont comptabilisées en autres éléments du résultat global. Ces deux réévaluations se compensent au sein du compte de résultat, au montant près de la part ineffi cace de la couverture.
Il s'agit de la couverture d'une exposition provenant du risque de variation future d'un ou plusieurs fl ux de trésorerie affectant le résultat consolidé. Les fl ux de trésorerie couverts peuvent provenir de contrats sur actifs fi nanciers ou non fi nanciers déjà traduits dans l'état de situation fi nancière, ou de transactions futures non encore traduites dans l'état de situation fi nancière, dès lors que ces transactions présentent un caractère hautement probable.
Les variations de juste valeur de l'instrument fi nancier dérivé sont comptabilisées nettes d'impôt en autres éléments du résultat global pour la part effi cace et en résultat de la période pour la part ineffi cace. Les gains ou pertes accumulés en capitaux propres doivent être reclassés en résultat dans la même rubrique que l'élément couvert – à savoir résultat opérationnel courant pour les couvertures de fl ux d'exploitation et résultat fi nancier pour les autres couvertures – pendant les mêmes périodes au cours desquelles le fl ux de trésorerie couvert affecte le résultat.
Si la relation de couverture est interrompue, notamment parce qu'elle n'est plus considérée comme effi cace, les gains ou pertes accumulés au titre de l'instrument dérivé sont maintenus en capitaux propres jusqu'à l'échéance de la transaction couverte, sauf si l'entité s'attend à ce que la transaction prévue ne se réalise pas : les gains et pertes comptabilisés en capitaux propres sont alors reclassés immédiatement au compte de résultat.
De façon similaire à la couverture de fl ux de trésorerie, les variations de juste valeur de l'instrument fi nancier dérivé sont comptabilisées nettes d'impôt en autres éléments du résultat global pour la part effi cace attribuable au risque de change couvert et en résultat pour la part ineffi cace. Les gains ou pertes accumulés en capitaux propres sont repris en résultat à la date de liquidation ou de cession de l'investissement net.
Le Groupe identifi e l'instrument fi nancier de couverture et l'élément couvert dès la mise en place de la couverture et documente formellement la relation de couverture en identifi ant la stratégie de couverture, le risque couvert et la méthode utilisée pour évaluer l'effi cacité de la couverture. Seuls les instruments dérivés négociés avec des contreparties externes au Groupe sont considérés comme éligibles à la comptabilité de couverture.
Dès l'initiation et de manière continue durant tous les exercices pour lesquels la couverture a été désignée, le Groupe démontre et documente l'effi cacité de la relation de couverture. Les couvertures sont considérées comme effi caces lorsque la compensation des variations de juste valeur ou de fl ux de trésorerie entre élément de couverture et élément couvert se situe dans une fourchette comprise entre 80 et 125%.
La démonstration de l'effi cacité des couvertures est conduite de façon prospective et rétrospective. Elle est établie par recours à différentes méthodologies, principalement fondées sur la comparaison entre variations de juste valeur ou de fl ux de trésorerie sur l'élément couvert et sur l'instrument de couverture. Le Groupe retient également les méthodes fondées sur les analyses de corrélation statistique entre historiques de prix.
Il s'agit notamment des instruments fi nanciers dérivés correspondant à des couvertures économiques mais qui n'ont pas été ou ne sont plus documentés dans des relations de couverture comptable.
Lorsqu'un instrument fi nancier dérivé n'a pas été (ou n'est plus) qualifi é de couverture, ses variations de juste valeur successives sont comptabilisées directement en résultat de la période, au sein d'une rubrique spécifi que « Marked to Market » ou « MtM sur instruments fi nanciers à caractère opérationnel » sous le résultat opérationnel courant pour les instruments dérivés sur actifs non fi nanciers, et en résultat fi nancier pour les instruments dérivés de change, de taux ou sur actions.
Les instruments fi nanciers dérivés non qualifi és de couverture sont présentés dans l'état de situation fi nancière en courant pour les instruments de négoce pour compte propre sur matière première et pour les dérivés à échéance de moins de 12 mois, et en non courant pour les autres.
La juste valeur des instruments cotés sur un marché actif est déterminée par référence à leur cotation. Dans ce cas, ces instruments sont présentés en niveau 1 d'évaluation de juste valeur.
La juste valeur des instruments fi nanciers non cotés pour lesquels il existe des données observables sur un marché est déterminée en utilisant des techniques d'évaluation telles que les modèles d'évaluation retenus pour les options ou en utilisant la méthode des fl ux de trésorerie actualisés.
Les modèles utilisés pour évaluer ces instruments intègrent des hypothèses basées sur des données du marché :
NOTE 1 RÉSUMÉ DES MÉTHODES COMPTABLES
Ces instruments sont présentés en niveau 2 d'évaluation de juste valeur, sauf dans le cas où leur évaluation dépend signifi cativement de paramètres non observables. Dans ce dernier cas ils sont présentés en niveau 3 d'évaluation de juste valeur. Il s'agit le plus souvent d'instruments fi nanciers dérivés dont la maturité excède l'horizon d'observabilité des prix à terme du sous-jacent ou dont certains paramètres tels que la volatilité du sous-jacent n'étaient pas observables.
La trésorerie comprend les disponibilités ainsi que les placements à court terme qui sont considérés comme liquides, convertibles en un montant de trésorerie connu et qui sont soumis à un risque négligeable de changement de valeur au regard des critères prévus par IAS 7.
Les découverts sont exclus de la notion de trésorerie et équivalents de trésorerie et sont comptabilisés en tant que dettes fi nancières courantes.
Les titres d'autocontrôle sont enregistrés pour leur coût d'acquisition en diminution des capitaux propres. Les résultats de cession de ces titres sont imputés directement dans les capitaux propres et ne contribuent pas au résultat de l'exercice.
IFRS 2 prescrit de constater en charge de personnel les services rémunérés par des paiements fondés sur des actions. Ces services sont évalués à la juste valeur des instruments accordés.
Cette rémunération peut prendre la forme soit d'instruments réglés en actions, soit d'instruments réglés en trésorerie.
Les options octroyées aux salariés du Groupe sont évaluées à la date d'attribution en utilisant un modèle de valorisation binomial pour les options simples ou un modèle Monte Carlo pour celles comportant des conditions de performances externes. Ces modèles permettent de tenir compte des caractéristiques du plan (prix d'exercice, période d'exercice, conditions de performance le cas échéant), des données de marché lors de l'attribution (taux sans risque, cours de l'action, volatilité, dividendes attendus) et d'une hypothèse comportementale des bénéfi ciaires. Cette option est enregistrée en charges de personnel sur la période d'acquisition des droits en contrepartie des capitaux propres.
La juste valeur des plans d'attributions gratuites d'actions est estimée sur la base du cours de l'action à la date d'attribution, en tenant compte de l'absence de dividende sur la période d'acquisition des droits, du taux de rotation de la population concernée par chaque plan et de la probabilité de la performance du Groupe. L'estimation de la juste valeur des plans tient compte également de l'incessibilité de ces instruments. La charge est étalée sur la période d'acquisition des droits en contrepartie des capitaux propres.
Pour les actions de performance, attribuées de manière discrétionnaire et comportant des conditions de performance externes, un modèle Monte Carlo est utilisé.
Les plans d'épargne entreprise consistent à offrir aux salariés la possibilité de souscrire à une augmentation de capital réservée à une valeur décotée par rapport au cours de Bourse. La juste valeur des instruments accordés par les plans d'épargne entreprise est estimée à la date d'attribution en fonction de la valeur de la décote accordée aux salariés et de l'incessibilité des actions souscrites. S'agissant de la comptabilisation d'un service rendu, la charge est enregistrée sans étalement en contrepartie des capitaux propres.
Dans certains cas où la législation locale ne permet pas l'utilisation de plans d'épargne entreprise, les instruments accordés sont des droits à l'appréciation du titre (appelés SAR, share appreciation rights). Ces instruments étant réglés en trésorerie, leur juste valeur est enregistrée en charge sur la période d'acquisition des droits en contrepartie d'une dette vis-à-vis du personnel.
La variation de juste valeur de la dette est constatée en résultat de chaque exercice.
Selon les lois et usages de chaque pays, les sociétés du Groupe ont des obligations en termes de retraites, préretraites, indemnités de départ et régimes de prévoyance. Ces obligations existent généralement en faveur de l'ensemble des salariés des sociétés concernées.
Les modalités d'évaluation et de comptabilisation suivies par le Groupe concernant les engagements de retraite et autres avantages accordés au personnel sont celles édictées par la norme IAS 19. En conséquence :
3 le coût des régimes à cotisations défi nies est enregistré en charges sur la base des appels à cotisations dues pour la période ;
3 la valorisation du montant de ces engagements de retraite et assimilés, lorsqu'ils sont représentatifs de prestations défi nies, est effectuée sur la base d'évaluations actuarielles, selon la méthode des unités de crédits projetées. Ces calculs intègrent des hypothèses de mortalité, de rotation du personnel et de projection de salaires qui tiennent compte des conditions économiques propres à chaque pays ou société du Groupe. Les taux d'actualisation sont déterminés en référence au rendement, à la date d'évaluation, des obligations émises par les entreprises de premier rang (ou par l'État s'il n'existe pas de marché représentatif pour les emprunts privés) de la zone concernée.
Les montants relatifs aux plans dont les engagements diminués des coûts des services passés non encore comptabilisés sont supérieurs à la juste valeur des actifs de couverture fi gurent au passif en provisions. Lorsque la valeur des actifs de couverture (plafonnés, le cas échéant) est supérieure aux engagements, le montant concerné est inclus à l'actif de l'état de situation fi nancière en « Autres actifs » courants ou non courants.
Concernant les avantages postérieurs à l'emploi, le Groupe a retenu en 2006 l'option offerte par IAS 19 d'abandonner la méthode dite du « corridor » et de comptabiliser directement en autres éléments du résultat global les pertes et gains actuariels résultant des changements d'hypothèses actuarielles et des ajustements liés à l'expérience.
Les écarts actuariels sont donc comptabilisés en autres éléments du résultat global. Le cas échéant, les ajustements provenant du plafonnement des actifs nets relatifs aux régimes surfi nancés suivent la même méthode.
Pour les autres avantages à long terme tels que les médailles du travail, les écarts actuariels continuent à être immédiatement comptabilisés en résultat.
Les charges d'intérêt sur les obligations de retraite et assimilés et le rendement attendu des placements en couverture de ces obligations, sont présentés en résultat fi nancier.
Le Groupe comptabilise une provision dès lors qu'il existe une obligation actuelle (légale ou implicite) à l'égard d'un tiers résultant d'un événement passé, et qu'il est probable qu'une sortie de ressources sera nécessaire pour régler cette obligation sans contrepartie attendue.
Une provision pour restructuration est comptabilisée dès lors que les critères généraux de constitution d'une provision sont satisfaits, qu'il existe un plan détaillé formalisé et que le Groupe a créé, chez les personnes concernées, une attente fondée de mise en œuvre de la restructuration soit en commençant à exécuter le plan soit en leur annonçant ses principales caractéristiques.
Les provisions dont l'échéance est supérieure à 12 mois sont actualisées dès lors que l'effet de l'actualisation est signifi catif. Les principales natures de provisions à long terme du Groupe sont les provisions pour retraitement et stockage des déchets nucléaires, les provisions pour démantèlement des installations et les provisions pour reconstitution de site. Les taux d'actualisation utilisés refl ètent les appréciations actuelles par le marché de la valeur temps de l'argent et des risques spécifi ques au passif concerné. Les charges correspondant à la désactualisation des provisions à long terme sont constatées en résultat fi nancier (en « autres produits et autres charges fi nanciers »).
Dès lors qu'il existe une obligation actuelle, légale ou implicite, de démanteler ou restaurer un site, le Groupe comptabilise une provision pour démantèlement ou reconstitution de site. La contrepartie de la provision pour démantèlement est un « actif de démantèlement » qui est inclus dans la valeur comptable de l'actif concerné. Les ajustements du montant de la provision consécutifs à une révision ultérieure du montant de la sortie de ressource, de la date de survenance du démantèlement, ou du taux d'actualisation sont symétriquement portés en déduction ou en augmentation du coût de l'actif correspondant. Les effets de la désactualisation sont comptabilisés en charge de l'exercice.
Le chiffre d'affaires (correspondant aux produits des activités ordinaires selon IAS 18) du Groupe comprend essentiellement les produits liés aux activités suivantes :
Les ventes sont reconnues lorsque la livraison a eu lieu (risques et avantages transférés à l'acheteur) ou à l'avancement pour les prestations de services et les contrats de construction, le prix est fi xé ou déterminable et le caractère recouvrable des créances est probable.
Le chiffre d'affaires est évalué à la juste valeur de la contrepartie reçue ou à recevoir. Dans le cas où l'existence d'un différé de paiement a un effet signifi catif sur la détermination de la juste valeur, il en est tenu compte en actualisant les paiements futurs.
Le chiffre d'affaires comprend essentiellement la vente d'électricité et de gaz, les redevances de transport et de distribution liées ainsi que différentes prestations comme la maintenance des réseaux de distribution d'électricité et de gaz ou les ventes de chaleur.
Dans le cadre de certains contrats de vente d'énergie à long terme, le Groupe peut percevoir une composante du prix qui est déterminée indépendamment des volumes et dont le montant est généralement fi xe mais peut, dans certains cas très limités, évoluer sur la durée du contrat. En application d'IAS 18, le chiffre d'affaires relatif à cette composante est étalé de manière linéaire, la juste valeur des services rendus n'étant pas, en substance, différente d'une période à l'autre.
En application des normes IAS 1 et IAS 18, les opérations de négoce d'énergie pour compte propre et pour compte de la clientèle sont présentées en net, après compensation des achats et des ventes, sur la ligne Chiffre d'Affaires. Selon le même principe, les résultats réalisés au titre des activités de négoce à caractère opérationnel (« ventes en gros » ou « arbitrage »), liées aux actifs et visant à optimiser tant le parc de production que les portefeuilles de contrats d'achats de combustibles et de ventes d'énergie, sont présentés en net en chiffre d'affaires dès lors que les contrats de vente concernés pourraient être compensés par des achats similaires, ou si les contrats de vente participent à des stratégies d'échanges.
NOTE 1 RÉSUMÉ DES MÉTHODES COMPTABLES
La comptabilisation du chiffre d'affaires lié à la distribution d'eau est réalisée sur la base des volumes livrés aux clients, que ces volumes aient donné lieu à une facturation spécifi que (« relève ») ou qu'ils aient été estimés en fonction du rendement des réseaux d'approvisionnement.
En ce qui concerne l'assainissement ou le traitement des effl uents, le prix de la prestation est, soit inclus dans la facture de distribution d'eau, soit il fait l'objet d'une facturation spécifi que à la collectivité locale ou au client industriel.
En ce qui concerne les contrats de gérance, la rémunération du gérant est enregistrée en chiffre d'affaires.
Le chiffre d'affaires lié à la collecte des déchets est constaté, dans la plupart des cas, en fonction des tonnages collectés et du service apporté par l'opérateur.
Les produits des autres traitements (tri et incinération principalement) sont fonction, d'une part, des volumes traités par l'opérateur et, d'autre part, des revenus annexes de valorisation (vente de matières premières – papier, carton, verre, métal, plastique – pour les centres de tri et vente d'énergie – électricité ou chaleur – pour les incinérateurs).
Les produits provenant des services dans le secteur de l'énergie, correspondant essentiellement à des prestations d'installation, de maintenance et de services à l'énergie, sont comptabilisés selon les dispositions de la norme IAS 18 qui prévoient la méthode du pourcentage d'avancement pour les activités de service.
Le chiffre d'affaires des contrats de construction est déterminé en appliquant la méthode du pourcentage d'avancement et de façon plus générale les dispositions présentées dans IAS 11. Selon les cas, ce degré d'avancement est déterminé soit sur la base de l'avancement des coûts, soit par référence à un avancement physique tel que des jalons défi nis contractuellement.
Le chiffre d'affaires comprend également les produits sur les actifs fi nanciers de concession (IFRIC 12) et les créances de location fi nancement (IFRIC 4).
Le résultat opérationnel courant est un indicateur utilisé par le Groupe qui permet de présenter « un niveau de performance opérationnelle pouvant servir à une approche prévisionnelle de la performance récurrente » (en conformité avec la Recommandation CNC 2009- R03, relative au format des états fi nanciers des entreprises sous référentiel comptable international). En effet, le ROC est un solde de gestion qui permet de faciliter la compréhension de la performance du Groupe en excluant les éléments qui, par nature, ont un degré de prévisibilité insuffi sant, compte tenu de leur caractère inhabituel, anormal ou peu fréquent. Pour le Groupe, ces éléments correspondent au Marked to Market (MtM) des instruments fi nanciers à caractère opérationnel, aux pertes de valeur sur actifs, aux charges de restructuration, aux effets de périmètre, aux autres éléments non récurrents, et sont défi nis comme suit :
Cette ligne regroupe :
Le tableau des fl ux de trésorerie du Groupe est établi selon la méthode indirecte à partir du résultat net.
Les « intérêts reçus d'actifs fi nanciers non courants » sont classés dans les fl ux issus des activités d'investissement parce qu'ils représentent un retour sur investissement. Les « intérêts fi nanciers reçus sur trésorerie et équivalent de trésorerie » sont classés dans les fl ux issus des activités de fi nancement, car ces intérêts sont de nature à minorer le coût d'obtention des ressources fi nancières. Cette classifi cation est cohérente avec l'organisation interne du Groupe dans la mesure où dette et trésorerie sont gérées de façon globalisée au sein du département trésorerie Groupe.
Les pertes de valeur sur actifs circulants sont assimilées à des pertes défi nitives ; en conséquence, la variation de l'actif circulant est présentée nette de perte de valeur.
Les fl ux liés au paiement de l'impôt sont isolés.
Le Groupe calcule ses impôts sur le résultat conformément aux législations fi scales en vigueur dans les pays où les résultats sont taxables.
Conformément à IAS 12, les différences temporelles entre les valeurs comptables des actifs et des passifs dans les comptes consolidés et leurs valeurs fi scales, donnent lieu à la constatation d'un impôt différé selon la méthode du report variable en utilisant les taux d'impôt adoptés ou quasi adoptés à la date de clôture. Cependant, selon les dispositions d'IAS 12, aucun impôt différé n'est comptabilisé pour les différences temporelles générées par un goodwill dont la perte de valeur n'est pas déductible ou par la comptabilisation initiale d'un actif ou d'un passif dans une transaction qui n'est pas un regroupement d'entreprises et n'affecte ni le bénéfi ce comptable, ni le bénéfi ce imposable à la date de transaction. Par ailleurs, un actif d'impôt différé n'est comptabilisé que s'il est probable qu'un bénéfi ce imposable, sur lequel les différences temporelles déductibles pourront être imputées, sera disponible.
Les différences temporelles nées des retraitements relatifs aux contrats de location-fi nancement donnent lieu à la comptabilisation d'impôts différés.
Un passif d'impôt différé est comptabilisé pour toutes les différences temporelles imposables liées à des participations dans les fi liales, entreprises associées, co-entreprises et investissements dans les succursales sauf si le Groupe est en mesure de contrôler la date à laquelle la différence temporelle s'inversera et s'il est probable qu'elle ne s'inversera pas dans un avenir prévisible.
Les soldes d'impôts différés sont déterminés sur la base de la situation fi scale de chaque société ou du résultat d'ensemble des sociétés comprises dans le périmètre d'intégration fi scale considéré, et sont présentés à l'actif ou au passif de l'état de situation fi nancière pour leur position nette par entité fi scale.
Les impôts différés sont revus à chaque arrêté pour tenir compte notamment des incidences des changements de législation fi scale et des perspectives de recouvrement des différences temporelles déductibles.
Les actifs et passifs d'impôts différés ne sont pas actualisés.
Le résultat de base par action est calculé en divisant le résultat net part du Groupe de l'exercice attribuable aux actions ordinaires par le nombre moyen pondéré d'actions composant le capital en circulation pendant l'exercice. Le nombre moyen d'actions en circulation au cours de l'exercice est le nombre d'actions ordinaires en circulation au début de l'exercice, ajusté du nombre d'actions ordinaires rachetées ou émises au cours de l'exercice.
Pour le calcul du résultat dilué, ce nombre, ainsi que le résultat par action, est modifi é pour tenir compte de l'effet de la conversion ou de l'exercice des actions potentielles dilutives (options, bons de souscription d'actions et obligations convertibles émises, etc.).
La prise de contrôle du groupe International Power plc (« International Power ») par le Groupe GDF SUEZ, annoncée publiquement le 10 août 2010, est devenue effective le 3 février 2011.
Les principales étapes de ce rapprochement ont été les suivantes :
NOTE 2 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE
L'acquisition d'International Power a été réalisée via l'apport par GDF SUEZ de GDF SUEZ Énergie International à International Power en échange de 3 554 347 956 nouvelles actions ordinaires émises par International Power le 3 février 2011.
Dans le cadre de la réalisation de l'apport, GDF SUEZ a, conformément au Traité d'Apport, préalablement effectué certaines réorganisations concernant le périmètre et la structure actionnariale des activités apportées et a procédé à des contributions en capitaux propres de 5 277 millions d'euros et 1 413 millions de livres sterling (soit 1 659 millions d'euros) au profi t d'entités de GDF SUEZ Énergie International. Cette augmentation de capital de 1 413 millions de livres sterling est destinée à fi nancer un dividende exceptionnel de 92 pence par action (soit 1 659 millions d'euros) qui a été payé le 25 février 2011 aux actionnaires (à l'exclusion des porteurs de nouvelles actions ordinaires) fi gurant sur le registre des actionnaires d'International Power le 11 février 2011, date d'enregistrement.
À l'issue de cette opération, GDF SUEZ détient 69,78% des droits de vote du groupe International Power.
Ce rapprochement entre International Power et les activités GDF SUEZ Énergie International donne naissance au leader mondial de la production indépendante d'électricité. Il permet à GDF SUEZ d'accélérer son développement industriel et de renforcer la présence internationale du Groupe aux États-Unis, au Royaume-Uni et sur les marchés en croissance rapide du Moyen-Orient et d'Asie.
Le groupe International Power est consolidé par intégration globale dans les états fi nanciers du Groupe GDF SUEZ à compter du 3 février 2011.
Afi n de se conformer aux exigences de la Commission européenne, International Power a conclu le 18 mai 2011 un accord avec Itochu visant à lui céder sa participation dans le projet T-Power en Belgique. Le projet T-Power porte sur la construction et l'exploitation d'une centrale électrique à cycle-combiné gaz de 420 MW.
La juste valeur de la contrepartie transférée pour acquérir 69,78% d'International Power a été évaluée à partir du cours de Bourse d'International Power le 3 février 2011, date de réalisation effective du regroupement d'entreprises. La juste valeur transférée s'élève ainsi à 5 130 millions d'euros, elle correspond aux 1 073 millions d'actions International Power acquises (soit 69,78% des actions existantes d'International Power avant la réalisation de la transaction) valorisées au cours de Bourse du 3 février, soit 4,08 GBP par action (à un taux de change GBP/EUR de 1,17).
Le Groupe a décidé d'évaluer les participations ne donnant pas le contrôle à leur juste valeur. La juste valeur de la participation ne donnant pas le contrôle correspondant aux 30,22% d'International Power non détenus par le Groupe a été évaluée sur la base du cours de Bourse d'International Power le 3 février 2011. Les participations détenues par des tiers dans des fi liales acquises d'International Power sont évaluées soit selon la méthode des projections de fl ux de trésorerie actualisés soit selon la méthode dite des « Discounted dividends model ». Concernant ces fi liales, la juste valeur des entités détenant des actifs dont la production n'est pas pré-vendue est déterminée à partir des hypothèses de marché disponibles à la date d'acquisition concernant le prix de l'électricité et des combustibles ainsi que d'hypothèses à long-terme refl étant l'évolution attendue des prix des matières premières. La juste valeur des entités détenant des actifs dont la production est pré-vendue est calculée à partir des plans d'affaires et prévisions existant à la date d'acquisition. Les taux d'actualisation appliqués sont fonction des particularités des entités opérationnelles concernées.
Avant l'acquisition, le Groupe et International Power détenaient respectivement des intérêts de 30% et 40% dans l'entité Hidd Power Company au Moyen-Orient. Cette entité était consolidée par mise en équivalence dans les états fi nanciers de GDF SUEZ et International Power. Suite à l'acquisition d'International Power, le Groupe a pris le contrôle de Hidd Power Company (voir infra note 2.3).
Au 31 décembre 2011, la comptabilisation du regroupement d'entreprises est défi nitive.
Le tableau ci-dessous présente les justes valeurs attribuées aux actifs et passifs identifi ables d'International Power (y compris Hidd Power Company) à la date d'acquisition (en millions d'euros) :
| En millions d'euros | Total |
|---|---|
| Actifs non courants | |
| Immobilisations incorporelles nettes | 430 |
| Immobilisations corporelles nettes | 10 941 |
| Titres disponibles à la vente | 121 |
| Prêts et créances au coût amorti | 1 265 |
| Instruments fi nanciers dérivés | 87 |
| Participations dans les entreprises associées | 1 158 |
| Autres actifs | 89 |
| Impôts différés actif | 38 |
| TOTAL ACTIFS NON COURANTS | 14 129 |
| Actifs courants | |
| Prêts et créances au coût amorti | 109 |
| Instruments fi nanciers dérivés | 31 |
| Clients et autres débiteurs, et autres actifs | 1 081 |
| Stocks | 334 |
| Trésorerie et équivalents de trésorerie | 1 232 |
| TOTAL ACTIFS COURANTS | 2 787 |
| Passifs non courants | |
| Provisions | 116 |
| Dettes fi nancières | 7 451 |
| Instruments fi nanciers dérivés | 152 |
| Autres passifs | 132 |
| Impôts différés passif | 1 034 |
| TOTAL PASSIFS NON COURANTS | 8 885 |
| Passifs courants | |
| Provisions | 230 |
| Dettes fi nancières | 669 |
| Instruments fi nanciers dérivés | 608 |
| Fournisseurs et autres créanciers, et autres passifs | 1 228 |
| TOTAL PASSIFS COURANTS | 2 735 |
| TOTAL ACTIF NET (100%) | 5 296 |
| Contrepartie transférée | 5 130 |
| Réévaluation des intérêts précédemment détenus dans Hidd Power Company | 32 |
| Dénouement du dérivés de change en couverture du dividende exceptionnel | 23 |
| Participations ne donnant pas le contrôle | 2 932 |
| GOODWILL | 2 822 |
Le goodwill de 2 822 millions d'euros représente essentiellement les synergies attendues sur les plans opérationnels (optimisation des coûts centraux et régionaux, et rationalisation des achats et des contrats de maintenance) et fi nanciers (refi nancement de certains emprunts à un coût moindre grâce à la réduction du coût du fi nancement pour le nouvel ensemble).
NOTE 2 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE
Cette acquisition se traduit par une augmentation des capitaux propres de 6 458 millions d'euros, dont 6 303 au titre des participations ne donnant pas le contrôle. L'impact de 155 millions sur les capitaux propres part du Groupe correspond à l'incidence de la dilution de 30% des intérêts du Groupe dans GDF SUEZ Énergie International et à sa rémunération par la prise de contrôle de 69,78% de International Power.
La réalisation de cette transaction en février 2011 a un impact net de - 427 millions d'euros sur les fl ux de trésorerie du Groupe. Cet impact net comprend les effets suivants :
Les frais d'acquisition relatifs à cette acquisition, présentés sur la ligne « Effets de périmètre » du compte de résultat, se sont élevés à 64 millions d'euros. L'essentiel de ces coûts a été comptabilisé au cours du second semestre 2010.
La contribution des entités acquises d'International Power au chiffre d'affaires, au résultat opérationnel courant et au résultat net part du Groupe au 31 décembre 2011 s'élève respectivement à 4 050 millions d'euros, 590 millions d'euros et 208 millions d'euros.
Si l'acquisition avait eu lieu le 1er janvier 2011, le Groupe aurait constaté des compléments de chiffre d'affaires et de résultat net part du Groupe s'élevant respectivement à 334 millions d'euros et 74 millions d'euros.
L'accord du 16 décembre 2010 mettant fi n au partenariat et au pacte d'actionnaires entre le Groupe et Acea dans le domaine de l'Énergie en Italie est entré en vigueur au premier trimestre 2011 suite, en particulier, à la levée des dernières conditions suspensives.
En 2010, les activités du groupe AceaElectrabel étaient contrôlées conjointement par le Groupe et Acea et étaient à ce titre consolidées selon la méthode de l'intégration proportionnelle dans les états fi nanciers du Groupe.
En application de la transaction globale conclue avec Acea sur le décroisement des participations communes, les deux parties ont procédé aux opérations suivantes :
Suite à la prise de contrôle des entités AEP et AET, le Groupe a, conformément à IFRS 3, réévalué les intérêts précédemment détenus dans ces entités. L'effet net de cette réévaluation et des résultats de cession s'élève à - 6 millions d'euros. Ces impacts sont présentés sur la ligne « Effets de périmètre » du résultat des activités opérationnelles (cf. Note 5.4 « Effets de périmètre »).
Au 31 décembre 2011, la comptabilisation du regroupement d'entreprises est défi nitive.
Le tableau ci-dessous présente les justes valeurs attribuées aux actifs et passifs identifi ables de AET, AEP et ses fi liales, ainsi que les valeurs comptables de Tirreno Power au 31 décembre 2011 (en millions d'euros) :
| En millions d'euros | Total |
|---|---|
| Actifs non courants | |
| Immobilisations incorporelles nettes | 97 |
| Immobilisations corporelles nettes | 1 354 |
| Autres actifs non courants | 58 |
| TOTAL ACTIFS NON COURANTS | 1 509 |
| Actifs courants | |
| Clients et autres débiteurs | 646 |
| Autres actifs courants | 162 |
| Trésorerie et équivalent de trésorerie | 202 |
| TOTAL ACTIFS COURANTS | 1 010 |
| Passifs non courants | |
| Provisions non courantes | 37 |
| Dettes fi nancières non courantes | 567 |
| Autres passifs non courants | 191 |
| TOTAL PASSIFS NON COURANTS | 795 |
| Passifs courants | |
| Provisions courantes | 14 |
| Dettes fi nancières courantes | 458 |
| Autres dettes courantes | 597 |
| TOTAL PASSIFS COURANTS | 1 069 |
| TOTAL ACTIF NET (100%) | 654 |
Cette transaction globale a un impact net négatif de 226 millions
À l'issue de cette opération d'ensemble, le goodwill comptabilisé s'élève à 83 millions d'euros.
L'impact de ces changements de périmètre sur le chiffre d'affaires et sur le résultat net part du Groupe au 31 décembre 2011 s'élève respectivement à + 214 millions d'euros et + 15 millions d'euros.
Le 31 août 2011, le Groupe a pris le contrôle des sociétés BEB Speicher Gmbh (« BEB ») et ExxonMobil Gasspeicher Deutschland Gmbh (« EMGSG »).
Ces acquisitions ont été réalisées par la société Storengy Deutschland Infrastructures Gmbh, fi liale à 100% du Groupe, via les deux transactions suivantes :
Les sociétés acquises exploitent les sites de stockages souterrains de gaz naturel d'Uelsen, Harsefeld, Lesum, Reitbrook et Schmidhausen ; EMGSG détient également une participation de 19,7% dans le site de Breitbrunn-Eggstädt.
Ces prix d'acquisition sont susceptibles d'être ajustés en fonction du résultat des négociations en cours avec le vendeur sur le niveau du besoin en fond de roulement et de l'endettement net de BEB et EMGSG au 31 août 2011. Les prix d'acquisitions défi nitifs seront arrêtés à la fi n du mois de février 2012.
NOTE 2 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE
Au 31 décembre 2011, la comptabilisation du regroupement d'entreprises est provisoire et sera fi nalisée au cours du 1er semestre 2012. Le tableau ci-dessous présente les justes valeurs provisoires attribuées aux actifs et passifs identifi ables à la date d'acquisition :
| En millions d'euros | Total |
|---|---|
| Actifs non courants | |
| Immobilisations corporelles nettes | 403 |
| Titres disponibles à la vente | 38 |
| TOTAL ACTIFS NON COURANTS | 442 |
| Actifs courants | |
| Clients et autres débiteurs, stock et autres actifs | 25 |
| Trésorerie et équivalents de trésorerie | 25 |
| TOTAL ACTIFS COURANTS | 50 |
| TOTAL ACTIF | 492 |
| Passifs non courants | |
| Provisions | 8 |
| Impôts différés passif | 87 |
| TOTAL PASSIFS NON COURANTS | 96 |
| Passifs courants | |
| Fournisseurs et autres créanciers, et autres passifs | 47 |
| TOTAL PASSIFS COURANTS | 47 |
| TOTAL ACTIF NET (100%) | 349 |
| Contrepartie transférée | 915 |
| GOODWILL | 566 |
Le goodwill provisoire s'établit à 566 millions d'euros.
Cette transaction a un impact net de 890 millions d'euros sur les fl ux de trésorerie du Groupe. Cet impact net comprend les effets suivants :
En tenant compte de cette opération, la contribution de cette acquisition au chiffre d'affaires et au résultat net part du Groupe au 31 décembre 2011 s'élève respectivement à 34 millions d'euros et à 7 millions d'euros.
Le Groupe a lancé début 2011 un programme « d'optimisation de portefeuille » visant à réduire l'endettement net du Groupe de 10 milliards d'euros sur la période 2011-2013.
Les cessions et entrées d'actionnaires minoritaires réalisées en 2011 dans le cadre de ce programme se sont traduites par une réduction de l'endettement net de 6 476 millions d'euros.
Les incidences cumulées des principales de ces cessions effectives sur les états fi nanciers du Groupe au 31 décembre 2011 sont présentées dans le tableau ci-après :
| En millions d'euros | Prix de cession | Réduction de l'endettement net |
Résultat de cession et effets de périmètre comptabilisés en résultat |
Impacts comptabilisés en capitaux propres part du Groupe |
|---|---|---|---|---|
| Cession de la participation minoritaire de 22,5% dans EFOG |
631 | (460) | 355 | - |
| Cession d'une participation minoritaire de 30% dans les activités Exploration Production |
2 491 | (2 298) | - | 940 |
| Cession de la participation dans GDF SUEZ LNG Liquefaction |
672 | (579) | 479 | - |
| Entrée d'un actionnaire minoritaire à hauteur de 25% dans le capital de GRTgas |
810 | (1 100) | - | 167 |
| Participations dans le secteur de la distribution d'électricité et de gaz en Belgique |
- | (723) | 533 | - |
| Cession de G6 Rete Gas | 402 | (737) | (38) | - |
| Cession de 70% de la participation détenue dans Bristol Water |
152 | (386) | 88 | - |
| Cession de Noverco | 194 | (194) | 28 | - |
| TOTAL | 5 352 | (6 476) | 1 446 | 1 107 |
Par ailleurs, le Groupe a comptabilisé en tant qu' « actifs non courants détenus en vue de la vente » et « passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente » les activités dont la cession est considérée comme hautement probable dans un horizon raisonnable.
Les activités concernées sont présentées dans la Note 2.3 « actifs destinés à être cédés ». La nouvelle classifi cation de ces activités dans l'état de situation fi nancière se traduit par une réduction de l'endettement net de 596 millions d'euros.
EFOG était une joint-venture (comptabilisée en intégration proportionnelle) entre GDF SUEZ (22,5%) et l'opérateur Total E&P UK limited (77,5%, opérateur) qui détient elle-même une participation de 46,2% dans les champs de condensats et gaz naturel d'Elgin-Franklin situés en mer du Nord britannique.
Le 31 décembre 2011, le Groupe a cédé au groupe Total sa participation de 22,5% dans la société EFOG pour un prix de 631 millions d'euros. Le Groupe a reçu un paiement de 496 millions d'euros correspondant au prix de cession de 631 millions d'euros diminué de la créance fi nancière de 135 millions précédemment visà-vis du Groupe, reprise par Total dans le cadre de la transaction. La plus-value de cession générée s'élève à 355 millions d'euros dont - 20 millions d'euros au titre du recyclage en résultat des écarts de conversion comptabilisés en « autres éléments du résultat global » (cf. Note 5.4 « Effets de périmètre »).
La contribution d'EFOG au résultat net part du Groupe des exercices 2011 (avant impact du résultat de cession) et 2010 s'élevait respectivement à 55 millions d'euros et 76 millions d'euros.
Les relations et les transactions entre le Groupe et sa partie liée EFOG en 2010 et 2011 sont présentées dans la Note 24 « Transactions avec des parties liées ».
Cette cession se traduit par une réduction de l'endettement net du Groupe de 460 millions d'euros au 31 décembre 2011 (soit le paiement de 496 millions d'euros diminué de la trésorerie et équivalents de trésorerie fi gurant dans l'état de situation fi nancière d'EFOG avant sa cession).
Dans le cadre de l'accord de coopération signé en août 2011 avec China Investment Corporation (« CIC »), le Groupe et CIC ont conclu le 31 octobre 2011 un accord portant sur l'acquisition par CIC d'une participation minoritaire de 30% dans les activités Exploration & Production du Groupe (« GDF SUEZ E&P »). Aux termes de cet accord, CIC prévoit également d'acquérir la société GDF SUEZ LNG Liquefaction qui détient une participation de 10% dans l'usine de liquéfaction Atlantic LNG, située à Trinité-et-Tobago.
Préalablement à la réalisation de la transaction, et conformément à l'accord d'acquisition du 31 octobre, le Groupe a procédé à des opérations de restructuration et de réduction de l'endettement net de la société GDF SUEZ E&P International « EPI » (société holding des activités de GDF SUEZ E&P) afi n de ramener son niveau d'endettement net à 1 milliard de dollars soit 749 millions d'euros.
Les cessions sont devenues effectives le 20 décembre 2011 suite à la levée des dernières conditions suspensives au titre desquelles fi guraient notamment les approbations de l'opération par certaines autorités réglementaires ainsi que la restructuration de la dette fi nancière nette d'EPI.
CIC est entré au capital de EPI à hauteur de 30% pour un montant de 3 257 millions de dollars (soit 2 491 millions d'euros) le 20 décembre 2011.
NOTE 2 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE
Le Groupe conserve le contrôle exclusif de GDF SUEZ E&P. S'agissant de la cession d'une participation ne donnant pas le contrôle, la différence entre le prix de cession et la valeur comptable cédée, soit 1 094 millions d'euros, a été comptabilisée en capitaux propres part du Groupe. En tenant compte des frais de transaction, cette opération se traduit par une augmentation nette des capitaux propres part du Groupe de 940 millions d'euros. À l'issue de cette transaction, la participation ne donnant pas le contrôle de CIC s'élève à 1 341 millions d'euros dans l'état de situation fi nancière.
Le Groupe a également cédé le 20 décembre pour un prix de 879 millions de dollars (soit 672 millions d'euros) sa participation dans GDF SUEZ LNG Liquefaction. Le paiement du prix a été effectué le 20 décembre 2011. La plus-value constatée en résultat sur la cession de GDF SUEZ LNG Liquefaction s'élève à 479 millions d'euros (cf. Note 5.4 « Effets de périmètre »), dont 418 millions d'euros au titre du recyclage en résultat des écarts de conversion et des variations de juste valeur du titre disponible à la vente Atlantic LNG comptabilisés en « autres éléments du résultat global ». Les engagements d'achats de gaz naturel liquéfi é souscrits par le Groupe vis-à-vis d'Atlantic LNG avant la cession sont maintenus.
Enfi n, le 21 décembre 2011, EPI a distribué un acompte sur dividende de 345 millions d'euros à ses actionnaires, dont 103 millions d'euros à CIC.
Le 27 juin 2011, le Groupe et le consortium public composé de CNP Assurances, CDC Infrastructure et la Caisse des Dépôts ont conclu un accord de partenariat long terme dans le domaine du transport de gaz naturel.
En application de l'accord d'investissement conclu entre les parties, le consortium a acquis pour un prix de 1 110 millions d'euros 25% du capital social et des droits de vote de GRTgaz, société du Groupe assurant la gestion du réseau de transport de gaz naturel en France. Le paiement du prix est intervenu le 12 juillet 2011 via le versement de 810 millions d'euros au titre de l'acquisition de 9 782 609 actions représentant 18,2% du capital et la souscription de 3 263 188 actions, soit 6,8% du capital, dans le cadre d'une augmentation de capital réservée de 300 millions d'euros.
Ces opérations ont été précédées d'une distribution exceptionnelle de GRTgaz au profi t de GDF SUEZ pour un montant de 805 millions, le dividende GRTgaz relatif à l'exercice 2010 restant par ailleurs acquis à GDF SUEZ.
Cette transaction est effective depuis le 27 juin 2011, date de signature de l'accord d'investissement, du pacte d'actionnaire de GRTgaz et de la levée des conditions suspensives. Le Groupe conserve le contrôle exclusif de GRTgaz.
S'agissant de la cession d'une participation ne donnant pas le contrôle, la différence entre le prix de cession et la valeur comptable cédée, soit 167 millions d'euros, a été comptabilisée en capitaux propres part du Groupe. À l'issue de cette transaction, la participation ne donnant pas le contrôle du consortium public s'élève à 923 millions d'euros dans l'état de situation fi nancière.
Au cours du premier semestre 2011, différentes opérations ont été réalisées, tant en Flandre qu'en Wallonie, sur le capital des intercommunales mixtes gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité et de gaz dans lesquelles Electrabel, fi liale à 100% du Groupe, détient des participations.
Ces opérations se sont inscrites dans la continuité des accords précédemment convenus entre le Groupe et le secteur public dans le contexte de la libéralisation des marchés de l'énergie et de la volonté de l'Union européenne et du législateur belge de renforcer l'indépendance des gestionnaires de réseaux de transport et de distribution.
En Flandre, des réductions de capital ont été réalisées courant juin 2011, immédiatement suivies par des augmentations de capital souscrites intégralement par le secteur public. Ces modifi cations du capital ont conduit à réduire les droits de vote du Groupe en Assemblée Générale.
À l'issue de ces opérations, et compte tenu de la situation particulière propre à la Région fl amande, dont notamment le décret régional qui impose à Electrabel la cession totale de ses participations au capital des gestionnaires de réseaux de distribution fl amands au plus tard en 2018, le Groupe a décidé, de manière irrévocable, de renoncer à toute présence au sein des organes d'Eandis, l'opérateur unique des réseaux, et de limiter de façon substantielle ses droits au sein des organes de décision des intercommunales mixtes. Les dispositions prises en matière de gouvernance ont porté tant sur la représentation dans les Conseils d'Administration que sur le pouvoir de vote en Assemblée Générale.
Compte tenu des droits résiduels dont le Groupe dispose suite à ces événements, il n'exerce plus d'infl uence notable sur les intercommunales fl amandes à partir du 30 juin 2011. De ce fait, la méthode de la mise en équivalence n'est plus appropriée et ces titres doivent être présentés en tant que « Titres disponibles à la vente » dans les états fi nanciers annuels 2011. Conformément aux normes applicables en la matière, la participation conservée a été reconnue à la juste valeur et l'écart par rapport à la valeur comptable est présenté en compte de résultat, sur la ligne « Effets de périmètre » du résultat des activités opérationnelles, pour un montant de 425 millions d'euros.
En Wallonie, le Groupe a cédé 5% de titres d'intercommunales, ramenant sa participation à 25%. Cette cession s'est traduite par un gain de 83 millions d'euros, présenté en « Effets de périmètre ». Au cours du second semestre 2011 le Groupe a également cédé l'intégralité de sa participation dans Intermosane 1 (intercommunale de Liège), opération qui s'est traduite par un gain de 25 millions d'euros.
Des réductions de capital ont également été réalisées courant juin 2011. La quote-part du Groupe dans ces réductions de capital étant supérieure à la valeur de mise en équivalence, l'excédent a été comptabilisé en résultat pour ramener les titres à une valeur nulle. Il en résulte un impact positif de 49 millions d'euros, présenté en « Quote-part de résultat des entreprises associées », la comptabilisation des quotes-parts dans le résultat de ces entités étant « suspendue » pour les périodes ultérieures jusqu'à apurement de l'excédent. Au 31 décembre 2011, cet excédent s'élève à 70 millions d'euros.
Le contexte, légal et politique, propre aux intercommunales wallonnes, n'a conduit à aucune modifi cation de la gouvernance de ces entités, qui continuent à être mises en équivalence dans les comptes du Groupe.
Le 3 octobre 2011, le Groupe a cédé au consortium constitué du fonds d'infrastructures F2I, d'AXA Private Equity et d'Enel Distribution, la totalité de sa participation dans G6 Rete Gas, société active dans la distribution de gaz en Italie, pour un prix de 402 millions d'euros.
G6 Rete Gas était consolidée par intégration globale dans les états fi nanciers du Groupe jusqu'au 30 septembre 2011, date à laquelle la participation est décomptabilisée.
La contribution de G6 Rete Gas au résultat net part du Groupe des exercices 2011 (avant impact du résultat de cession) et 2010 s'élevait respectivement à 5 millions d'euros et 23 millions d'euros.
Cette cession génère une moins-value de cession de 38 millions d'euros pour le Groupe (cf. Note 5.4 « Effets de périmètre ») et se traduit par une réduction de l'endettement net du Groupe de 737 millions d'euros (soit le paiement de 402 millions d'euros ainsi que l'effet lié à la décomptabilisation de l'endettement net de 335 millions d'euros fi gurant dans l'état de situation fi nancière de G6 Rete Gas avant sa cession).
Le 5 octobre 2011 SUEZ Environnement, via sa fi liale AGBAR, a cédé 70% de l'activité régulée de Bristol Water (18,67% au niveau GDF SUEZ), société de distribution d'eau potable au Royaume-Uni consolidée par intégration globale dans les états fi nanciers du Groupe jusqu'à la date de cession. L'opération a été conclue pour un prix de 132 millions GBP (soit 152 millions d'euros). Après prise en compte des frais de transaction, la plus-value de cession générée sur la part cédée s'élève à 57 millions d'euros.
La participation conservée de 30% dans l'activité régulée (8% au niveau GDF SUEZ) est consolidée par mise en équivalence. En application d'IAS 27, les intérêts conservés ont été réévalués à la juste valeur à la date de l'opération.
L'impact cumulé de cette opération, présenté sur la ligne « Effets de périmètre » du résultat des activités opérationnelles (voir Note 5.4 « Effets de périmètre »), s'élève à 88 millions d'euros.
Au 31 décembre 2011, le total des « actifs classés comme détenus en vue de la vente » et le total des « passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente » s'élèvent respectivement à 1 298 millions d'euros et 827 millions d'euros.
Les principales catégories d'actifs et de passifs reclassés sur ces deux lignes de l'état de situation fi nancière sont présentées ciaprès :
| Autres actifs | 173 |
|---|---|
| TOTAL ACTIFS CLASSÉS COMME DÉTENUS EN VUE DE LA VENTE | 1 298 |
| Dettes fi nancières | 596 |
| Autres passifs | 231 |
| TOTAL PASSIFS DIRECTEMENT LIÉS À DES ACTIFS CLASSÉS COMME DÉTENUS EN VUE DE LA VENTE | 827 |
Les actifs présentés sur les lignes « actifs classés comme détenus en vue de la vente » et « passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente » au 31 décembre 2011 correspondent à des actifs de production d'électricité du secteur opérationnel « International Power ». Le Groupe s'attend à fi naliser la cession de ces actifs au cours du 1er semestre 2012.
3 Hidd Power Company (Bahrein)
Comme mentionné dans la note 2.1.1, le Groupe a pris le contrôle de Hidd Power Company dans le cadre de l'acquisition d'International Power. Cette société était précédemment consolidée par mise en équivalence dans les états fi nanciers de GDF SUEZ et International Power.
Au cours de l'exercice 2011, le Groupe a approuvé la cession d'une partie de sa participation, entrainant la perte de contrôle, dans Hidd Power Company afi n de se mettre en conformité avec les limitations de part de marché imposées par le Ministère des Finances du Royaume de Bahrein.
3 Choctaw & Hot Spring (Etats-Unis)
Au cours de l'exercice 2011, International Power a approuvé la cession de ses centrales à cycle combiné de Choctaw et Hot Spring (746 MW chacune).
3 T-Power (Belgique)
Le Groupe a acquis la participation dans le projet T-Power dans le cadre de l'acquisition d'International Power (cf .Note 2.1.1).
Afi n de se conformer aux exigences de la Commission Européenne, International Power a conclu le 18 mai 2011 un accord de cession avec Itochu.
NOTE 2 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE
Diverses acquisitions et prises de participation, dont les incidences individuelles et cumulées (prise de contrôle de la société WSN Environmental Solutions en Australie et de Proenergy Contracting en Allemagne) sur les états fi nanciers du Groupe sont non signifi catives, ont également été réalisées au cours de l'exercice 2011.
Au cours de l'exercice 2010, le Groupe a réalisé les transactions suivantes :
La prise de contrôle par le Groupe GDF SUEZ, via sa fi liale SUEZ Environnement, des activités eau et environnement d'Aguas de Barcelona (Agbar) a été fi nalisée le 8 juin 2010, date à laquelle Criteria Caixa Corp (Criteria), partenaire historique du Groupe dans Agbar, a cédé une partie de ses titres Agbar au Groupe pour un montant de 666 millions d'euros.
Cette transaction avait été précédée :
Criteria et SUEZ Environnement avaient également signé un nouveau pacte d'actionnaires octroyant à SUEZ Environnement le contrôle d'Hisusa, holding détenant lui-même le Groupe Agbar.
Depuis le 8 juin 2010, le Groupe consolide Agbar par intégration globale dans ses états fi nanciers consolidés.
Le 29 janvier 2010, SUEZ Energy Andino S.A (« SEA »), fi liale de GDF SUEZ, et Corporacion National del cobre de Chile (« Codelco ») ont procédé à la fusion de certaines de leurs participations énergétiques actives dans le réseau électrique du Nord du Chili (« SiNG »).
Au terme de cette fusion, le Groupe détient, par le biais de sa fi liale SEA, un pourcentage d'intérêt de 52,4% dans E-CL S.A (« E-CL »), E-CL contrôle les entités Gasoducto Norandino S.A, Gasoducto Norandino Argentina, précédemment contrôlées par le Groupe, ainsi que les entités Electroandina S.A, Distrinor S.A, Central Termoelectrica Andina, précédemment contrôlées conjointement avec Codelco. Enfi n, E-CL continue de consolider par intégration proportionnelle sa participation dans Inversiones Hornitos.
Les pactes d'actionnaires avec Codelco existants antérieurement ont pris fi n à la date de fusion.
Le décroisement de l'ensemble des participations communes de SUEZ Environnement et Véolia Environnement dans des sociétés (dites « paritaires ») de gestion de l'eau en France, a été fi nalisé au cours du 1er trimestre 2010. Au terme de ce processus, SUEZ Environnement :
Le 7 janvier 2010, le Groupe a porté sa participation de 14.8% à 65.4% dans la centrale au gaz naturel d'Astoria Energy, Phase I, située dans le Queens à New York City. Cette prise de participation complémentaire s'est effectuée pour un montant de 156 millions d'euros.
À compter de cette date, Astoria I est consolidée par intégration globale dans les états fi nanciers du Groupe.
Le Groupe a cédé en 2010 à Publigaz ses participations résiduelles dans le Groupe Fluxys et Fluxys LNG, pour, respectivement, 636 millions d'euros et 28 millions d'euros.
Le Groupe GDF SUEZ a procédé en mai 2010 à la cession à Publi-T de la totalité de ses parts dans Elia S.A. (Elia) pour un montant total de 313 millions d'euros.
Les secteurs opérationnels présentés ci-après correspondent aux secteurs revus par le Comité de Direction Groupe afi n de permettre l'allocation des ressources aux différents secteurs ainsi que l'évaluation de leurs performances. Aucun regroupement de secteur opérationnel n'a été effectué. Le Comité de Direction Groupe est le « principal décideur opérationnel » au sens d'IFRS 8.
Suite à l'acquisition du groupe International Power plc (« International Power ») le 3 février 2011 (cf. Note 2 « Principales variations de périmètre »), les activités de la branche Énergie Europe et International sont désormais présentées sur la base de la segmentation suivante : Division Benelux/Allemagne, Division Europe et International Power.
En 2010, le Groupe présentait les informations relatives à ses activités Énergie International apportées à International Power selon les trois secteurs opérationnels suivants : Amérique du Nord, Amérique Latine et « Moyen-Orient, Asie et Afrique ». Les actifs au Royaume-Uni ainsi que les activités de distribution de gaz en Turquie apportés à International Power étaient précédemment présentés au sein de la Division Énergie Europe.
Les informations sectorielles comparatives au titre de l'année 2010 ont été retraitées afi n de présenter ces informations selon le nouveau découpage sectoriel en vigueur au sein du Groupe au 31 décembre 2011.
Les huit secteurs opérationnels du Groupe sont les suivants :
3 Branche Global Gaz & GNL les fi liales concernées assurent l'approvisionnement en gaz du Groupe et commercialisent auprès de grands comptes européens des offres d'énergie et de services associés, par sa production en propre et par des contrats long terme en gaz et GNL ;
3 Branche Infrastructures les fi liales concernées exploitent, essentiellement en France et en Allemagne, des réseaux de transport, de stockage et de distribution de gaz ainsi que des terminaux méthaniers. Elles commercialisent également les droits d'accès des tiers à ces infrastructures ;
La ligne « autres » présentée dans les tableaux ci-après regroupe les contributions des entités holdings corporate et des entités dédiées au fi nancement centralisé du Groupe.
Les méthodes comptables et d'évaluation retenues pour l'élaboration du reporting interne revu par le Comité de Direction Groupe sont identiques à celles utilisées pour l'établissement des comptes consolidés. Les indicateurs EBITDA et Capitaux Engagés Industriels sont réconciliés aux comptes consolidés.
Les principales relations entre secteurs opérationnels concernent d'une part Énergie France et Infrastructures et d'autre part Global Gaz & GNL et Énergie France/Énergie Benelux & Allemagne.
Les prestations relatives à l'utilisation d'infrastructures gazières du Groupe en France sont, à l'exception des infrastructures de stockage, facturées sur base d'un tarif régulé applicable à tous les utilisateurs du réseau. Les prix relatifs à la réservation et à l'utilisation des activités de stockage sont établis par les stockeurs et résultent de mises aux enchères de capacités disponibles.
Quant aux ventes de molécules entre Global Gaz & GNL et Énergie France/Énergie Benelux & Allemagne, elles sont faites en application de la formule représentative des coûts d'approvisionnement compris dans le tarif régulé validé par la CRE (Commission de Régulation de l'Énergie).
La variété des métiers du Groupe et de leur localisation géographique entraîne une grande diversité de situations et de natures de clientèles (industries, collectivités locales et particuliers). De ce fait, aucun client externe du Groupe ne représente à lui seul 10% ou plus du chiffre d'affaires consolidé du Groupe.
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Hors Groupe | Groupe | Total | Hors Groupe | Groupe | Total |
| Énergie France | 13 566 | 478 | 14 044 | 14 982 | 475 | 15 457 |
| Énergie Europe et International | 36 656 | 795 | 37 451 | 31 770 | 277 | 32 047 |
| dont : Division Benelux/Allemagne | 13 901 | 927 | 14 828 | 14 257 | 970 | 15 228 |
| Division Europe | 7 001 | 334 | 7 335 | 6 491 | 361 | 6 852 |
| International Power | 15 754 | 415 | 16 169 | 11 022 | 360 | 11 382 |
| Élimination des transactions intra BEEI | (881) | (881) | (1 414) | (1 414) | ||
| Global Gaz & GNL | 9 936 | 11 795 | 21 731 | 9 173 | 11 620 | 20 793 |
| Infrastructures | 1 491 | 4 212 | 5 703 | 1 203 | 4 688 | 5 891 |
| Énergie Services | 14 206 | 204 | 14 409 | 13 486 | 209 | 13 695 |
| SUEZ Environnement | 14 819 | 10 | 14 829 | 13 863 | 6 | 13 869 |
| Autres | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Élimination des transactions internes | (17 493) | (17 493) | (17 274) | (17 274) | ||
| TOTAL DU CHIFFRE D'AFFAIRES | 90 673 | 0 | 90 673 | 84 478 | 0 | 84 478 |
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Énergie France | 505 | 1 023 |
| Énergie Europe et International | 7 453 | 5 831 |
| dont : Division Benelux/Allemagne | 2 216 | 2 272 |
| Division Europe | 1 061 | 1 053 |
| International Power | 4 225 | 2 533 |
| Global Gaz & GNL | 2 386 | 2 080 |
| Infrastructures | 2 991 | 3 223 |
| Énergie Services | 1 005 | 923 |
| SUEZ Environnement | 2 513 | 2 339 |
| Autres | (328) | (332) |
| TOTAL EBITDA | 16 525 | 15 086 |
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Énergie France | 70 | 646 |
| Énergie Europe et International | 4 775 | 3 937 |
| dont : Division Benelux/Allemagne | 1 471 | 1 657 |
| Division Europe | 600 | 604 |
| International Power | 2 754 | 1 704 |
| Global Gaz & GNL | 1 164 | 961 |
| Infrastructures | 1 793 | 2 071 |
| Énergie Services | 655 | 598 |
| SUEZ Environnement | 1 039 | 1 025 |
| Autres | (518) | (443) |
| TOTAL ROC | 8 978 | 8 795 |
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Énergie France | (463) | (418) |
| Énergie Europe et International | (2 603) | (1 811) |
| dont : Division Benelux/Allemagne | (671) | (563) |
| Division Europe | (448) | (423) |
| International Power | (1 484) | (826) |
| Global Gaz & GNL | (1 180) | (1 095) |
| Infrastructures | (1 178) | (1 159) |
| Énergie Services | (334) | (296) |
| SUEZ Environnement | (1 039) | (975) |
| Autres | (89) | (85) |
| TOTAL DOTATIONS AUX AMORTISSEMENTS | (6 886) | (5 839) |
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Énergie France | 6 166 | 6 903 |
| Énergie Europe et International | 46 386 | 36 233 |
| dont : Division Benelux/Allemagne | 8 664 | 9 768 |
| Division Europe | 7 458 | 8 318 |
| International Power | 30 262 | 18 185 |
| Global Gaz & GNL | 8 811 | 9 027 |
| Infrastructures | 20 581 | 19 072 |
| Énergie Services | 3 030 | 2 828 |
| SUEZ Environnement | 13 628 | 13 313 |
| Autres | 937 | 155 |
| TOTAL CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS | 99 539 | 87 530 |
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Énergie France | 510 | 791 |
| Énergie Europe et International | 4 336 | 4 734 |
| dont : Division Benelux/Allemagne | 1 155 | 1 550 |
| Division Europe | 668 | 743 |
| International Power | 2 513 | 2 441 |
| Global Gaz & GNL | 649 | 1 149 |
| Infrastructures | 2 672 | 1 787 |
| Énergie Services | 551 | 623 |
| SUEZ Environnement | 1 916 | 2 350 |
| Autres | 114 | 472 |
| TOTAL INVESTISSEMENTS | 10 748 | 11 906 |
Les investissements fi nanciers inclus dans cet indicateur sont hors trésorerie des entités acquises mais comprennent les acquisitions d'intérêts complémentaires dans des entités contrôlées, lesquelles sont présentées en tant que « fl ux issus des activités de fi nancement » dans le tableau de fl ux de trésorerie (122 millions d'euros).
Les indicateurs ci-dessous sont ventilés :
| Chiffre d'affaires | Capitaux Engagés Industriels | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |
| France | 31 156 | 31 502 | 34 302 | 33 332 | |
| Belgique | 11 817 | 11 997 | 4 010 | 5 318 | |
| Autres Union européenne | 27 640 | 25 152 | 29 789 | 25 460 | |
| Autres pays d'Europe | 1 676 | 1 311 | 1 691 | 2 040 | |
| Amérique du Nord | 5 745 | 5 004 | 9 947 | 7 991 | |
| Asie, Moyen Orient et Océanie | 7 011 | 4 574 | 10 285 | 5 107 | |
| Amérique du Sud | 4 673 | 4 050 | 9 297 | 8 100 | |
| Afrique | 957 | 887 | 216 | 180 | |
| TOTAL | 90 673 | 84 478 | 99 539 | 87 530 |
RÉCONCILIATION DE L'EBITDA AVEC LE RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Résultat Opérationnel Courant | 8 978 | 8 795 |
| Dotations nettes aux amortissements et provisions | 7 115 | 5 899 |
| Paiements en actions (IFRS 2) et autre | 138 | 126 |
| Charges nettes décaissées des concessions | 294 | 265 |
| EBITDA | 16 525 | 15 086 |
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| (+) Immobilisations incorporelles et corporelles nettes | 103 346 | 91 483 |
| (+) Goodwills | 31 362 | 27 933 |
| (-) goodwill issu de la fusion Gaz de France - SUEZ (1) | (11 832) | (11 873) |
| (-) goodwill International Power (1) | (2 894) | 0 |
| (+) Créances IFRIC 4 et IFRIC 12 | 2 483 | 1 402 |
| (+) Participations dans des entreprises associées | 2 619 | 1 980 |
| (+) Clients et autres débiteurs | 23 135 | 20 501 |
| (-) appels de marge (1) (2) | (567) | (547) |
| (+) Stocks | 5 435 | 3 870 |
| (+) Autres actifs courants et non courants | 10 628 | 8 397 |
| (+) Impôts différés | (11 659) | (10 528) |
| (-) Provisions | (16 183) | (14 469) |
| (+) pertes et gains actuariels en capitaux propres (nets d'impôts différés) (1) | 1 156 | 657 |
| (-) Fournisseurs et autres créanciers | (18 387) | (14 835) |
| (+) appels de marge (1) (2) | 518 | 542 |
| (-) Autres passifs | (19 623) | (16 983) |
| CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS | 99 539 | 87 530 |
(1) Ces éléments sont retraités des rubriques de l'état de situation fi nancière pour le calcul des capitaux engagés industriels.
(2) Les appels de marges inclus dans les rubriques « Clients et autres débiteurs » et « Fournisseurs et autres créanciers » correspondent aux avances reçues ou versées dans le cadre des contrats de collatéralisation mis en place par le Groupe afi n de diminuer son exposition au risque de contrepartie relatif aux transactions sur matières premières.
NOTE 4 ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT
La répartition du chiffre d'affaires du Groupe est la suivante :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Ventes d'énergies | 59 499 | 55 694 |
| Prestations de services | 28 953 | 26 620 |
| Produits de location et contrats de construction | 2 221 | 2 164 |
| CHIFFRE D'AFFAIRES | 90 673 | 84 478 |
En 2011, les produits de location et les contrats de construction représentent respectivement 1 056 millions d'euros et 1 165 millions d'euros (contre 889 millions d'euros et 1 275 millions d'euros en 2010).
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Avantages à court terme | (12 174) | (11 262) |
| Paiements fondés sur des actions (cf. Note 23) | (145) | (119) |
| Charges liées aux plans à prestations défi nies (cf. Note 18.3.4) | (333) | (261) |
| Charges liées aux plans à cotisations défi nies (cf. Note 18.4) | (122) | (113) |
| TOTAL | (12 775) | (11 755) |
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Dotations aux amortissements | (6 886) | (5 839) |
| Variation nette des dépréciations sur stocks, créances commerciales et autres actifs | (67) | (48) |
| Variation nette des provisions | (163) | (12) |
| TOTAL | (7 115) | (5 899) |
Les amortissements se répartissent en 1 130 millions d'euros pour les immobilisations incorporelles et 5 631 millions d'euros pour les immobilisations corporelles. La répartition par nature d'actif est présentée dans les Notes 10 et 11 respectivement.
L'augmentation des charges d'amortissement provient essentiellement de l'effet périmètre lié à l'acquisition d'International Power et des mises en service effectuées en 2011 et au cours de l'exercice 2010 (champs de Gjoa et Vega, centrales thermiques en France, terminaux méthaniers, barrages hydrauliques au Brésil…).
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT | 8 978 | 8 795 |
| MtM sur instruments fi nanciers à caractère opérationnel | (105) | (106) |
| Perte de valeur des actifs corporels, incorporels et fi nanciers | (532) | (1 468) |
| Restructurations | (189) | (206) |
| Effets de périmètre | 1 514 | 1 185 |
| Autres éléments non récurrents | 18 | 1 297 |
| RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES | 9 684 | 9 497 |
Cette rubrique présente une charge nette de 105 millions d'euros au 31 décembre 2011 contre une charge nette de 106 millions d'euros au 31 décembre 2010 et résulte essentiellement des éléments suivants :
3 l'évolution de la juste valeur des contrats d'achats et de vente d'électricité et de gaz naturel entrant dans le champ d'application d'IAS 39 et des instruments fi nanciers de couvertures économiques non éligibles à la comptabilité de couverture se traduit par une charge nette de 125 millions d'euros (contre une charge nette de 139 millions d'euros au 31 décembre 2010). Cette charge résulte principalement d'un effet prix négatif lié aux variations sur la période des prix à terme des matières premières sous-jacentes. Cet effet négatif net est partiellement compensé par l'effet positif du débouclement de positions dont la valeur de marché était négative au 31 décembre 2010 ;
3 le résultat relatif à la part ineffi cace des couvertures de fl ux de trésorerie sur actifs non fi nanciers représente un produit de 20 millions d'euros (contre un produit de 33 millions d'euros au 31 décembre 2010).
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Pertes de valeur : | ||
| Goodwills | (61) | (169) |
| Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles | (332) | (1 220) |
| Actifs fi nanciers | (212) | (113) |
| TOTAL DES PERTES DE VALEUR D'ACTIFS | (605) | (1 502) |
| Reprises de pertes de valeur : | ||
| Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles | 45 | 13 |
| Actifs fi nanciers | 28 | 20 |
| TOTAL DES REPRISES DE PERTES DE VALEUR | 73 | 34 |
| TOTAL | (532) | (1 468) |
NOTE 5 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES
Au 31 décembre 2011, compte tenu de la situation économique actuelle de la Grèce et des incertitudes pesant sur l'évolution à moyen et long terme des conditions de ce marché, le Groupe a décidé de comptabiliser une perte de valeur de 61 millions d'euros sur le goodwill alloué à l'UGT Énergie - Europe du Sud.
La valeur d'utilité de ces activités a été déterminée à partir des prévisions de fl ux de trésorerie issues du plan à moyen terme sur six ans approuvé par le Comité de Direction Groupe. Une valeur terminale a été déterminée par extrapolation des fl ux de trésorerie au-delà de cette période en considérant un taux de croissance compris entre 0% et 2% en fonction des activités concernées. Les taux d'actualisation appliqués à ces prévisions sont compris entre 5,8% et 12,3% selon les activités concernées. Une augmentation de 0,1% du taux d'actualisation aurait un impact négatif complémentaire de 54 millions d'euros sur la valeur recouvrable de l'UGT Énergie - Europe du Sud.
Au 31 décembre 2010, le Groupe avait comptabilisé une perte de valeur de 134 millions d'euros sur le goodwill relatif à une société de distribution de gaz en Turquie en raison de diffi cultés persistantes d'un client industriel important ainsi que du risque de révision du régime tarifaire applicable à compter de 2017. Le Groupe avait également comptabilisé une perte de valeur de 175 millions d'euros au titre de ses activités de transport de gaz en Allemagne suite à la décision du régulateur allemand (BNetza) de réduire les conditions de tarifi cation des gestionnaires de réseau de transport (partenaires de réseaux pipe-in-pipe) en Allemagne. La perte de valeur avait été imputée sur le goodwill de l'UGT Transport Allemagne, soit 27 millions d'euros, et sur les immobilisations corporelles et incorporelles du réseau Mégal à hauteur de 148 millions d'euros.
Les pertes de valeur nettes comptabilisées au 31 décembre 2011 portent essentiellement sur des actifs de production d'électricité en Espagne (Division Énergie Europe - perte de 120 millions d'euros) et aux États-Unis (International Power - perte de 86 millions d'euros). Les autres pertes de valeur comptabilisées ne sont pas individuellement signifi catives.
La persistance de conditions de marché diffi ciles en Espagne a conduit le Groupe à comptabiliser une perte de valeur de 120 millions d'euros sur une centrale à cycle combiné. La valeur d'utilité de cet actif a été calculée à partir des prévisions de fl ux de trésorerie qui se fondent sur le plan à moyen terme sur six ans approuvé par le Comité de Direction Groupe, et, au-delà de cet horizon, sur les projections de fl ux de trésorerie estimés jusqu'à la fi n de la durée de vie de la centrale. Le taux d'actualisation appliqué à ces prévisions s'élève à 7,9%.
Une augmentation du taux d'actualisation de 0,1% n'aurait pas d'incidence signifi cative sur le résultat du test de perte de valeur.
Suite à une succession de problèmes techniques ayant engendré une détérioration du taux de disponibilité et du rendement thermique d'une de nos centrales aux États-Unis, une perte de valeur de 86 millions d'euros a été comptabilisée sur cet actif de production. La valeur d'utilité de cet actif a été calculée à partir des prévisions de fl ux de trésorerie qui se fondent sur le plan à moyen terme sur six ans approuvé par le Comité de Direction Groupe, et, au-delà de cet horizon, sur les projections de fl ux de trésorerie estimés jusqu'à la fi n du contrat long terme de vente d'électricité. Le taux d'actualisation appliqué à ces prévisions s'élève à 5,7%. L'incidence cumulée d'une diminution de 1% du taux de disponibilité et de 1% du taux de rendement thermique de l'actif se traduirait par une baisse de 10 millions d'euros de la valeur recouvrable de l'actif.
Au 31 décembre 2010, le Groupe avait constaté des pertes de valeurs essentiellement sur les actifs suivants :
Les pertes de valeur comptabilisées au 31 décembre 2011, nettes des reprises de pertes de valeur, s'élèvent à 184 millions d'euros. Ce montant ne comprend pas de perte de valeur individuellement signifi cative.
Le Groupe avait comptabilisé au 31 décembre 2010 des pertes de valeurs pour un montant net de 93 millions d'euros dont une perte de valeur complémentaire de 46 millions d'euros sur les titres Gas Natural cédés au cours du second semestre. Les autres pertes de valeur constatées sur les titres disponibles à la vente n'étaient pas signifi catives individuellement.
Au 31 décembre 2011, les restructurations comprennent dans la Division International Power (89 millions d'euros) des coûts liés à la mise en œuvre du rapprochement et des synergies opérationnelles, ainsi que des coûts liés à l'adaptation au contexte économique aux États-Unis. Elles intègrent également des coûts d'adaptation au contexte économique dans la branche Environnement (40 millions d'euros) et la branche Énergie Services (37 millions d'euros).
Au 31 décembre 2010, les restructurations comprenaient principalement des coûts d'adaptation au contexte économique dans la branche Environnement (83 millions d'euros) et dans la branche Énergie Services (86 millions d'euros). Ce poste comprenait également les coûts relatifs aux regroupements de sites à Bruxelles (16 millions d'euros).
Au 31 décembre 2011, ce poste comprend les résultats de la cession des titres GDF SUEZ LNG Liquefaction (+ 479 millions d'euros), EFOG (+ 355 millions d'euros), Noverco (+ 28 millions d'euros), G6 Rete Gas (- 38 millions d'euros), Bristol Water (+ 88 millions d'euros), ainsi que le résultat réalisé lors de la cession partielle des sociétés intercommunales wallonnes (+ 108 millions d'euros).
Il inclut également les effets de la réévaluation à la juste valeur des intérêts précédemment détenus dans les sociétés intercommunales fl amandes (+ 425 millions d'euros) suite à la perte d'infl uence notable et à la comptabilisation de ces titres en tant que « titres disponibles à la vente ».
| En millions d'euros | Référence Note 2 |
Résultat de cession |
Frais de cession |
Résultat de réévaluation |
Total |
|---|---|---|---|---|---|
| Opérations de la période | |||||
| Cession des titres GDF SUEZ LNG Liquefaction | 2.2.2 | 508 | (29) | 479 | |
| Cession des titres EFOG | 2.2.1 | 354 | 1 | 355 | |
| Cession des titres Noverco | 28 | 28 | |||
| Cession des titres G6 Rete Gas | 2.2.5 | (34) | (4) | (38) | |
| Cession des titres Bristol Water | 2.2.6 | 63 | (6) | 31 | 88 |
| Cession partielle des sociétés intercommunales wallonnes | 2.2.4 | 108 | 108 | ||
| Perte d'infl uence notable sur les intercommunales fl amandes | 2.2.4 | 425 | 425 | ||
| Autres | 69 | ||||
| TOTAL DES EFFETS DE PÉRIMÈTRE | 1 514 |
(81 millions d'euros). Par ailleurs, ce poste incluait également les effets de réévaluation des intérêts précédemment détenus (i) au Chili sur les actifs électriques et de transport pour 148 millions d'euros (ii) dans la Lyonnaise des Eaux suite à la prise de contrôle d'entités dans le cadre du décroisement des participations communes avec le Groupe Veolia Environnement pour 120 millions d'euros et (iii) dans le cadre de la prise de contrôle du groupe Hisusa/Agbar pour 167 millions d'euros.
Au 31 décembre 2011, ce poste comprend essentiellement une plus value de 33 millions d'euros réalisée dans le cadre de la cession d'un immeuble dans la branche SUEZ Environnement. Les autres éléments considérés individuellement ne sont pas signifi catifs.
Au 31 décembre 2010, ce poste comprenait essentiellement l'effet de la revue de l'échéance des provisions pour démantèlement des infrastructures gaz en France (Transport et Distribution) pour un montant de 1 141 millions d'euros.
Ces provisions couvrent les obligations de mise en sécurité des réseaux de distribution et de transport à la fi n de leur exploitation, laquelle est estimée sur la base des réserves mondiales de gaz connues.
Compte tenu des études récentes sur les réserves de gaz, le Groupe a été conduit, en 2010, à revoir l'échéance de ses obligations juridiques. En effet, sur la base de la publication de l'Agence Internationale de l'Énergie qui repousse l'estimation de la fi n des réserves prouvées et probables de gaz compte tenu notamment des niveaux actuels de production à un horizon de 250 ans, l'actualisation de ces provisions sur un horizon aussi lointain conduit à une valeur actuelle quasi nulle. Ces provisions pour démantèlement avaient été constituées en 2008, dans le cadre du regroupement d'entreprises entre SUEZ et Gaz de France, sans contrepartie à l'actif compte tenu de leurs caractéristiques.
En conséquence, la provision pour démantèlement de ces infrastructures gaz en France a été reprise pour sa quasi totalité en résultat.
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Charges | Produits | Total | Charges | Produits | Total | |
| Coût de la dette nette * | (2 188) | 243 | (1 945) | (1 738) | 171 | (1 566) |
| Autres produits et charges fi nanciers * | (1 195) | 535 | (661) | (1 073) | 417 | (655) |
| RÉSULTAT FINANCIER | (3 383) | 778 | (2 606) | (2 810) | 589 | (2 222) |
* Suite au changement de défi nition de l'agrégat « endettement fi nancier net » (cf. Note 14.3 « endettement fi nancier net »), des reclassements détaillés ci-après ont été opérés entre « coût de la dette nette » et « autres produits et charges fi nanciers ». Afi n d'assurer la comparabilité entre deux exercices, le « coût de la dette nette » 2010 a ainsi diminué de 120 millions d'euros et les « autres charges fi nancières » ont augmenté de 120 millions d'euros.
Les principales composantes du coût de la dette nette se détaillent comme suit :
| En millions d'euros | Charges | Produits | Total 31 déc. 2011 |
31 déc. 2010 |
|---|---|---|---|---|
| Charges d'intérêts sur dette brute | (2 511) | - | (2 511) | (2 074) |
| Résultat de change sur dettes fi nancières et couvertures | (57) | - | (57) | 16 |
| Résultat des couvertures économiques sur emprunts | - | 5 | 5 | (6) |
| Résultat sur trésorerie et équivalents de trésorerie, et actifs fi nanciers évalués à la juste valeur par résultat |
- | 238 | 238 | 156 |
| Coûts d'emprunts capitalisés | 379 | - | 379 | 342 |
| COÛT DE LA DETTE NETTE | (2 188) | 243 | (1 945) | (1 566) |
L'augmentation du coût de la dette nette résulte principalement de l'augmentation de l'encours moyen de la dette brute (cf. Note 14.3. « endettement fi nancier net ») par rapport à l'exercice 2010.
NOTE 7 IMPÔTS
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Autres charges fi nancières | ||
| Résultat des couvertures économiques sur autres éléments fi nanciers | (257) | (135) |
| Désactualisation des provisions | (845) | (791) |
| Charges d'intérêts sur fournisseurs et autres créanciers | (83) | (86) |
| Pertes de change | (4) | (43) |
| Autres charges fi nancières | (6) | (17) |
| TOTAL | (1 195) | (1 073) |
| Autres produits fi nanciers | ||
| Rendement attendu sur actifs de couverture de pension | 248 | 204 |
| Produits des titres disponibles à la vente | 140 | 128 |
| Produits d'intérêts sur clients et autres débiteurs | 69 | 50 |
| Produits d'intérêts sur prêts et créances au coût amorti | 51 | 21 |
| Gains de change | 15 | 0 |
| Autres produits fi nanciers | 12 | 14 |
| TOTAL | 535 | 417 |
| TOTAL AUTRES PRODUITS ET CHARGES FINANCIERS | (661) | (655) |
La charge d'impôt comptabilisée en résultat de l'exercice s'élève à 2 119 millions d'euros (contre 1 913 millions d'euros en 2010). La ventilation de cette charge d'impôt s'établit comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Impôt exigible | (1 647) | (2 164) |
| Impôt différé | (473) | 251 |
| CHARGE TOTALE D'IMPÔT COMPTABILISÉE EN RÉSULTAT | (2 119) | (1 913) |
NOTE 7 IMPÔTS
La réconciliation entre la charge d'impôt théorique du Groupe et la charge d'impôt effectivement comptabilisée est présentée dans le tableau suivant :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Résultat net | 5 420 | 5 626 |
| • Part dans les entreprises associées | 462 | 264 |
| • Impôt sur les bénéfi ces | (2 119) | (1 913) |
| Résultat avant impôt des sociétés intégrées (A) | 7 078 | 7 275 |
| Dont sociétés françaises intégrées | 640 | 2 010 |
| Dont sociétés étrangères intégrées | 6 438 | 5 265 |
| Taux d'impôt normatif de la société mère (B) | 36,10% | 34,43% |
| CHARGE D'IMPÔT THÉORIQUE (C) = (A) X (B) | (2 555) | (2 505) |
| En effet : | ||
| Différence entre le taux d'impôt normal applicable pour la société mère et le taux d'impôt normal applicable dans les juridictions françaises et étrangères |
94 | 125 |
| Différences permanentes | (80) | (117) |
| Éléments taxés à taux réduit ou nul (a) | 758 | 770 |
| Compléments d'impôt (b) | (491) | (299) |
| Effet de la non-reconnaissance d'impôts différés actifs sur les défi cits fi scaux reportables et les autres différences temporelles déductibles |
(320) | (220) |
| Reconnaissance ou consommation de produits d'impôt sur les défi cits fi scaux reportables et les autres différences temporelles déductibles antérieurement non reconnus |
80 | 91 |
| Effet des changements de taux d'impôt (c) | (45) | 19 |
| Crédits d'impôt et autres réductions d'impôt (d) | 435 | 199 |
| Autres | 7 | 23 |
| CHARGE D'IMPÔT INSCRITE AU COMPTE DE RÉSULTAT | (2 119) | (1 913) |
| TAUX D'IMPÔT EFFECTIF (CHARGE D'IMPÔT AU COMPTE DE RÉSULTAT RAPPORTÉE AU RÉSULTAT AVANT IMPÔT DES SOCIÉTÉS INTÉGRÉES) |
29,9% | 26,3% |
(a) Comprend notamment les plus-values sur cessions de titres non taxées ou taxées à taux réduit au Luxembourg, en Belgique, en Allemagne, l'effet de la taxation à taux réduit des opérations sur titres en France, l'incidence des régimes fi scaux spécifi ques appliqués à certaines entités au Luxembourg, en Belgique, en Thaïlande, et l'effet résultat des réévaluations des intérêts précédemment détenus dans le cadre des acquisitions et changements de méthodes de consolidation présentées dans la Note 5.4 « Effets de périmètre ».
(b) Comprend notamment la taxe sur les dividendes et intérêts appliquée dans plusieurs juridictions fi scales, l'impôt sur les activités nucléaires mis à la charge des exploitants d'électricité d'origine nucléaire en Belgique (212 millions d'euros au titre de 2010 et même montant au titre de 2011), les impôts régionaux sur les sociétés.
(c) Comprend notamment l'effet de l'augmentation du taux d'impôt des activités d'Exploration Production au Royaume-Uni en 2011 (passage de 50% à 62%), l'effet de la diminution du taux d'impôt des autres activités au Royaume-Uni (passage de 27% à 25%) ainsi que l'effet de l'évolution du taux d'impôt en France (pour les reversements de différences temporelles intervenant en 2012) et en Hongrie.
(d) Comprend notamment l'effet des déductions d'intérêts notionnels en Belgique et des crédits d'impôt en Norvège et en Italie.
En 2011, le taux de l'impôt sur les sociétés en France a été porté à 36,10% (contre 34,43% en 2010) pour les sociétés dont le chiffre d'affaires dépasse 250 millions d'euros. Ce taux résulte de l'instauration d'une contribution exceptionnelle de 5% applicable au titre des exercices 2011 et 2012.
Pour les sociétés françaises, les différences temporelles dont le reversement est planifi é après 2012 continuent d'être valorisées au taux de 34,43%.
| Impacts résultat | ||||
|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||
| Impôts différés actifs : | ||||
| Reports défi citaires et crédits d'impôts | 156 | 170 | ||
| Engagements de retraite | (60) | 35 | ||
| Provisions non déduites | 177 | 106 | ||
| Écart entre les valeurs fi scales et comptables des immobilisations | (45) | 20 | ||
| Mise à juste valeur des instruments fi nanciers (IAS 32/39) | 127 | (61) | ||
| Autres | (547) | 226 | ||
| TOTAL | (192) | 496 | ||
| Impôts différés passifs : | ||||
| Écarts entre les valeurs fi scales et comptables des immobilisations | (282) | (118) | ||
| Provisions à caractère fi scal | (75) | (38) | ||
| Mise à juste valeur des actifs et passifs (IAS 32/39) | (151) | 146 | ||
| Autres | 227 | (235) | ||
| TOTAL | (281) | (245) | ||
| IMPÔTS DIFFÉRÉS NETS | (473) | 251 |
NOTE 7 IMPÔTS
Les produits et charges d'impôt différé comptabilisés en « autres éléments du résultat global », ventilés par composantes, sont présentés ci-après :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Actifs fi nanciers disponibles à la vente | (9) | (5) |
| Écarts actuariels | 247 | 158 |
| Couverture d'investissement net | 37 | 12 |
| Couverture de fl ux de trésorerie sur matières premières | (129) | (140) |
| Couverture de fl ux de trésorerie sur autres éléments | 32 | (4) |
| TOTAL HORS QUOTE-PART DES ENTREPRISES ASSOCIÉES | 178 | 21 |
| Quote-part des entreprises associées | 30 | (1) |
| TOTAL | 208 | 20 |
La variation des impôts différés constatés dans l'état de situation fi nancière, après compensation par entité fi scale des actifs et passifs d'impôts différés, se ventile de la manière suivante :
| En millions d'euros | Actifs | Passifs | Positions nettes |
|---|---|---|---|
| Au 31 décembre 2010 avant correction | 1 669 | (12 437) | (10 768) |
| Correction d'erreur - cf. Note 1.2 | 240 | 240 | |
| Au 31 décembre 2010 après correction | 1 909 | (12 437) | (10 528) |
| Effet résultat de la période | (192) | (280) | (472) |
| Effet autres éléments du résultat global | 478 | (224) | 254 |
| Effet périmètre | 1 190 | (2 025) | (835) |
| Effet change | 61 | (128) | (67) |
| Autres effets | 120 | (131) | (11) |
| Effet de présentation nette par entité fi scale | (2 187) | 2 187 | 0 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2011 | 1 379 | (13 038) | (11 659) |
L'effet périmètre provient essentiellement de l'acquisition du Groupe International Power (cf. Note 2 « Principales variations de périmètre »).
7.3.2 Analyse par catégorie de différence temporelle de la position nette d'impôts différés présentée dans l'état de situation fi nancière (avant compensation par entité fi scale des actifs et passifs d'impôts différés)
| Position de clôture | ||||
|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||
| Impôts différés actifs : | ||||
| Reports défi citaires et crédits d'impôts | 1 835 | 1 453 | ||
| Engagements de retraite | 1 404 | 1 171 | ||
| Provisions non déduites | 956 | 686 | ||
| Écart entre les valeurs fi scales et comptables des immobilisations | 1 321 | 994 | ||
| Mise à juste valeur des instruments fi nanciers (IAS 32/39) | 1 283 | 569 | ||
| Autres | 849 | 1 119 | ||
| TOTAL | 7 648 | 5 992 | ||
| Impôts différés passifs : | ||||
| Écarts entre les valeurs fi scales et comptables des immobilisations | (16 714) | (14 688) | ||
| Provisions à caractère fi scal | (334) | (264) | ||
| Mise à juste valeur des actifs et passifs (IAS 32/39) | (1 194) | (539) | ||
| Autres | (1 065) | (1 029) | ||
| TOTAL | (19 307) | (16 520) | ||
| IMPÔTS DIFFÉRÉS NETS | (11 659) | (10 528) |
Les impôts différés actifs comptabilisés au titre des défi cits fi scaux et crédits d'impôts reportables s'élèvent à 1 835 millions d'euros au 31 décembre 2011 (contre 1 453 millions d'euros au 31 décembre 2010). Comme au 31 décembre 2010, ce montant comprend l'intégralité des reports défi citaires des intégrations fi scales GDF SUEZ SA et SUEZ Environnement.
Concernant le groupe d'intégration fi scale « International Power North America », le Groupe estime que les reports défi citaires seront intégralement utilisés sur un horizon de 10 années.
Concernant l'intégration fi scale SUEZ Environnement, à dispositions fi scales identiques au 31 décembre 2011 par rapport à celles en vigueur au 31 décembre 2010, le groupe d'intégration fi scale en France consommerait la majorité de ses impôts différés actifs sur défi cits reportables à l'horizon du PAMT (2012 – 2017), qui a été validé par le management. Malgré les nouvelles dispositions votées en 2011 (plafonnement des défi cits antérieurs à hauteur de 60% du bénéfi ce fi scale annuel), le Groupe considère que ce groupe d'intégration fi scale pourra néanmoins consommer l'intégralité de ses impôts différés actifs sur défi cits reportables, dont environ 40% à l'horizon du PAMT.
En dehors de ces deux groupes d'intégration fi scale, le Groupe considère que l'intégralité des reports défi citaires signifi catifs comptabilisés en tant qu'impôts différés actifs dans l'état de situation fi nancière sera utilisée sur la période du plan à moyen terme (2012 - 2017) validé par le Management.
Au 31 décembre 2011, l'effet impôt relatif aux reports défi citaires et crédits d'impôt reportables en avant non utilisés et non comptabilisés dans l'état de situation fi nancière s'élève à 1 112 millions d'euros (versus 783 millions d'euros en 2010). La grande majorité de ces défi cits reportables non comptabilisés est portée par des sociétés situées dans des pays qui permettent leur utilisation illimitée dans le temps (essentiellement en Belgique, en France et au Luxembourg).
Suite à un arrêt de la Cour de Justice Européenne en date du 12 février 2009 (arrêt Cobelfret), la Belgique a été condamnée pour le traitement qu'elle appliquait aux déductions fi scales générées suite à l'imputation des revenus défi nitivement taxés (RDT). Désormais de telles déductions sont reportables dans le temps. En 2011, le Groupe a reçu l'accord formel de la Commission de Ruling belge sur les modalités de transfert et d'utilisation des RDT issus d'opérations de fusion et de scission. Dans certaines entités du Groupe, notamment dans les sociétés GDF SUEZ Belgium et Genfi na, ces déductions reportables en avant n'ont pas donné lieu à la comptabilisation d'impôts différés actifs faute de perspectives bénéfi ciaires suffi santes à moyen terme. L'effet impôt correspondant à ces RDT non comptabilisés s'élève à 340 millions d'euros et est compris dans le montant de 1 112 millions d'euros d'effet impôt relatif aux reports défi citaires et crédits d'impôt reportables en avant non utilisés et non comptabilisés dans l'état de situation fi nancière au 31 décembre 2011.
L'effet impôt des autres différences temporelles déductibles non comptabilisées dans l'état de situation fi nancière s'élève à 238 millions d'euros en 2011 comparés à 198 millions d'euros en 2010.
Aucun impôt différé passif signifi catif n'a été comptabilisé au titre des différences temporelles pour lesquelles le Groupe est en mesure de contrôler la date à laquelle la différence temporelle s'inversera, et dans la mesure où il est probable que cette différence ne s'inversera pas dans un avenir prévisible.
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |
|---|---|---|
| Numérateur (en millions d'euros) : | ||
| Résultat net part du Groupe * | 4 003 | 4 616 |
| Effet des instruments dilutifs : | ||
| • Emprunts obligataires convertibles International Power | (19) | |
| Résultat net part du Groupe dilué | 3 984 | 4 616 |
| Dénominateur : (en millions d'actions) | ||
| Nombre moyen d'actions en circulation | 2 221 | 2 188 |
| Effet des instruments dilutifs : | ||
| • Plan d'actions gratuites réservées aux salariés | 9 | 5 |
| • Plan d'options de souscription et d'achat d'actions réservés aux salariés | 3 | 5 |
| NOMBRE MOYEN D'ACTIONS EN CIRCULATION DILUÉ | 2 233 | 2 197 |
| Résultat par action (en euros) | ||
| Résultat net part du Groupe par action | 1,8 | 2,1 |
| Résultat net part du Groupe par action dilué | 1,8 | 2,1 |
* La quote-part de résultat net de SUEZ Environnement comprise dans le résultat net part du Groupe correspond à une quote-part de résultat après déduction du coupon attribuable aux porteurs des titres hybrides SUEZ Environnement qui sont décrits dans la Note 16.7 « Participations ne donnant pas le contrôle ». L'effet dilutif lié à ces titres est donc déjà pris en compte dans le résultat net part du Groupe par action.
Les instruments dilutifs du Groupe pris en compte dans le calcul des résultats dilués par action sont décrits dans les Notes 23.1 « Plans de stock-options » et 23.3 « Actions gratuites et actions de performance ».
Il n'a pas été tenu compte, dans le calcul du résultat net dilué par action, des plans d'options de souscription attribués aux salariés dont le prix d'exercice est supérieur au cours moyen annuel de l'action GDF SUEZ. Il s'agit des plans de stock-options de 2007, 2008 et 2009 décrits dans la Note 23.1.1 « Historique des plans de stock-options en vigueur ».
Dans le futur, les instruments relutifs au 31 décembre 2011 pourraient potentiellement devenir dilutifs en fonction de l'évolution du cours moyen annuel de l'action.
| En millions d'euros | Valeur brute | Pertes de valeur | Valeur nette |
|---|---|---|---|
| Au 31 décembre 2009 | 28 238 | (249) | 27 989 |
| Correction d'erreur (cf. Note 1.2) | 366 | 366 | |
| Solde retraité au 1er janvier 2010 | 28 604 | (249) | 28 335 |
| Perte de Valeur | (169) | ||
| Variations de périmètre | (82) | 23 | |
| Écarts de conversion | 324 | (15) | |
| Autres | (514) | 11 | |
| Au 31 décembre 2010 | 28 332 | (399) | 27 933 |
| Pertes de Valeur | (61) | ||
| Variations de périmètre et Autres | 3 343 | 23 | |
| Écarts de conversion | 107 | 17 | |
| AU 31 DÉCEMBRE 2011 | 31 782 | (420) | 31 362 |
L'augmentation du montant de goodwill dans l'état de situation fi nancière au 31 décembre 2011 provient essentiellement du goodwill de 2 822 millions d'euros généré dans le cadre de l'acquisition du groupe International Power, décrite dans la Note 2 « Principales variations de périmètre », du goodwill provisoire de 566 millions d'euros dégagé dans le cadre de l'acquisition de sites de stockage souterrains de gaz naturel en Allemagne (cf. Note 2 « Principales variations de périmètre »), et de l'acquisition de Ne Varietur (branche Énergie Services) pour 129 millions d'euros. Ces augmentations sont en partie compensées par la sortie de goodwill de 209 millions d'euros consécutive à la cession partielle des Intercommunales wallonnes et à la perte d'infl uence notable dans les Intercommunales fl amandes.
À l'issue des tests de pertes de valeur annuels 2011 sur les UGT goodwill, le Groupe a comptabilisé une perte de valeur sur goodwill de 61 millions d'euros sur le goodwill de l'UGT Énergie - Europe du Sud.
En 2010, les variations de goodwill provenaient essentiellement de la prise de contrôle du groupe Hisusa/Agbar (394 millions d'euros), du décroisement des sociétés paritaires anciennement détenues par Lyonnaise des Eaux et le groupe Veolia Environnement (203 millions d'euros), ainsi que de la quote-part de goodwill décomptabilisée dans le cadre de la cession des titres Elia (- 155 millions d'euros).
La diminution de 514 millions d'euros présentée sur la ligne « autres » correspondait principalement à la fi nalisation de l'état de situation fi nancière d'entrée des sociétés allemandes acquises auprès d'E.ON en 2009 (336 millions d'euros).
La perte de valeur comptabilisée portait sur le goodwill d'une société de distribution de gaz en Turquie (134 millions d'euros), et sur le goodwill de l'UGT Infrastructures-Transport Allemagne (27 millions d'euros).
Suite à l'acquisition d'International Power et à la réorganisation des activités du Groupe dans la production et commercialisation d'énergie à l'International (cf. Note 2 « Principales variations de périmètre » et Note 3 « Secteurs opérationnels »), le Groupe et International Power ont procédé à la détermination des niveaux de regroupement d'unités génératrices de trésorerie (« UGT goodwill ») auxquels doivent être affectés le goodwill de 2 822 millions d'euros généré lors de l'acquisition d'International Power, ainsi que les 1 305 millions d'euros de goodwills historiques relatifs aux activités Énergie International apportés à International Power.
Le Groupe et International Power ont identifi é six UGT goodwill correspondant aux niveaux de management régionaux mis en place au sein d'International Power : UGT International Power - Amérique du Nord, UGT International Power - Amérique Latine, UGT International Power - Asie, UGT International Power - Royaume-Uni et autre Europe, UGT International Power - Moyen-Orient, Turquie et Afrique, UGT International Power - Australie.
Au 31 décembre 2011, le Groupe a procédé à une allocation provisoire de ce goodwill entre les six UGT goodwill. Les tests de perte de valeur annuels 2011 ont été réalisés sur la base de ces six UGT goodwill et de cette allocation provisoire.
L'allocation du goodwill relatif à l'acquisition d'International Power sera fi nalisée en 2012.
NOTE 9 GOODWILLS
La répartition des goodwills par UGT goodwill est la suivante :
| UGT | |||
|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Secteur opérationnel | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
| UGT SIGNIFICATIVES (1) | |||
| Énergie - Benelux & Allemagne | Énergie - Benelux & Allemagne | 7 536 | 7 777 |
| Midstream/Downstream | Global Gaz & GNL | 4 296 | 4 266 |
| Distribution (2) | Infrastructures | 4 009 | 4 009 |
| Énergie - France | Énergie - France | 2 906 | 2 885 |
| International Power - Amérique du Nord | Énergie - International Power | 1 627 | 696 |
| AUTRES UGT IMPORTANTES | |||
| Stockage (2) | Infrastructures | 1 359 | 1 359 |
| International Power - Asie | Énergie - International Power | 820 | 479 |
| International Power - Royaume-Uni et autre Europe | Énergie - International Power | 663 | 23 |
| Transport France (2) | Infrastructures | 614 | 614 |
| Énergie - Europe de l'Est | Énergie - Europe | 595 | 627 |
| AUTRES UGT (GOODWILLS INFÉRIEURS INDIVIDUELLEMENT À 600 MILLIONS D'EUROS) (2) |
6 938 | 5 198 | |
| TOTAL | 31 362 | 27 933 |
(1) Les UGT goodwill dites signifi catives correspondent aux UGT dont le montant de goodwill représente plus de 5% du montant total du goodwill Groupe.
(2) Le goodwill de 366 millions d'euros résultant de la correction d'erreur présentée dans la Note 1.2 a été alloué aux UGT Distribution (129 millions d'euros), Stockage (91 millions d'euros), Transport France (78 millions d'euros) et Terminaux (68 millions d'euros) de la branche Infrastructure.
Toutes les Unités Génératrices de Trésorerie goodwill (UGT) font l'objet d'un test de perte de valeur réalisé sur la base de données à fi n juin, complété par une revue des événements du second semestre. La valeur recouvrable des UGT est déterminée en utilisant différentes méthodes dont l'actualisation des fl ux de trésorerie et l'utilisation de la Base des Actifs Régulés (BAR). La méthode de l'actualisation des fl ux de trésorerie est réalisée à partir des prévisions de fl ux de trésorerie établies sur un horizon explicite de six ans résultant du plan à moyen terme approuvé par le Comité de Direction Groupe. Lorsque la méthode de l'actualisation des fl ux de trésorerie est utilisée, l'évaluation de la valeur d'utilité est calculée selon trois scenarii (« low », « medium » et « high »). Le scenario « medium », considéré comme étant le plus probable par le Management, est privilégié.
Les valeurs recouvrables résultant des trois scenarii (« low », « medium » et « high ») reposent sur des hypothèses clés, dont les taux d'actualisation. Les taux d'actualisation retenus correspondent à un coût moyen pondéré du capital ajusté afi n de tenir compte des risques métiers, pays et devises liés à chaque UGT examinée. Ils sont fonction d'un taux de marché sans risque et d'une prime de risque pays. Les taux, après impôts, retenus en 2011 lors de l'examen de la valeur d'utilité des UGT goodwill pour l'actualisation des fl ux de trésorerie étaient compris entre 5,2% et 13,6% alors qu'ils étaient compris entre 4,6% et 11,6% en 2010.
À l'exception des UGT Énergie - Benelux & Allemagne, « Midstream/ Downstream », Distribution, Énergie France, et International Power Amérique du Nord, décrites ci-après, le montant individuel des différents goodwills ne représente pas plus de 5% de la valeur totale des goodwills du Groupe.
NOTE 9 GOODWILLS
Le Groupe estime, sur base des événements raisonnablement prévisibles à ce jour, que d'éventuels changements des hypothèses clés décrites ci-dessous n'entraîneraient pas une insuffi sance de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable.
Le montant total des goodwills affectés à cette UGT s'élève à 7 536 millions d'euros au 31 décembre 2011. Cette UGT regroupe les activités de production, de commercialisation et de distribution d'électricité du Groupe en Belgique, aux Pays-Bas, au Luxembourg et en Allemagne.
Le test annuel sur la valeur recouvrable de cette UGT a été réalisé sur la base d'une estimation de la valeur d'utilité de cette UGT.
Cette estimation utilise des projections de fl ux de trésorerie établies à partir des prévisions fi nancières approuvées par le Comité de Direction Groupe, couvrant une période de six ans, et des taux d'actualisation compris entre 6,5% et 9%. Une valeur terminale a été déterminée par l'extrapolation des fl ux de trésorerie au-delà de cette période sur base d'un taux de croissance égal à l'infl ation attendue de 1,9%.
Les hypothèses clés comprennent notamment, les taux d'actualisation, et les valeurs assignées aux prix à long terme de l'électricité et des combustibles. Les valeurs utilisées refl ètent les meilleures estimations du Groupe des prix des énergies tandis que les consommations de combustibles ont été estimées en tenant compte de l'évolution prévisible du parc de production. Les taux d'actualisation retenus sont en cohérence avec les sources externes d'informations disponibles. Le cadre régulatoire appliqué s'inscrit dans une logique de stabilité sectorielle et tient compte des différentes dispositions en vigueur dans les pays de la zone ou des accords conclus entre le Groupe et les pouvoirs publics.
Une augmentation de 0,5% du taux d'actualisation utilisé aurait un impact négatif de 32,5% sur l'excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une diminution de 0,5% du taux d'actualisation utilisé aurait quant à elle un impact positif de 48,7% sur ce calcul.
L'impact d'une diminution du spread moyen de 1 €/MWh sur la valeur terminale aurait un impact négatif de 12,2% sur l'excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une augmentation du spread moyen de 1 €/MWh sur la valeur terminale aurait quant à elle un impact positif de 12,2% sur ce calcul.
Enfi n différentes confi gurations transformantes ont été examinées. La disparition de toute composante nucléaire dans le portefeuille après 40 ans d'exploitation du parc actuel et l'évolution corrélative des taxes nucléaires afférentes, dont l'impact fortement détériorant (91% sur l'excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable, sans tenir compte des incidences positives sur la valorisation qui résulteraient des effets de substitution et des effets sur les prix des énergies) ne remettrait toutefois pas en cause la valeur comptable de l'UGT.
Le montant total du goodwill affecté à cette UGT s'élève à 4 296 millions d'euros au 31 décembre 2011. Cette UGT regroupe les entités du Groupe qui assurent l'approvisionnement en gaz du Groupe au travers des contrats d'approvisionnement et du recours aux marchés organisés, et qui commercialisent des offres d'énergie et de services énergétiques associés auprès des très grands clients du Groupe en Europe.
La valeur recouvrable de l'UGT « Midstream/Downstream » est également calculée à partir de la valeur d'utilité en utilisant les prévisions de fl ux de trésorerie. Les taux d'actualisation appliqués à ces prévisions sont compris entre 8% et 9,1% en fonction des risques métiers et des pays concernés. La valeur recouvrable intègre une valeur terminale pour la période au-delà de ces six ans, déterminée par application du taux de croissance long terme (compris entre 0% et 3% selon les activités) à l'EBITDA normatif de la dernière année des prévisions.
Les principales hypothèses et estimations clés comprennent notamment les taux d'actualisation, les prix des hydrocarbures retenus, l'évolution de la parité euro/dollar, les perspectives futures des marchés, ainsi que les prévisions concernant l'horizon de recorrélation des prix du gaz et du pétrole. Les valeurs retenues refl ètent les meilleures estimations des prix de marché et de l'évolution future attendue de ces marchés.
Dans le scenario « medium », qui constitue le scenario retenu par le Management dans son plan moyen terme, le Groupe prévoit une recorrélation des prix du gaz et du pétrole à compter de 2013 (partiel) et 2014 (complet). Si cette recorrélation devait être retardée de 1 an, l'excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable serait diminué de 9,8%, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable.
Une augmentation de 0,5% du taux d'actualisation utilisé aurait un impact négatif de 69,1% sur l'excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une diminution de 0,5% du taux d'actualisation utilisé aurait un effet positif de 79,9% sur ce calcul.
Une augmentation de 0,5% du taux de croissance long terme utilisé pour la détermination de la valeur terminale aurait un impact positif de 52% sur l'excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable. Une diminution de 0,5% du taux de croissance long terme utilisé aurait quant à elle un impact négatif de 45% sur ce calcul, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable.
Le montant total du goodwill affecté à cette UGT s'élève à 4 009 millions d'euros au 31 décembre 2011. L'UGT Distribution regroupe les activités de distribution de gaz en France.
La valeur recouvrable de l'UGT Distribution a été déterminée par l'application d'une méthode d'évaluation fondée sur la Base des Actifs Régulés (BAR). La BAR est la valeur attribuée par le régulateur aux actifs exploités par l'opérateur de distribution. Elle est la somme des cash flows futurs avant impôt, actualisés à un taux égal au taux de rémunération avant impôt garanti par le régulateur.
Le montant total du goodwill affecté à cette UGT s'élève à 2 906 millions d'euros au 31 décembre 2011. L'UGT Énergie France représente un ensemble d'activités comprenant la production d'électricité, la commercialisation de gaz, d'électricité et des services associés et de solutions d'éco-confort dans l'habitat.
La valeur recouvrable est déterminée par référence à la valeur d'utilité du groupe d'actifs, calculée principalement à partir des prévisions de fl ux de trésorerie qui se fondent sur le plan moyen terme sur six ans approuvé par le Comité de Direction Groupe. Les principales hypothèses utilisées sont liées aux conditions d'exploitation prévues par le Comité de Direction Groupe, notamment les évolutions de la réglementation tarifaire, les prix de marché, les valeurs assignées aux prix à long terme de l'électricité et des combustibles, les perspectives futures de marchés ainsi que les taux d'actualisation à appliquer. Les valeurs affectées aux hypothèses refl ètent l'expérience passée ainsi que les meilleures estimations des prix de marché.
Pour les actifs de production électrique, les horizons de projections de fl ux de trésorerie futurs suivent soit la durée de vie des actifs sous-jacents soit celle des contrats sur lesquels sont adossées les activités des entités constitutives de cette UGT.
En ce qui concerne la BU Commercialisation de gaz et électricité, une valeur terminale a été déterminée par l'extrapolation des fl ux de trésorerie au-delà de la période du plan de moyen terme.
Les taux d'actualisation retenus, compris entre 6,1% et 9,5% correspondent à un coût moyen pondéré du capital afi n de tenir compte des risques métiers liés aux différents actifs de l'UGT.
Une augmentation de 0,5% du taux d'actualisation utilisé aurait un impact négatif de 19,5% sur l'excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une diminution de 0,5% du taux d'actualisation utilisé aurait quant à elle un impact positif de 22,2% sur ce calcul.
L'impact d'une diminution des prix de vente du gaz et de l'électricité de 1 €/MWh aurait un impact négatif de 15% sur l'excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une augmentation des prix de vente du gaz et de l'électricité de 1 €/MWh aurait quant à elle un impact positif de 15,5% sur ce calcul.
Le montant total du goodwill affecté à cette UGT s'élève à 1 627 millions d'euros au 31 décembre 2011. Les entités comprises dans cette UGT produisent de l'électricité et commercialisent de l'électricité et du gaz aux États-Unis, au Mexique ainsi qu'au Canada. Elles interviennent également dans l'importation et la regazéifi cation de gaz naturel liquéfi é (GNL).
La valeur recouvrable de l'UGT « International Power - Amérique du Nord » est déterminée par référence à la valeur d'utilité du groupe d'actifs, calculée principalement à partir des prévisions de fl ux de trésorerie qui se fondent sur le plan moyen terme sur six ans approuvé par le Comité de Direction Groupe.
Pour les activités de production d'électricité, une valeur terminale a été déterminée par catégorie d'actifs en extrapolant les fl ux de trésorerie attendus jusqu'à la fi n de la durée d'exploitation des centrales concernées. Pour les activités GNL et les activités de vente d'électricité au détail, une valeur terminale a été déterminée par extrapolation des fl ux de trésorerie au-delà de la dernière année des prévisions du plan moyen terme en utilisant des taux de croissance s'élevant respectivement à 0% et 1%.
Les hypothèses clés comprennent notamment les valeurs assignées aux prix à long terme de l'électricité et des combustibles, les perspectives futures des marchés ainsi que les taux d'actualisation à appliquer. Les valeurs affectées aux hypothèses refl ètent les meilleures estimations des prix de marché. Les taux d'actualisation retenus sont compris pour 2011 entre 5,7% et 10,3% selon les activités.
Une augmentation de 0,5% du taux d'actualisation utilisé aurait un impact négatif de 83,2% sur l'excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une diminution de 0,5% du taux d'actualisation utilisé aurait quant à elle un impact positif de 83,1% sur ce calcul.
L'impact d'une diminution des prix du gaz naturel de 1 USD/mmbtu (millions de British Thermal Units) aurait un impact négatif de 90,2% sur l'excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une augmentation des prix de vente du gaz naturel de 1 USD/mmbtu aurait quant à elle un impact positif de 90,2% sur ce calcul.
Le tableau ci-dessous décrit les hypothèses utilisées dans l'examen de la valeur recouvrable des principales autres UGT. La méthode de l'actualisation des fl ux de trésorerie (DCF) ou de l'actualisation des dividendes (DDM) est utilisée dans le cadre de la détermination de la valeur d'utilité. La valeur recouvrable de certaines UGT est déterminée à partir de la BAR ou de valorisations établies dans le cadre de transactions récentes.
| UGT | Secteur opérationnel | Méthode de valorisation | Taux d'actualisation |
|---|---|---|---|
| Stockage | Infrastructures | DCF | 5,9% - 6,6% |
| International Power - Asie | Énergie - International Power | DCF + DDM + Prix de cession | 7,4% - 13,4% |
| International Power - Royaume-Uni et autre Europe |
Énergie - International Power | DCF + DDM + Prix de cession | 5,4% - 10% |
| Transport France | Infrastructures | Juste Valeur diminuée des coûts de cession | |
| Énergie - Europe de l'Est | Énergie - Europe | DCF + BAR + Prix de cession | 8,4% - 11,8% |
La répartition par secteur opérationnel de la valeur comptable des goodwills s'établit comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Énergie - France | 2 906 | 2 885 |
| Énergie - Europe et International | 12 821 | 10 292 |
| dont : Division Benelux & Allemagne | 7 536 | 7 777 |
| Division Europe | 1 004 | 1 209 |
| International Power | 4 281 | 1 305 |
| Global Gaz & GNL | 4 359 | 4 331 |
| Infrastructures | 6 705 | 6 139 |
| Énergie Services | 1 325 | 1 157 |
| SUEZ Environnement | 3 246 | 3 128 |
| TOTAL | 31 362 | 27 933 |
NOTE 10 IMMOBILISATIONS INCORPORELLES
| Droits incorporels | ||||
|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | sur contrats de concession |
Droits de capacité | Autres | Total |
| VALEUR BRUTE | ||||
| Au 31 décembre 2009 | 4 394 | 2 405 | 9 520 | 16 319 |
| Acquisitions | 501 | 1 | 770 | 1 272 |
| Cessions | (66) | 0 | (143) | (209) |
| Écarts de conversion | 63 | 0 | 96 | 159 |
| Variations de périmètre | 427 | 0 | 922 | 1 349 |
| Autres | (15) | 18 | 86 | 89 |
| Au 31 décembre 2010 | 5 304 | 2 424 | 11 251 | 18 979 |
| Acquisitions | 369 | (0) | 606 | 975 |
| Cessions | (16) | 0 | (75) | (91) |
| Écarts de conversion | 61 | 0 | 50 | 111 |
| Variations de périmètre | (8) | 0 | 491 | 483 |
| Autres | 51 | (70) | 41 | 23 |
| Au 31 décembre 2011 | 5 762 | 2 354 | 12 363 | 20 480 |
| AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR | ||||
| Au 31 décembre 2009 | (1 812) | (665) | (2 421) | (4 899) |
| Dotations aux amortissements et pertes de valeur | (174) | (88) | (1 524) | (1 786) |
| Cessions | 35 | 0 | 40 | 75 |
| Écarts de conversion | (15) | 0 | (39) | (55) |
| Variations de périmètre | 162 | 0 | 271 | 433 |
| Autres | 16 | 0 | 16 | 32 |
| Au 31 décembre 2010 | (1 789) | (753) | (3 657) | (6 199) |
| Dotations aux amortissements et pertes de valeur | (260) | (85) | (815) | (1 160) |
| Cessions | 14 | 0 | 61 | 75 |
| Écarts de conversion | (9) | 0 | (20) | (29) |
| Variations de périmètre | 22 | 0 | 53 | 75 |
| Autres | (77) | 69 | (8) | (16) |
| Au 31 décembre 2011 | (2 099) | (769) | (4 387) | (7 254) |
| VALEUR NETTE COMPTABLE | ||||
| Au 31 décembre 2010 | 3 515 | 1 671 | 7 594 | 12 780 |
| Au 31 décembre 2011 | 3 664 | 1 586 | 7 977 | 13 226 |
En 2011, les acquisitions relatives aux droits incorporels sur contrats de concession correspondent aux travaux de construction réalisés sur les infrastructures gérées par les branches SUEZ Environnement et Énergie Services dans le cadre de contrats de concession (respectivement pour 235 et 131 millions d'euros).
Les effets variations de périmètre 2011 correspondent principalement à l'intégration du groupe International Power (430 millions d'euros), de l'acquisition de WSN Environmental Solutions (128 millions d'euros), et à la cession de G6 Rete Gas (- 115 millions d'euros).
Les actifs incorporels acquis en 2010 concernaient essentiellement les droits incorporels sur contrats de concessions dans les branches SUEZ Environnement (338 millions d'euros) et Énergie Services (161 millions d'euros), et des licences d'exploration production en Australie (257 millions d'euros).
Les pertes de valeur constatées en 2010 s'élevaient à 751 millions d'euros, et concernaient principalement le portefeuille de contrats d'approvisionnement long terme en gaz dans la branche Global Gaz & GNL (548 millions d'euros), ainsi que des licences d'exploration en Égypte, en Libye et dans le Golfe du Mexique (84 millions d'euros).
Le Groupe gère des contrats de concession au sens de SIC 29 (se reporter à la Note 22 « Contrats de concession ») dans les domaines de la distribution d'eau potable, de l'assainissement, des déchets et de la distribution d'électricité. Les droits donnés, sur les infrastructures, au Groupe en tant que concessionnaire, entrant dans le champ d'application d'IFRIC 12 et correspondant au modèle incorporel, sont comptabilisés sous cette rubrique. Ils comprennent notamment les droits à facturer les usagers reconnus en application du modèle actif incorporel d'IFRIC 12.
Le Groupe a acquis des droits sur des capacités de production de centrales opérées par des tiers. Ces droits acquis dans le cadre de transactions ou dans le cadre de la participation du Groupe au fi nancement de la construction de certaines centrales confèrent au Groupe le droit d'acheter une quote-part de la production sur la durée de vie des actifs sous-jacents. Ces droits à capacité sont amortis sur la durée d'utilité de l'actif sous-jacent, n'excédant pas 40 ans. À ce jour, le Groupe dispose de droits dans la centrale de Chooz B (France), et de capacités de production virtuelle (VPP) en Italie.
Le poste comprend principalement au 31 décembre 2011 des droits de tirage d'eau, des licences et des actifs incorporels acquis dans le cadre de la fusion avec Gaz de France, comprenant essentiellement la marque GDF Gaz de France, les relations clients, ainsi que des contrats d'approvisionnement. Les licences d'exploration et de production comprises dans la colonne « autres » du tableau cidessus font l'objet d'une présentation détaillée dans la Note 19 « Activité Exploration – Production ».
La valeur nette des immobilisations incorporelles non amortissables en raison de leur durée de vie indéterminée s'élève à 936 millions d'euros contre 1 007 millions d'euros au 31 décembre 2010 et correspondent essentiellement aux droits de tirage d'eau, et à la marque GDF Gaz de France comptabilisée dans le cadre de l'affectation du coût du regroupement aux actifs et passifs de Gaz de France.
Les activités de recherche et de développement se traduisent par la réalisation d'études variées touchant à l'innovation technologique, à l'amélioration de l'effi cacité des installations, de la sécurité, de la protection de l'environnement, de la qualité du service et de l'utilisation des ressources énergétiques.
Les frais de recherche et de développement, hors dépenses d'assistance technique, et ne satisfaisant pas les critères d'activation défi nis par l'IAS 38, s'élèvent à 231 millions d'euros pour l'exercice 2011 et à 222 millions d'euros pour l'exercice 2010. Les dépenses liées à des projets internes en phase de développement répondant aux critères de comptabilisation d'un actif incorporel sont non signifi catives.
NOTE 11 IMMOBILISATIONS CORPORELLES
| En millions d'euros | Terrains | Constructions | Installations techniques |
Matériel de transport |
Coûts de démantèlement |
Immobilisations en cours |
Autres | Total |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| VALEUR BRUTE | ||||||||
| Au 31 décembre 2009 | 2 337 | 8 216 | 74 002 | 1 723 | 1 072 | 9 770 | 1 241 | 98 360 |
| Acquisitions | 87 | 174 | 1 235 | 150 | 0 | 6 548 | 103 | 8 297 |
| Cessions | (42) | (51) | (380) | (87) | (26) | (147) | (48) | (780) |
| Écarts de conversion | 70 | 244 | 1 811 | 36 | 18 | 412 | 18 | 2 609 |
| Variations de périmètre | 318 | 126 | 2 129 | (20) | 3 | 53 | (107) | 2 501 |
| Autres | 167 | (2 895) | 8 772 | (10) | 581 | (6 019) | (32) | 563 |
| Au 31 décembre 2010 | 2 937 | 5 813 | 87 568 | 1 791 | 1 648 | 10 618 | 1 175 | 111 551 |
| Acquisitions | 44 | 93 | 1 273 | 131 | 0 | 6 549 | 91 | 8 182 |
| Cessions | (45) | (88) | (402) | (85) | 0 | (0) | (31) | (650) |
| Écarts de conversion | (9) | (75) | 2 | 1 | 6 | (159) | 1 | (232) |
| Variations de périmètre | 160 | 429 | 9 265 | 11 | 11 | 707 | 15 | 10 598 |
| Transfert en Actifs classés comme détenus en vue de la vente |
(0) | (1 487) | (12) | (2) | (2) | (1 504) | ||
| Autres | 122 | 927 | 5 029 | 65 | 98 | (6 359) | 43 | (75) |
| Au 31 décembre 2011 | 3 209 | 7 100 | 101 248 | 1 916 | 1 751 | 11 354 | 1 292 | 127 869 |
| AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR |
||||||||
| Au 31 décembre 2009 | (956) | (2 558) | (22 378) | (1 097) | (732) | (170) | (804) | (28 695) |
| Dotations aux amortissements et pertes de valeur |
(89) | (368) | (4 323) | (165) | (75) | (137) | (179) | (5 336) |
| Cessions | 34 | 23 | 241 | 75 | (0) | 119 | 40 | 531 |
| Écarts de conversion | (31) | (54) | (481) | (22) | (13) | (2) | (11) | (614) |
| Variations de périmètre | 0 | 91 | 880 | 22 | (2) | 0 | 89 | 1 082 |
| Autres | 12 | 593 | (555) | 30 | (10) | 52 | 62 | 184 |
| Au 31 décembre 2010 | (1 029) | (2 273) | (26 616) | (1 158) | (832) | (139) | (802) | (32 848) |
| Dotations aux amortissements et pertes de valeur |
(76) | (358) | (5 018) | (154) | (122) | (70) | (134) | (5 933) |
| Cessions | 23 | 67 | 356 | 81 | 0 | 8 | 27 | 562 |
| Écarts de conversion | (13) | 16 | 149 | 1 | (4) | (1) | 2 | 151 |
| Variations de périmètre | 0 | 0 | (50) | 4 | 2 | (0) | 0 | (43) |
| Transfert en Actifs classés comme détenus en vue de la vente |
455 | 1 | 1 | 458 | ||||
| Autres | (0) | (8) | (105) | (2) | (6) | (5) | 32 | (95) |
| Au 31 décembre 2011 | (1 094) | (2 555) | (30 828) | (1 229) | (960) | (208) | (874) | (37 749) |
| VALEUR NETTE COMPTABLE |
||||||||
| Au 31 décembre 2010 | 1 908 | 3 540 | 60 953 | 634 | 817 | 10 479 | 373 | 78 703 |
| Au 31 décembre 2011 | 2 115 | 4 544 | 70 420 | 687 | 791 | 11 146 | 417 | 90 120 |
Les variations de périmètre ont un impact net sur les immobilisations corporelles de 10 555 millions d'euros. Elles résultent principalement de l'intégration du bilan d'ouverture du groupe International Power (10 941 millions d'euros), de l'acquisition de sites de stockage de gaz en Allemagne (403 millions d'euros), de l'opération Acea (312 millions d'euros), et de l'acquisition de WSN Environmental Solutions par Sita Australie (144 millions d'euros) mais également des cessions de G6 Rete Gas (- 624 millions d'euros), d'EFOG (- 336 millions d'euros) et de la perte de contrôle sur Bristol Water (- 380 millions d'euros) (cf. Note 2 « Principales variations de périmètre »).
Suite au classement en tant qu'actifs détenus en vue de la vente des centrales de Hidd Power Company, Choctaw et Hot Springs (cf. Note 2.3), la valeur comptable des immobilisations corporelles correspondantes est transférée sur la ligne « Actifs classés comme détenus en vue de la vente » de l'état de situation fi nancière.
Les principaux effets de change sur la valeur brute des immobilisations corporelles au 31 décembre 2011 proviennent essentiellement du dollar américain (+ 457 millions d'euros), du dollar australien (+ 260 millions d'euros), du réal brésilien (- 481 millions d'euros), et du peso chilien (- 178 millions d'euros).
Les pertes de valeur constatées en 2011 s'élèvent à 241 millions d'euros. Ces pertes de valeur, décrites dans la Note 5.2.2 « Pertes de valeur sur immobilisations corporelles et incorporelles hors goodwill », portent principalement sur un actif de production d'électricité en Espagne et sur une centrale aux États-Unis
Les actifs d'exploration et de production des ressources minérales inclus dans le tableau ci-dessus sont détaillés par nature dans la Note 19 « Activité Exploration - Production ». Les champs en développement sont présentés dans la colonne « Immobilisations en cours » et les champs en production dans la colonne « Installations techniques ».
Les actifs corporels qui ont été donnés en garantie pour couvrir des dettes fi nancières s'élèvent à 9 383 millions d'euros au 31 décembre 2011 contre 3 538 millions d'euros au 31 décembre 2010. Cette augmentation provient essentiellement des centrales acquises d'International Power qui ont été données en garantie de leur fi nancement de projet.
Dans le cadre normal de leurs activités, certaines sociétés du Groupe se sont engagées à acheter, et les tiers concernés à leur livrer, des installations techniques. Ces engagements portent principalement sur des commandes d'équipements, de véhicules et de matériel pour des constructions d'unités de production d'énergie (centrales électriques et de co-génération) et pour des contrats de service.
Les engagements contractuels d'investissement en immobilisations corporelles du Groupe s'élèvent à 6 459 millions d'euros au 31 décembre 2011 contre 5 956 millions d'euros au 31 décembre 2010. Cette variation résulte essentiellement de l'effet périmètre lié à l'acquisition du groupe International Power, de l'augmentation des engagements chez GDF Norge liés au champ de Gudrun essentiellement. Elle est partiellement compensée par la diminution des engagements sur la Division Benelux et Allemagne, suite à la réalisation d'une partie des travaux relatifs aux constructions de nouvelles centrales.
Le montant des coûts d'emprunt de la période incorporés dans le coût des immobilisations corporelles s'élève à 379 millions d'euros au titre de l'exercice 2011 contre 342 millions d'euros au titre de l'exercice 2010.
NOTE 12 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES ASSOCIÉES
| Valeurs comptables des participations dans les entreprises associées |
Quote-part de résultat dans les entreprises associées |
||||
|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |
| Sociétés intercommunales belges | 39 | 416 | 187 | 184 | |
| GASAG | 471 | 468 | 16 | 20 | |
| Paiton | 614 | 0 | 65 | 0 | |
| ISAB Energy srl | 153 | 0 | 4 | 0 | |
| GTT | 88 | 117 | (8) | (3) | |
| Noverco | 0 | 229 | 7 | 10 | |
| Autres | 1 255 | 750 | 192 | 54 | |
| TOTAL | 2 619 | 1 980 | 462 | 264 |
L'augmentation de la valeur comptable des participations dans les entreprises associées est principalement liée aux entrées de périmètre des entreprises associées d'International Power (dont Paiton et ISAB Energy). L'opération International Power est décrite dans la Note 2 « Principales variations de périmètre ».
Comme indiqué dans la Note 2 « Principales variations de périmètre », le Groupe n'exerce plus d'infl uence notable sur les intercommunales fl amandes depuis le 30 juin 2011 et comptabilise désormais sa participation en tant que « titres disponibles à la vente ». Par ailleurs, des réductions de capital ont été réalisées dans les intercommunales fl amandes et wallonnes courant juin 2011. La quote-part du Groupe dans ces réductions de capital étant supérieure à la valeur de mise en équivalence, l'excédent a été comptabilisé en résultat pour ramener les titres à une valeur nulle. Il en résulte un impact positif de 49 millions d'euros, présenté en « Quote-part de résultat des entreprises associées », la comptabilisation des quotesparts dans le résultat de ces entités étant « suspendue » pour les périodes ultérieures jusqu'à apurement de l'excédent. Compte tenu essentiellement du paiement d'un dividende de 21 millions d'euros intervenu au cours du second semestre et comptabilisé sur la ligne « Quote-part de résultat dans les entreprises associées », l'excédent au 31 décembre 2011 s'établit à 70 millions d'euros.
Le Groupe a cédé sa participation dans Noverco le 30 juin 2011.
Le montant total des pertes non comptabilisées des entreprises associées (qui correspond au montant cumulé des pertes excédant la valeur comptable des participations dans les entreprises associées), en ce compris les autres éléments du résultat global, s'élève à 412 millions d'euros au 31 décembre 2011. Ces pertes non comptabilisées correspondent essentiellement à la juste valeur négative d'instruments dérivés de couvertures de taux d'intérêt (« autres éléments du résultat global ») mis en place par des entreprises associées au Moyen-Orient dans le cadre du fi nancement de constructions de centrales électriques et de désalinisation d'eau.
NOTE 12 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES ASSOCIÉES
| En millions d'euros | Dernier % de contrôle |
Total Actifs (1) | Passifs (1) | Capitaux propres (1) |
Chiffre | d'affaires (1) Résultat net (1) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Au 31 décembre 2011 | ||||||
| Sociétés intercommunales wallonnes et bruxelloise (2) | 4 685 | 2 816 | 1 869 | 1 227 | 266 | |
| PT Paiton Energy Company | 44,7 | 3 658 | 2 285 | 1 373 | 558 | 145 |
| ISAB Energy | 49,0 | 652 | 340 | 312 | 430 | 7 |
| Gasag Group | 31,6 | 2 770 | 2 054 | 716 | 1 165 | 52 |
| GTT | 40,0 | 102 | 78 | 24 | 53 | 10 |
| Au 31 décembre 2010 | ||||||
| Sociétés intercommunales belges (2) | 11 735 | 6 901 | 4 834 | 2 827 | 585 | |
| Noverco Group | 17,6 | 4 394 | 3 090 | 1 304 | 1 271 | 58 |
| Gasag Group | 31,6 | 2 763 | 2 002 | 761 | 1 162 | 73 |
| GTT | 40,0 | 126 | 59 | 67 | 77 | 19 |
(1) Les principaux agrégats des entreprises associées sont présentés à 100%.
(2) Il s'agit des comptes combinés des intercommunales de l'exercice précédent, retraités pour les rendre conformes aux normes IFRS.
NOTE 13 PARTICIPATIONS DANS LES CO-ENTREPRISES
Les contributions des principales co-entreprises dans les comptes consolidés du Groupe se détaillent comme suit :
| En millions d'euros | Pourcentage d'intégration |
Actifs courants |
Actifs non courants |
Passifs courants |
Passifs non courants |
Chiffre d'affaires |
Résultat net |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Au 31 décembre 2011 | |||||||
| Energia Sustentavel Do Brasil | 50,1 | 177 | 1 936 | 125 | 1 035 | 0 | 15 |
| Groupe SPP | 24,5 | 308 | 1 655 | 95 | 342 | 752 | 140 |
| WSW Énergie und Wasser | 33,1 | 43 | 304 | 57 | 75 | 190 | 11 |
| Senoko | 30,0 | 123 | 864 | 217 | 470 | 603 | 28 |
| Tirreno Power | 50,0 | 239 | 819 | 210 | 568 | 529 | 17 |
| Eco Electrica Project | 50,0 | 77 | 416 | 48 | 134 | 136 | 19 |
| Au 31 décembre 2010 | |||||||
| EFOG | 22,5 | 135 | 334 | 5 | 171 | 166 | 76 |
| Energia Sustentavel Do Brasil | 50,1 | 271 | 1 224 | 77 | 849 | 0 | 5 |
| Groupe AceaElectrabel | 40,6 * | 472 | 734 | 739 | 150 | 1 291 | 26 |
| Groupe SPP | 24,5 | 277 | 1 705 | 92 | 350 | 737 | 144 |
| WSW Énergie und Wasser | 33,1 | 42 | 307 | 53 | 73 | 170 | 6 |
| Senoko | 30,0 | 90 | 773 | 51 | 539 | 524 | 9 |
| Tirreno Power | 35,0 | 146 | 569 | 143 | 411 | 308 | 15 |
* Pourcentage d'intégration des holdings.
Le Groupe et Acea ont mis fi n à leur partenariat dans les activités Énergie en Italie lors du 1er trimestre 2011. Suite au décroisement des participations communes, le Groupe a pris le contrôle de certaines entités désormais intégrées globalement. L'opération est décrite dans la Note 2 « Principales variations de périmètre ».
Le Groupe a cédé sa participation de 22,5% dans EFOG le 31 décembre 2011 (cf. Note 2 « Principales variations de périmètre »).
Les différentes catégories d'actifs fi nanciers ainsi que leur ventilation entre leur part « non courante » et « courante » sont présentées dans le tableau ci-après :
| 31 déc.2011 | 31 déc. 2010 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Non courant | Courant | Total | Non courant | Courant | Total |
| Titres disponibles à la vente | 3 299 | 3 299 | 3 252 | 3 252 | ||
| Prêts et créances au coût amorti | 3 813 | 24 446 | 28 259 | 2 794 | 21 533 | 24 327 |
| Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs) |
3 813 | 1 311 | 5 124 | 2 794 | 1 032 | 3 825 |
| Clients et autres débiteurs | 23 135 | 23 135 | 20 501 | 20 501 | ||
| Autres actifs fi nanciers évalués à la juste valeur | 2 911 | 8 197 | 11 108 | 2 532 | 7 452 | 9 984 |
| Instruments fi nanciers dérivés | 2 911 | 5 312 | 8 223 | 2 532 | 5 739 | 8 271 |
| Actifs fi nanciers évalués à la juste valeur par résultat hors dérivés |
2 885 | 2 885 | 1 713 | 1 713 | ||
| Trésorerie et équivalents de trésorerie | 14 675 | 14 675 | 11 296 | 11 296 | ||
| TOTAL | 10 023 | 47 319 | 57 342 | 8 578 | 40 280 | 48 858 |
En millions d'euros
| Au 31 décembre 2009 | 3 563 |
|---|---|
| Acquisitions | 518 |
| Cessions - valeur comptable hors variations de juste valeur en "Autres éléments du Résultat Global" | (648) |
| Cessions - "Autres éléments de résultat global" décomptabilisés | (27) |
| Autres variations de juste valeur enregistrée en capitaux propres | (99) |
| Variation de juste valeur enregistrée en résultat | (69) |
| Variations de périmètre, change et divers | 14 |
| Au 31 décembre 2010 | 3 252 |
| Acquisitions | 249 |
| Cessions - valeur comptable hors variations de juste valeur en "Autres éléments du Résultat Global" | (50) |
| Cessions - "Autres éléments de résultat global" décomptabilisés | (425) |
| Autres variations de juste valeur enregistrée en capitaux propres | (70) |
| Variation de juste valeur enregistrée en résultat | (130) |
| Variations de périmètre, change et divers | 473 |
| Au 31 décembre 2011 | 3 299 |
Les titres disponibles à la vente détenus par le Groupe s'élèvent à 3 299 millions d'euros au 31 décembre 2011 et se répartissent entre 1 243 millions d'euros de titres cotés et 2 056 millions d'euros de titres non cotés (respectivement 1 131 millions d'euros et 2 121 millions d'euros en 2010).
Sur la période, les principales acquisitions correspondent aux acquisitions d'obligations réalisées par Synatom dans le cadre de ses obligations de placement.
Les variations de périmètre résultent essentiellement de deux opérations : d'une part, de la comptabilisation de la participation du Groupe dans les sociétés intercommunales mixtes fl amandes en tant que titre disponible à la vente (587 millions d'euros) ; et d'autre part de la cession de GDF SUEZ LNG Liquefaction qui détenait les titres Atlantic LNG dont la valeur historique s'élève à 97 millions d'euros (cf. Note 2 « Principales variations de périmètre »).
Les principales opérations réalisées en 2010 correspondaient à l'acquisition d'une participation de 9% dans le gazoduc Nordstream AG pour 238 millions d'euros et à la cession des titres Gas Natural pour un prix de 555 millions d'euros.
Les gains et pertes enregistrés en capitaux propres et en résultat sur les titres disponibles à la vente sont les suivants :
| Évaluation ultérieure à l'acquisition | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Dividendes | Var. de juste valeur |
Effet de change |
Perte de valeur |
Recyclage en résultat |
Résultat de cession |
| Capitaux propres * | - | (70) | 14 | - | (425) | - |
| Résultat | 139 | (130) | 425 | 33 | ||
| TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2011 | 139 | (70) | 14 | (130) | 33 | |
| Capitaux propres * | - | (99) | 38 | - | (27) | - |
| Résultat | 128 | (69) | 27 | 178 | ||
| TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2010 | 128 | (99) | 38 | (69) | 178 |
* Hors effet impôt.
Le résultat de cession de 33 millions d'euros est constitué d'éléments non signifi catifs individuellement.
Le montant des gains et pertes initialement enregistrés en capitaux propres en « autres éléments du résultat global » et recyclés en compte de résultat consécutivement à la cession de titres disponibles à la vente s'élève à 425 millions d'euros au titre de l'exercice 2011 (contre 27 millions d'euros en 2010). L'effet du recyclage en résultat relatif aux titres Atlantic LNG, soit 421 millions d'euros, est présenté sur la ligne « Effets de périmètre » du compte de résultat (cf. Note 5)
Le Groupe examine la valeur des différents titres disponibles à la vente afi n de déterminer au cas par cas, et compte tenu du contexte de marché, s'il y a lieu de comptabiliser des pertes de valeur.
Pour les titres cotés, parmi les éléments pris en considération le Groupe estime qu'une baisse du cours de plus de 50% en dessous du coût historique ou qu'une baisse du cours en deçà du coût historique pendant plus de 12 mois sont des indices de perte de valeur.
Le Groupe a comptabilisé une perte de valeur de 130 millions d'euros sur des titres non cotés. Ce montant ne comprend pas de perte de valeur signifi cative individuellement.
Après examen, le Groupe considère qu'il n'y a pas lieu de comptabiliser de perte de valeur sur ses autres lignes de titres disponibles à la vente au 31 décembre 2011.
| 31 déc.2011 | 31 déc. 2010 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Non courant | Courant | Total | Non courant | Courant | Total | ||
| Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs) |
3 813 | 1 311 | 5 124 | 2 794 | 1 032 | 3 825 | ||
| Prêts aux sociétés affi liées | 875 | 555 | 1 430 | 932 | 230 | 1 162 | ||
| Autres créances au coût amorti | 1 056 | 159 | 1 215 | 1 157 | 150 | 1 307 | ||
| Créances de concessions | 418 | 466 | 884 | 315 | 453 | 768 | ||
| Créances de location fi nancement | 1 464 | 132 | 1 596 | 389 | 198 | 588 | ||
| Clients et autres débiteurs | 23 135 | 23 135 | 20 501 | 20 501 | ||||
| TOTAL | 3 813 | 24 446 | 28 259 | 2 794 | 21 533 | 24 327 |
Les pertes de valeur sur prêts et créances au coût amorti sont présentées ci-dessous :
| 31 déc. 2011 | 31 déc.2010 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Brut | Dépréciation & Perte de valeur |
Net | Brut | Dépréciation & Perte de valeur |
Net |
| Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs) |
5 504 | (380) | 5 124 | 4 224 | (399) | 3 825 |
| Clients et autres débiteurs | 24 133 | (997) | 23 135 | 21 592 | (1 091) | 20 501 |
| TOTAL | 29 637 | (1 377) | 28 259 | 25 816 | (1 490) | 24 327 |
Les informations relatives à l'antériorité des créances échues non dépréciées et au suivi du risque de contrepartie sur les prêts et créances au coût amorti (y compris les créances clients et autres débiteurs) sont présentées dans la Note 15.2 « Risque de contrepartie ».
Les gains et pertes nets enregistrés en résultat sur les prêts et créances au coût amorti (y compris créances clients) sont les suivants :
| Évaluation ultérieure à l'acquisition | |||
|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Intérêts | Effet de change | Perte de valeur |
| Au 31 décembre 2010 | 101 | (43) | (19) |
| Au 31 décembre 2011 | 142 | 15 | 17 |
La variation des prêts et créances au coût amorti est essentiellement liée à la consolidation en 2011 du Groupe International Power (+ 1 468 millions d'euros en décembre 2011).
Au 31 décembre 2011, comme au 31 décembre 2010, le Groupe n'a pas enregistré de perte de valeur signifi cative sur les prêts et créances au coût amorti (hors créances clients).
Lors de leur comptabilisation initiale, les créances clients sont comptabilisées à leur juste valeur ce qui, dans la plupart des cas, correspond à leur valeur nominale. Une perte de valeur est constituée en fonction du risque de non-recouvrement. La valeur comptable inscrite dans l'état de situation fi nancière représente une évaluation appropriée de la juste valeur.
Les dépréciations et pertes de valeur sur créances clients et autres débiteurs s'élèvent à - 997 millions d'euros au 31 décembre 2011 contre - 1 091 millions d'euros à fi n 2010.
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Non courant | Courant | Total | Non courant | Courant | Total | |
| Instruments fi nanciers dérivés | 2 911 | 5 312 | 8 223 | 2 532 | 5 739 | 8 271 | |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs à la dette (1) |
1 187 | 314 | 1 502 | 1 124 | 68 | 1 192 | |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs aux matières premières |
969 | 4 916 | 5 885 | 994 | 5 662 | 6 656 | |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs aux autres éléments (2) |
755 | 81 | 836 | 415 | 9 | 423 | |
| Actifs fi nanciers à la juste valeur par résultat hors dérivés |
0 | 2 572 | 2 572 | 0 | 1 555 | 1 555 | |
| Actifs fi nanciers qualifi ant à la juste valeur par résultat |
2 527 | 2 527 | 1 511 | 1 511 | |||
| Actifs fi nanciers désignés à la juste valeur par résultat |
45 | 45 | 45 | 45 | |||
| Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - actif |
314 | 314 | 157 | 157 | |||
| TOTAL | 2 911 | 8 197 | 11 108 | 2 532 | 7 452 | 9 984 |
(1) Suite à la revue de la défi nition de l'agrégat « endettement fi nancier net » par le Groupe, les instruments dérivés relatifs à la dette sont constitués des instruments de couverture, qualifi és ou non, dont le sous-jacent est inclus dans la dette fi nancière brute (cf. Note 14.3 – « endettement fi nancier net »).
(2) La composante taux des instruments dérivés de couverture (non qualifi és de couverture ou qualifi és de fl ux de trésorerie) ainsi que les instruments de couverture des investissements nets sont désormais classés en instruments relatif aux autres éléments.
Les données 2010 ont été retraitées à des fi ns de comparabilités.
Les actifs fi nanciers évalués à la juste valeur (hors dérivés) correspondent essentiellement à des titres d'OPCVM détenus à des fi ns de transactions et destinés à être cédés dans un futur proche ; ils sont inclus dans le calcul de l'endettement fi nancier net du Groupe (se reporter à la Note 14.3).
Le résultat enregistré sur les actifs fi nanciers évalués à la juste valeur par résultat (hors dérivés) détenus à des fi ns de transactions au 31 décembre 2011 s'établit à 26 millions d'euros contre 15 millions d'euros en 2010.
Le résultat enregistré sur les actifs fi nanciers désignés à la juste valeur par résultat au 31 décembre 2011 est non signifi catif.
La « trésorerie et équivalents de trésorerie » s'élève à 14 675 millions d'euros au 31 décembre 2011 contre 11 296 millions d'euros au 31 décembre 2010.
Ce poste comprend un montant de disponibilités « soumises à restriction » de 600 millions au 31 décembre 2011 contre 231 millions au 31 décembre 2010, du fait notamment de l'intégration d'International Power. Ces disponibilités soumises à restriction sont constituées principalement de disponibilités réservées à la couverture du paiement d'engagements fi nanciers dans le cadre de fi nancements de projets de certaines fi liales.
Le résultat enregistré sur la « trésorerie et équivalent de trésorerie » au 31 décembre 2011 s'établit à 206 millions d'euros contre 141 millions d'euros en 2010.
Comme indiqué dans la Note 17.2 « Obligations relatives aux installations de production nucléaire », La loi belge du 11 avril 2003, modifi ée par la loi du 25 avril 2007, attribue à Synatom, fi liale détenue à 100% par le Groupe, la mission de gérer et placer les fonds reçus des exploitants nucléaires belges pour couvrir les dépenses de démantèlement des centrales nucléaires et la gestion des matières fi ssiles irradiées.
En application de la loi, Synatom peut prêter un maximum de 75% de ces fonds à des exploitants nucléaires dans la mesure où ceuxci répondent à certains critères fi nanciers et notamment en matière de qualité de crédit. La partie des fonds ne pouvant pas faire l'objet de prêts aux exploitants nucléaires est soit prêtée à des personnes morales répondant aux critères de « qualité de crédit » imposés par la loi soit placée dans des actifs fi nanciers de type obligations et SICAV monétaires.
Les prêts à des personnes morales externes au Groupe et les autres placements de trésorerie sont présentés ci-après :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Prêt à des personnes morales externes au Groupe | 534 | 534 |
| Prêt à Eso/Elia | 454 | 454 |
| Prêt à Eandis | 80 | 80 |
| Autres placements de trésorerie | 727 | 578 |
| Portefeuille obligataire | 207 | 136 |
| OPCVM et FCP | 520 | 442 |
| TOTAL | 1 261 | 1 112 |
Les prêts à des personnes morales externes au Groupe sont présentés dans l'état de situation fi nancière en tant que « prêts et créances au coût amorti » ; les obligations et OPCVM détenus par Synatom sont présentés en tant que « Titres disponibles à la vente ».
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Actifs fi nanciers et instruments de capitaux propres donnés en garantie | 4 789 | 2 247 |
Ce poste comprend principalement des instruments de capitaux propres qui ont été donnés en garantie de dettes fi nancières.
Les passifs fi nanciers sont comptabilisés soit :
Les différents passifs fi nanciers au 31 décembre 2011 ainsi que leur ventilation entre leur part « non courante » et « courante » sont présentées dans le tableau ci-après :
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Non courant | Courant | Total | Non courant | Courant | Total |
| Dettes fi nancières | 43 375 | 13 213 | 56 588 | 38 179 | 9 059 | 47 238 |
| Instruments fi nanciers dérivés | 3 310 | 5 185 | 8 495 | 2 104 | 5 738 | 7 842 |
| Fournisseurs et autres créanciers | - | 18 387 | 18 387 | - | 14 835 | 14 835 |
| Autres passifs fi nanciers | 684 | - | 684 | 780 | - | 780 |
| TOTAL | 47 369 | 36 784 | 84 153 | 41 063 | 29 632 | 70 695 |
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Non courant | Courant | Total | Non courant | Courant | Total |
| Emprunts obligataires | 26 197 | 2 522 | 28 719 | 23 975 | 921 | 24 896 |
| Billets de trésorerie | 4 116 | 4 116 | 3 829 | 3 829 | ||
| Tirages sur facilités de crédit | 1 537 | 506 | 2 043 | 1 286 | 302 | 1 588 |
| Emprunts sur location fi nancement | 1 250 | 139 | 1 389 | 1 258 | 243 | 1 502 |
| Autres emprunts bancaires | 12 478 | 2 935 | 15 413 | 9 767 | 1 110 | 10 877 |
| Autres emprunts | 942 | 636 | 1 578 | 1 226 | 65 | 1 290 |
| EMPRUNTS | 42 404 | 10 853 | 53 257 | 37 512 | 6 470 | 43 982 |
| Découverts bancaires et comptes courants de trésorerie |
1 310 | 1 310 | 1 741 | 1 741 | ||
| ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES | 42 404 | 12 163 | 54 568 | 37 512 | 8 210 | 45 722 |
| Impact du coût amorti | 689 | 243 | 932 | 621 | 191 | 812 |
| Impact de la couverture de juste valeur | 281 | 77 | 358 | 46 | 119 | 165 |
| Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - passif |
730 | 730 | 539 | 539 | ||
| DETTES FINANCIÈRES | 43 375 | 13 213 | 56 588 | 38 179 | 9 059 | 47 238 |
La juste valeur de la dette fi nancière brute s'élève au 31 décembre 2011 à 61 112 millions d'euros pour une valeur comptable de 56 588 millions d'euros.
Les informations sur l'endettement fi nancier net sont présentées dans la Note 14.3.
Les produits et charges fi nancières relatifs à la dette fi nancière sont présentés dans la Note 6 « Résultat fi nancier ».
Les instruments fi nanciers dérivés au passif sont évalués à la juste valeur et s'analysent comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc.2011 | 31 déc. 2010 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Non courant | Courant | Total | Non courant | Courant | Total | |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs à la dette (1) | 76 | 331 | 407 | 185 | 157 | 342 |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs aux matières premières |
994 | 4 699 | 5 693 | 1 037 | 5 512 | 6 549 |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs aux autres éléments (2) |
2 241 | 155 | 2 396 | 882 | 69 | 951 |
| TOTAL | 3 310 | 5 185 | 8 495 | 2 104 | 5 738 | 7 842 |
(1) Suite à la revue de la défi nition de l'agrégat « endettement fi nancier net » par le Groupe, les instruments dérivés relatifs à la dette sont constitués des instruments de couverture, qualifi és ou non, dont le sous-jacent est inclus dans la dette fi nancière brute (cf. Note 14.3 – « endettement fi nancier net »).
(2) La composante taux des instruments dérivés de couverture (non qualifi és de couverture ou qualifi és de couverture de fl ux de trésorerie) ainsi que les instruments de couverture des investissements nets sont désormais classés en instruments relatif aux autres éléments.
Les données 2010 ont été retraitées à des fi ns de comparabilités.
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Fournisseurs | 16 780 | 13 458 |
| Dettes sur immobilisations | 1 608 | 1 377 |
| TOTAL | 18 387 | 14 835 |
La valeur comptable de ces passifs fi nanciers constitue une évaluation appropriée de leur juste valeur.
Les autres passifs fi nanciers s'analysent comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Dettes sur acquisition de titres | 548 | 643 |
| Autres | 136 | 136 |
| TOTAL | 684 | 780 |
Les autres passifs fi nanciers correspondent principalement à des dettes vis-à-vis de différentes contreparties résultat d'obligations d'achat (put sur « participations ne donnant pas de contrôle ») consenties par le Groupe et portant sur des titres de sociétés consolidées par intégration globale. Ces engagements d'acquisition de titres de capitaux propres ont donc été comptabilisés en tant que passifs fi nanciers (voir Note 1.5.11.2).
Ils correspondent :
L'exercice des options liées à la CNR est conditionné à l'abrogation de la loi française « Murcef » et celui relatif à La Compagnie du Vent peut désormais s'effectuer de façon échelonnée (cf. Note.26 Litiges et Concurrence).
Par ailleurs, le Groupe détient lui-même, dans le cadre des conventions passées entre les parties, des options d'achat sur ces mêmes actions.
Le Groupe a revu sa défi nition d'endettement fi nancier net sur l'exercice afi n d'apporter une cohérence économique entre les différents éléments inclus dans cet agrégat. Ainsi, les instruments fi nanciers dérivés qualifi és de couverture d'investissement net (participations consolidées dont la devise fonctionnelle est différente de l'euro), de même que la composante taux des instruments dérivés de couverture (non qualifi és de couverture ou qualifi és de couverture de fl ux de trésorerie) sont exclus de l'endettement net car les éléments couverts ne sont pas inclus dans cet agrégat. Par ailleurs, les actifs fi nanciers relatifs à des instruments de dettes, principalement les dépôts gagés mis en place dans le cadre de fi nancements, sont désormais présentés en déduction de la dette brute.
La défi nition du coût de la dette nette a également été ajustée (cf. Note 6 « Résultat fi nancier ») afi n d'assurer la cohérence avec l'endettement fi nancier net tel que défi ni désormais. Les données comparatives 2010 ont été modifi ées en conséquence et se traduisent par une diminution de l'endettement net 2010 de - 796 millions par rapport à l'ancienne défi nition.
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Non courant | Courant | Total | Non courant | Courant | Total | |
| En-cours des dettes fi nancières | 42 404 | 12 163 | 54 568 | 37 512 | 8 210 | 45 722 | |
| Impact du coût amorti | 689 | 243 | 932 | 621 | 191 | 812 | |
| Impact de la couverture de juste valeur (1) | 281 | 77 | 358 | 46 | 119 | 165 | |
| Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - passif |
730 | 730 | 539 | 539 | |||
| DETTES FINANCIÈRES | 43 375 | 13 213 | 56 588 | 38 179 | 9 059 | 47 238 | |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs à la dette au passif (2) |
76 | 331 | 407 | 185 | 157 | 342 | |
| DETTE BRUTE | 43 451 | 13 543 | 56 994 | 38 364 | 9 216 | 47 580 | |
| Actifs liés au fi nancement (3) | (311) | (20) | (331) | (321) | (20) | (341) | |
| ACTIFS LIÉS AU FINANCEMENT | (311) | (20) | (331) | (321) | (20) | (341) | |
| Actifs fi nanciers évalués à la juste valeur par résultat |
0 | (2 572) | (2 572) | 0 | (1 555) | (1 555) | |
| Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - actif |
(314) | (314) | (157) | (157) | |||
| Trésorerie et équivalent de trésorerie | 0 | (14 675) | (14 675) | 0 | (11 296) | (11 296) | |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs à la dette à l'actif (2) |
(1 187) | (314) | (1 502) | (1 124) | (68) | (1 192) | |
| TRÉSORERIE ACTIVE | (1 187) | (17 875) | (19 063) | (1 124) | (13 077) | (14 200) | |
| ENDETTEMENT FINANCIER NET | 41 952 | (4 352) | 37 601 | 36 919 | (3 880) | 33 039 | |
| En-cours des dettes fi nancières | 42 404 | 12 163 | 54 568 | 37 512 | 8 210 | 45 722 | |
| Actifs liés au fi nancement (3) | (311) | (20) | (331) | (321) | (20) | (341) | |
| Actifs fi nanciers évalués à la juste valeur par résultat |
0 | (2 572) | (2 572) | 0 | (1 555) | (1 555) | |
| Trésorerie et équivalent de trésorerie | 0 | (14 675) | (14 675) | 0 | (11 296) | (11 296) | |
| ENDETTEMENT NET HORS COÛT AMORTI, EFFETS DES INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS ET CASH COLLATÉRAL |
42 093 | (5 103) | 36 990 | 37 191 | (4 661) | 32 530 |
(1) Ce poste correspond à la revalorisation de la composante taux des dettes dans le cadre d'une stratégie de couverture de juste valeur.
(2) Il s'agit de la juste valeur des instruments dérivés relatifs à la dette, qualifi és ou non de couverture (se reporter aux Notes 14.1.3 et 14.2.2).
(3) Les actifs fi nanciers liés au fi nancement sont désormais placés en réduction du montant de la dette. Il s'agit généralement de dépôts gagés pour le fi nancement de fi liales. Les données 2010 ont été retraitées pour permettre la comparabilité.
Au cours de l'année 2011, les variations de périmètre ont généré une augmentation de 6 247 millions d'euros de l'endettement net dont 6 317 millions d'euros sont liés à l'entrée du groupe International Power et 174 millions d'euros à l'opération Acea.
La dette acquise d'International Power comporte notamment trois obligations convertibles en actions International Power dont les caractéristiques sont les suivantes :
Les obligations convertibles étant libellées dans une autre devise fonctionnelle que celle d'International Power, les options de conversion en actions International Power sont comptabilisées en tant qu'instruments dérivés et évaluées à la juste valeur par résultat. La juste valeur, à la date d'acquisition, de la composante dette de ces instruments s'élève à 1 129 millions d'euros. La juste valeur des instruments dérivés qui s'élève à 380 millions d'euros est comptabilisée en « autres instruments fi nanciers dérivés » et ne fait donc pas partie de l'agrégat endettement net. Les variations de juste valeur de ces dérivés sur l'année s'élèvent à + 1 million d'euros, elles sont présentées dans la rubrique « Résultat des couvertures économiques sur autres éléments fi nanciers » du résultat fi nancier.
Les variations de change se sont traduites par une diminution de l'endettement net de 266 millions d'euros (dont 256 millions d'euros sur le dollar américain).
Le Groupe a effectué les opérations suivantes sur sa dette obligataire au cours de l'année 2011 :
émissions ont permis le refi nancement dans le cadre d'une offre d'échange de 157 millions d'euros de l'obligation à échéance février 2013, 355 millions d'euros de l'obligation à échéance janvier 2014 et 88 millions d'euros de l'obligation portée par Belgelec à échéance juin 2015 ;
Enfi n, le Groupe a remboursé par anticipation des dettes bancaires d'entités International Power en Amérique du Nord, qui s'élevaient à 1 125 millions de dollars à la date de l'opération. Ces opérations de remboursement ont été effectuées via l'utilisation de la trésorerie disponible du Groupe et n'ont pas d'incidence sur le niveau d'endettement net.
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Endettement fi nancier net | 37 601 | 33 039 |
| Total Capitaux propres | 80 270 | 70 627 |
| Ratio d'endettement | 46,8% | 46,8% |
NOTE 14 INSTRUMENTS FINANCIERS
Les actifs fi nanciers évalués à la juste valeur se répartissent de la manière suivante entre les différents niveaux de juste valeur :
| Juste valeur par niveau | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Total | Niveau 1 | Niveau 2 | Niveau 3 | Total | Niveau 1 | Niveau 2 | Niveau 3 |
| Titres disponibles à la vente | 3 299 | 1 243 | - | 2 057 | 3 252 | 1 131 | - | 2 120 |
| Prêts et créances au coût amorti rentrant dans une relation de couverture de juste valeur |
290 | - | 290 | - | 256 | - | 256 | - |
| Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs) |
290 | - | 290 | - | 256 | - | 256 | - |
| Instruments fi nanciers dérivés | 8 223 | 200 | 7 926 | 97 | 8 271 | 1 043 | 7 175 | 53 |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs à la dette |
1 502 | - | 1 502 | - | 1 192 | - | 1 192 | - |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs aux matières premières - afférents aux activités de portfolio management |
3 622 | 180 | 3 359 | 83 | 2 574 | 257 | 2 267 | 51 |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs aux matières premières - afférents aux activités de trading |
2 263 | 20 | 2 229 | 14 | 4 082 | 786 | 3 294 | 2 |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs aux autres éléments |
836 | - | 836 | - | 423 | - | 423 | - |
| Actifs fi nanciers évalués à la juste valeur par résultat |
2 572 | 2 371 | 200 | - | 1 555 | 1 317 | 238 | - |
| Actifs fi nanciers qualifi ant à la juste valeur par résultat |
2 527 | 2 371 | 156 | - | 1 511 | 1 317 | 194 | - |
| Actifs fi nanciers désignés à la juste valeur par résultat |
45 | - | 45 | - | 45 | - | 45 | - |
| TOTAL | 14 384 | 3 814 | 8 417 | 2 153 | 13 335 | 3 492 | 7 670 | 2 173 |
La défi nition de ces 3 niveaux de juste valeur est présentée dans la Note 1.5.11.3.
Les titres cotés – évalués au cours de Bourse à la date de clôture – sont classés en niveau 1.
Les titres non cotés – évalués à partir de modèles d'évaluation basés principalement sur les dernières opérations de marché, l'actualisation des dividendes ou fl ux de trésorerie et la valeur de l'actif net – sont classés en niveau 3.
Au 31 décembre 2011, la variation des titres disponibles à la vente de niveau 3 s'analyse comme suit :
| Au 31 décembre 2010 | 2 121 |
|---|---|
| Acquisitions | 70 |
| Cessions - valeur comptable hors variations de juste valeur en «Autres éléments du résultat Global» | ( 43) |
| Cessions - «Autres éléments du résultat Global» décomptabilisés | ( 425) |
| Autres variations de juste valeur enregistrée en capitaux propres | ( 43) |
| Variation de juste valeur enregistrée en résultat | ( 113) |
| Variations de périmetre, change et divers | 490 |
| Au 31 décembre 2011 | 2 056 |
| Gains et pertes enregistrés en résultat relatifs aux instruments détenus à la fi n de période | 133 |
Les Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs) rentrant dans une relation de couverture de juste valeur sont présentés dans ce tableau en niveau 2. Ces prêts ne sont réévalués qu'au titre de leur composante taux, dont la juste valeur est déterminée sur base de données observables.
Les instruments fi nanciers dérivés présentés en niveau 1 sont principalement des futures négociés sur un marché organisé doté d'une chambre de compensation et évalués en juste valeur sur la base de leur cours coté.
Les instruments fi nanciers dérivés présentés en niveau 3 intègrent des paramètres non observables et leur évaluation en juste valeur a nécessité un recours à des hypothèses internes, le plus souvent parce que la maturité de l'instrument excède l'horizon d'observabilité des prix à terme du sous-jacent ou parce que certains paramètres tels que la volatilité du sous-jacent n'étaient pas observables.
L'évaluation à la juste valeur des autres instruments fi nanciers dérivés est obtenue au moyen de modèles fréquemment employés dans les activités de marché et repose sur des paramètres observables directement ou indirectement. Ces instruments fi nanciers dérivés sont présentés en niveau 2.
Les actifs fi nanciers qualifi ant à la juste valeur, pour lesquels le Groupe dispose de valeurs liquidatives régulières sont classés en niveau 1, et en niveau 2 dans le cas contraire.
Les actifs fi nanciers désignés à la juste valeur sont classés en niveau 2.
Les instruments fi nanciers positionnés au passif se répartissent de la manière suivante entre les différents niveaux de juste valeur :
| Juste valeur par niveau | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Total | Niveau 1 | Niveau 2 | Niveau 3 | Total | Niveau 1 | Niveau 2 | Niveau 3 |
| Dettes fi nancières rentrant dans une relation de couverture de juste valeur |
9 458 | - | 9 458 | - | 8 714 | - | 8 714 | - |
| Instruments fi nanciers dérivés | 8 495 | 89 | 8 049 | 357 | 7 842 | 992 | 6 782 | 69 |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs à la dette |
407 | - | 407 | - | 342 | - | 332 | 10 |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs aux matières premières - afférents aux activités de portfolio management |
3 291 | 81 | 2 917 | 293 | 2 494 | 168 | 2 269 | 57 |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs aux matières premières - afférents aux activités de trading |
2 402 | 9 | 2 389 | 4 | 4 055 | 824 | 3 229 | 2 |
| Instruments fi nanciers dérivés relatifs aux autres éléments |
2 396 | - | 2 335 | 60 | 951 | - | 951 | - |
| TOTAL | 17 953 | 89 | 17 507 | 357 | 16 556 | 992 | 15 495 | 69 |
Les Dettes fi nancières comportent des emprunts obligataires rentrant dans une relation de couverture de juste valeur sont présentées dans ce tableau en niveau 2. Ces emprunts ne sont réévalués qu'au titre de leur composante taux, dont la juste valeur est déterminée sur base de données observables.
Cf. les précisions sur les classements des instruments fi nanciers dérivés présentés dans la Note 14.4.1.
Le Groupe utilise principalement des dérivés pour couvrir son exposition aux risques de marché. La gestion des risques fi nanciers est présentée dans le chapitre 5 « Facteurs de risque » du Document de Référence.
Compte tenu de ses activités de production et de commercialisation d'électricité à l'international et de sa structure fi nancière, les activités acquises du groupe International Power sont exposées aux risques fi nanciers suivants :
Les activités et positions du groupe International Power exposées à ces différents risques sont intégrées dans les procédures de gestion, de suivi et de contrôle des risques mises en place par le groupe GDF SUEZ telles que présentées dans le chapitre 5 « Facteurs de risques » du Document de Référence 2011.
Les expositions et analyses de sensibilités présentées dans les tableaux ci-après comprennent donc les données relatives à International Power.
Les activités comportant des risques de marché sur matières premières sont principalement :
3 les activités de gestion de portefeuille (appelées portfolio management) ; et
3 les activités de trading.
Le Groupe distingue principalement deux types de risques de marché sur matières premières : les risques de prix directement liés aux fl uctuations des prix de marché et les risques de volume inhérents à l'activité.
Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé aux risques de marché sur matières premières, en particulier gaz, électricité, charbon, pétrole et produits pétroliers, autres combustibles, CO2 et autres produits verts. Il intervient sur ces marchés de l'énergie, soit à des fi ns d'approvisionnement, soit pour optimiser et sécuriser sa chaîne de production et de vente d'énergie. Le Groupe a également recours à des produits dérivés pour offrir à ses clients des instruments de couverture et pour couvrir ses propres positions.
Le portfolio management est l'activité d'optimisation de la valeur de marché des actifs (centrales électriques, contrats d'approvisionnement en gaz, charbon, vente d'énergie, stockage et transport de gaz) aux différents horizons de temps (long terme, moyen terme, court terme). Cette optimisation consiste à :
Le cadre de risque consiste à sécuriser la trajectoire fi nancière du Groupe sur l'horizon budgétaire et à lisser les résultats à moyen terme (3 ou 5 ans selon la maturité des marchés). Il incite les gestionnaires de portefeuille à couvrir économiquement leur portefeuille.
Les analyses de sensibilité des activités de portfolio management, présentées dans le tableau ci-après, sont calculées sur base du portefeuille d'instruments fi nanciers dérivés fi gé à une date donnée et peuvent ne pas être représentatives des évolutions futures du résultat et des capitaux propres du Groupe.
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Analyse de sensibilité En millions d'euros |
Variations de prix | Impact sur le résultat avant impôts |
Impact sur les capitaux propres avant impôts |
Impact sur le résultat avant impôts |
Impact sur les capitaux propres avant impôts |
| Produits pétroliers | + 10 \$US/bbl | (159) | 123 | (194) | 269 |
| Gaz naturel | + 3 €/MWh | 267 | (77) | 87 | (26) |
| Charbon | + 10 \$US/ton | 9 | 48 | 12 | 35 |
| Électricité | + 5 €/MWh | (394) | 17 | (37) | 49 |
| Droits d'émission de gaz à effet de serre | + 2 €/ton | 33 | (2) | (41) | (6) |
| EUR/USD | + 10% | (1) | (209) | 112 | (194) |
| EUR/GBP | + 10% | (33) | (3) | 34 | 4 |
| GBP/USD | + 10% | 39 | - | - | - |
Du fait de la faible utilisation de contrats optionnels, l'analyse de sensibilité est symétrique pour des variations de prix à la hausse ou à la baisse.
Depuis le 2 mai 2011, le Groupe s'est doté d'une structure fusionnée de trading, GDF SUEZ Trading, regroupant les activités de trading de Gaselys et d'Electrabel en Europe. Les missions de cette société contrôlée à 100% par le Groupe consistent à (i) accompagner les entités du Groupe dans l'optimisation de leur portefeuille d'actifs (ii) concevoir et mettre en œuvre des solutions de gestion des risques d'évolution des prix des énergies (iii) développer ses activités en propre.
Le chiffre d'affaires des activités de trading s'est élevée à 227 millions d'euros au 31 décembre 2011 (contre 146 millions d'euros en 2010).
La quantifi cation du risque de marché des activités de trading par la VaR fournit une mesure du risque, tous marchés et produits confondus. La VaR représente la perte potentielle sur la valeur d'un portefeuille compte tenu d'un horizon de détention et d'un intervalle de confi ance. La VaR ne constitue pas une indication des résultats attendus mais fait l'objet d'un backtesting régulier.
Le Groupe utilise un horizon de détention de 1 jour et un intervalle de confi ance de 99% pour le calcul de la VaR. Ce dispositif est complété par un scenario de stress tests, conformément aux exigences de la réglementation bancaire.
La VaR présentée ci-après résulte de l'agrégation des VaR des entités de trading du Groupe.
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 2011 moyenne (1) | Maximum 2011 (2) | Minimum 2011 (2) | 2010 moyenne (1) |
|---|---|---|---|---|---|
| Activités de trading | 3 | 4 | 10 | 1 | 9 |
(1) Moyenne des VaR quotidiennes.
(2) Maximum et minimum observés en fi n de mois en 2011.
gré à gré, qu'ils soient fermes ou optionnels, qu'ils soient réglés en net ou par livraison physique.
Le Groupe engage des opérations de couverture de fl ux de trésorerie (cash flow hedges) et de couverture de juste valeur (fair value hedges), telles que défi nie par la norme IAS 39, en utilisant les instruments dérivés proposés sur les marchés organisés ou de Les justes valeurs des instruments fi nanciers dérivés sur matières premières aux 31 décembre 2011 et 2010 sont présentées dans le tableau ci-dessous :
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Actifs | Passifs | Actifs | Passifs | |||||
| En millions d'euros | Courant | Non courant |
Courant | Non courant |
Courant | Non courant |
Courant | Non courant |
| Instruments fi nanciers dérivés afférents aux activités de portfolio management |
2 653 | 969 | (2 297) | (994) | 1 580 | 994 | (1 457) | (1 037) |
| Couverture de fl ux de trésorerie | 1 227 | 349 | (710) | (208) | 964 | 464 | (837) | (299) |
| Autres instruments fi nanciers dérivés | 1 426 | 620 | (1 587) | (786) | 616 | 531 | (620) | (738) |
| Instruments fi nanciers dérivés afférents aux activités de trading |
2 263 | - | (2 402) | - | 4 082 | - | (4 055) | - |
| TOTAL | 4 916 | 969 | (4 699) | (994) | 5 662 | 994 | (5 512) | (1 037) |
Se reporter également aux Notes 14.1.3 et 14.2.2.
Les justes valeurs, telles qu'indiquées dans le tableau ci-dessus, refl ètent les montants pour lesquels les actifs pourraient être échangés, ou les passifs éteints à la date de clôture. Ces justes valeurs ne sont pas représentatives des fl ux de trésorerie futurs probables dans la mesure où les positions (i) sont sensibles aux mouvements de prix, (ii) peuvent être modifi ées par des nouvelles transactions, et (iii) peuvent être compensées par des fl ux de trésorerie futurs des transactions sous-jacentes.
Par type de matières premières, la juste valeur des instruments de couverture de fl ux de trésorerie se détaille comme suit :
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Actifs | Passifs | Actifs | Passifs | ||||||
| En millions d'euros | Courant | Non courant |
Courant | Non courant |
Courant | Non courant |
Courant | Non courant |
|
| Gaz naturel | 268 | 101 | (248) | (41) | 289 | 144 | (322) | (121) | |
| Électricité | 258 | 93 | (220) | (85) | 149 | 57 | (143) | (73) | |
| Charbon | 22 | 18 | (33) | (27) | 69 | 44 | (27) | (23) | |
| Pétrole | 546 | 52 | (179) | (26) | 437 | 139 | (342) | (84) | |
| Autres | 133 | 85 | (30) | (29) | 20 | 79 | (3) | 2 | |
| TOTAL | 1 227 | 349 | (710) | (208) | 964 | 464 | (837) | (299) |
Les montants notionnels des instruments de couverture de fl ux de trésorerie ainsi que leurs échéances sont indiqués ci-après :
| Montants notionnels (nets) * En GWh |
Total au 31 déc. 2011 |
2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | Au-delà de 5 ans |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Gaz naturel, électricité et charbon | 9 651 | (10 794) | 20 840 | (1 466) | 1 071 | - | - |
| Produits pétroliers | 83 498 | 64 259 | 17 999 | 942 | 137 | 138 | 23 |
| Autres | - | - | - | - | - | - | - |
| TOTAL | 93 149 | 53 465 | 38 838 | (524) | 1 209 | 138 | 23 |
* Position acheteuse/(position vendeuse).
| Montants notionnels (nets) * En milliers de tonnes |
Total au 31 déc. 2011 |
2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | Au-delà de 5 ans |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Droits d'émission de gaz à effet de serre | (975) | (1 080) | 110 | (5) | - | - | - |
| TOTAL | (975) | (1 080) | 110 | (5) | - | - | - |
* Position acheteuse/(position vendeuse).
Au 31 décembre 2011, un gain de 430 millions d'euros est comptabilisé dans les capitaux propres (contre un gain de 238 millions d'euros en 2010). Un gain de 71 millions d'euros est reclassé de capitaux propres vers le compte de résultat en 2011 (contre une perte de 223 millions d'euros en 2010).
Les gains et pertes relatifs à la partie ineffi cace des couvertures sont enregistrés en compte de résultat. Au titre de 2011, un gain de 20 millions d'euros a été enregistré (contre un gain de 33 millions d'euros en 2010).
Les autres instruments fi nanciers dérivés sur matières premières regroupent les dérivés incorporés, les contrats de vente et d'achat de matières premières qui à la date de clôture n'entrent pas dans le cadre de l'activité normale du Groupe et les instruments fi nanciers dérivés qui ne qualifi ent pas de couverture selon les critères défi nis par IAS 39.
Le Groupe est exposé aux risques de change défi nis comme l'impact sur l'état de situation fi nancière et le compte de résultat des fl uctuations des taux de change dans l'exercice de ses activités opérationnelles et fi nancières. Ceux-ci se déclinent en (i) risque transactionnel lié aux opérations courantes, (ii) risque transactionnel spécifi que lié aux projets d'investissement ou de fusion-acquisition et (iii) risque translationnel lié à la consolidation, en euro, des états fi nanciers des fi liales dont la monnaie fonctionnelle est différente de l'euro. Ce risque est concentré sur les participations aux États-Unis et actifs considérés en base « dollarisée », Brésil, Thaïlande, Norvège, Royaume-Uni et Australie.
La ventilation par devises de l'encours des dettes fi nancières et de l'endettement net, avant et après prise en compte des instruments dérivés de couverture, est présentée dans les tableaux ci-dessous :
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Avant impact des dérivés |
Après impact des dérivés |
Avant impact des dérivés |
Après impact des dérivés |
||
| Zone Euro | 61% | 60% | 61% | 53% | |
| Zone US Dollar | 12% | 16% | 14% | 21% | |
| Zone Livre Sterling | 8% | 4% | 6% | 2% | |
| Autres devises | 19% | 20% | 19% | 24% | |
| TOTAL | 100% | 100% | 100% | 100% |
| 31 déc. 2011 | 31 déc.2010 | |||
|---|---|---|---|---|
| Avant impact des dérivés |
Après impact des dérivés |
Avant impact des dérivés |
Après impact des dérivés |
|
| Zone Euro | 53% | 52% | 57% | 45% |
| Zone US Dollar | 14% | 21% | 16% | 26% |
| Zone Livre Sterling | 9% | 2% | 6% | 2% |
| Autres devises | 24% | 25% | 21% | 27% |
| TOTAL | 100% | 100% | 100% | 100% |
L'analyse de sensibilité a été établie sur base de la situation de l'endettement net (y compris instruments fi nanciers dérivés de taux d'intérêt et de change) à la date de clôture.
Pour le risque de change, la sensibilité correspond à une variation de cours de change de +/- 10% par rapport au cours de clôture.
Une variation des cours de change des devises contre euro n'a d'impact en résultat que sur les passifs libellés dans une autre devise que la devise fonctionnelle des sociétés les portant dans leur état de situation fi nancière et dans la mesure où ces passifs n'ont pas été qualifi és de couverture d'investissements nets. In fi ne, l'impact d'une variation uniforme de plus ou moins de 10% des devises contre euro génèrerait un gain ou une perte de 43 millions d'euros.
Pour les instruments fi nanciers (dettes et dérivés) qualifi és de couverture d'investissement net, une variation uniforme défavorable de 10% des devises contre euro a un impact en capitaux propres de 300 millions d'euros. Cette variation est compensée par un effet de sens inverse sur l'investissement net en devises couvert.
L'objectif du Groupe est de maîtriser son coût de fi nancement en limitant l'impact des variations de taux d'intérêt sur son compte de résultat, et, pour ce faire de disposer d'une répartition équilibrée entre les différentes références de taux à horizon moyen terme (cinq ans). La politique du Groupe est donc d'opérer une diversifi cation des références de taux de la dette nette entre taux fi xe, taux variable et taux variable protégé (« taux variable cappé »), la répartition pouvant évoluer autour de l'équilibre en fonction du contexte de marché.
Pour gérer la structure de taux d'intérêt de sa dette nette, le Groupe a recours à des instruments de couverture, essentiellement des swaps et des options de taux. Au 31 décembre 2011, le Groupe dispose d'un portefeuille de couvertures optionnelles (caps) le protégeant contre une hausse des taux courts euros, dollars US et livres sterling.
La ventilation par type de taux de l'encours des dettes fi nancières et de l'endettement net, avant et après prise en compte des instruments dérivés de couverture, est présentée dans les tableaux ci-dessous :
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Avant impact des dérivés |
Après impact des dérivés |
Avant impact des dérivés |
Après impact des dérivés |
||
| Variable | 42% | 41% | 41% | 44% | |
| Fixe | 58% | 59% | 59% | 56% | |
| TOTAL | 100% | 100% | 100% | 100% |
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Avant impact des dérivés |
Après impact des dérivés |
Avant impact des dérivés |
Après impact des dérivés |
||
| Variable | 15% | 12% | 18% | 22% | |
| Fixe | 85% | 88% | 82% | 78% | |
| TOTAL | 100% | 100% | 100% | 100% |
L'analyse de sensibilité a été établie sur base de la situation de l'endettement net (y compris instruments fi nanciers dérivés de taux d'intérêt et de change) à la date de clôture.
Pour le risque de taux d'intérêt, la sensibilité correspond à une variation de la courbe de taux de +/- 1% par rapport aux taux d'intérêt en vigueur à la date de clôture.
Une augmentation de 1% des taux d'intérêt court terme (uniforme pour toutes les devises) sur le nominal de la dette nette à taux variable, et les jambes à taux variable des dérivés, aurait un impact sur la charge nette d'intérêt de 114 millions d'euros. Une diminution de 1% des taux d'intérêt court terme aurait pour impact un allègement de la charge nette d'intérêt de 139 millions d'euros. La dissymétrie de l'impact est liée au faible niveau des taux court terme (inférieurs à 1%) applicables à un certain nombre d'actifs et passifs fi nanciers.
Une augmentation de 1% des taux d'intérêt (identique pour toutes les devises) génèrerait, en compte de résultat, un gain de 252 millions d'euros lié à la variation de juste valeur des dérivés non documentés ou qualifi és de couverture d'investissement net. Une diminution de 1% des taux d'intérêts génèrerait a contrario une perte de 368 millions d'euros. La dissymétrie de l'impact est liée au portefeuille de d'options de taux.
Une variation uniforme de plus ou moins 1% des taux d'intérêt (identique pour toutes les devises) génèrerait, sur les capitaux propres, un gain ou une perte de 439 millions d'euros lié à la variation de juste valeur des dérivés documentés en couverture de fl ux de trésorerie comptabilisée au bilan.
Les justes valeurs et montants notionnels des instruments fi nanciers dérivés de couverture du risque de change et de taux d'intérêt sont présentées ci après :
| Dérivés de change | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||
|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Juste valeur | Nominal | Juste valeur | Nominal |
| Couverture de juste valeur | 404 | 2 221 | 288 | 1 908 |
| Couverture des fl ux de trésorerie | 155 | 6 089 | 86 | 3 219 |
| Couverture d'investissement net | (130) | 6 918 | (59) | 4 659 |
| Dérivés non qualifi és de couverture | (21) | 11 196 | 10 | 13 056 |
| TOTAL | 408 | 26 424 | 325 | 22 842 |
| Dérivés de taux | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||
|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Juste valeur | Nominal | Juste valeur | Nominal |
| Couverture de juste valeur | 563 | 8 490 | 378 | 7 616 |
| Couverture des fl ux de trésorerie | (694) | 7 261 | (282) | 5 094 |
| Dérivés non qualifi és de couverture | (636) | 20 782 | (35) | 19 680 |
| TOTAL | (766) | 36 532 | 61 | 32 390 |
Les justes valeurs présentées ci-dessus sont de signe positif dans le cas d'un actif et de signe négatif dans le cas d'un passif.
Le Groupe qualifi e de couverture de juste valeur les instruments dérivés de change couvrant des engagements fermes libellés en devises, ainsi que les opérations de variabilisation de la dette.
Les couvertures de fl ux de trésorerie correspondent essentiellement à de la couverture de fl ux d'exploitation futurs en devises, ainsi qu'à de la couverture de dettes à taux variables.
Les instruments dérivés de couverture d'investissement net sont essentiellement des swaps de devises.
Les instruments dérivés non qualifi és de couverture correspondent à des instruments qui ne peuvent être qualifi és de couverture comptable, bien qu'ils couvrent économiquement des engagements en devise ainsi que des emprunts. L'effet constaté sur les dérivés de change est d'ailleurs quasi-intégralement compensé par des résultats de change sur les éléments couverts.
Au 31 décembre 2011, l'impact net des couvertures de juste valeur enregistré au compte de résultat est non signifi catif.
La maturité des instruments fi nanciers dérivés de change et de taux d'intérêt entrant dans une relation de couverture de fl ux de trésorerie est la suivante :
| Au 31 décembre 2011 En millions d'euros |
Total | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | Au-delà de 5 ans |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Juste valeur des dérivés par date de maturité | (539) | (30) | (156) | (108) | (76) | (52) | (117) |
| Au 31 décembre 2010 En millions d'euros |
Total | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | Au-delà de 5 ans |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Juste valeur des dérivés par date de maturité | (195) | (69) | (24) | (6) | (22) | 1 | (75) |
Au 31 décembre 2011, les pertes et gains enregistrés en capitaux propres sur la période sont de 463 millions d'euros.
Le montant recyclé des capitaux propres et comptabilisé dans le résultat de la période est de 48 millions d'euros.
La part ineffi cace comptabilisée en résultat au titre de ces couvertures de fl ux de trésorerie représente une perte de 25 millions d'euros.
La part ineffi cace comptabilisée en résultat au titre de ces couvertures d'investissement net représente une perte de 3 millions d'euros.
Le Groupe est exposé, par ses activités opérationnelles et fi nancières, aux risques de défaillance de ses contreparties (clients, fournisseurs, partenaires, intermédiaires, banques) lorsque cellesci se trouvent dans l'impossibilité d'honorer leurs engagements contractuels. Ce risque résulte de la combinaison d'un risque de paiement (non-paiement des prestations ou livraisons réalisées), de livraison (non-livraison de prestations ou fournitures payées) et d'un risque de remplacement des contrats défaillants (appelé exposition Mark to Market correspondant au remplacement dans des conditions différentes de celles prévues initialement).
Le risque de contrepartie lié aux activités opérationnelles est géré via des mécanismes standards de type garanties de tiers, accords de « netting », appels de marge, via l'utilisation d'instruments de couverture dédié, ou via le recours à des procédures de prépaiements et de recouvrement adaptées, en particulier pour la clientèle de masse.
Le Groupe a défi ni une politique qui délègue aux branches la gestion de ces risques tout en permettant toutefois au Groupe de conserver la gestion des expositions des contreparties les plus importantes.
La qualité de crédit des contreparties se mesure selon un processus de rating appliqué aux grands clients et intermédiaires dépassant un certain niveau d'engagement et selon un processus simplifi é de scoring appliqué aux clients commerciaux ayant un niveau de consommation moindre. Ces processus sont fondés sur des méthodes formalisées et cohérentes au sein du Groupe. Le suivi des expositions consolidées est effectué par contrepartie et par segment (qualité de crédit, secteur d'activité…) selon des indicateurs de type exposition courante (risque de paiement, exposition MtM) et exposition potentielle future (Credit VaR).
Le Comité Risque de Marché Énergie (CRME) assure une consolidation et un suivi trimestriel des expositions sur les principales contreparties énergie du Groupe et s'assure du respect des limites Groupe fi xées pour ces contreparties.
L'encours des créances clients et autres débiteurs dont l'échéance est dépassée est analysé ci-après :
| Clients et autres débiteurs | Actifs non dépréciés échus à la date de clôture | Actifs dépréciés |
Actifs non dépréciés non échus |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 0- 6 mois | 6- 12 mois | Au-delà d'1 an | Total | Total | Total | Total |
| Au 31 décembre 2011 | 1 324 | 285 | 512 | 2 121 | 1 464 | 20 547 | 24 132 |
| Au 31 décembre 2010 | 1 235 | 261 | 403 | 1 900 | 1 640 | 18 052 | 21 592 |
L'antériorité des créances échues non dépréciées peut varier signifi cativement en fonction des catégories de clients auprès desquels les sociétés du Groupe exercent leur activité, selon qu'il s'agisse d'entreprises privées, de particuliers ou de collectivités publiques. Les politiques de dépréciation retenues sont déterminées, entité par entité, selon les particularités de ces différentes catégories de clients. Le Groupe estime par ailleurs n'être exposé à aucun risque signifi catif en terme de concentration de crédit.
Dans le cas des instruments fi nanciers dérivés relatifs aux matières premières, le risque de contrepartie correspond à la juste valeur positive des dérivés. Lors de l'évaluation des instruments fi nanciers dérivés, le facteur risque de contrepartie est intégré dans la détermination de la juste valeur de ces dérivés.
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Risques de contreparties (1) En millions d'euros |
Investment Grade (2) |
Total | Investment Grade (2) |
Total (4) | |
| Exposition brute | 5 079 | 5 885 | 7 752 | 8 128 | |
| Exposition nette (3) | 2 428 | 2 620 | 1 670 | 1 761 | |
| % de l'exposition crédit des contreparties « Investment Grade » | 92,7% | 94,8% |
(1) Ne comprend pas les positions dont la juste valeur est négative.
(2) Sont incluses dans la colonne « Investment Grade » les opérations avec des contreparties dont la notation minimale est respectivement BBB- chez Standard & Poor's, Baa3 chez Moody's, ou un équivalent chez Dun & Bradstreet. L'« Investment Grade » est également déterminé à partir d'un outil de notation interne actuellement en cours de déploiement dans le Groupe et portant sur les principales contreparties.
(3) Après prise en compte du collatéral, d'accords de compensation et d'autres techniques de rehaussement de crédit.
(4) L'écart entre le montant exposé au risque de contrepartie et le total des instruments fi nanciers dérivés relatifs aux matières premières à l'actif du bilan provient de créances clients et de contrats d'achat ou de vente de matières premières entrant dans le cadre de l'activité normale du Groupe.
Concernant ses activités fi nancières, le Groupe a mis en place des procédures de gestion et de contrôle du risque basées d'une part sur l'habilitation des contreparties en fonction de leurs ratings externes, d'éléments objectifs de marché (credit default swap, capitalisation boursière) et de leurs surfaces fi nancières et d'autre part, sur des limites de risque de contrepartie.
Afi n de diminuer son exposition sur le risque de contrepartie, le Groupe a renforcé son recours à un cadre juridique normé basé sur des contrats cadres (incluant des clauses de netting) ainsi que des contrats de collatéralisation (appels de marge).
Le contrôle des risques de contreparties liés à ces activités est assuré au sein de la Direction Financière par un Middle Offi ce indépendant du Trésorier Groupe.
L'encours des prêts et créances au coût amorti (hors créances clients et autres débiteurs) dont l'échéance est dépassée est analysé ci-après :
| Prêts et créances au coût amorti (hors créances clients et autres débiteurs) |
Actifs non dépréciés échus à la date de clôture | Actifs dépréciés |
Actifs non dépréciés non échus |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | 0- 6 mois | 6- 12 mois | Au-delà d'1 an | Total | Total | Total | Total |
| Au 31 décembre 2011 | 6 | 10 | 24 | 40 | 412 | 4 891 | 5 343 |
| Au 31 décembre 2010 | 9 | 9 | 12 | 29 | 433 | 3 745 | 4 208 |
L'encours des prêts et créances au coût amorti (hors créances clients et autres débiteurs) ne comprend pas les éléments de perte de valeur, variation de juste valeur et de coût amorti pour respectivement - 380 millions d'euros, - 2 millions d'euros et + 163 millions d'euros au 31 décembre 2011 (contre - 399 millions d'euros, - 2 millions d'euros et 18 millions d'euros au 31 décembre 2010). L'évolution de ces éléments est présentée en Note 14.1.2 « Prêts et créances au coût amorti ».
Le Groupe est exposé au risque de contrepartie sur le placement de ses excédents et au travers de l'utilisation d'instruments fi nanciers dérivés. Dans le cas des instruments fi nanciers à la juste valeur par résultat, ce risque correspond à la juste valeur positive.
Au 31 décembre 2011, le total des encours exposés au risque crédit est de 19 755 millions d'euros.
| 31 déc. 2010 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Total | Investment Grade (1) |
Sans notation (2) |
Non Investment Grade (2) |
Total | Investment Grade (1) |
Sans notation (1) |
Non Investment Grade (2) |
| Exposition (3) | 19 755 | 94% | 5% | 1% | 14 362 | 90% | 9% | 1% |
(1) Contreparties dont la notation minimale est BBB- chez Standard & Poors ou Baaa3 chez Moody's.
(2) L'essentiel de ces deux expositions est porté par des sociétés consolidées dans lesquelles existent des intérêts minoritaires ou par des sociétés du Groupe opérant dans des pays émergents, où la trésorerie n'est pas centralisable et est donc placée localement.
(3) Après prise en compte des contrats de collatéralisation.
Par ailleurs au 31 décembre 2011, aucune contrepartie ne représentait plus de 10% des placements des excédents.
Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé à un risque de manque de liquidités permettant de faire face à ses engagements contractuels. Aux risques inhérents à la gestion du Besoin en Fond de Roulement (BFR) viennent s'ajouter les appels de marge requis par certaines activités de marché.
Le Groupe a mis en place un comité trimestriel dont la mission est de piloter et suivre le risque de liquidité du Groupe. Il s'appuie pour ce faire sur la diversifi cation du portefeuille de placements, les sources de fi nancement, les projections de fl ux futurs en terme d'investissements et désinvestissement et des stress tests réalisés sur le portefeuille d'appels de marge.
Le Groupe centralise la quasi-totalité des besoins et des excédents de trésorerie des sociétés contrôlées, ainsi que la majorité de leurs besoins de fi nancement externes à moyen et long termes. La centralisation est assurée via des véhicules de fi nancement (long terme et court terme) ainsi que via des véhicules dédiés de cash pooling du Groupe, situés en France, en Belgique ainsi qu'au Luxembourg.
Les excédents portés par les véhicules centraux sont gérés dans le cadre d'une politique unique, et ceux ne pouvant être centralisés sont investis sur des supports sélectionnés au cas par cas en fonction des contraintes des marchés fi nanciers locaux et de la solidité fi nancière des contreparties.
La succession des crises fi nancières depuis 2008 et l'augmentation du risque de contrepartie a conduit le Groupe à renforcer sa politique d'investissement avec un objectif d'extrême liquidité et de protection du capital investi (au 31 décembre 2011, 83% de la trésorerie centralisée était investi en dépôts bancaires au jour le jour ou en OPCVM monétaires réguliers à liquidité jour), et un suivi quotidien des performances et des risques de contrepartie sur ces deux types d'investissements, permettant une réactivité immédiate.
La politique de fi nancement du Groupe s'appuie sur les principes suivants :
Le Groupe diversifi e ses ressources de fi nancement en procédant le cas échéant à des émissions obligataires publiques ou privées, dans le cadre de son programme d'Euro Medium Term Note, et à des émissions de billets de trésorerie (Commercial Papers) en France, en Belgique et aux États-Unis.
Au 31 décembre 2011, les ressources bancaires représentent 38% de la dette brute (hors découverts bancaires, coût amorti et effet des dérivés), le reste étant principalement fi nancé par le marché des capitaux (dont 28 719 millions d'euros de dettes obligataires, soit 54% de la dette brute).
Les encours d'émission de papier à court terme représentent 8% de la dette brute et s'élevent à 4 116 millions d'euros au 31 décembre 2011. Ces programmes sont utilisés de manière conjoncturelle ou structurelle pour fi nancer les besoins à court terme du Groupe en raison de leur coût attractif et de leur liquidité. La totalité des encours est toutefois adossée à des facilités bancaires confi rmées afi n que le Groupe puisse continuer à se fi nancer dans le cas où l'accès à cette source de fi nancement viendrait à se tarir.
La trésorerie, composée de la trésorerie et équivalents de trésorerie, des actifs fi nanciers qualifi ant et désignés à la juste valeur par résultat, nets des découverts bancaires, s'élève à 15 937 millions d'euros au 31 décembre 2011.
Le Groupe dispose également de facilités de crédit confi rmées compatibles avec sa taille et les échéances auxquelles il doit faire face. Le montant de ces facilités de crédit confi rmées représente 17 191 millions d'euros au 31 décembre 2011, dont 15 149 millions d'euros de lignes disponibles et non tirées. 89% des lignes de crédit totales et 77% des lignes non tirées sont centralisées. Aucune de ces lignes centralisées ne contient de clause de défaut liée à des ratios fi nanciers ou à des niveaux de notation.
Au 31 décembre 2011, les fl ux contractuels non actualisés sur l'endettement net hors coût amorti et effets des instruments fi nanciers dérivés par date de maturité sont les suivants :
| Au 31 décembre 2011 En millions d'euros |
Total | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | Au-delà de 5 ans |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Emprunts obligataires | 28 719 | 2 522 | 1 314 | 3 138 | 2 872 | 1 636 | 17 236 |
| Billets de trésorerie | 4 116 | 4 116 | - | - | - | - | - |
| Tirages sur facilités de crédit | 2 043 | 506 | 67 | 421 | 60 | 417 | 573 |
| Emprunts sur location fi nancement | 1 389 | 139 | 164 | 132 | 97 | 96 | 761 |
| Autres emprunts bancaires | 15 413 | 2 935 | 1 724 | 2 097 | 1 000 | 904 | 6 754 |
| Autres emprunts | 1 578 | 636 | 91 | 102 | 76 | 53 | 620 |
| Découverts bancaires et comptes courants de trésorerie |
1 310 | 1 310 | - | - | - | - | - |
| Encours des dettes fi nancières | 54 568 | 12 163 | 3 362 | 5 890 | 4 104 | 3 105 | 25 943 |
| Actifs fi nanciers liés au fi nancement | (331) | (20) | (193) | (11) | (32) | (11) | (63) |
| Actifs fi nanciers qualifi ant et désignés à la juste valeur par résultat |
(2 572) | (2 572) | - | - | - | - | - |
| Trésorerie et équivalents de trésorerie | (14 675) | (14 675) | - | - | - | - | - |
| ENDETTEMENT NET HORS COÛT AMORTI EFFETS DES INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS ET CASH COLLATÉRAL |
36 990 | (5 104) | 3 168 | 5 879 | 4 072 | 3 094 | 25 880 |
| Au 31 décembre 2010 En millions d'euros |
Total | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | Au-delà de 5 ans |
| ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES | 45 722 | 8 210 | 4 555 | 2 922 | 5 516 | 3 564 | 20 956 |
| Actifs fi nanciers liés au fi nancement, actifs fi nanciers qualifi ant et désignés à la juste valeur par résultat et Trésorerie et équivalents de trésorerie |
(13 192) | (12 871) | (12) | (185) | (11) | (32) | (81) |
| ENDETTEMENT NET HORS COÛT AMORTI ET EFFETS DES INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS ET CASH COLLATÉRAL |
32 530 | (4 661) | 4 543 | 2 736 | 5 505 | 3 532 | 20 874 |
Au 31 décembre 2011, les fl ux contractuels d'intérêts non actualisés sur l'encours des dettes fi nancières par date de maturité sont les suivants :
| Au 31 décembre 2011 En millions d'euros |
Total | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | Au-delà de 5 ans |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Flux contractuels d'intérêts non actualisés sur l'encours des dettes fi nancières |
20 882 | 2 277 | 1 959 | 1 827 | 1 628 | 1 476 | 11 716 |
| Au 31 décembre 2010 En millions d'euros |
Total | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | Au-delà de 5 ans |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Flux contractuels d'intérêts non actualisés sur l'encours des dettes fi nancières |
17 769 | 1 801 | 1 902 | 1 711 | 1 570 | 1 370 | 9 414 |
Au 31 décembre 2011, les fl ux contractuels non actualisés sur l'encours des dérivés (hors matières premières) enregistrés au passif et à l'actif par date de maturité sont les suivants (montants nets) :
| Au 31 décembre 2011 En millions d'euros |
Total | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | Au-delà de 5 ans |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Dérivés (hors matières premières) | (795) | 203 | 254 | (801) | 47 | (58) | (440) |
| Au 31 décembre 2010 En millions d'euros |
Total | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | Au-delà de 5 ans |
| Dérivés (hors matières premières) | 214 | 533 | (118) | 32 | (69) | - | (166) |
Afi n de refl éter au mieux la réalité économique des opérations, les fl ux liés aux dérivés enregistrés au passif et à l'actif présentés cidessus correspondent à des positions nettes.
Les facilités de crédit confi rmées non utilisées ont les échéances suivantes :
| Au 31 décembre 2011 En millions d'euros |
Total | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | Au-delà de 5 ans |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Programme de facilités de crédit confi rmées non utilisées |
15 149 | 1 199 | 1 060 | 2 452 | 4 470 | 5 689 | 279 |
| Au 31 décembre 2010 En millions d'euros |
Total | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | Au-delà de 5 ans |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Programme de facilités de crédit confi rmées non utilisées |
14 588 | 1 528 | 5 307 | 653 | 1 324 | 5 193 | 583 |
Parmi ces programmes disponibles, 4 116 millions d'euros sont affectés à la couverture des billets de trésorerie émis.
Les lignes de crédit confi rmées non utilisées comprennent notamment un crédit syndiqué multi-devises de 4 milliards d'euros (échéance 2015) signé en juin 2010 et visant à refi nancer par anticipation les lignes de crédit venant à échéance en 2012. Ces lignes ne sont pas subordonnées au respect de ratios ou de notes de crédit.
Au 31 décembre 2011, aucune contrepartie ne représentait plus de 5% des programmes de lignes de crédit confi rmées non tirées.
Le tableau ci-dessous représente une analyse des fl ux de juste valeur non-actualisés dus et à recevoir des instruments fi nanciers dérivés sur matières premières passifs et actifs enregistrés à la date de clôture.
| Risque de liquidité En millions d'euros |
Total | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | Au-delà de 5 ans |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Instruments fi nanciers dérivés passifs | |||||||
| afférents aux activités de portfolio management | (3 357) | (2 334) | (524) | (216) | (98) | (92) | (93) |
| afférents aux activités de trading | (2 390) | (2 390) | |||||
| Instruments fi nanciers dérivés actifs | |||||||
| afférents aux activités de portfolio management | 3 658 | 2 668 | 671 | 189 | 55 | 33 | 43 |
| afférents aux activités de trading | 2 255 | 2 255 | |||||
| TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2011 | 166 | 199 | 146 | (27) | (43) | (59) | (50) |
| Risque de liquidité En millions d'euros |
Total | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | Au-delà de 5 ans |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Instruments fi nanciers dérivés passifs | |||||||
| afférents aux activités de portfolio management | (2 495) | (1 647) | (622) | (116) | (35) | (23) | (52) |
| afférents aux activités de trading | (4 062) | (4 062) | |||||
| Instruments fi nanciers dérivés actifs | |||||||
| afférents aux activités de portfolio management | 2 599 | 1 624 | 651 | 228 | 32 | 20 | 44 |
| afférents aux activités de trading | 4 098 | 4 098 | |||||
| TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2010 | 140 | 14 | 29 | 113 | (3) | (4) | (9) |
Le Groupe présente une analyse des échéances contractuelles résiduelles pour les instruments fi nanciers dérivés afférents aux activités de portfolio management. Les instruments fi nanciers dérivés relatifs aux activités de trading sont réputés liquides à moins d'un an et sont présentés en courant dans l'état de situation fi nancière.
Dans le cadre de leur activité normale, certaines sociétés opérationnelles du Groupe ont souscrit des contrats à long terme dont certains intègrent des clauses de take-or-pay par lesquels elles s'engagent à acheter ou vendre de manière ferme, et les tiers concernés à leur livrer ou acheter de manière ferme, des quantités déterminées de gaz, d'électricité ou de vapeur ainsi que les services associés. Ces contrats ont été documentés comme étant en dehors du champ d'application d'IAS 39. Le tableau cidessous regroupe les principaux engagements futurs afférents aux contrats des branches Global Gaz & GNL, Énergie France et Énergie Europe & International (exprimés en TWh).
| En TWh | Total au 31 déc. 2011 |
2012 | 2013-2016 | Au-delà de 5 ans | Total au 31 déc. 2010 |
|---|---|---|---|---|---|
| Achats fermes | (10 005) | (983) | (3 059) | (5 963) | (11 013) |
| Ventes fermes | 2 099 | 487 | 686 | 926 | 2 115 |
Au 31 décembre 2011, les titres disponibles à la vente détenus par le Groupe s'élèvent à 1 243 millions d'euros (cf. Note 14.1.1).
Une variation à la baisse de 10% des cours de Bourse des titres cotés générerait une perte avant impôts d'environ 124 millions d'euros sur le Résultat Global du Groupe.
Le principal titre non coté correspond à la valeur des intercommunales fl amandes dont la valorisation est fondée sur la Base des Actifs Régulés (BAR).
La gestion du portefeuille d'actions cotées et non cotées du Groupe est encadrée par une procédure d'investissement spécifi que et fait l'objet d'un reporting régulier à la Direction Générale.
NOTE 16 ÉLÉMENTS SUR CAPITAUX PROPRES
| Valeur Nombre d'actions (en millions d'euros) |
||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Total | Propres | En circulation | Capital social | Primes | Actions propres | |
| AU 31 DÉCEMBRE 2009 | 2 260 976 267 | (45 114 853) | 2 215 861 414 | 2 261 | 30 590 | (1 644) |
| Émission | 26 217 490 | 26 217 490 | 26 | 471 | ||
| Annulation d'actions propres | (36 898 000) | 36 898 000 | 0 | (37) | (1 378) | 1 415 |
| Achats et ventes d'actions propres | (17 637 311) | (17 637 311) | (436) | |||
| AU 31 DÉCEMBRE 2010 | 2 250 295 757 | (25 854 164) | 2 224 441 593 | 2 250 | 29 683 | (665) |
| Émission | 2 340 451 | 2 340 451 | 2 | 33 | ||
| Achats et ventes d'actions propres | (13 029 330) | (13 029 330) | (264) | |||
| AU 31 DÉCEMBRE 2011 | 2 252 636 208 | (38 883 494) | 2 213 752 714 | 2 253 | 29 715 | (930) |
Les variations du nombre d'actions durant l'exercice 2011 résultent :
Les variations du nombre d'actions durant l'exercice 2010 résultent :
Les instruments donnant accès à de nouvelles actions de GDF SUEZ SA sont uniquement constitués des options de souscription d'actions attribuées par le Groupe à ses salariés et ses mandataires sociaux. Les plans d'options de souscriptions d'actions en vigueur au 31 décembre 2011 sont décrits dans la Note 23.1.1 « Historique des plans de stock d'options en vigueur ». Le nombre maximal d'actions nouvelles pouvant être créées en cas d'exercice de ces options s'élève à 22,6 millions au 31 décembre 2011.
Les attributions effectuées dans le cadre de plans d'actions gratuites et plans d'actions de performance décrites dans la Note 23.3 « Actions gratuites et actions de performance » seront couvertes par des actions existantes de GDF SUEZ SA.
Le Groupe dispose d'un plan de rachat d'actions propres résultant de l'autorisation conférée au Conseil d'Administration par l'Assemblée Générale Mixte du 2 mai 2011. Le nombre maximum d'actions acquises en application de ce programme ne peut excéder 10% du capital de la société GDF SUEZ SA à la date de cette Assemblée Générale. Le montant total des acquisitions net de frais ne pourra excéder 12 milliards d'euros tandis que le prix acquitté devra être inférieur à 55 euros par action.
Au 31 décembre 2011, le Groupe détient 38,9 millions d'actions propres dont 32,2 millions en couverture des engagements du Groupe en matière d'attribution d'actions aux salariés et mandataires sociaux et 6,7 millions au titre du contrat de liquidité.
Le contrat de liquidité signé avec un prestataire de service d'investissement délègue à ce dernier un rôle d'intervention quotidienne sur le marché, à l'achat et à la vente des actions GDF SUEZ SA, visant à assurer la liquidité et à animer le marché du titre sur les places boursières de Paris et Bruxelles. Les moyens affectés à la mise en œuvre de ce contrat s'élèvent à 300 millions d'euros. Le nombre de titres pouvant être achetés dans le cadre de ce contrat ne pourra excéder 22 500 000.
Les primes et réserves consolidées (y compris le résultat de l'exercice) (60 920 millions d'euros au 31 décembre 2011) intègrent la réserve légale de la société GDF SUEZ SA pour 226 millions d'euros. En application des dispositions légales françaises, 5% du résultat net des sociétés françaises doit être affecté à la réserve légale jusqu'à ce que celle-ci représente 10% du capital social. Cette réserve ne peut être distribuée aux actionnaires qu'en cas de liquidation. Les réserves consolidées comprennent également les pertes et gains actuariels cumulés soit - 1 423 millions au 31 décembre 2011 (- 829 millions d'euros au 31 décembre 2010) ainsi que les impôts différés liés à ces pertes et gains actuariels soit 449 millions au 31 décembre 2011 (236 millions au 31 décembre 2010).
Les primes et réserves distribuables de la société GDF SUEZ SA s'élèvent à 43 602 millions d'euros au 31 décembre 2011 (contre 44 509 millions d'euros au 31 décembre 2010).
Le tableau ci-après présente les dividendes et acomptes sur dividendes versés par GDF SUEZ SA au cours des exercices 2009, 2010 et 2011.
| Montant réparti (en millions d'euros) |
Dividende net par action (en euros) (Dividendes versés en numéraire) |
|
|---|---|---|
| Au titre de l'exercice 2009 | ||
| Solde du dividende au titre de 2009 (payé le 10 mai 2010) | 1 484 | 0,67 |
| Au titre de l'exercice 2010 | ||
| Acompte (payé le 15 novembre 2010) | 1 846 | 0,83 |
| Solde du dividende au titre de 2010 (payé le 9 mai 2011) | 1 490 | 0,67 |
| Au titre de l'exercice 2011 | ||
| Acompte (payé le 15 novembre 2011) | 1 838 | 0,83 |
Il sera proposé à l'Assemblée Générale du Groupe GDF SUEZ statuant sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre 2011 de verser un dividende unitaire de 1,50 euro par action soit un montant total de 3 321 millions d'euros sur la base du nombre d'actions en circulation au 31 décembre 2011. Un acompte de 0,83 euro par action sur ce dividende a été versé le 15 novembre 2011 soit 1 838 millions d'euros.
Sous réserve d'approbation par l'Assemblée Générale, ce dividende, net de l'acompte versé, sera mis en paiement le 6 mai 2012, et n'est pas reconnu en tant que passif dans les comptes au 31 décembre 2011, les états fi nanciers à fi n 2011 étant présentés avant affectation.
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | Variation | 31 déc. 2010 | Variation | 31 dec. 2009 |
|---|---|---|---|---|---|
| Actifs fi nanciers disponibles à la vente | 185 | (462) | 646 | (119) | 765 |
| Couverture d'investissement net | (27) | (58) | 31 | (63) | 95 |
| Couverture de fl ux de trésorerie (hors matières premières) | (283) | (86) | (196) | 11 | (207) |
| Couverture de fl ux de trésorerie (sur matières premières) | 677 | 334 | 342 | 445 | (103) |
| Impôts différés sur éléments ci-dessus | (153) | (103) | (50) | (144) | 95 |
| Quote-part des entreprises associées sur éléments recyclables, nette d'impôt | (159) | (185) | 27 | 48 | (22) |
| Ecarts de conversion | 447 | (75) | 522 | 877 | (355) |
| TOTAL ELÉMENTS RECYCLABLES | 687 | (636) | 1 323 | 1 054 | 268 |
| Pertes et gains actuariels | (1 393) | (644) | (748) | (479) | (269) |
| Impôts différés sur pertes et gains actuariels | 447 | 213 | 235 | 149 | 86 |
| Quote-part des entreprises associées sur éléments non recyclables sur pertes et gains actuariels, nette d'impôt |
(29) | 46 | (75) | (14) | (61) |
| TOTAL ELÉMENTS NON RECYCLABLES | (974) | (385) | (588) | (344) | (244) |
| TOTAL | (287) | (1 021) | 734 | 710 | 24 |
La colonne « Variation » comprend essentiellement les gains et les pertes réalisés sur l'exercice (cf. Etat du Résultat Global), ainsi que les effets générés par les variations de périmètre.
NOTE 16 ÉLÉMENTS SUR CAPITAUX PROPRES
Tous les éléments fi gurant dans le tableau ci-dessus sont recyclables en résultat au cours des exercices futurs, à l'exception des pertes et gains actuariels, qui sont présentés au sein des réserves consolidées part du Groupe.
Le montant des écarts de conversion recyclés en compte de résultat sur la période s'établit à 8 millions d'euros au titre de la cession de GDF SUEZ LNG Liquefaction, et à 20 millions d'euros au titre de la cession de la participation dans EFOG.
En 2011, le Groupe a pris le contrôle du Groupe International Power plc dont il détient désormais 69,78%. Les participations ne donnant pas le contrôle résultant de cette opération à la date d'acquisition s'élèvent à 6 303 millions d'euros.
Par ailleurs, China Investment Corporation (« CIC ») a pris une participation minoritaire de 30 % dans les activités Exploration & Production du Groupe (« GDF SUEZ E&P »). Cette opération s'est traduite par la comptabilisation de 1 341 millions d'euros en « participations ne donnant pas le contrôle » à la date de cession.
Enfi n, le consortium public composé de CNP Assurances, CDC Infrastructure et de la Caisse des Dépôts a pris une participation minoritaire de 25% dans la société GRTgaz. La « participation ne donnant pas le contrôle » au consortium à la date d'opération s'élève à 923 millions d'euros.
Ces opérations sont décrites dans la Note 2 « Principales variations de périmètre ».
En 2010, SUEZ Environnement Company a réalisé une émission de 750 millions d'euros (impact avant frais d'émission) de titres supersubordonnés à durée indéterminée dits hybrides. Ces titres sont subordonnés à tout créditeur senior et portent un coupon initial fi xe de 4,82% les cinq premières années.
S'agissant d'un instrument de capitaux propres, le produit de cette émission, diminué des frais d'émission nets d'impôt, a été comptabilisé en tant que « participation ne donnant pas le contrôle » dans les capitaux propres.
GDF SUEZ cherche à optimiser de manière continue sa structure fi nancière par un équilibre optimal entre son endettement fi nancier net (se reporter à la Note 14.3) et ses capitaux propres totaux tels que fi gurant dans l'état de situation fi nancière. L'objectif principal du Groupe en termes de gestion de sa structure fi nancière est de maximiser la valeur pour les actionnaires, de réduire le coût du capital, de maintenir une bonne notation tout en assurant la fl exibilité fi nancière désirée afi n de saisir les opportunités de croissance externe créatrices de valeur. Le Groupe gère sa structure fi nancière et procède à des ajustements au regard de l'évolution des conditions économiques. Dans ce cadre, il peut ajuster le paiement de dividendes aux actionnaires, rembourser une partie du capital, procéder au rachat d'actions propres (cf. Note 16.3 « Actions propres »), émettre de nouvelles actions, lancer des plans de paiement fondés sur actions ou vendre des actifs pour réduire son endettement fi nancier net.
Le Groupe a comme politique de maintenir une notation de catégorie « A » auprès des agences de notation Moody's et S&P. À cette fi n, il gère sa structure fi nancière en tenant compte des éléments généralement retenus par ces agences, à savoir le profi l opérationnel du Groupe, sa politique fi nancière et un ensemble de ratios fi nanciers. Parmi ceux-ci, un des ratios le plus souvent utilisé est celui qui reprend, au numérateur, les cash flows opérationnels diminués des charges fi nancières et impôts payés et, au dénominateur, l'endettement fi nancier net ajusté. Les ajustements sur l'endettement fi nancier net portent principalement sur la prise en compte des provisions nucléaires, des provisions pour pensions non couvertes ainsi que des engagements de locations simples.
Les objectifs, politiques et procédures de gestion sont demeurés identiques depuis plusieurs exercices.
En dehors des exigences légales, GDF SUEZ SA n'est sujet à aucune exigence externe en termes de capitaux propres minimums.
| En millions d'euros | 31 déc. 2010 |
Dotations | Reprises pour utilisation |
Reprises pour excédent |
Variation de périmètre |
Effet de la désactualisation |
Écarts de change |
Autres | 31 déc. 2011 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme |
4 362 | 260 | (385) | (2) | 188 | 210 | 5 | 570 | 5 209 |
| Gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire |
3 936 | 106 | (20) | 0 | 0 | 196 | 0 | 0 | 4 218 |
| Démantèlement des installations * | 2 840 | 2 | (8) | (2) | 0 | 140 | (8) | (23) | 2 941 |
| Reconstitution de sites | 1 362 | 45 | (64) | (7) | 33 | 49 | 9 | 108 | 1 536 |
| Autres risques | 1 969 | 772 | (539) | (144) | 267 | 8 | 4 | (58) | 2 279 |
| TOTAL PROVISIONS | 14 469 | 1 184 | (1 016) | (155) | 488 | 604 | 11 | 596 | 16 183 |
* Dont 2 532 millions d'euros au 31 décembre 2011 de provisions pour démantèlement des installations nucléaires, contre 2 413 millions d'euros au 31 décembre 2010.
Les variations de périmètre correspondent essentiellement aux effets liés à l'acquisition d'International Power (cf. Note 2 « Principales variations de périmètre »).
L'effet de désactualisation portant sur les avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme correspond à la charge d'intérêts sur les obligations de retraite, nette du rendement attendu sur les actifs de couverture.
La colonne « autres » se compose essentiellement des écarts actuariels générés en 2011 sur les avantages postérieurs à l'emploi, qui sont comptabilisés en « autres éléments du résultat global », et de l'augmentation des provisions pour reconstitution de sites dans l'activité exploration-production dont la contrepartie est comptabilisée en immobilisations corporelles.
Les fl ux de dotations, reprises et désactualisation présentés ci-dessus, sont ventilés de la façon suivante dans le compte de résultat :
| En millions d'euros | Dotations nettes |
|---|---|
| Résultat des activités opérationnelles | 2 |
| Autres produits et charges fi nanciers | 604 |
| Impôts | 12 |
| TOTAL | 617 |
L'analyse par nature des provisions et les principes applicables à leurs modalités de calcul sont exposés ci-dessous.
Se reporter à la Note 18.
Dans le cadre de la production d'énergie à partir d'unités nucléaires, le Groupe assume des obligations de traitement de l'aval du cycle du combustible nucléaire et de démantèlement des centrales nucléaires.
La loi belge du 11 avril 2003, modifi ée par la loi du 25 avril 2007, attribue à Synatom, fi liale du Groupe, la gestion des provisions pour le démantèlement des centrales nucléaires et pour la gestion des matières fi ssiles irradiées dans ces centrales. Cette loi a organisé l'établissement d'une Commission des provisions nucléaires dont la mission est de contrôler le processus de constitution et la gestion de ces provisions. Cette Commission émet également des avis sur la révision du pourcentage maximal des fonds que Synatom peut prêter aux exploitants nucléaires ainsi que sur les catégories d'actifs dans lesquels Synatom peut investir la part des fonds qu'elle ne peut prêter aux exploitants nucléaires.
Pour permettre à la Commission des provisions nucléaires de remplir ses missions, conformément à la loi dont il est question ci-avant, Synatom est tenue de lui transmettre, tous les trois ans, un dossier décrivant les caractéristiques de base de la constitution de ces provisions.
Un dossier de réévaluation trisannuelle des provisions nucléaires a été transmis le 22 septembre 2010 par Synatom à la Commission des provisions nucléaires. Les éléments de base que sont notamment la méthodologie d'estimation, les paramètres fi nanciers et les scenarii de gestion retenus sont demeurés inchangés par rapport au dossier précédent. Les modifi cations prises en compte ont visé à intégrer les données économiques et les analyses techniques détaillées les plus récentes (tarifs, inventaires physiques et radiologiques, …).
Dans le cadre de son analyse du dossier de 2010, la Commission des provisions nucléaires a demandé de soumettre, dans l'année 2011, deux études complémentaires que le Groupe a transmises le 22 novembre 2011. La Commission des provisions nucléaires a accepté l'argumentation ainsi que les précisions apportées par Synatom.
L'acceptation de la Commission des provisions nucléaires conduit à une révision à la baisse de l'évaluation du coût actualisé des engagements pour la gestion des matières fi ssiles irradiées. Cependant, dans le contexte des évolutions les plus récentes du paysage nucléaire et plus spécifi quement des contraintes supplémentaires évoquées en matière de facilité de stockage de combustible dans le cadre des tests de résistance, le montant total de la provision a été, à ce stade, maintenu inchangé (hors évolution récurrente liée aux dotations pour désactualisation et combustible utilisé au cours de l'année). Compte tenu de ces éléments, l'ajustement serait, par ailleurs, non signifi catif au 31 décembre 2011.
Les provisions constituées intègrent dans leurs hypothèses l'ensemble des obligations réglementaires environnementales existantes ou dont la mise en place est prévue au niveau européen, national ou régional. Si une législation complémentaire devait être introduite dans le futur, les coûts estimés servant de base aux calculs seraient susceptibles de varier. Le Groupe n'a toutefois pas connaissance d'évolutions complémentaires dans la réglementation sur la constitution de ces provisions qui pourraient affecter de manière signifi cative les montants provisionnés.
Les provisions ont été établies au 31 décembre 2011 compte tenu du cadre contractuel et légal actuel qui fi xe la durée d'exploitation des unités nucléaires à 40 ans, inchangé par rapport à la clôture de l'exercice précédent.
Un accord a été conclu fi n 2009 avec le gouvernement belge qui prévoit, notamment, que ce dernier prendra les dispositions juridiques appropriées afi n d'assurer l'extension de la durée d'exploitation, de 40 à 50 ans, de trois unités nucléaires.
Le nouveau gouvernement belge, constitué fi n 2011, a cependant « confi rmé », dans sa déclaration gouvernementale ainsi que dans sa note de politique générale soumise à la Chambre des Représentants de Belgique le 5 janvier 2012, sa volonté de ne pas revoir la législation en vigueur afi n de permettre une extension de 10 ans de la durée de vie opérationnelle des centrales nucléaires Doel 1, Doel 2 et Tihange 1 (passant de 40 à 50 ans). Le Secrétaire d'Etat à l'Energie élaborera pour la mi-2012 un plan d'équipement en nouvelles capacités de production d'énergie diversifi ées permettant d'assurer de façon crédible l'approvisionnement électrique du pays à court, moyen et long terme. En fonction de l'agenda précis et détaillé de mise sur le réseau de ces nouvelles capacités, les dates défi nitives de fermeture des centrales nucléaires seront précisées.
Une extension de la durée d'exploitation des trois unités nucléaires concernées par l'accord de 2009 avec le gouvernement précédent ne devrait pas avoir d'impact signifi catif sur le montant des provisions pour le démantèlement. Le report du calendrier des opérations sur ces unités induit une articulation moins optimale des tâches par rapport au démantèlement de l'ensemble des unités du parc, dont l'effet est toutefois compensé par un échéancier plus tardif des décaissements. La contrepartie d'une révision de ces provisions consiste, sous certaines conditions, en un ajustement des actifs correspondants à due concurrence.
La provision pour la gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire ne devrait pas non plus faire l'objet d'un ajustement signifi catif suite à l'extension de la durée d'exploitation des trois plus anciennes unités dans la mesure où le coût unitaire moyen de retraitement du combustible nucléaire irradié, pour l'ensemble des quantités utilisées jusqu'à la fi n de la période d'exploitation des centrales, n'en ressort pas substantiellement modifi é.
Après son déchargement d'un réacteur, le combustible nucléaire irradié doit faire l'objet d'un traitement. Deux scenarii peuvent être considérés pour la gestion du combustible irradié : soit une gestion basée essentiellement sur le retraitement, soit une gestion basée essentiellement sur le conditionnement, sans retraitement. Le gouvernement belge n'a, à ce jour, pas encore arrêté sa décision quant au scenario qui devra être suivi en Belgique.
Le scenario retenu par la Commission des provisions nucléaires est celui du retraitement du combustible nucléaire irradié. Dans ce contexte, le Groupe constitue des provisions qui couvrent l'ensemble des coûts liés à ce scenario de retraitement : stockage sur site, transport, retraitement par un centre approuvé, entreposage et évacuation des résidus après retraitement.
Les provisions pour aval du cycle sont déterminées sur la base des principes et paramètres suivants :
Les coûts effectivement supportés dans le futur pourraient différer de ceux estimés compte tenu de leur nature et de leur échéance. Le montant de ces provisions pourrait également être ajusté dans le futur en fonction de l'évolution des paramètres présentés ci-dessus. Ces paramètres sont cependant établis sur base des informations et estimations que le Groupe estime les plus adéquats à ce jour, et approuvés par la Commission des provisions nucléaires.
Au terme de leur durée d'exploitation, les centrales nucléaires doivent être démantelées. Les provisions constituées dans les comptes du Groupe sont destinées à couvrir tous les coûts relatifs tant à la phase de mise à l'arrêt défi nitif, qui concerne les opérations de déchargement et d'évacuation du combustible irradié de la centrale, qu'à la période de démantèlement proprement dite qui conduit au déclassement et à l'assainissement du site.
Les provisions pour le démantèlement des centrales nucléaires sont constituées sur la base des principes et paramètres suivants :
3 le montant à décaisser à terme est déterminé en fonction des coûts estimés par centrale nucléaire, sur base d'une étude réalisée par un bureau d'experts indépendants et en retenant comme hypothèse la réalisation d'un démantèlement en série des centrales ;
Les unités nucléaires sur lesquelles le Groupe détient un droit de capacité font également l'objet d'une provision à concurrence de la quote-part dans les coûts attendus de démantèlement qu'il doit supporter.
Sur base des paramètres actuellement applicables en matière de coûts estimés et du calendrier des décaissements, une variation du taux d'actualisation de 50 points de base est susceptible d'entraîner une modifi cation du solde des provisions pour démantèlement et traitement de l'aval du cycle du combustible nucléaire de l'ordre de 10%, à la hausse en cas de diminution du taux et à la baisse en cas d'augmentation du taux.
Une variation, à la hausse ou à la baisse, de 5% des coûts de démantèlement ou de gestion de l'aval du cycle du combustible serait susceptible d'induire une évolution des provisions dans une proportion globalement similaire.
À noter qu'une évolution propre à la révision de la provision pour démantèlement n'aurait pas d'impact immédiat sur le résultat, la contrepartie consistant, sous certaines conditions, en un ajustement, à due concurrence, des actifs correspondants.
Il convient par ailleurs de préciser que les sensibilités, telles que présentées ci-dessus conformément aux prescrits normatifs, sont mécaniques et doivent s'analyser avec toutes les précautions d'usage compte tenu des nombreux autres paramètres, en partie interdépendants, intégrés dans l'évaluation. En outre, la périodicité de la révision par la Commission des provisions nucléaires, telle qu'instaurée légalement, permet d'assurer une correcte évaluation de l'ensemble de l'engagement.
NOTE 17 PROVISIONS
À l'issue de leur durée d'exploitation, certaines installations, dont notamment les centrales classiques, les canalisations de transport, conduites de distribution, sites de stockage, et les terminaux méthaniers doivent être démantelées. Cette obligation résulte de réglementations environnementales actuellement en vigueur dans les pays concernés, de contrats ou de l'engagement implicite du Groupe.
En 2010, sur la base des nouvelles estimations de la fi n des réserves prouvées et probables de gaz compte tenu notamment des niveaux actuels de production, soit 250 ans selon l'Agence Internationale de l'Énergie, le Groupe a été conduit à revoir l'échéance des provisions pour démantèlement des infrastructures gaz en France et à reprendre ces provisions dont la valeur actuelle est devenue quasi nulle (voir Note 5.5 « Autres éléments non récurrents »).
La Directive européenne de juin 1998 sur les centres de stockage de déchets a instauré des obligations en termes de fermeture et de suivi long terme de ces centres. Ces obligations imposées au titulaire de l'arrêté d'exploitation (ou à défaut au propriétaire du terrain en cas de défaillance de l'exploitant) fi xent des règles et conditions à observer en matière de conception et de dimensionnement des centres de stockage, de collecte et traitement des effl uents liquides (lixiviats) et gazeux (biogaz) et instaurent un suivi trentenaire de ces sites.
Ces provisions de deux natures (réaménagement et suivi long terme) sont calculées site par site et sont constituées pendant la durée d'exploitation du site au prorata de la consommation du vide de fouille (rattachement des charges et des produits). Ces coûts qui devront être engagés lors de la fermeture du site ou pendant la période de suivi long terme (30 ans au sein de l'Union européenne après la fermeture du site) font l'objet d'une actualisation. Un actif est constaté en contrepartie de la provision. Il est amorti au rythme de la consommation du vide de fouille ou du besoin de couverture, c'est-à-dire dans l'exercice.
Le calcul de la provision pour réaménagement (lors de la fermeture du centre de stockage) dépend du type de couverture choisie : semi-perméable, semi-perméable avec drain, ou imperméable. Ce choix a une forte incidence sur le niveau de production future de lixiviat et par conséquent sur les coûts futurs de traitement de ces effl uents. Le calcul de cette provision nécessite une évaluation du coût de réaménagement de la surface restant à couvrir. La provision comptabilisée dans l'état de situation fi nancière en fi n de période doit permettre le réaménagement de la partie non encore traitée (différence entre le taux de remplissage et le pourcentage de la surface du site déjà réaménagée). Chaque année, la provision est réévaluée sur la base des travaux réalisés et de ceux à réaliser.
Le calcul de la provision pour suivi long terme dépend d'une part des coûts liés à la production de lixiviat et de biogaz, et d'autre part de la valorisation du biogaz. Cette valorisation du biogaz est une source de revenu et vient en réduction des dépenses de suivi long terme. Les principaux postes de dépenses de suivi long terme sont :
La provision pour suivi long terme devant fi gurer dans l'état de situation fi nancière de fi n de période est fonction du taux de remplissage du centre de stockage à la clôture de la période, des dépenses totales estimées par année et par poste (sur la base de coûts standards ou spécifi ques), de la date prévisionnelle de fermeture du site et du taux d'actualisation utilisé pour chaque site (selon sa durée de vie résiduelle).
Une provision est constituée au titre des obligations de reconstitution des sites d'exploration – production.
La provision représente la valeur actuelle des coûts prévisionnels de reconstitution des sites d'exploration-production jusqu'à la fi n des activités opérationnelles. Cette provision est établie sur la base d'hypothèses internes du Groupe concernant l'estimation des coûts de reconstitution et le calendrier de réalisation de ces travaux. Ainsi, le planning de reconstitution de sites sur lequel est basé le calcul de la provision est susceptible de varier en fonction du moment où la production sera jugée comme n'étant plus économiquement viable, ce dernier paramètre étant étroitement lié aux évolutions des prix futurs du gaz et du pétrole.
La provision est comptabilisée en contrepartie d'une immobilisation corporelle.
Ce poste comprend, outre des risques divers liés au personnel, à l'environnement et à divers risques sur affaires, des montants destinés à couvrir des litiges, réclamations et risques fi scaux, qui sont plus amplement détaillés en Note 26 « Litiges et concurrence ».
Les principaux régimes de retraite du Groupe sont commentés cidessous.
Depuis le 1er janvier 2005, le fonctionnement du régime d'assurance vieillesse, invalidité, décès, accidents du travail et maladies professionnelles des IEG est assuré par la Caisse Nationale des Industries Électriques et Gazières (« CNIEG »). La CNIEG est un organisme de sécurité sociale de droit privé, doté de la personnalité morale et placé sous la tutelle conjointe des ministres chargés de la Sécurité sociale, du Budget et de l'Énergie.
Les personnels salariés et retraités des IEG sont, depuis le 1er janvier 2005, affi liés de plein droit à cette caisse. Les principales sociétés du Groupe concernées par ce régime sont GDF SUEZ SA, GrDF, GRTgaz, Elengy, Storengy, GDF SUEZ Thermique France, CPCU, TIRU, GEG, Compagnie Nationale du Rhône (CNR) et la SHEM.
Suite à la réforme du fi nancement du régime spécial des IEG introduite par la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 et ses décrets d'application, les droits spécifi ques (prestations du régime non couvertes par les régimes de droit commun) relatifs aux périodes validées au 31 décembre 2004 (« droits spécifi ques passés ») ont été répartis entre les différentes entreprises des IEG. Le fi nancement des droits spécifi ques passés (droits au 31 décembre 2004) afférents aux activités régulées de transport et de distribution (« droits spécifi ques passés régulés ») est assuré par le prélèvement de la Contribution Tarifaire d'Acheminement sur les prestations de transport et de distribution de gaz et d'électricité, et n'incombe donc plus au Groupe GDF SUEZ. Les droits spécifi ques passés (droits au 31 décembre 2004) des activités non régulées sont fi nancées par les entreprises des IEG dans les proportions défi nies par le décret n° 2005-322 du 5 avril 2005. Les droits spécifi ques du régime constitués depuis le 1er janvier 2005 sont intégralement fi nancés par les entreprises des IEG proportionnellement à leur poids respectif en terme de masse salariale au sein de la branche des IEG.
S'agissant d'un régime à prestation défi nie, le Groupe constitue une provision pour retraite au titre des droits spécifi ques des agents des activités non régulées et des droits spécifi ques acquis par les agents des activités régulées à compter du 1er janvier 2005. Cette provision englobe également les engagements au titre des départs anticipés par rapport à l'âge légal de départ à la retraite.
Suite à la loi de réforme des retraites en France publiée au journal offi ciel le 10 novembre 2010, l'âge de départ légal à la retraite pour le régime spécial des IEG sera progressivement retardé de 2 ans à compter du 1er janvier 2017 à raison de 4 mois pour atteindre 62 ans au 1er janvier 2022 pour les salariés sédentaires ayant 15 ans de service actif. La durée de cotisation pour une pension complète a été allongée à 41,5 ans pour le régime spécial des IEG au 1er janvier 2020.
Les évaluations des engagements de retraites et des autres « engagements mutualisés » sont effectuées par la CNIEG.
Au 31 décembre 2011, la dette actuarielle « retraite » relative au régime spécial des IEG s'élève à 2,3 milliards d'euros contre 2,1 milliards d'euros au 31 décembre 2010.
En Belgique, des conventions collectives régissent les droits du personnel des sociétés du secteur de l'électricité et du gaz, soit principalement Electrabel, Electrabel Customer Solutions (ECS), Laborelec et partiellement GDF SUEZ Belgium.
Ces conventions, applicables au personnel « barémisé » engagé avant le 1er juin 2002 et au personnel cadre engagé avant le 1er mai 1999, prévoient des avantages permettant au personnel d'atteindre, pour une carrière complète et y compris la pension légale, un complément de pension de retraite égal à 75% du dernier revenu annuel. Ces compléments sont partiellement réversibles aux ayants droit. Il s'agit de régimes à prestations défi nies. En pratique, ces prestations sont, pour la plupart des participants, liquidées sous forme de capital. La plupart des obligations résultant de ces plans de pension sont fi nancées auprès de plusieurs fonds de pension établis pour le secteur de l'électricité et du gaz et de compagnies d'assurances. Les plans de pension préfi nancés sont alimentés par des cotisations des salariés et des employeurs. Les cotisations des employeurs sont déterminées annuellement sur la base d'une expertise actuarielle.
La dette actuarielle relative à ces régimes représente environ 12% du total des engagements de retraite et autres au 31 décembre 2011.
Le personnel « barémisé » engagé à partir du 1er juin 2002 et le personnel cadre engagé à partir du 1er mai 1999 bénéfi cient de régimes à cotisations défi nies. Toutefois, concernant les cotisations versées depuis le 1er janvier 2004, la loi impose un rendement annuel moyen sur la carrière de 3,25% minimum, le défi cit éventuel étant à la charge de l'employeur. Il en résulte que, pour la partie des engagements correspondant aux cotisations versées depuis cette date, le régime doit être considéré comme un plan à prestations défi nies. Cependant, le régime reste comptabilisé par le Groupe comme un régime à cotisations défi nies, en l'absence notamment de passif net matériel identifi é. Une comparaison entre le rendement réalisé et le taux minimum garanti a été effectuée, et le sousfi nancement constaté n'est pas signifi catif au 31 décembre 2011.
La charge comptabilisée en 2011 au titre de ces régimes à cotisation défi nies s'élève à 16 millions d'euros.
Certaines entités du Groupe voient leur personnel affi lié à des régimes de retraite multi-employeurs. C'est notamment le cas aux Pays-Bas, pour la plupart des entités dont le métier rend obligatoire l'affi liation à un régime sectoriel.
Ces régimes prévoient une mutualisation des risques de telle sorte que le fi nancement est assuré par un taux de cotisation déterminé uniformément pour toutes les sociétés affi liées, qui s'applique à la masse salariale. Le Groupe GDF SUEZ comptabilise ces régimes multi-employeurs comme des régimes à cotisations défi nies.
La charge comptabilisée en 2011 au titre de ces régimes multiemployeurs s'élève à 78 millions d'euros.
La plupart des autres sociétés du Groupe accordent également à leur personnel des avantages retraite. En termes de coûts de fi nancement des plans de retraite dans le Groupe, ceux-ci sont presque équitablement répartis entre fi nancement de plans à prestations défi nies et fi nancement de plan à cotisations défi nies.
Les principaux régimes de retraite hors France et Belgique concernent :
Les autres avantages consentis aux personnels des IEG sont les suivants :
Avantages postérieurs à l'emploi :
Avantages à long terme :
Les principaux engagements sont décrits ci-après.
L'article 28 du statut national du personnel des Industries Électriques et Gazières prévoit que l'ensemble des agents (agents actifs et inactifs, sous conditions d'ancienneté) bénéfi cie d'un régime d'avantage en nature énergie intitulé « Tarif Agent ».
Cet avantage recouvre la fourniture à ces agents d'électricité et de gaz à un tarif préférentiel. Les avantages dont bénéfi cieront les agents à la retraite constituent des avantages postérieurs à l'emploi à prestations défi nies. La population inactive bénéfi ciaire du tarif agent justifi e d'au moins 15 années de services au sein des IEG.
En vertu des accords signés avec EDF en 1951, GDF SUEZ fournit du gaz à l'ensemble de la population active et retraitée de GDF SUEZ et d'EDF et, réciproquement, EDF fournit à la même population de l'électricité. GDF SUEZ prend à sa charge (ou bénéfi cie de) la soulte imputable aux agents de GDF SUEZ résultant des échanges d'énergie intervenant entre les deux entreprises.
L'engagement énergie lié à l'avantage accordé aux salariés (actifs et inactifs) au titre des périodes de retraite est évalué par différence entre le prix de vente de l'énergie et le tarif préférentiel accordé aux agents.
La provision relative à l'avantage en nature énergie s'élève à 1,7 milliard d'euros.
Les agents perçoivent dès leur départ en retraite (ou leurs ayants droit en cas de décès pendant la phase d'activité de l'agent), une indemnité de fi n de carrière progressive en fonction de leur ancienneté dans les IEG.
Les salariés des IEG bénéfi cient de garanties permettant la réparation des accidents du travail et des maladies professionnelles. Les prestations couvrent l'ensemble des salariés et des ayants droit d'un salarié décédé suite à un accident du travail, à un accident de trajet ou à une maladie professionnelle.
Le montant de l'engagement correspond à la valeur actuelle probable des prestations que percevront les bénéfi ciaires actuels compte tenu des éventuelles réversions.
Les sociétés du secteur de l'électricité et du gaz accordent des avantages après la retraite tels que le remboursement de frais médicaux et des réductions sur les tarifs de l'électricité et du gaz ainsi que des médailles du travail et des régimes de prépension. Ces avantages ne font pas l'objet de préfi nancements, à l'exception de « l'allocation transitoire », qui est assimilable à une prime de fi n de carrière, (égale à 3 mois de pension légale), qui a fait l'objet d'une externalisation en assurance de groupe.
La plupart des autres sociétés du Groupe accordent également à leur personnel des avantages postérieurs à l'emploi (régimes de préretraite, couverture médicale, avantages en nature…), ainsi que d'autres avantages à long terme (médailles du travail et autres primes d'ancienneté…).
Conformément aux dispositions d'IAS 19, l'information présentée dans l'état de situation fi nancière au titre des avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages à long terme correspond à la différence entre la dette actuarielle (engagement brut), la juste valeur des actifs de couverture, et le coût éventuel des services antérieurs non comptabilisés. Lorsque cette différence est positive, une provision est enregistrée (engagement net). Lorsque la différence est négative, un actif de régime est constaté dans l'état de situation fi nancière dès lors que les conditions de comptabilisation d'un actif de régime sont satisfaites.
Les variations des provisions pour avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages à long terme, des actifs de régime, et des droits à remboursement constatés dans l'état de situation fi nancière sont les suivantes :
| En millions d'euros | Provisions | Actifs de régime | Droits à remboursement |
|---|---|---|---|
| AU 31 DÉCEMBRE 2009 | (3 862) | 196 | 143 |
| Différence de change | (32) | (0) | |
| Effet de périmètre et autres | 94 | (94) | |
| Pertes et gains actuariels | (523) | 18 | (5) |
| Charge de l'exercice | (445) | (4) | 7 |
| Plafonnement d'actifs/IFRIC 14 | 1 | 1 | |
| Cotisations/Prestations payées | 405 | 6 | (3) |
| AU 31 DÉCEMBRE 2010 | (4 362) | 122 | 142 |
| Différence de change | (7) | 0 | |
| Effet de périmètre et autres | (86) | (116) | |
| Pertes et gains actuariels | (752) | (0) | (17) |
| Charge de l'exercice | (525) | 2 | 6 |
| Plafonnement d'actifs/IFRIC 14 | (0) | ||
| Cotisations/Prestations payées | 523 | 6 | (4) |
| AU 31 DÉCEMBRE 2011 | (5 209) | 13 | 128 |
Les actifs de régime et les droits à remboursement sont présentés dans l'état de situation fi nancière au sein des lignes « autres actifs » non courants et courants.
La charge de l'exercice comptabilisée dans le compte de résultat s'élève respectivement à 523 millions d'euros en 2011 et 449 millions d'euros en 2010. Les composantes de cette charge de l'exercice relative aux régimes à prestations défi nis sont présentées dans la Note 18.3.4 « Composantes de la charge de l'exercice ».
Les écarts actuariels cumulés comptabilisés dans les capitaux propres s'élèvent à 1 615 millions d'euros au 31 décembre 2011, contre 892 millions d'euros au 31 décembre 2010.
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |
|---|---|---|---|
| Solde d'ouverture | 892 | 376 | |
| Pertes et (gains) actuariels générés sur l'exercice | 723 | 516 | |
| SOLDE DE CLÔTURE | 1 615 | 892 |
Le solde de clôture des écarts actuariels présentés ci-avant comprend les écarts de conversion ainsi que les écarts actuariels comptabilisés dans les sociétés mises en équivalence, pour un montant de 30 millions d'euros de gain actuariel en 2011 et 11 millions d'euros de perte actuarielle en 2010. Les pertes et gains actuariels nets générés sur l'exercice présentés sur une ligne distincte de l'état sur les « autres éléments du résultat global » représentent une perte actuarielle de 752 millions d'euros en 2011 et une perte actuarielle de 500 millions d'euros en 2010. Cette perte actuarielle nette de 500 millions d'euros en 2010 comprenait une perte actuarielle de 133 millions d'euros représentant l'impact de la loi portant la réforme des retraites en France publiée le 10 novembre 2010 au journal offi ciel. Le Groupe avait en effet considéré que les changements induits par ces mesures sur la dette actuarielle (recul de l'âge de départ à la retraite, allongement de la durée des cotisations) constituaient des changements d'hypothèses actuarielles.
Les montants des dettes actuarielles et des actifs de couverture du Groupe GDF SUEZ, leur évolution au cours des exercices concernés, ainsi que leur réconciliation avec les montants comptabilisés dans l'état de situation fi nancière sont les suivants :
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Retraites (2) | Autres avantages postérieurs à l'emploi (3) |
Avantages à long terme (4) |
Total Retraites (2) | Autres avantages postérieurs à l'emploi (3) |
Avantages à long terme (4) |
Total | ||
| A - VARIATION DE LA DETTE ACTUARIELLE |
|||||||||
| Dette actuarielle début de période | (6 130) | (2 037) | (508) | (8 675) | (5 502) | (1 659) | (465) | (7 626) | |
| Coût normal | (249) | (59) | (51) | (359) | (212) | (24) | (39) | (274) | |
| Intérêt sur la dette actuarielle | (318) | (96) | (23) | (437) | (293) | (81) | (22) | (396) | |
| Cotisations versées | (16) | (16) | (11) | (11) | |||||
| Modifi cation de régime | 3 | (1) | 2 | (1) | (1) | ||||
| Acquisitions/Cessions de fi liales | (349) | (43) | (2) | (394) | (187) | 2 | 1 | (184) | |
| Réductions/Cessations de régimes | 19 | 1 | 1 | 21 | 208 | 1 | 1 | 209 | |
| Événements exceptionnels | (3) | (3) | (6) | 41 | (5) | 35 | |||
| Pertes et gains actuariels | (287) | (299) | 3 | (584) | (402) | (349) | (34) | (785) | |
| Prestations payées | 390 | 122 | 56 | 569 | 351 | 83 | 53 | 486 | |
| Autres (écarts de conversion) | (2) | (4) | 1 | (5) | (121) | (4) | (3) | (128) | |
| Dette actuarielle fi n de période | A | (6 942) | (2 418) | (524) | (9 884) | (6 130) | (2 037) | (508) | (8 675) |
| B - VARIATION DES ACTIFS DE COUVERTURE |
|||||||||
| Juste valeur des actifs de couverture en début de période |
4 399 | 47 | 0 | 4 447 | 3 934 | 39 | 0 | 3 973 | |
| Rendement attendu des actifs de couverture |
243 | 3 | 247 | 205 | 3 | 208 | |||
| Pertes et gains actuariels | (157) | (9) | (166) | 240 | 7 | 247 | |||
| Cotisations perçues | 318 | 24 | 342 | 262 | 21 | 283 | |||
| Acquisitions/Cessions de fi liales | 191 | 191 | 188 | (5) | 184 | ||||
| Cessations de régimes | (2) | (2) | (198) | (198) | |||||
| Prestations payées | (343) | (24) | (367) | (327) | (21) | (348) | |||
| Autres (écarts de conversion) | (3) | 1 | (2) | 95 | 3 | 98 | |||
| Juste valeur des actifs de couverture en fi n de période |
B | 4 648 | 44 | 0 | 4 691 | 4 399 | 47 | 0 | 4 447 |
| C - COUVERTURE FINANCIÈRE | A+B | (2 295) | (2 375) | (524) | (5 193) | (1 730) | (1 990) | (508) | (4 228) |
| Coûts des services passés non constatés | 7 | (8) | (1) | (11) | (11) | ||||
| Plafonnement d'actifs (1) | (1) | (1) | 0 | ||||||
| ENGAGEMENTS NETS DE RETRAITES | (2 288) | (2 384) | (524) | (5 195) | (1 730) | (2 001) | (508) | (4 239) | |
| TOTAL PASSIF | (2 301) | (2 384) | (524) | (5 209) | (1 853) | (2 001) | (508) | (4 362) | |
| TOTAL ACTIF | 13 | 13 | 122 | 0 | 122 |
(1) Y compris compléments de provision résultant de l'application d'IFRIC 14.
(2) Pensions de retraite et indemnités de départ en retraite.
(3) Avantage en nature énergie, régimes de prévoyance, gratuités et autres avantages postérieurs à l'emploi.
(4) Médailles du travail et autres avantages à long terme.
Les variations de périmètre comptabilisées en 2011 concernent principalement l'acquisition d'International Power (165 millions d'euros).
Le montant enregistré en 2010 en « événements exceptionnels » concerne principalement l'impact de la reprise de provision constituée au titre de la clause de revoyure à fi n 2005 et devenue sans objet.
La juste valeur des droits à remboursement relatifs aux actifs de couverture gérés par Contassur évolue comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Juste valeur en début d'exercice | 142 | 143 |
| Rendement attendu des placements | 6 | 7 |
| Pertes et gains actuariels | (17) | (5) |
| Rendement réel | (11) | 2 |
| Cotisations employeurs | 14 | 18 |
| Cotisations employés | 2 | 2 |
| Acquisitions/Cessions hors business combination | ||
| Réductions | ||
| Prestations payées | (20) | (22) |
| JUSTE VALEUR EN FIN D'EXERCICE | 128 | 142 |
Les charges constatées en 2011 et 2010 au titre des retraites et engagements assimilés à prestations défi nies sur l'exercice se décompose comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Coûts des services rendus de la période | 359 | 274 |
| Intérêts sur actualisation | 437 | 396 |
| Rendement attendu des actifs de couverture | (246) | (208) |
| Pertes et gains actuariels * | (2) | 34 |
| Coûts des services passés | (12) | (1) |
| Profi ts ou pertes sur réduction, cessions, liquidation de régimes | (19) | (11) |
| Événements exceptionnels | 6 | (35) |
| TOTAL | 523 | 449 |
| Dont comptabilisés en Résultat Opérationnel Courant | 333 | 261 |
| Dont comptabilisés en résultat fi nancier | 191 | 188 |
* Sur avantages à long terme.
Lorsque les plans à prestations défi nies font l'objet d'une couverture fi nancière, les actifs sont investis au travers de fonds de pensions et/ou de compagnies d'assurance. La répartition entre ces grandes catégories diffère pour chaque plan selon les pratiques d'investissement propres aux pays concernés. Les stratégies d'investissement des plans à prestations défi nies visent à trouver un bon équilibre entre le retour sur investissement et les risques associés.
Les objectifs d'investissement se résument ainsi : maintenir un niveau de liquidité suffi sant afi n de payer les pensions de retraites ou autres paiements forfaitaires ; et, dans un cadre de risque maîtrisé, atteindre un taux de rendement à long terme rémunérant le taux d'actualisation ou, le cas échéant, au moins égal aux rendements futurs demandés.
Lorsque les actifs sont investis au travers de fonds de pension, les allocations de couverture et comportements d'investissement sont déterminés par les organismes de gestion de ces fonds. Concernant les plans français, lorsque les actifs sont investis via une compagnie d'assurance, cette dernière gère le portefeuille d'investissement dans le cadre de contrats en unités de compte et, le cas échéant lorsqu'il s'agit de contrats en euros, garantit un taux de rendement sur les actifs. Ces fonds diversifi és sont caractérisés par une gestion active en référence à des indices composites, adaptés à l'horizon long terme des passifs, et prenant en compte les obligations gouvernementales de la zone euro ainsi que les actions des plus grandes valeurs de la zone euro et hors zone euro.
La seule obligation de la compagnie d'assurance est un taux de rendement fi xe minimum dans le cas des fonds en euros.
La couverture des engagements peut être analysée comme suit :
| En millions d'euros | Dette actuarielle |
Juste valeur des actifs de couverture |
Coûts des services passés non constatés |
Plafonnement d'actifs * |
Total engagement net |
|---|---|---|---|---|---|
| Plans dont les engagements sont supérieurs aux fonds | (6 373) | 4 464 | (5) | (1 914) | |
| Plans dont les fonds sont supérieurs aux engagements | (215) | 227 | (0) | (1) | 10 |
| Plans non fi nancés | (3 297) | 5 | (3 292) | ||
| AU 31 DÉCEMBRE 2011 | (9 885) | 4 691 | (1) | (1) | (5 195) |
| Plans dont les engagements sont supérieurs aux fonds | (5 308) | 4 086 | (15) | (1 237) | |
| Plans dont les fonds sont supérieurs aux engagements | (345) | 361 | (2) | (1) | 14 |
| Plans non fi nancés | (3 023) | 0 | 7 | (3 016) | |
| AU 31 DÉCEMBRE 2010 | (8 676) | 4 447 | (10) | (1) | (4 239) |
* Et provision complémentaire IFRIC 14.
L'allocation des actifs de couverture en fonction des principales catégories d'actifs est la suivante :
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |
|---|---|---|
| Placements actions | 29% | 28% |
| Placements obligations | 50% | 52% |
| Immobilier | 4% | 3% |
| Autres (y compris monétaires) | 17% | 18% |
| TOTAL | 100% | 100% |
Les hypothèses actuarielles ont été déterminées pays par pays et société par société, en relation avec des actuaires indépendants. Les taux pondérés sont présentés comme suit :
| Retraites | Autres avantages postérieurs à l'emploi |
Avantages à long terme |
Total des engagements | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2011 | 2010 | 2011 | 2010 | 2011 | 2010 | 2011 | 2010 | |
| Taux d'actualisation des engagements | 4,5% | 4,8% | 4,1% | 4,8% | 4,0% | 4,8% | 4,4% | 4,8% |
| Taux d'augmentation des salaires | 3,0% | 3,0% | NA | NA | 2,7% | 2,7% | 2,8% | 2,8% |
| Rendements attendus des actifs de couverture | 5,8% | 5,9% | 7,2% | 5,9% | NA | NA | 5,9% | 5,9% |
| Durée résiduelle de service | 14 ans | 13 ans | 15 ans | 15 ans | 15 ans | 15 ans | 14 ans | 13 ans |
Le taux d'actualisation retenu est déterminé par référence au rendement, à la date de l'évaluation, des obligations émises par des entreprises de premier rang, pour une échéance correspondant à la duration de l'engagement.
Les taux utilisés pour la zone euros correspondent à des taux 10, 15, 20 ans sur des Corporate AA dont la source est Bloomberg. Pour le Royaume-Uni, les taux utilisés sont extrapolés à partir de taux d'obligations d'État et du spread entre ces obligations et des obligations Corporate AA.
Selon les estimations établies par le Groupe, une variation de +/- 1% du taux d'actualisation entraînerait une variation des engagements d'environ 13%.
Pour le calcul du taux de rendement attendu des actifs, le portefeuille d'actifs est éclaté en sous-ensembles homogènes, par grandes classes d'actifs et zones géographiques, sur la base de la composition des indices de références et des volumes présents dans chacun des fonds au 31 décembre de l'exercice précédent.
À chaque sous-ensemble est appliquée une prévision de rendement pour l'exercice, fournie publiquement par un tiers ; une performance globale en valeur absolue est alors reconstituée et rapportée à la valeur du portefeuille de début d'exercice.
Les taux de rendement attendus sur les actifs sont déterminés en fonction des conditions de marché et se construisent à partir d'une prime de risque, défi nie par rapport au taux de rendement réputé sans risque des emprunts d'état, par grandes classes d'actifs et zones géographiques.
Le rendement réel des actifs de couverture des entités belges du Groupe en 2011 s'est élevé à environ 5% en assurance de groupe et à + 2% en fonds de pension.
Le rendement réel des actifs des entités participant au régime des IEG s'est établi à - 1% pour 2011.
Selon les estimations établies par le Groupe, une variation de +/- 1% du taux de rendement attendu des actifs de couverture entraînerait une variation de leur valeur d'environ 1%.
Le taux de rendement attendu moyen pondéré ventilé par catégorie d'actif est présenté dans le tableau suivant :
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |
|---|---|---|
| Placements actions | 6,3% | 7,1% |
| Placements obligations | 3,4% | 5,1% |
| Immobilier | 5,3% | 6,4% |
| Autres (y compris monétaires) | 2,4% | 2,6% |
| TOTAL | 4,1% | 5,9% |
Les hypothèses d'augmentation des frais médicaux (infl ation comprise) sont de 2%.
Concernant les soins médicaux, une variation d'un point des taux de croissance aurait les impacts suivants :
| En millions d'euros | Augmentation d'un point | Diminution d'un point |
|---|---|---|
| Effet sur les charges | 5 | (4) |
| Effet sur les engagements de retraites | 56 | (44) |
La part des ajustements d'expérience dans les écarts actuariels est présentée ci-dessous :
| 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | 31 déc. 2009 | 31 déc. 2008 | 31 déc. 2007 | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Retraites | Autres engagements |
Retraites | Autres engagements |
Retraites | Autres engagements |
Retraites | Autres engagements |
Retraites | Autres engagements |
|
| Dette actuarielle fi n de période |
(6 942) | (2 942) | (6 130) | (2 545) | (5 502) | (2 124) | (5 634) | (2 187) | (4 066) | (713) | |
| Juste valeur des actifs de couverture fi n de période |
4 648 | 44 | 4 399 | 47 | 3 934 | 39 | 3 831 | 40 | 2 452 | 47 | |
| Surplus/défi cit | (2 295) | (2 899) | (1 730) | (2 498) | (1 568) | (2 085) | (1 803) | (2 147) | (1 614) | (666) | |
| Ajustements d'expérience sur la dette actuarielle |
127 | 167 | 236 | 115 | (5) | (15) | (95) | 12 | (12) | (62) | |
| en % du total | - 2% | - 6% | - 4% | - 5% | 0% | 1% | 2% | - 1% | 0% | 9% | |
| Ajustements d'expérience sur la juste valeur des actifs de couverture |
(157) | (9) | 250 | 7 | 176 | 2 | 528 | 12 | (9) | 1 | |
| en % du total | - 3% | - 20% | 5% | 15% | 4% | 6% | 14% | 29% | 0% | 3% |
En 2011, la répartition géographique des principaux engagements et les hypothèses actuarielles par zone (taux moyens pondérés) sont les suivantes :
| Zone Euro | Grande-Bretagne USA |
Reste du monde | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Retraites | Autres avan tages posté rieurs à l'emploi |
Avan tages à long terme |
Retraites | Autres avan tages posté rieurs à l'emploi |
Avan tages à long terme |
Retraites | Autres avan tages posté rieurs à l'emploi |
Avan tages à long terme |
Retraites | Autres avan tages posté rieurs à l'emploi |
Avan tages à long terme |
| Engagements nets | (1 810) | (2 226) | (503) | (125) | (1) | (102) | (55) | (251) | (102) | (20) | ||
| Taux d'actualisation des engagements |
3,9% | 4,0% | 3,9% | 4,9% | 4,8% | 5,2% | 5,3% | 6,5% | 4,5% | 4,0% | ||
| Taux d'augmentation des salaires |
2,7% | 2,6% | 4,3% | 3,1% | 3,5% | 4,8% | ||||||
| Rendements attendus des actifs de couverture |
5,1% | 5,4% | 7,2% | 8,5% | 7,8% | |||||||
| Durée résiduelle de service (années) |
15 | 16 | 16 | 20 | 15 | 13 | 14 | 9 | 14 | 12 |
Le Groupe s'attend à verser, au cours de l'exercice 2012, des cotisations de l'ordre de 239 millions d'euros au profi t de ses régimes à prestations défi nies, dont un montant de 78 millions d'euros pour les sociétés appartenant au régime des IEG. Pour ces dernières, les versements annuels sont effectués en référence aux droits acquis dans l'année et tiennent compte, dans une perspective de lissage à moyen terme, du niveau de couverture de chaque entité.
En 2011, le Groupe a comptabilisé une charge de 122 millions d'euros au titre des plans à cotisations défi nies souscrits au sein du Groupe (113 millions d'euros en 2010). Ces cotisations sont présentées dans les « Charges de personnel » au compte de résultat.
Les immobilisations comptabilisées au titre de l'activité Exploration - Production se décomposent en trois catégories : les licences d'exploration production, présentées en tant qu'immobilisations incorporelles dans l'état de situation fi nancière, les champs en développement (immobilisations en développement) et les champs en production (immobilisations de production), qui sont présentées en tant qu'immobilisations corporelles dans l'état de situation fi nancière.
| En millions d'euros | Licences | Immobilisations en développement |
Immobilisations de production |
Total |
|---|---|---|---|---|
| A. VALEUR BRUTE | ||||
| Au 31 décembre 2009 | 778 | 1 420 | 5 827 | 8 025 |
| Variations de périmètre | ||||
| Acquisitions | 286 | 387 | 89 | 762 |
| Cessions | (28) | (28) | ||
| Écarts de conversion | 19 | 46 | 160 | 225 |
| Autres | 17 | (1 422) | 1 291 | (114) |
| Au 31 décembre 2010 | 1 101 | 431 | 7 339 | 8 870 |
| Variations de périmètre | (40) | (451) | (491) | |
| Acquisitions | 30 | 377 | 263 | 670 |
| Cessions | ||||
| Écarts de conversion | 22 | 10 | 46 | 79 |
| Autres | (3) | (121) | 148 | 24 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2011 | 1 149 | 658 | 7 345 | 9 151 |
| B. AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR CUMULÉS |
||||
| au 31 décembre 2009 | (262) | (4) | (1 051) | (1 317) |
| Variation de périmètre | ||||
| Cession | ||||
| Amortissements et pertes de valeur | (85) | (745) | (830) | |
| Écarts de conversion | (8) | (20) | (28) | |
| Autres | 4 | 4 | ||
| Au 31 décembre 2010 | (355) | 0 | (1 816) | (2 170) |
| Variation de périmètre | 165 | 165 | ||
| Cession | ||||
| Amortissements et pertes de valeur | (20) | (868) | (888) | |
| Écarts de conversion | (7) | (19) | (26) | |
| Autres | (3) | 16 | 12 | |
| AU 31 DÉCEMBRE 2011 | (382) | (3) | (2 522) | (2 907) |
| C. VALEUR NETTE COMPTABLE | ||||
| Au 31 décembre 2010 | 746 | 432 | 5 523 | 6 700 |
| AU 31 DÉCEMBRE 2011 | 767 | 655 | 4 823 | 6 244 |
La ligne « acquisitions » de l'exercice 2011 comprend notamment l'acquisition d'une participation complémentaire dans le champ de Njord (112 millions d'euros), ainsi que les développements réalisés au cours de l'exercice notamment sur le champ de Gudrun
(145 millions d'euros) et sur la plateforme de Gjoa (96 millions d'euros) en Norvège.
La ligne « variation de périmètre » correspond à la cession d'EFOG.
Le tableau suivant présente la variation nette des coûts d'exploration pré-capitalisés :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Valeur à l'ouverture | 272 | 75 |
| Variation de périmètre | ||
| Coût d'exploration de la période pré-capitalisés | 241 | 206 |
| Montants comptabilisés en charge de l'exercice | (73) | (63) |
| Autres | (40) | 54 |
| VALEUR À LA CLÔTURE | 400 | 272 |
Les coûts d'exploration pré-capitalisés sont présentés dans l'état de situation fi nancière au sein de la rubrique « Autres actifs ».
Les dépenses d'investissement réalisées au titre des activités d'exploration-production en 2011 et 2010 s'élèvent respectivement à 636 millions d'euros et 647 millions d'euros. Elles sont présentées au sein de la ligne « investissements corporels et incorporels » du tableau de fl ux de trésorerie.
La valeur nette comptable des immobilisations corporelles en location-fi nancement est ventilée entre les différentes catégories d'immobilisations corporelles en fonction de leur nature.
Les principaux contrats de location-fi nancement conclus par le Groupe concernent principalement les usines d'incinération de Novergie, certaines centrales électriques d'International Power et des centrales de cogénération de Cofely.
Paiements minimaux futurs, valeur actualisée :
| Paiements minimaux de leasing au 31 déc. 2011 |
Paiements minimaux de leasing au 31 déc. 2010 |
||||
|---|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Valeur non actualisée |
Valeur actualisée | Valeur non actualisée |
Valeur actualisée | |
| Au cours de la 1re année | 206 | 191 | 265 | 254 | |
| Au cours de la 2e année et jusqu'à la 5e y compris |
737 | 631 | 695 | 649 | |
| Au-delà de la 5e année |
936 | 564 | 832 | 559 | |
| TOTAL PAIEMENTS FUTURS MINIMAUX | 1 879 | 1 386 | 1 792 | 1 462 |
La réconciliation entre les dettes de location-fi nancement comptabilisées dans l'état de situation fi nancière (cf. Note 14.2.1), et les paiements minimaux non actualisés par échéance se présente de la manière suivante :
| En millions d'euros | Total | 1re année | 2e à 5e année |
Au-delà de la 5e année |
|---|---|---|---|---|
| Dettes de location-fi nancement | 1 389 | 139 | 489 | 761 |
| Effet d'actualisation des remboursements futurs de la dette et charges fi nancières futures |
489 | 66 | 248 | 175 |
| PAIEMENTS FUTURS MINIMAUX NON ACTUALISÉS | 1 879 | 206 | 737 | 936 |
Ces contrats relèvent essentiellement de l'interprétation IFRIC 4 de la norme IAS 17. Il s'agit de contrats d'achat/vente d'énergie qui confèrent l'usage exclusif d'un actif de production au profi t de l'acheteur d'énergie et de certains contrats avec des clients industriels portant sur des actifs détenus par le Groupe.
Le Groupe a ainsi comptabilisé des créances de locationfi nancement au titre des centrales de cogénération destinées à Solvay (Belgique), Lanxess (Belgique), Bowin (Thaïlande), Saudi Aramco (Arabie Saoudite) et au titre de certaines centrales électriques d'International Power.
NOTE 21 CONTRATS DE LOCATION SIMPLE
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Paiements minimaux non actualisés | 2 358 | 720 |
| Valeur résiduelle non garantie revenant au bailleur | 54 | 30 |
| TOTAL INVESTISSEMENT BRUT | 2 412 | 749 |
| Produits fi nanciers non acquis | 816 | 163 |
| INVESTISSEMENT NET (BILAN) | 1 596 | 587 |
| • dont valeur actualisée des paiements minimaux | 1 561 | 571 |
| • dont valeur résiduelle non garantie actualisée | 35 | 15 |
Les montants comptabilisés dans l'état de situation fi nancière au titre des contrats de location-fi nancement sont détaillés en Note 14.1.2 « Prêts et créances au coût amorti ».
Les paiements minimaux futurs non actualisés à recevoir au titre des contrats de location-fi nancement s'analysent comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Au cours de la 1re année | 202 | 141 |
| De la 2e à la 5e année |
788 | 298 |
| Au-delà de la 5e année |
1 368 | 280 |
| TOTAL | 2 358 | 720 |
Les contrats de location simple conclus par le Groupe concernent essentiellement des méthaniers ainsi que divers bâtiments et mobiliers. Les charges et produits comptabilisés au titre des contrats de location simple sur les exercices 2011 et 2010 se décomposent comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Loyers minimaux | (1 047) | (831) |
| Loyers conditionnels | (165) | (93) |
| Revenus de sous-location | 58 | 19 |
| Charges de sous-location | (93) | (97) |
| Autres charges locatives | (179) | (231) |
| TOTAL | (1 425) | (1 232) |
Les paiements minimaux futurs à effectuer au titre des contrats de location simple non résiliables s'analysent comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Au cours de la 1re année | 812 | 696 |
| De la 2e à la 5e année |
1 950 | 1 715 |
| Au-delà de la 5e année |
1 867 | 1 606 |
| TOTAL | 4 629 | 4 017 |
Ces contrats relèvent essentiellement de l'interprétation IFRIC 4 de la norme IAS 17 et concernent essentiellement des centrales électriques exploitées par International Power.
Les revenus locatifs des exercices 2011 et 2010 se décomposent comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Loyers minimaux | 889 | 767 |
| Loyers conditionnels | 18 | 12 |
| TOTAL | 906 | 779 |
Ces revenus locatifs sont comptabilisés en chiffre d'affaires.
Les paiements minimaux futurs à recevoir au titre de la location, en vertu de contrats de location simple non résiliables, s'analysent comme suit :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Au cours de la 1re année | 724 | 554 |
| De la 2e à la 5e année |
2 475 | 2 037 |
| Au-delà de la 5e année |
1 960 | 1 999 |
| TOTAL | 5 159 | 4 590 |
L'interprétation SIC 29 – accords de concession de services – informations à fournir, publiée en mai 2001, traite des informations concernant les contrats de concession à donner dans les Notes aux comptes.
L'interprétation IFRIC 12 publiée en novembre 2006 traite de la comptabilisation de certains contrats de concession, répondant à certains critères, pour lesquels il est estimé que le concédant contrôle l'infrastructure (Cf. Note 1.5.7).
Comme précisé dans SIC 29 un accord de concession de services implique généralement le transfert par le concédant au concessionnaire, pour toute la dure de la concession :
La caractéristique commune à tous les accords de concession de services est le fait que le concessionnaire à la fois reçoit un droit et contracte une obligation d'offrir des services publics.
Le Groupe gère un grand nombre de contrats de concession au sens de SIC 29 dans les domaines de la distribution d'eau potable, de l'assainissement, des déchets et de la distribution de gaz et d'électricité.
Ces contrats de concession comprennent des dispositions sur les droits et obligations concernant les infrastructures et les droits et obligations afférant au service public en particulier l'obligation de permettre l'accès au service public aux usagers, obligation qui dans certains contrats peut faire l'objet d'un calendrier. La durée des contrats de concession varie entre 10 et 65 ans en fonction principalement de l'importance des investissements à la charge du concessionnaire.
En contrepartie de ces obligations, GDF SUEZ dispose du droit de facturer le service rendu soit à la collectivité concédante (activités d'incinération et BOT d'assainissement essentiellement) soit aux usagers (activités de distribution d'eau potable, de gaz et d'électricité). Ce droit se matérialise, soit par un actif incorporel, soit par une créance, soit par un actif corporel selon le modèle comptable applicable (se reporter à la Note 1.5.7).
Le modèle corporel est utilisé quand le concédant ne contrôle pas l'infrastructure comme, par exemple, les contrats de concession de distribution d'eau aux États-Unis qui ne prévoient pas l'obligation de retour au concédant des infrastructures qui restent en fi n de contrat la propriété de GDF SUEZ ou en France, les contrats de concession de distribution de gaz naturel qui s'inscrivent dans le cadre de la loi n° 46-628 du 8 avril 1946.
Il existe également une obligation générale de remise en bon état en fi n de contrat des infrastructures du domaine concédé. Cette obligation se traduit le cas échéant (se reporter à la Note 1.5.7) par la constitution d'un passif de renouvellement.
En général, le tarif auquel le service est facturé est fi xé et indexé pour toute la durée du contrat. Des clauses de révisions périodiques (généralement quinquennales) sont néanmoins prévues en cas de modifi cation des conditions économiques initialement prévues au moment de la signature des contrats. Par exception, dans certains pays (États-Unis, Espagne) il existe des contrats pour lesquels le prix est fi xé annuellement selon les montants des dépenses effectuées au titre du contrat qui sont alors reconnues à l'actif (se reporter à la Note 1.5.7). En France, pour la distribution de gaz naturel, les tarifs d'acheminement sur le réseau de distribution gaz dits ATRD sont fi xés par arrêté ministériel après formulation d'un avis de la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE). Le tarif est notamment élaboré à partir des charges de capital qui comprennent une part d'amortissement et une part de rémunération fi nancière du capital immobilisé. Le calcul de ces deux composantes est établi à partir de la valorisation des actifs exploités par le Groupe appelée Base d'Actifs Régulée (la BAR) selon les règles de durée d'amortissement et de taux de rémunération de capital investi fi xé par la CRE. La BAR comprend essentiellement les conduites et branchements amortis sur une période de 45 ans.
Les montants comptabilisés au titre des paiements fondés sur des actions sont les suivants :
| Charge de la période | ||||
|---|---|---|---|---|
| En millions d'euros | Note | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |
| Plans de stock-options | 23.1 | 41 | 57 | |
| Augmentation de capital réservée aux salariés | 23.2 | 3 | 34 | |
| Share Appreciation Rights * | 23.2 | 5 | (4) | |
| Plans d'attribution d'actions gratuites/de performance | 23.3 | 86 | 34 | |
| Prime exceptionnelle | - | (3) | ||
| Autres plans du Groupe | 23.3.5 | 12 | - | |
| TOTAL | 145 | 119 |
* Emis dans le cadre des augmentations de capital réservées aux salariés, dans certains pays.
En 2011, comme en 2010, le Conseil d'Administration du Groupe a décidé de ne pas attribuer de nouveau plan d'options d'actions GDF SUEZ.
Les dispositifs relatifs aux différents plans antérieurs à 2010 sont décrits dans les précédents Documents de référence de SUEZ, puis de GDF SUEZ.
En 2011, le Conseil d'Administration de SUEZ Environnement Company a décidé de ne pas attribuer de nouveau plan d'options d'achat d'actions.
Les dispositifs relatifs aux différents plans antérieurs sont décrits dans les précédents Documents de référence de SUEZ Environnement Company.
NOTE 23 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS
| Plan | Date de l'AG d'autorisation |
Point de départ d'exercice des options |
Prix d'exercice ajusté (en euros) |
Nombre de béné fi ciaires par plan |
Nombre d'options attribuées aux membres du Comité Exécutif (2) |
Solde à lever au 31/12/2010 |
Levées (3) Annulations | Solde à lever au 31/12/2011 |
Date d'expiration |
Durée de vie restante |
|
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 28/11/2001 | 04/05/2001 28/11/2005 | 30,7 | 3 160 | 1 784 447 | 5 682 343 | 5 682 343 | 0 28/11/2011 | ||||
| 20/11/2002 (1) | 04/05/2001 20/11/2006 | 15,7 | 2 528 | 1 327 819 | 1 780 240 | 152 235 | 10 668 | 1 617 337 19/11/2012 | 0,9 | ||
| 19/11/2003 | 04/05/2001 19/11/2007 | 12,4 | 2 069 | 1 263 500 | 1 591 168 | 1 447 520 | 143 648 | 0 18/11/2011 | |||
| 17/11/2004 (1) | 27/04/2004 17/11/2008 | 16,8 | 2 229 | 1 302 000 | 5 459 192 | 371 676 | 25 116 | 5 062 400 16/11/2012 | 0,9 | ||
| 09/12/2005 (1) | 27/04/2004 09/12/2009 | 22,8 | 2 251 | 1 352 000 | 6 071 401 | 369 020 | 11 249 | 5 691 132 08/12/2013 | 1,9 | ||
| 17/01/2007 (1) | 27/04/2004 17/01/2011 | 36,6 | 2 173 | 1 218 000 | 5 763 617 | 21 960 | 5 741 657 16/01/2015 | 3,0 | |||
| 14/11/2007 (1) | 04/05/2007 14/11/2011 | 41,8 | 2 107 | 804 000 | 4 493 070 | 20 856 | 4 472 214 13/11/2015 | 3,9 | |||
| 12/11/2008 | 16/07/2008 12/11/2012 | 32,7 | 3 753 | 2 615 000 | 6 375 900 | 41 646 | 6 334 254 11/11/2016 | 4,9 | |||
| 10/11/2009 | 04/05/2009 10/11/2013 | 29,4 | 4 036 | 0 | 5 121 406 | 32 407 | 5 088 999 09/11/2017 | 5,9 | |||
| TOTAL | 11 666 766 42 338 337 2 340 451 5 989 893 34 007 993 |
| Dont : | ||||
|---|---|---|---|---|
| Plans d'options d'achat d'actions | 11 497 306 | 0 | 74 053 | 11 423 253 |
| Plans de souscriptions d'actions | 30 841 031 | 2 340 451 | 5 915 840 | 22 584 740 |
(1) Plans exerçables au 31 décembre 2011.
(2) Correspondant, à l'époque de l'attribution, pour les exercices 2000 et 2001 au Comité de Direction.
(3) Dans des circonstances spécifi ques telles que le départ à la retraite ou le décès, la levée d'options est autorisée de façon anticipée.
Les plans de stock-options pris en compte dans le calcul du résultat dilué par action 2011 (cf. Note 8 « Résultat par action ») correspondent aux plans dont le prix d'exercice est inférieur au cours moyen annuel 2011 de l'action GDF SUEZ soit 24,2 euros.
| Plan | Date de l'AG d'autorisation |
Point de départ d'exercice des options |
Prix d'exercice |
Solde à lever au 31/12/2010 |
Levées * | Octroyées | Annulées ou expirées |
Solde à lever au 31/12/2011 |
Date d'expiration |
Durée de vie restante |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 17/12/2009 | 26/05/2009 | 17/12/2013 | 15,49 | 3 434 448 | 0 | 0 | 18 558 | 3 415 890 | 16/12/2017 | 6,0 |
| 16/12/2010 | 26/05/2009 | 16/12/2014 | 14,20 | 2 944 200 | 0 | 0 | 23 700 | 2 920 500 | 15/12/2018 | 7,0 |
| TOTAL | 6 378 648 | 0 | 0 | 42 258 | 6 336 390 |
* Dans des circonstances spécifi ques telles que le départ à la retraite ou le décès, la levée d'options est autorisée de façon anticipée.
| Nombre d'options | Prix d'exercice moyen (en euros) |
|
|---|---|---|
| Solde au 31 décembre 2010 | 42 338 337 | 28,6 |
| Options octroyées | ||
| Options exercées | - 2 340 451 | 15,0 |
| Options annulées | - 5 989 893 | 30,2 |
| Solde au 31 décembre 2011 | 34 007 993 | 29,2 |
La charge enregistrée au cours de la période sur les plans du Groupe est la suivante, compte tenu d'une hypothèse de turnover de 5% :
| Charge de la période (en millions d'euros) | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| Date d'attribution | Émetteur | Juste valeur unitaire * (en euros) | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |
| 17 janvier 2007 | GDF SUEZ | 12,3 | 1 | 17 | |
| 14 novembre 2007 | GDF SUEZ | 15,0 | 14 | 16 | |
| 12 novembre 2008 | GDF SUEZ | 9,3 | 14 | 14 | |
| 10 novembre 2009 | GDF SUEZ | 6,0 | 8 | 8 | |
| 17 décembre 2009 | SUEZ Environnement Company | 3,3 | 3 | 3 | |
| 16 décembre 2010 | SUEZ Environnement Company | 2,9 | 2 | 0 | |
| TOTAL | 41 | 57 |
* Le cas échéant, valeur moyenne pondérée entre plan avec et sans condition de performance.
L'attribution de SAR aux salariés américains en 2007, 2008 et 2009, en remplacement des stock-options, a un impact non signifi catif sur les comptes du Groupe.
En 2010, les salariés du Groupe ont pu souscrire à des augmentations de capital GDF SUEZ réservées au sein de plans mondiaux d'actionnariat salarié dénommé « LINK 2010 ». Ces souscriptions ont été réalisées au moyen des formules suivantes :
la durée de blocage de leurs avoirs, à la performance positive de l'action du Groupe (effet de levier) ;
3 Share Appreciation Rights (SAR) : programme à effet de levier permettant par l'acquisition d'un titre de bénéfi cier d'un multiplicateur de performance sur ce titre qui sera versé au salarié, en trésorerie, à l'expiration d'une période de 5 ans après sa mise en place. La dette qui en résulte à l'égard des salariés est couverte par des warrants.
Il n'y a pas eu d'augmentation de capital GDF SUEZ réservée aux salariés en 2011. Les seuls impacts sur le résultat 2011 liés aux dispositifs d'augmentation de capital réservée aux salariés proviennent des SAR, au titre desquels une charge de 5 millions d'euros a été comptabilisée (y compris couverture par des warrants).
En 2010, le Groupe a comptabilisé une charge de 34 millions d'euros au titre des 24,2 millions d'actions souscrites et des 0,5 million d'actions offertes en abondement dans le cadre du plan LINK 2010. L'impact résultat des SAR (y compris couverture par des warrants) attribués dans le cadre du plan LINK 2010 était un produit de 7 millions d'euros.
NOTE 23 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS
En 2011, SUEZ Environnement a lancé Sharing, sa première augmentation de capital réservée aux salariés du Groupe. Deux formules étaient proposées :
L'abondement offert au titre de la formule « Classique » était calculé selon la formule suivante :
La charge comptabilisée au titre de Sharing s'élève à 2 millions d'euros.
Le Conseil d'Administration du 13 janvier 2011 a approuvé l'attribution de 3 426 186 actions de performance aux cadres dirigeants et supérieurs du Groupe. Ce plan se décompose en deux tranches :
Chaque tranche se décompose en instruments assortis de diverses conditions :
Le Conseil d'Administration du 22 juin 2011 a décidé d'attribuer un nouveau Plan d'Attribution Gratuite d'Actions (PAGA) au bénéfi ce des salariés du Groupe au titre de l'année 2011. Ce plan prévoit l'attribution gratuite de 4,2 millions d'actions GDF SUEZ aux salariés du Groupe, sous conditions suivantes :
Le Conseil d'Administration du 6 décembre 2011 a approuvé l'attribution de 2 996 920 actions de performance aux cadres dirigeants et supérieurs du Groupe. Ce plan se décompose en deux tranches :
Chaque tranche se décompose en instruments assortis de diverses conditions :
fi nanciers consolidés au 31 décembre 2011 (cf. Note 1.5.14.2). Les hypothèses suivantes ont été utilisées pour déterminer la juste valeur unitaire des nouveaux plans attribués en 2011.
La juste valeur des actions de performance GDF SUEZ a été calculée en application de la méthode décrite dans la Note 1 des États
| Date d'attribution | Date d'acquisition des droits |
Fin de la période d'incessibilité |
Cours à la date d'attribution |
Taux de dividende attendu |
Coût de fi nancement pour le salarié |
Coût d'incessibilité (en €/action) |
Condition de performance liée au marché |
Juste valeur unitaire |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 13 janvier 2011 | 14 mars 2014 | 15 mars 2016 | 28,2 € | 5,5% | 5,8% | - 1,0 | non | 22,7 € |
| 13 janvier 2011 | 14 mars 2014 | 15 mars 2016 | 28,2 € | 5,5% | 5,8% | - 1,0 | oui | 17,6 € |
| 13 janvier 2011 | 14 mars 2015 | 14 mars 2015 | 28,2 € | 5,5% | 5,8% | 0,0 | non | 22,4 € |
| 13 janvier 2011 | 14 mars 2015 | 14 mars 2015 | 28,2 € | 5,5% | 5,8% | 0,0 | oui | 17,3 € |
| Juste valeur moyenne pondérée du plan du 13 janvier 2011 |
18,1 € | |||||||
| 2 mars 2011 | 14 mars 2013 | 14 mars 2015 | 28,2 € | 5,5% | 5,8% | - 1,3 | non | 23,9 € |
| 2 mars 2011 | 14 mars 2014 | 14 mars 2016 | 28,2 € | 5,5% | 5,8% | - 1,0 | non | 23,0 € |
| Juste valeur moyenne pondérée du plan du 2 mars 2011 |
23,3 € | |||||||
| 22 juin 2011 | 23 juin 2013 | 23 juin 2015 | 24,6 € | 6,0% | 5,8% | - 1,2 | non | 20,6 € |
| 22 juin 2011 | 23 juin 2013 | 23 juin 2016 | 24,6 € | 6,0% | 5,8% | - 2,5 | non | 19,3 € |
| 22 juin 2011 | 23 juin 2013 | 31 décembre 2015 |
24,6 € | 6,0% | 5,8% | - 3,0 | non | 18,8 € |
| 22 juin 2011 | 23 juin 2015 | 23 juin 2015 | 24,6 € | 6,0% | 5,8% | 0,0 | non | 19,3 € |
| Juste valeur moyenne pondérée du plan du 22 juin 2011 |
20,0 € | |||||||
| 6 décembre 2011 | 15 mars 2016 | 15 mars 2016 | 21,0 € | 6,0% | 7,6% | 0,0 | non | 16,3 € |
| 6 décembre 2011 | 15 mars 2016 | 15 mars 2016 | 21,0 € | 6,0% | 7,6% | 0,0 | oui | 9,9 € |
| 6 décembre 2011 | 15 mars 2015 | 15 mars 2017 | 21,0 € | 6,0% | 7,6% | - 1,4 | non | 15,9 € |
| 6 décembre 2011 | 15 mars 2015 | 15 mars 2017 | 21,0 € | 6,0% | 7,6% | - 1,4 | oui | 9,6 € |
| Juste valeur moyenne pondérée du plan du 6 décembre 2011 |
11,3 € |
Outre la condition de présence des salariés, certains plans d'actions gratuites et plan d'actions de performance sont assortis d'une condition de performance interne. Lorsque cette dernière n'a pas été atteinte en totalité, les volumes d'actions attribuées aux salariés sont réduits conformément aux règlements des plans. Cette modifi cation du nombre d'actions se traduit par une réduction de la charge totale des plans conformément aux dispositions d'IFRS 2.
L'appréciation de la condition de performance est revue à chaque clôture. Les réductions de volume opérées en 2011 au titre de la non-atteinte de conditions de performance sont non signifi catives.
NOTE 23 PAIEMENTS FONDÉS SUR DES ACTIONS
La charge enregistrée au cours de la période sur les plans en vigueur est la suivante :
| Charge de la période (en millions d'euros) | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Date d'attribution | Volume attribué (1) | Juste valeur unitaire (2) (en euros) | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 | |||
| Plans en titres GDF SUEZ | |||||||
| Plans d'actions gratuites | |||||||
| Plan GDF juin 2007 | 1 539 009 | 33,4 | |||||
| Plan SUEZ juillet 2007 | 2 175 000 | 37,8 | 5 | 9 | |||
| Plan Spring août 2007 | 193 686 | 32,1 | 1 | 1 | |||
| Plan GDF mai 2008 | 1 586 906 | 40,3 | - | (8) | |||
| Plan SUEZ juin 2008 | 2 372 941 | 39,0 | 6 | (4) | |||
| Plan GDF SUEZ juillet 2009 | 3 297 014 | 19,7 | 15 | 26 | |||
| Plan Link août 2010 | 207 947 | 19,4 | 1 | 0 | |||
| Plan GDF SUEZ juin 2011 | 4 173 448 | 20,0 | 16 | ||||
| Plans d'actions de performance | |||||||
| Plan SUEZ février 2007 | 989 559 | 36,0 | |||||
| Plan SUEZ novembre 2007 | 1 244 979 | 42,4 | - | (14) | |||
| Plan GDF SUEZ novembre 2008 | 1 812 548 | 28,5 | (1) | (3) | |||
| Plan GDF SUEZ novembre 2009 | 1 693 840 | 24,8 | 12 | 15 | |||
| Plan Comex janvier 2010 | 348 660 | 18,5 | 3 | 3 | |||
| Plan Uni-T mars 2010 | 51 112 | 21,5 | 0 | 0 | |||
| Plan GDF SUEZ janvier 2011 | 3 426 186 | 18,1 | 17 | ||||
| Plan Uni-T mars 2011 | 57 337 | 23,3 | 0 | ||||
| Plan GDF SUEZ décembre 2011 | 2 996 920 | 11,3 | 1 | ||||
| Plans en titres SUEZ Environnement Company | |||||||
| Plan SUEZ Environnement juillet 2009 | 2 040 810 | 9,6 | 5 | 7 | |||
| Plan SUEZ Environnement décembre 2009 | 173 852 | 12,3 | 1 | 1 | |||
| Plan SUEZ Environnement décembre 2010 | 829 080 | 10,8 | 3 | 0 | |||
| 86 | 34 |
(1) Volume attribué, après éventuels ajustements liés à la fusion avec Gaz de France en 2008.
(2) Valeur moyenne pondérée le cas échéant.
International Power a modifi é ses plans d'actions de performance préalablement à la date de prise de contrôle par le groupe GDF SUEZ. Les plans 2008, 2009 et 2010 ont ainsi été annulés par anticipation et les bénéfi ciaires ont reçu en contrepartie un paiement en numéraire de 24 millions d'euros réglé postérieurement à la date d'acquisition. Un passif de 24 millions d'euros étant comptabilisé dans l'état de situation fi nancière d'International Power à la date d'acquisition, aucune charge n'a été constatée relativement à ces plans d'actions de performance dans le compte de résultat du Groupe en 2011.
Les impacts relatifs aux actions de performance attribuées en mars 2011 aux dirigeants et cadres supérieurs d'International Power sont non signifi catifs.
L'objet de la présente note est de présenter les transactions signifi catives qui existent entre le Groupe et ses parties liées.
Les informations concernant les rémunérations des principaux dirigeants sont présentées dans la Note 25 « Rémunération des dirigeants ».
Les principales fi liales (sociétés consolidées en intégration globale) sont listées dans la Note 28 « Liste des principales sociétés consolidées au 31 décembre 2011 ». Les principales entreprises associées et co-entreprises sont listées respectivement dans la Note 12 « Participations dans les entreprises associées » et la Note 13 « Participations dans les co-entreprises ». Seules les opérations signifi catives sont décrites ci-dessous.
Suite à la fusion entre Gaz de France et SUEZ le 22 juillet 2008, l'État détient 36,0% du capital de GDF SUEZ ainsi que six représentants sur vingt deux au Conseil d'Administration.
L'État dispose d'une action spécifi que destinée à préserver les intérêts essentiels de la France, relatifs à la continuité ou la sécurité d'approvisionnement dans le secteur de l'énergie. Cette action spécifi que confère à l'État, et de manière pérenne, le droit de s'opposer aux décisions de GDF SUEZ s'il considère ces décisions contraires aux intérêts de la France.
Les missions de service public dans le secteur de l'énergie sont défi nies par la loi du 3 janvier 2003.
Un nouveau Contrat de service public précisant leur mise en œuvre a été signé le 23 décembre 2009, confortant les missions de service public du Groupe et les conditions des évolutions tarifaires en France :
3 au titre de ses missions de service public, le Groupe renforce ses engagements en matière de sécurité des biens et des personnes, de solidarité et de prise en charge des clients démunis, et de développement durable et de recherche ;
3 au titre des conditions des évolutions tarifaires en France, ce contrat s'accompagne de la publication d'un décret qui redéfi nit le cadre réglementaire global de fi xation et d'évolution des tarifs réglementés du gaz naturel en France. L'ensemble de ce dispositif améliore la visibilité sur les conditions d'évolution des tarifs réglementés, en prévoyant notamment leur évolution en fonction des coûts engagés, et détermine les règles et les responsabilités des différents acteurs sur la période 2010-2013.
Les tarifs d'acheminement sur le réseau de transport GRTgaz, sur le réseau de distribution de gaz en France ainsi que sur les tarifs d'accès aux terminaux méthaniers français sont régulés. Les éléments tarifaires sont fi xés par des arrêtés ministériels.
Gaz de France SA et EDF avaient signé le 18 avril 2005 une convention défi nissant leurs relations concernant les activités de distribution suite à la création, au 1er juillet 2004, de l'opérateur commun des réseaux de distribution d'électricité et de gaz, EDF Gaz de France Distribution. En application de la loi du 7 décembre 2006 relative au secteur de l'énergie qui prévoit la fi lialisation des réseaux de distribution de gaz naturel et d'électricité portés par les opérateurs historiques, les entités ERDF SA, fi liale de EDF SA, et GrDF SA, fi liale de GDF SUEZ SA, ont été créées respectivement au 1er janvier 2007 et au 1er janvier 2008, et opèrent dans la suite de la convention existant antérieurement entre les deux opérateurs.
Les relations avec la CNIEG, qui gère l'ensemble des pensions de vieillesse, d'invalidité et de décès des salariés et retraités du Groupe affi liés au régime spécial des IEG, des agents d'EDF et des Entreprises Non Nationalisées (ENN) sont décrites dans la Note 18 « Avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme » .
NOTE 24 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES
| En millions d'euros | Achats de biens et services |
Ventes de biens et services |
Résultat fi nancier (hors dividendes) |
Clients et autres débiteurs |
Prêts et créances au coût amorti |
Fournisseurs et autres créditeurs |
Dettes fi nancières |
Engagements et garanties donnés |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| SPP Group | 125 | 133 | 2 | |||||
| Eco Electrica | 107 | |||||||
| Tirreno Power | 269 | 74 | 38 | 55 | ||||
| WSW Énergie und Wasser | 105 | 92 | 5 | 6 | 6 | |||
| EFOG | 381 | 1 | ||||||
| Energia Sustentavel Do Brasil | 348 | 1 366 | ||||||
| Autres | 443 | 446 | (19) | 207 | 722 | 72 | 83 | 693 |
| TOTAL | 1 323 | 852 | (18) | 250 | 728 | 135 | 431 | 2 059 |
Le Groupe a cédé sa participation de 22,5% dans EFOG le 31 décembre 2011 (cf. Note 2 « Variations de périmètre »).
En 2011, le Groupe a acheté à EFOG du gaz pour un montant de 381 millions d'euros contre 257 millions d'euros au 31 décembre 2010.
Par ailleurs, dans le cadre de sa politique de centralisation des excédents de trésorerie, le Groupe a reçu d'EFOG des avances de trésorerie dont le solde s'élevait à 115 millions d'euros au 31 décembre 2010. Au 31 décembre 2011, la dette fi nancière du Groupe vis-à-vis d'EFOG a été reprise par le groupe Total dans le cadre de la cession de la participation du Groupe dans EFOG.
Le Groupe et Acea ont mis fi n à leur partenariat dans les activités Énergie en Italie lors du 1er trimestre 2011. Dans ce cadre, comme indiqué en Note 2 « Principales variations de périmètre », le Groupe a pris le contrôle de certaines entités tandis qu'il a cédé la société de commercialisation AceaElectrabel Elettricita et certains actifs de production électriques à Acea. Seule la société Tirreno Power, qui est détenue conjointement avec GDF SUEZ Energia Italia, demeure consolidée par intégration proportionnelle.
Les ventes d'électricité entre le groupe et Tirreno Power s'élèvent à 269 millions d'euros en 2011.
Au 31 décembre 2010, les prêts accordés par le Groupe au groupe Acea s'élevaient à 349 millions d'euros. Les ventes de gaz et d'électricité au groupe AceaElectrabel s'étaient élevées à 100 millions d'euros.
GDF SUEZ détient 24,5% du groupe SPP.
Les ventes de gaz naturel et autres prestations de service facturées au groupe SPP se sont élevées respectivement à 133 millions d'euros en 2011 et 125 millions d'euros en 2010.
Les achats de gaz naturel et d'autres prestations auprès de SPP se sont élevées respectivement à 125 millions d'euros en 2011 et 124 millions d'euros en 2010.
Les créances clients et dettes fournisseurs du Groupe à l'égard du groupe SPP ne sont pas signifi catifs au 31 décembre 2011 (contre 22 et 25 millions d'euros au 31 décembre 2010).
GDF SUEZ détient 24,4% du capital de la société Eco Electrica. Le pourcentage de contrôle s'élève à 50%.
Les ventes de gaz naturel facturées à Eco Electrica se sont élevées à 107 millions d'euros en 2011.
GDF SUEZ détient 33,1% du capital de la société WSW Energie und Wasser. Le pourcentage de contrôle s'élève à 33,1%. Les ventes et achats d'électricité entre le Groupe et WSW Énergie und Wasser se sont élevés respectivement à 92 millions d'euros et 105 millions d'euros en 2011.
GDF SUEZ détient 34,9 % du capital de la société Energia Sustentavel do Brasil. Le pourcentage de contrôle du Groupe dans cette entité s'élève à 50,1 %.
Ce consortium a été créé en 2008 dans le but de construire, détenir et exploiter la centrale hydroélectrique de Jirau d'une capacité de 3 450 MW.
Energia Sustentavel Do Brasil a procédé à une augmentation de capital en 2011. Le capital souscrit restant à libérer par le Groupe s'élève à 348 millions d'euros au 31 décembre 2011.
En 2009, la banque brésilienne de développement, Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e social, a accordé un prêt de 7 milliards de BRL (approximativement 3 milliards d'euros) à Energia Sustentavel do Brasil. Chaque partenaire garantit cette dette fi nancière à hauteur de son pourcentage d'intérêt dans le consortium.
| En millions d'euros | Achats de biens et services |
Ventes de biens et services |
Clients et autres débiteurs |
Prêts et créances au coût amorti |
Engagements et garanties donnés |
|---|---|---|---|---|---|
| Intercommunales | 1 427 | 47 | 7 | 111 | 406 |
| Contassur | 128 | ||||
| Entités projets d'International Power au Moyen Orient | 400 | 23 | 124 | 657 | |
| Paiton | 19 | 9 | 136 |
Les sociétés Intercommunales mixtes bruxelloises, fl amandes et wallonnes assurent la gestion du réseau de distribution d'électricité et de gaz en Belgique.
Depuis le 30 juin 2011, suite aux différentes opérations et évènements intervenus au cours du 1er semestre 2011 (cf. Note 2 « Principales variations de périmètre »), le Groupe n'exerce plus d'infl uence notable sur les sociétés intercommunales mixtes fl amandes et comptabilise désormais sa participation en tant que « Titres disponibles à la vente ». En conséquence, les transactions avec les sociétés Intercommunales mixtes mentionnées dans cette note ne comprennent plus, à compter du 30 juin 2011, les transactions réalisées avec les Intercommunales fl amandes.
Electrabel a accordé aux sociétés Intercommunales des avances de trésorerie dont le solde s'élève à 111 millions d'euros au 31 décembre 2011 contre 123 millions d'euros au 31 décembre 2010.
Electrabel Customer Solutions (ECS) paie des coûts de transport pour l'utilisation du réseau de distribution de gaz et d'électricité aux sociétés Intercommunales pour un montant de 1 394 millions d'euros au 31 décembre 2011 contre 2 012 millions d'euros au 31 décembre 2010. Les dettes fournisseurs et les créances clients relatives aux services de fourniture de gaz et d'électricité du Groupe envers les sociétés Intercommunales mixtes ne sont pas signifi catives.
Electrabel garantit à hauteur de 406 millions d'euros les emprunts contractés par les intercommunales mixtes Wallones dans le cadre de fi nancement des réductions des fonds propres.
Contassur est une société d'assurance-vie consolidée par mise en équivalence. Contassur est détenue par Electrabel à hauteur de 15%.
Contassur a contracté des contrats d'assurance principalement avec les fonds de pension qui couvrent en Belgique des avantages postérieurs à l'emploi accordés à des employés du Groupe mais également à ceux d'autres sociétés, opérant essentiellement dans les activités régulées du secteur gaz et électricité.
Les polices d'assurance contractées par Contassur constituent des droits à remboursement comptabilisés en tant qu'« autres actifs » dans l'état de situation fi nancière. Ces droits à remboursement s'élèvent à 128 millions d'euros au 31 décembre 2011 contre 142 millions d'euros au 31 décembre 2010.
Ces sociétés projets au Moyen-Orient détiennent et exploitent des centrales de production électriques et des usines de dessalement d'eau de mer.
Les ventes du Groupe vers ces sociétés s'élèvent à 400 millions d'euros au 31 décembre 2011, et concernent des ventes d'électricité, de gaz et des prestations de service.
Les prêts accordés par le Groupe à ces sociétés projets au Moyen-Orient s'élèvent à 124 millions d'euros au 31 décembre 2011.
Les garanties données par le Groupe à ces entités s'élèvent à 657 millions d'euros au 31 décembre 2011.
Le Groupe détient 28,2% du capital de Paiton. Le pourcentage de contrôle du Groupe est de 44,7%.
Les prêts accordés par le Groupe à Paiton s'élèvent à 136 millions d'euros au 31 décembre 2011.
NOTE 25 RÉMUNÉRATION DES DIRIGEANTS
Les principaux dirigeants du Groupe sont les membres du Comité Exécutif et les Administrateurs. Le Comité Exécutif a été élargi de 18 à 27 membres au cours de l'année 2011.
Leurs rémunérations se décomposent de la façon suivante :
| En millions d'euros | 31 déc. 2011 | 31 déc. 2010 |
|---|---|---|
| Avantages à court terme | 39 | 33 |
| Avantages postérieurs à l'emploi | 6 | 4 |
| Paiements sur base d'actions | 12 | 17 |
| Indemnités de fi n de contrat | 3 | 2 |
| TOTAL | 60 | 56 |
Le Groupe est engagé dans le cours normal de ses activités dans un certain nombre de litiges et procédures au titre de la concurrence avec des tiers ou avec l'Administration fi scale de certains pays.
Ces litiges et arbitrages, présentés ci-après, sont comptabilisés en tant que passifs ou constituent, selon les cas, des passifs éventuels ou des actifs éventuels.
Le montant des provisions sur litiges au 31 décembre 2011 s'élève à 763 millions d'euros (contre 638 millions d'euros au 31 décembre 2010).
Electrabel, Groupe GDF SUEZ, a engagé auprès du Centre International de Règlement des Différends sur les Investissements (CIRDI) une procédure d'arbitrage international contre la Hongrie pour manquement par la Hongrie à ses obligations découlant du Traité sur la Charte de l'Énergie. Le différend portait initialement essentiellement sur les tarifs d'électricité établis dans le cadre d'un contrat long terme d'achat d'électricité conclu le 10 octobre 1995 entre la société d'exploitation de la centrale électrique de Dunamenti (dans laquelle Electrabel détient une participation de 74,82%) et MVM (société contrôlée par l'État hongrois) ainsi que sur les allocations des droits d'émission de CO2 dans le pays. L'audience arbitrale s'est tenue au mois de février 2010 et les arbitres se prononceront sur la question des responsabilités.
À la suite (i) de la décision prise par la Commission européenne, le 4 juin 2008, de qualifi er d'aides d'État illégales et incompatibles avec le Traité/CE, les contrats d'achat à long terme d'électricité en vigueur au moment de l'accession de la Hongrie à l'Union européenne (au nombre desquels fi gurait le contrat conclu entre Dunamenti et MVM) et (ii) de la décision subséquente prise par la Hongrie de résilier ces contrats, Electrabel a étendu sa demande aux fi ns d'obtenir réparation du dommage subi du chef de cette résiliation. La Commission européenne a approuvé au mois d'avril 2010, la méthode et les principes de détermination du montant de l'aide d'État et des coûts échoués (stranded costs) élaborée par les autorités hongroises. À la suite de cette approbation, les autorités hongroises ont adopté à la fi n du mois d'avril 2010 un arrêté d'exécution mettant en œuvre cette méthode et ces principes (voir aussi Note 26.2.4 « Concurrence et concentrations/Contrats à long terme en Hongrie »).
Par ailleurs, la Commission européenne a sollicité, le 13 août 2008, et obtenu l'autorisation du tribunal arbitral d'intervenir dans la procédure d'arbitrage en qualité de partie non contestante. Cette intervention s'est limitée au dépôt d'un mémoire.
Slovak Gas Holding (ci-après SGH) est détenue à parts égales par GDF SUEZ et E.ON Rurhgas AG et détient une participation de 49% dans Slovenský Plynárenský Priemysel, a.s. (ci-après SPP), le solde étant détenu par la République Slovaque par l'intermédiaire du National Property Fund.
En novembre 2008, SGH a notifi é à la République Slovaque un avis de différend (notice of dispute) fondé sur le Traité de la Charte de l'Énergie ainsi que sur les Traités bilatéraux conclus entre la République Slovaque et la République Tchèque d'une part et les Pays-Bas d'autre part. Cet avis de différend est une condition nécessaire à l'engagement d'une procédure d'arbitrage international fondé sur les traités précités et a pour objet d'ouvrir une période informelle de négociation devant permettre aux parties de régler à l'amiable leur différend. À la suite des négociations engagées et des résultats obtenus, l'avis de différend a été révisé et complété le 28 décembre 2010. Il porte désormais principalement sur des pertes subies par SPP au cours des années 2008 à 2011 à la suite du refus du régulateur de défi nir le tarif en fonction des coûts réels encourus et d'une marge raisonnable de profi t.
Les négociations ont permis d'obtenir le retrait du cadre légal qui restreignait la faculté de solliciter des augmentations de tarifs pour couvrir les coûts de vente de gaz et une marge raisonnable de profi t (loi dite « lex SPP »). Elles se poursuivent sur d'autres points litigieux.
À la suite de l'offre publique de reprise (OPR) lancée par SUEZ en juin 2007 sur les actions de sa fi liale Electrabel qu'elle ne détenait pas encore, Deminor et deux autres fonds ont initié le 10 juillet 2007 une procédure devant la Cour d'appel de Bruxelles à l'encontre de SUEZ et d'Electrabel tendant à obtenir un complément de prix. La Cour d'appel a déclaré la demande non fondée par arrêt du 1er décembre 2008.
Suite au pourvoi introduit par Deminor et consorts le 22 mai 2009, la Cour de Cassation a, par arrêt du 27 juin 2011, prononcé la cassation. Il appartient à Deminor et consorts d'assigner la FSMA (Autorité belge des services et marchés fi nanciers, anciennement dénommée Commission bancaire, fi nancière et des assurances) et GDF SUEZ devant la Cour d'Appel de Bruxelles dans une composition différente.
MM. Geenen et consorts ont initié une procédure semblable, la Cour d'appel de Bruxelles ayant cependant rejeté la demande pour nullité de l'acte introductif d'instance. La demande a été réintroduite, cependant sans mise en cause d'Electrabel et de la FSMA. La Cour, par un arrêt en date du 24 décembre 2009 a rejeté la demande Geenen pour des motifs d'ordre procédural.
M. Geenen s'est pourvu en cassation le 2 juin 2010. La procédure est en cours.
GDF SUEZ est partie à une procédure d'arbitrage devant la Cour Internationale d'Arbitrage de la Chambre de Commerce Internationale (ICC) intentée en septembre 2009 par AES Energia Cartagena au titre de l'Energy Agreement en date du 5 avril 2002 en vertu duquel AES Energia Cartagena convertit, dans la centrale électrique à cycle combiné située à Carthagène en Espagne, le gaz fourni par GDF SUEZ en électricité.
L'arbitrage porte sur la prise en charge passée et future, par l'une ou l'autre des parties, de divers coûts et dépenses liés à la centrale, en particulier au titre de certifi cats d'émission de CO2 , d'impôts fonciers et de subventions sociales. La procédure d'arbitrage s'est tenue à Londres et est arrivée à son terme et les parties ont été informées le 21 octobre 2011 qu'un projet de sentence avait été rendu par les arbitres, lequel projet doit maintenant être soumis à un contrôle interne (essentiellement de forme) de l'ICC.
Le 20 octobre 2011, les parties ont toutefois signé un accord de règlement à l'amiable de leur différend. Cet accord est soumis à certaines conditions suspensives dont la date de réalisation était initialement fi xée au 31 décembre 2011 laquelle a fi nalement été reportée au 17 février 2012. Les conditions suspensives ont été réalisées le 31 janvier 2012 et le closing est fi xé au 9 février 2012. Dans l'intervalle, la procédure d'arbitrage a été suspendue.
En Argentine, les tarifs applicables aux contrats de concession ont été bloqués par une loi d'urgence publique et de réforme du régime des changes (Loi d'Urgence) en janvier 2002 empêchant ainsi l'application des clauses contractuelles d'indexation des tarifs en cas de dépréciation du peso argentin par rapport au dollar américain.
En 2003, SUEZ – désormais GDF SUEZ – et ses co-actionnaires, concessionnaires des eaux de Buenos Aires et de Santa Fe, ont entamé des procédures d'arbitrage contre l'État argentin en sa qualité de concédant, dans le but de faire appliquer les clauses contractuelles des contrats de concession devant le Centre International pour le Règlement des Différends relatifs aux Investissements (CIRDI) conformément aux traités bilatéraux franco-argentins de protection des investissements.
Ces procédures d'arbitrage CIRDI visent à obtenir des indemnités pour compenser la perte de valeur des investissements consentis depuis le début de la concession, suite aux mesures adoptées par l'Argentine après la promulgation de la Loi d'Urgence susmentionnée. Le CIRDI a reconnu sa compétence pour statuer dans les deux affaires en 2006. Les audiences ont eu lieu dans le courant de l'année 2007 pour les deux arbitrages. Parallèlement aux procédures CIRDI, les sociétés concessionnaires Aguas Argentinas et Aguas Provinciales de Santa Fe se sont vues contraintes d'entamer des procédures de résiliation de leur contrat de concession devant les juridictions administratives locales.
Toutefois, la situation fi nancière des sociétés concessionnaires s'étant dégradée depuis la Loi d'Urgence, la société Aguas Provinciales de Santa Fe a annoncé sa mise en liquidation judiciaire lors de son Assemblée Générale du 13 janvier 2006.
Parallèlement, la société Aguas Argentinas a demandé à bénéfi cier du Concurso Preventivo (comparable à la procédure française de redressement judiciaire). Dans le cadre de cette procédure de redressement judiciaire, une proposition concordataire opérant novation du passif admissible de la société Aguas Argentinas a reçu l'approbation des créanciers et a été homologuée par le juge de la faillite le 11 avril 2008. Le règlement du passif est en cours. La proposition prévoit un premier paiement de 20% du passif (soit l'équivalent d'environ 40 millions de dollars américains) lors de l'homologation et un second paiement de 20% en cas d'indemnisation par l'État argentin. GDF SUEZ et Agbar, en tant qu'actionnaires de contrôle, ont décidé d'aider fi nancièrement Aguas Argentinas à faire face à ce premier paiement et ont versé respectivement, lors de l'homologation, les sommes de 6,1 et 3,8 millions de dollars américains.
Pour mémoire, SUEZ et SUEZ Environnement ont – préalablement à la fusion de SUEZ avec Gaz de France et à l'introduction en Bourse de SUEZ Environnement Company – conclu un accord portant transfert économique au profi t de SUEZ Environnement des NOTE 26 LITIGES ET CONCURRENCE
droits et obligations liés aux participations détenues par SUEZ dans Aguas Argentinas et Aguas Provinciales de Santa Fe.
Par deux décisions datées du 30 juillet 2010, le CIRDI a reconnu la responsabilité de l'État argentin dans la résiliation des contrats de concession d'eau et d'assainissement de Buenos Aires et de Santa Fe. Ces deux décisions de principe seront suivies, dans les prochains mois, de la détermination défi nitive du montant de la réparation au titre des préjudices subis.
L'expert devrait remettre ses conclusions en 2012.
En mars 2008, certains riverains de la rivière Hackensack dans le comté de Rockland (État de New York) ont déposé auprès de la cour suprême de l'État de New York une réclamation d'un montant total de 66 millions de dollars américains (ultérieurement porté à 130) à l'encontre de United Water (groupe SUEZ Environnement) à la suite d'inondations consécutives à des pluies torrentielles.
Ces riverains allèguent un défaut d'entretien du réservoir et du barrage de Lake DeForest attenant au réservoir de Lake DeForest qui, à la suite de ces pluies torrentielles, n'aurait pas fonctionné correctement et n'aurait pas permis un déversement progressif des eaux dans la rivière Hackensack sur laquelle il est érigé, causant ainsi des inondations chez ces riverains. Le réseau d'évacuation des eaux pluviales dont United Water est l'opérateur se déversant en amont du barrage, les riverains, pourtant situés en zone inondable, réclament à l'encontre de United Water des dommages et intérêts compensatoires d'un montant de 65 millions de dollars américains ainsi que des dommages et intérêts punitifs d'un montant équivalent alléguant une négligence dans l'entretien du barrage et du réservoir de Lake DeForest.
La société United Water estime ne pas être responsable des inondations ni de l'entretien du barrage et du réservoir et que les plaintes ne devraient pas pouvoir prospérer. United Water a déposé une motion to dismiss en juillet 2009 visant à faire juger qu'elle n'avait pas l'obligation d'exploiter le barrage en tant qu'ouvrage de prévention des inondations. Le rejet de cette demande prononcé le 27 août 2009 a été confi rmé le 1er juin 2010. United Water a interjeté appel de cette dernière décision. Une décision sur le fond est attendue vers la fi n du premier semestre 2012.
La demande de dommages et intérêts punitifs introduite par les riverains à l'encontre de la société United Water a été défi nitivement rejetée le 31 mai 2011.
Novergie Centre Est (groupe SUEZ Environnement) exploitait une usine d'incinération de déchets ménagers à Gilly-sur-Isère à côté d'Albertville (Savoie), construite en 1984 et appartenant à la société d'économie mixte SIMIGEDA (syndicat intercommunal mixte de gestion des déchets du secteur d'Albertville). En 2001, des taux élevés de dioxine ont été relevés à proximité de l'usine d'incinération et le Préfet de Savoie a ordonné la fermeture de l'usine en octobre 2001.
Des plaintes avec constitution de partie civile furent déposées en mars 2002 contre notamment le Président de SIMIGEDA, le Préfet du département de la Savoie et Novergie Centre Est pour empoisonnement, mise en danger de la vie d'autrui, et coups et blessures non intentionnels, au titre d'une pollution causée par l'usine d'incinération. Au 1er semestre 2009, la Cour de Cassation a confi rmé la décision de la chambre de l'instruction de la Cour d'appel de Lyon rejetant une constitution de partie civile.
Novergie Centre Est a été mise en examen le 22 décembre 2005 pour les chefs de mise en danger de la vie d'autrui et de violation de la réglementation.
Dans le cadre de la procédure, les expertises judiciaires demandées ont établi qu'il n'y avait pas d'augmentation du nombre de cancers parmi les populations riveraines.
Le 26 octobre 2007, le juge d'instruction en charge du dossier a prononcé un non-lieu à l'encontre des personnes physiques mises en examen pour mise en danger d'autrui. En revanche, le juge a ordonné le renvoi du SIMIGEDA et de Novergie Centre Est devant le tribunal correctionnel d'Albertville pour avoir fait fonctionner l'incinérateur « sans autorisation préalable, en raison de la caducité de l'autorisation initiale par suite des changements signifi catifs des conditions d'exploitation ». La chambre de l'instruction de la Cour d'Appel de Chambéry en date du 9 septembre 2009 a confi rmé la décision de non-lieu pour mise en cause de la vie d'autrui pour les employés de Novergie.
Novergie Centre Est, constatant que les principaux responsables des infractions reprochées ne seraient pas présents à l'audience du tribunal correctionnel, a déposé une plainte contre X pour entrave à la justice et organisation frauduleuse de l'insolvabilité en date du 28 septembre 2010.
L'audience devant le tribunal correctionnel s'est tenue le 29 novembre 2010. Le 23 mai 2011, le tribunal correctionnel a rendu un jugement imposant à Novergie Centre Est une amende de 250 000 euros.
Novergie Centre Est a interjeté appel du jugement.
Des négociations ont été engagées en 2008/2009 entre la Communauté Urbaine de Lille Métropole (LMCU) et la Société des Eaux du Nord (SEN), fi liale de Lyonnaise des Eaux France, dans le cadre de la révision quinquennale du contrat de concession de la distribution d'eau potable. Ces négociations portaient en particulier sur les conséquences à tirer des avenants signés en 1996 et 1998 en matière d'obligations de renouvellement à la charge de la SEN.
LMCU et la SEN n'étant pas parvenues à se mettre d'accord sur les conditions de la révision du contrat, elles ont décidé, fi n 2009, de faire appel à une commission arbitrale, conformément au contrat. Cette commission présidée par Monsieur Michel Camdessus a formulé des recommandations.
Sans suivre les recommandations de la Commission, le Conseil Communautaire du 25 juin 2010 de LMCU a unilatéralement approuvé la signature d'un avenant au contrat qui prévoit notamment l'émission d'un titre de recettes d'un montant de 115 millions d'euros à l'encontre de la SEN, ce titre étant censé correspondre à la restitution immédiate du solde des provisions de renouvellement non utilisées assorties d'intérêts selon les propres calculs de LMCU.
Deux recours tendant à l'annulation de la délibération du 25 juin 2010 du Conseil de Communauté de LMCU et des décisions prises en son application ont été introduits devant le Tribunal Administratif de Lille en date du 6 septembre 2010 par la SEN ainsi que par Lyonnaise des Eaux France en sa qualité d'actionnaire de la SEN.
En 2009, à la suite d'un appel d'offres, l'État de Victoria a confi é, pour une période de trente ans, à la société Aquasure (dont SUEZ Environnement est actionnaire à hauteur de 21%), le fi nancement, la conception, la construction et l'exploitation d'une usine de dessalement d'eau de mer desservant l'agglomération de Melbourne. Aquasure a confi é la conception et de construction de l'usine à une Joint Venture (ci-après la JV) constituée de Thiess (groupe Leighton) pour 65%, et de Degrémont (fi liale de SUEZ Environnement) pour 35%. La phase d'exploitation a été confi ée à une Joint Venture Degrémont (60%), Thiess (40%). Le calendrier contractuel de la construction prévoyait la réception de l'usine le 30 juin 2012. Les travaux de construction ont démarré au mois de septembre 2009.
Des aléas climatiques majeurs et des problèmes sociaux ont retardé l'avancement du chantier et font que, fi n décembre 2011, 88% de l'usine étaient achevés, entraînant un report de plusieurs mois des dates de réception et de mise en production.
La JV estime que le retard du calendrier contractuel ainsi que ses conséquences fi nancières ne lui sont que partiellement imputables et s'efforcent d'obtenir une extension de délai et une compensation fi nancière. Deux réclamations ont déjà été présentées ; (i) une demande d'extension de délai liée aux événements météorologiques cycloniques de 80 jours à fi n octobre 2011 avec demande de compensation pour les coûts supplémentaires engagés, (ii) une demande d'extension de délai de 194 jours liée au contexte social dont la quantifi cation des compensations fi nancières est en cours d'évaluation.
Le 15 décembre 2011, un moratoire (standstill) est intervenu entre Aquasure et la JV, ouvrant une période de négociations contractuelles entre les parties jusqu'au 31 mars 2012.
En février 2006, l'État togolais a pris possession : de l'ensemble des actifs de Togo Électricité sans indemnité et a engagé plusieurs actions dont une à l'encontre de Togo Électricité, groupe GDF SUEZ (branche Énergie Services), étendue par la suite à GDF SUEZ, afi n d'obtenir la condamnation de ces deux sociétés au paiement d'indemnités au titre des manquements à la concession évaluée entre 27 et 33 milliards de Francs CFA, soit entre 41 et 50 millions d'euros.
En mars 2006, Togo Électricité a introduit une procédure d'arbitrage à laquelle GDF SUEZ s'est jointe, contre l'État togolais devant le Centre International pour le Règlement des Différends Relatifs aux Investissements (CIRDI) à la suite des décrets pris par l'État togolais résiliant la convention de concession pour la gestion du service public de la distribution d'électricité détenue par Togo Électricité depuis décembre 2000.
Une sentence a été rendue par le CIRDI le 10 août 2010 aux termes de laquelle la République du Togo est condamnée à indemniser Togo Électricité à hauteur de 60 millions d'euros avec intérêts à 6,589% l'an à compter de 2006. L'État du Togo a introduit une demande en annulation de la sentence. Un comité ad hoc du CIRDI s'est constitué pour examiner la demande de l'État togolais. Sa décision a été rendue le 6 septembre 2011. Le Comité a rejeté la requête en nullité et confi rme en tous points la sentence rendue le 10 août 2010.
Par arrêté du 15 décembre 2003 pris au titre des Installations Classées pour la Protection de l'Environnement (ICPE), le préfet des Bouches du Rhône a autorisé Gaz de France à exploiter un terminal méthanier à Fos Cavaou. Le permis de construire de l'installation a été délivré par un second arrêté préfectoral pris le même jour. Ces deux arrêtés ont fait l'objet de recours contentieux.
Le permis de construire a fait l'objet de deux recours en annulation introduits devant le Tribunal administratif de Marseille, l'un par la commune de Fos-sur-Mer, l'autre par le Syndicat d'Agglomération Nouvelle (SAN). Ces recours ont été rejetés par décision du Tribunal du 18 octobre 2007. La commune de Fos-sur-Mer s'est pourvue en appel contre ce jugement le 20 décembre 2007. Son désistement d'instance est intervenu le 11 janvier 2010.
L'arrêté d'exploitation a fait l'objet de deux recours en annulation devant le Tribunal administratif de Marseille déposés, l'un par l'Association de Défense et de Protection du Littoral du Golfe de Fos-sur-Mer (ADPLGF), l'autre par un particulier.
Le Tribunal administratif de Marseille a annulé l'arrêté préfectoral d'exploitation du Terminal de Fos Cavaou par jugement rendu le 29 juin 2009. Elengy, groupe GDF SUEZ, qui est venue aux droits de GDF SUEZ dans cette procédure, ainsi que le ministre de l'Écologie, de l'Énergie, du Développement durable et de la Mer ont interjeté appel respectivement le 9 juillet 2009 et le 28 septembre 2009. La procédure s'est poursuivie devant la Cour administrative d'appel de Marseille qui, par son arrêt du 8 octobre 2011, a confi rmé l'annulation de l'arrêté d'exploitation du 15 décembre 2003.
Le 6 octobre 2009, le préfet des Bouches-du-Rhône a pris un arrêté mettant en demeure Elengy de déposer au plus tard le 30 juin 2010 un dossier de demande d'autorisation d'exploiter pour régulariser la situation administrative du terminal et permettant, dans le cadre de prescriptions adaptées, la poursuite de la construction ainsi qu'une exploitation partielle de celui-ci.
Cet arrêté préfectoral a fait l'objet le 19 janvier 2010 d'un recours en annulation déposé par l'ADPLGF devant le Tribunal administratif de Marseille. L'ADPLGF s'est désistée de son action auprès du tribunal le 4 janvier 2011.
Le 25 août 2010 le préfet des Bouches-du-Rhône a pris un nouvel arrêté portant modifi cation de l'arrêté du 6 octobre 2009, permettant l'exploitation provisoire du terminal sans restrictions dans l'attente de la régularisation défi nitive de sa situation administrative.
Conformément à l'arrêté du 6 octobre 2009, Elengy a déposé le 30 juin 2010 en préfecture un dossier de demande d'autorisation d'exploiter qui est en cours d'instruction. Dans ce cadre, l'enquête publique prévue par la loi s'est déroulée du 1er juin au 18 juillet 2011. La Commission d'enquête a rendu un avis favorable le 25 août 2011.
Le dossier de demande d'autorisation d'exploiter a été présenté au Comité départemental de l'environnement et des risques sanitaires et technologiques (CODERST) le 9 janvier 2012.
La Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou (ci-après STMFC), fi liale d'Elengy à 72,4% et de Total à 27,6%, a déposé le 17 janvier 2012 une demande d'arbitrage auprès de la Cour internationale d'arbitrage de la Chambre de commerce internationale (CCI) contre le groupement d'entreprises composé de trois sociétés : SOFREGAZ, TECNIMONT SpA et SAIPEM SA (ci-après STS).
Le litige porte sur la construction du terminal méthanier appartenant à STMFC, terminal destiné à décharger le gaz naturel liquide apporté par des navires, à le stocker, à le regazéifi er et à l'injecter dans le réseau de transport de gaz naturel.
Le terminal a été réalisé par STS en application d'un contrat « clé en mains » conclu le 17 mai 2004 pour un prix forfaitaire, non révisable, incluant l'intégralité des travaux de construction et de fournitures. Le délai impératif pour l'achèvement complet et l'obtention de l'ouvrage avait été fi xé au 15 septembre 2008, délai assorti de pénalités de retard.
L'exécution du contrat a été marquée par une série de diffi cultés. STS ayant refusé d'achever une partie des travaux et ayant livré un terminal inachevé avec un retard de 18 mois, STMFC a procédé à la mise en régie en 2010 d'une partie des travaux et fait appel à des entreprises extérieures pour l'exécution de ceux-ci.
STMFC a demandé réparation du préjudice qu'elle a subi en engageant une procédure arbitrale sous l'égide de la CCI.
Le 27 novembre 2007, Castelnou Energia (fi liale d'Electrabel) a pris le contrôle de La Compagnie du Vent par l'acquisition de 56,84% de ses titres auprès de SOPER, l'actionnaire d'origine qui en a conservé 43,16%. Le fondateur de la société (et propriétaire de SOPER), Jean-Michel Germa, est resté P-DG de La Compagnie du Vent. En 2009, GDF SUEZ s'est substituée à Castelnou Energia et La Compagnie du Vent a intégré la branche Énergie France.
Le 27 mai 2011, lors de l'Assemblée Générale de La Compagnie du Vent, le P-DG, Jean-Michel Germa, a été révoqué et remplacé par un dirigeant désigné par GDF SUEZ. Jean-Michel Germa a contesté cette décision en mettant en cause la validité de l'Assemblée Générale mais le Président du Tribunal de Commerce de Montpellier a, par une ordonnance du 8 juin 2011, fait interdiction sous astreinte à Jean-Michel Germa de faire usage du titre de Président-Directeur Général de La Compagnie du Vent et de se rendre dans les locaux de la société. Le 15 juin 2011, le Président du Tribunal de Commerce de Montpelier a par ailleurs rejeté la requête de SOPER en confi rmant l'ordonnance du 26 mai 2011 qui avait permis de tenir l'Assemblée Générale du 27 mai. SOPER et Jean-Michel Germa ont fait appel de ces deux décisions et, le 13 octobre 2011, la Cour d'Appel de Montpellier, en infi rmant l'ordonnance du 15 juin 2011, a déclaré nulles et de nul effet les décisions prises lors de l'Assemblée Générale de La Compagnie du Vent du 27 mai 2011. Jean-Michel Germa a en conséquene été réintégré dans ses fonctions de Président Directeur Général de la Compagnie du Vent. Une nouvelle Assemblé Générale s'est tenue le 3 novembre 2011, au cours de laquelle Jean-Michel Germa a été de nouveau révoqué et remplacé par un dirigeant désigné par GDF SUEZ.
Par ailleurs, sur requête de GDF SUEZ, le 13 juillet 2011, le Président du Tribunal de Commerce de Montpellier, a constaté l'abus de minorité commis par SOPER lors de l'Assemblée Générale du 1er juillet précédent, en refusant de voter l'accord de collaboration entre La Compagnie du Vent et GDF SUEZ relatif au projet éolien offshore des Deux Côtes. Il a désigné un mandataire pour représenter SOPER à une Assemblée Générale ultérieure portant sur le même sujet et voter en son nom dans un sens conforme à l'intérêt social de La Compagnie du Vent sans porter atteinte aux intérêts de SOPER. Cette Assemblée Générale s'est tenue le 22 juillet 2011 et la résolution a été adoptée. SOPER a cependant interjeté appel de l'ordonnance du 13 juillet 2011. La Cour d'Appel a examiné l'affaire le 27 juillet 2011 et, le 8 septembre 2011, a confi rmé la décision de première instance et condamné SOPER aux dépens (6 000 euros). SOPER et Jean-Michel Germa se sont pourvus en cassation.
La Compagnie du Vent a assigné le 23 aout 2011 SOPER, devant le Tribunal de Commerce de Montpellier afi n de la faire condamner à réparer le préjudice moral subi par La Compagnie du Vent à hauteur de 500 000 euros.
La révocation du P-DG traduit d'importantes divergences stratégiques entre les deux actionnaires en matière de développement de l'énergie éolienne, notamment sur le projet des Deux Côtes. Ces divergences ont conduit Jean-Michel Germa à menacer GDF SUEZ d'une demande d'indemnisation d'environ 489 millions d'euros, prétentions que le Groupe estime infondées.
L'arrêté interministériel du 29 septembre 2011 relatif aux tarifs réglementés de vente du gaz naturel fourni à partir des réseaux de distribution de GDF SUEZ, a conduit à geler les tarifs réglementés du gaz naturel. GDF SUEZ considère que cet arrêté n'est conforme ni à la loi qui impose que les tarifs réglementés couvrent l'intégralité des coûts, ni aux règles d'un marché ouvert à la concurrence, ni au Contrat de service public signé entre l'État et l'Entreprise. GDF SUEZ le considère contraire aux intérêts de l'Entreprise, à ceux de ses concurrents et aux intérêts patrimoniaux et fi nanciers de l'État. Le gel des tarifs représente pour l'Entreprise un manque à gagner estimé à environ 300 millions d'euros sur le dernier trimestre 2011.
La Commission de Régulation de l'Énergie (CRE), autorité compétente et indépendante en la matière, avait, le 22 septembre 2011, rendu un avis défavorable à l'arrêté interministériel.
En conséquence, GDF SUEZ a, le 13 octobre 2011, attaqué ledit arrêté devant le Conseil d'État pour excès de pouvoir. Le recours vise principalement à annuler pour excès de pouvoir l'arrêté en tant qu'il n'a pas fi xé l'augmentation des tarifs au niveau calculé par la CRE et nécessaire pour couvrir les coûts complets moyens de GDF SUEZ, et enjoindre aux ministres compétents de prendre dans un délai de deux mois, sous astreinte de 100 000 euros par jour de retard, un arrêté fi xant rétroactivement l'évolution des tarifs à partir du 1er octobre 2011 en conformité avec l'article L. 445-3 du Code de l'énergie.
En outre, l'Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE) a obtenu, le 28 novembre 2011, du juge des référés du Conseil d'État, la suspension de l'arrêté du 29 septembre 2011.
Les services de l'Inspection Spéciale des Impôts belge réclament un montant de 188 millions d'euros à SUEZ-Tractebel, groupe GDF SUEZ, concernant ses investissements passés au Kazakhstan. SUEZ-Tractebel a introduit un recours administratif contre ces demandes. L'Administration fi scale n'ayant toujours pas statué 10 ans après, un recours devant le Tribunal de première instance de Bruxelles a été introduit en décembre 2009.
NOTE 26 LITIGES ET CONCURRENCE
Les services de l'Inspection Spéciale ont procédé à la taxation en Belgique des revenus fi nanciers réalisés au Luxembourg par les succursales de gestion de trésorerie d'Electrabel et de SUEZ-Tractebel établies au Luxembourg. Ces revenus fi nanciers qui ont été soumis à l'impôt au Luxembourg sont exonérés d'impôt en Belgique conformément aux dispositions de la convention préventive de double imposition belgo-luxembourgeoise. L'Inspection Spéciale refuse cette exonération en argumentant sur la base d'un prétendu abus de droit. Le montant total des enrôlements s'élève à 245 millions d'euros au titre des exercices 2003 à 2007. Le Groupe a contesté ces décisions de l'Inspection Spéciale devant le Tribunal de première instance de Bruxelles. Des enrôlements au titre de l'exercice 2008 sont attendus par Electrabel SA et par SUEZ-Tractebel SA, ce qui portera le montant total des enrôlements à 285 millions d'euros. Un premier jugement, qui porte sur une question périphérique sans aborder le problème de fond, a été rendu le 25 mai 2011, confortant la position d'Electrabel. Entre-temps, ce jugement a entraîné un dégrèvement partiel dont le montant total s'élève à 48 millions d'euros (exercices 2005-2007).
Electrabel, groupe GDF SUEZ, a déposé, le 23 mars 2009, un recours en annulation auprès de la Cour Constitutionnelle contre les articles de la loi-programme du 22 décembre 2008 imposant une taxe de 250 millions d'euros aux producteurs nucléaires (dont 222 millions d'euros payés par Electrabel). La Cour Constitutionnelle a rejeté ce recours par arrêt en date du 30 mars 2010. Cette taxe a par ailleurs été reconduite pour l'exercice 2009 par la loi du 23 décembre 2009 et pour 2010 par la loi du 29 décembre 2010, en application de laquelle le Groupe s'est à chaque fois acquitté de la somme réclamée à savoir 213 millions d'euros pour l'exercice 2009 et 212 millions pour l'exercice 2010. Suite à un protocole d'accord signé le 22 octobre 2009 entre l'État belge et le Groupe, cette taxe n'aurait pas dû être reconduite, mais aurait dû être remplacée par une contribution liée à l'extension de la durée d'exploitation de certaines centrales nucléaires. Electrabel a introduit le 9 septembre 2011 une action en répétition des montants payés.
Par une proposition de rectifi cation en date du 22 décembre 2008, l'Administration fi scale française a contesté le traitement fi scal de la cession de créance de précompte opérée en 2005 par SUEZ pour un montant de 995 millions d'euros. Le 7 juillet 2009, les autorités fi scales ont notifi é à GDF SUEZ le maintien de leur position laquelle a été confi rmée le 7 décembre 2011. GDF SUEZ est en attente de l'avis de mise en recouvrement.
Tractebel Energia, groupe GDF SUEZ, a reçu le 30 décembre 2010 un enrôlement de 322 millions de reals brésiliens (134 millions d'euros) couvrant les exercices 2005 à 2007. L'Administration fi scale brésilienne refuse principalement des déductions liées à un incitatif fi scal (« RIC » ou rémunération d'immobilisations en construction), notamment pour les actifs liés au projet Jacui. Tractebel Energia estime que les arguments de l'Administration fi scale brésilienne ne sont pas fondés et a contesté les enrôlements.
Le 22 mai 2008, la Commission européenne a annoncé l'ouverture d'une procédure à l'encontre de Gaz de France concernant un soupçon d'abus de position dominante et d'entente au travers notamment d'une combinaison de réservations à long terme de capacités de transport et de contrats d'importation ainsi que d'éventuels sous-investissements dans les infrastructures de transport et d'importation.
Le 22 juin 2009, la Commission européenne a fait parvenir à GDF SUEZ, GRTgaz et Elengy une évaluation préliminaire dans laquelle elle considérait que GDF SUEZ était susceptible d'avoir abusé de sa position dominante en verrouillant durablement l'accès aux capacités d'importation en France ce qui aurait restreint la concurrence sur le marché de la fourniture de gaz naturel en France. Le 24 juin 2009, GDF SUEZ, GRTgaz et Elengy ont proposé des engagements en réponse à l'évaluation préliminaire tout en exprimant leur désaccord avec les conclusions de cette dernière.
Le 9 juillet 2009, ces engagements ont été soumis à un test de marché et la Commission a ensuite informé GDF SUEZ, GRTgaz et Elengy des observations des tiers. Le 21 octobre 2009, GDF SUEZ, GRTgaz et Elengy ont soumis une proposition d'engagements modifi és qui ont été rendus obligatoires par une décision de la Commission européenne du 3 décembre 2009. Les engagements visent à faciliter les conditions d'accès et à accroître la concurrence sur le marché du gaz naturel en France. Cette décision de la Commission met fi n à la procédure ouverte en mai 2008. Sous le contrôle d'un mandataire (Société Advolis) agréé par la Commission européenne, la mise en œuvre des engagements se poursuit.
Le 11 juin 2008, Gaz de France a reçu une communication de griefs de la Commission européenne faisant état de présomptions de concertation avec E.ON ayant pour effet de restreindre la concurrence sur leurs marchés respectifs, en particulier en ce qui concerne les livraisons de gaz naturel transporté par le gazoduc Megal. GDF SUEZ a répondu le 8 septembre 2008 ; une audition a eu lieu le 14 octobre 2008. Le 8 juillet 2009, la Commission européenne a adopté une décision condamnant GDF SUEZ et E.ON pour entente et a infl igé une amende de 553 millions d'euros à chacune des entreprises. Cette amende a été payée par GDF SUEZ. La Commission considère que cette entente, qui a pris fi n en 2005, a débuté en 1975 à l'occasion de la conclusion des accords relatifs à la construction du gazoduc Megal et que les deux entreprises se sont entendues pour que GDF SUEZ n'utilise pas le gaz transporté sur le gazoduc Megal pour fournir des clients situés en Allemagne et qu'E.ON ne transporte pas de gaz vers la France via Megal.
Le 18 septembre 2009, GDF SUEZ a introduit devant le Tribunal de l'Union européenne un recours en annulation de cette décision. La procédure est en cours. La phase écrite devant le Tribunal s'est poursuivie au cours de l'année 2010. L'étape suivante sera la procédure orale qui débutera par la fi xation de la date de l'audience et les éventuelles questions préparatoires du Tribunal.
L'audience devant le Tribunal de l'Union européenne s'est déroulée le 21 septembre 2011. L'arrêt sera rendu à une date non déterminée.
Electrabel, groupe GDF SUEZ, a été condamnée par la Commission européenne par décision du 10 juin 2009 à une amende de 20 millions d'euros pour ne pas avoir notifi é la prise de contrôle de la Compagnie Nationale du Rhône à la Commission européenne dès fi n 2003 et pour avoir mis en œuvre cette prise de contrôle avant qu'elle ait été autorisée par la Commission européenne. Cette décision fait suite à la notifi cation de griefs envoyée le 17 décembre 2008 à laquelle il a été répondu par un mémoire en réponse le 16 février 2009. Electrabel a introduit devant le Tribunal de l'Union européenne le 20 août 2009 un recours en annulation contre la décision de la Commission européenne. La procédure est en cours. La phase écrite devant le Tribunal s'est poursuivie au cours de l'année 2010. L'audience devant le Tribunal de l'Union européenne s'est déroulée le 30 novembre 2011. L'arrêt sera rendu à une date non déterminée.
La Commission européenne a rendu une décision le 4 juin 2008 déclarant que les contrats à long terme d'achat d'électricité conclus entre les producteurs d'électricité et la Hongrie en vigueur au moment de l'accession de la Hongrie à l'Union européenne constituaient des aides d'État illégales et incompatibles avec le Traité sur le fonctionnement de l'Union européenne. Elle a invité la Hongrie à revoir ce système de contrats et à récupérer les aides d'État illégales auprès des producteurs d'électricité, le cas échéant en indemnisant les parties prenantes à ces contrats via un mécanisme de compensation des coûts échoués. Le Groupe est directement concerné puisque sa fi liale Dunamenti est partie à un contrat à long terme d'achat d'électricité conclu le 10 octobre 1995 avec MVM, société contrôlée par l'État de Hongrie. Suite à cette décision de la Commission européenne, la Hongrie a adopté une loi résiliant les contrats à long terme d'achat d'électricité à partir du 31 décembre 2008 et prévoyant la récupération des aides d'État résultant de ces contrats. Dunamenti a introduit un recours en annulation contre la décision de la Commission européenne devant le Tribunal de l'Union européenne le 28 avril 2009. La procédure est toujours en cours. Les Parties ont déposé leurs mémoires (mémoire en défense de la Commission européenne reçu le 19 octobre 2009, mémoire en réplique de GDF SUEZ le 4 décembre 2009 auquel la Commission a répondu par un mémoire en duplique le 16 février 2010). L'étape suivante sera la procédure orale qui débutera par la fi xation de la date de l'audience et les éventuelles questions préparatoires du Tribunal.
Le 27 avril 2010, la Commission européenne a rendu une décision approuvant le montant de l'aide d'État à charge de Dunamenti et le montant de ses coûts échoués (« stranded costs ») et lui permettant de compenser le montant de l'aide d'État jugée illicite et les coûts échoués. Ce mécanisme de compensation a permis à Dunamenti d'échapper à l'obligation de remboursement de l'aide d'État jugée illicite. En 2015, soit à la date d'échéance initiale du contrat à long terme d'achat d'électricité de Dunamenti, la Hongrie recalculera le montant des coûts échoués, ce qui pourrait donner lieu à ce moment à une éventuelle obligation de remboursement de la part de Dunamenti. (Voir aussi Note 26.1.1 « Litiges et arbitrages/ Electrabel – État de Hongrie ».)
La Commission européenne a ouvert en juillet 2007 à l'encontre du Groupe une enquête sur les contrats de fourniture d'électricité conclus avec les clients industriels en Belgique. L'enquête s'est déroulée et Electrabel, groupe GDF SUEZ, a coopéré avec les services de la Direction Générale de la Concurrence. Le dernier questionnaire reçu de la Commission européenne date du 31 juillet 2009. Il y a été répondu le 9 novembre 2009. Au vu des résultats de l'enquête approfondie, la Commission européenne a notifi é sa décision de clôture de la procédure d'examen le 28 janvier 2011.
L'autorité belge de la concurrence a procédé en septembre 2009, juin 2010 et octobre 2011 à des perquisitions au sein d'entreprises actives dans le secteur de la vente en gros d'électricité en Belgique, dont Electrabel, groupe GDF SUEZ. L'enquête, à laquelle Electrabel apporte tout son concours, est toujours en cours.
La Commission européenne a procédé, au cours du mois d'avril 2010, à des inspections dans les locaux de différentes sociétés françaises actives dans le secteur de l'eau et de l'assainissement concernant leur éventuelle participation à des pratiques contraires aux articles 101 et 102 du traité sur le fonctionnement de l'Union européenne. Des inspections ont ainsi été menées au sein de SUEZ Environnement Company et de Lyonnaise des Eaux France.
Un déplacement accidentel de scellé apposé sur une porte est survenu dans les locaux de Lyonnaise des Eaux France durant l'inspection.
Le 21 mai 2010, en application du chapitre VI du règlement (CE) n° 1/2003, la Commission a décidé d'ouvrir une procédure relative à cet incident à l'encontre de SUEZ Environnement Company. Dans le cadre de cette procédure, SUEZ Environnement Company a communiqué à la Commission les éléments relatifs à cet incident. Le 20 octobre 2010, la Commission a adressé une notifi cation de griefs sur ce point à SUEZ Environnement Company ainsi qu'à Lyonnaise des Eaux France. SUEZ Environnement Company et Lyonnaise des Eaux France ont répondu à la notifi cation de griefs en date du 8 décembre 2010.
La Commission européenne a fi xé à 8 millions d'euros l'amende pour bris de scellé et l'a notifi ée le 24 mai 2011 à SUEZ Environnement Company et à Lyonnaise des Eaux France.
La Commission européenne a notifi é le 13 janvier 2012 à SUEZ Environnement Company/Lyonnaise des Eaux sa décision d'ouvrir une procédure formelle d'examen afi n de déterminer si les sociétés SAUR, SUEZ Environnement Company, VEOLIA ainsi que la Féderation Professionnelle des Entreprises de l'Eau se sont livrées à des pratiques anticoncurrentielles affectant les marchés de la gestion déléguée des services d'eau et de l'assainissement en France.
Depuis le 1er janvier 2012, le Groupe a mis en place sa nouvelle organisation opérationnelle dans les métiers de l'Energie en créant une Branche Energie Europe ainsi qu'une Branche Energie International, dont le périmètre correspond au Groupe International Power (Cf Note 3.1 « Secteurs opérationnels »).
La Branche Energie Europe (« BEE ») gère les activités de gestion d'énergie, de distribution de gaz naturel, de production d'électricité et de vente d'énergie en Europe continentale, tous segments confondus en Europe continentale. Elle exploite à ce titre l'ensemble des actifs physiques et commerciaux du Groupe en Europe continentale, dans le domaine du gaz (hors infrastructures rattachées à la Branche Infrastructures) et de l'électricité (en dehors de certains actifs historiquement exploités par International Power en Italie, Allemagne, Espagne et Portugal) . Jusqu'au 31 décembre 2011, les activités regroupées au sein de la nouvelle BEE étaient conduites par les secteurs opérationnels suivants décrits dans la Note 3 « Information sectorielle » : la Branche Energie France, les Divisions Energie Benelux & Allemagne et Energie Europe de la Branche Energie Europe et International, ainsi que les activités « approvisionnement gaz » et « ventes grands comptes » de la Branche Global Gaz & GNL.
La création de la branche Énergie Europe vise à mettre en œuvre une organisation adaptée à la dimension européenne des marchés du Groupe, dans un contexte :
Suite au transfert des activités « approvisionnement gaz » et « ventes grands comptes » à la BEE, la Branche Global Gaz & GNL est désormais composée des activités exploration-production de gaz et de pétrole, de la liquéfaction du gaz naturel et de son transport sous forme de gaz naturel liquéfi é.
À compter du 1er janvier 2012, le Groupe est donc désormais organisé autour des six Branches suivantes : Energie Europe, Energie International, Global Gaz & GNL, Infrastructures, Energie Services, Environnement.
NOTE 28 LISTE DES PRINCIPALES SOCIÉTÉS CONSOLIDÉES AU 31 DÉCEMBRE 2011
La liste des entités ci après est donnée à titre indicatif et n'inclut que les principales sociétés du périmètre de consolidation de GDF SUEZ. L'objectif est de présenter la liste des entités couvrant 80% des indicateurs suivants : Chiffres d'affaires, Ebitda, et Dette nette. Les sigles ci-suivants sont utilisés pour présenter la méthode d'intégration de chaque entité :
Les entités marquées d'une étoile (*) font partie de l'entité juridique GDF SUEZ SA.
| % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Adresse du siège social | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 |
| Énergie France (BEF) | |||||||
| COMPAGNIE NATIONALE DU RHÔNE (CNR) |
2, rue André Bonin 69004 Lyon - France |
49,9 | 49,9 | 49,9 | 49,9 | IG | IG |
| GDF SUEZ SA - BEF * | 1 place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Défense |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GDF SUEZ Thermique France | 2, place Samuel de Champlain - Faubourg de l'Arche - 92930 Paris la Défense Cedex |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| Groupe SAVELYS | 5, rue François 1er - 75418 Paris - France |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Adresse du siège social | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 |
| Énergie Benelux et Allemagne (BEEI) | |||||||
| ELECTRABEL NEDERLAND NV | Grote Voort 291, 8041 BL Zwolle - Postbus 10087, 8000 GB Zwolle - Pays-Bas |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| ELECTRABEL | Boulevard Simon Bolivar, 34 - 1000 Bruxelles - Belgique |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS |
Boulevard du Régent, 8 - 1000 Bruxelles - Belgique |
95,8 | 95,8 | 95,8 | 95,8 | IG | IG |
| SYNATOM | Avenue Ariane 7 - 1200 Bruxelles - Belgique |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
NOTE 28 LISTE DES PRINCIPALES SOCIÉTÉS CONSOLIDÉES AU 31 DÉCEMBRE 2011
| Noms Adresse du siège social Déc. 2011 Déc. 2010 Déc. 2011 Déc. 2010 Déc. 2011 Déc. 2010 Énergie Europe (BEEI) Erömü ut 2, DUNAMENTI 2442 Szazhalombatta - Hongrie 74,8 74,8 74,8 74,8 IG IG Zawada 26, 28- GDF SUEZ ENERGIA POLSKA SA 230 Polaniec - Pologne 100,0 100,0 100,0 100,0 IG IG Via Piave N° 6 ROSIGNANO ENERGIA SPA Rosignano Maritimo, Italie 99,5 99,5 99,5 99,5 IG IG Lungotevere Arnaldo da Brescia, 12 - GDF SUEZ PRODUZIONE 00196 Roma - Italie 100,0 40,6 100,0 40,6 IG IP 47, Via Barberini, TIRRENO POWER SPA 00187 Roma - Italie 50,0 35,0 50,0 35,0 IP IP Bld Marasesti, 4- 6, sector 4 - SC GDF SUEZ Energy România SA Bucarest - Roumanie 51,0 40,8 51,0 51,0 IG IG Pulcz u. 44 - GSEM H 6724 - SZEGED - Hongrie 99,9 99,7 99,9 99,7 IG IG SLOVENSKY PLYNARENSKY Mlynské Nivy 44/b - 825 11 - PRIEMYSEL (SPP) Bratislava 26 - Slovaquie 24,5 24,5 24,5 24,5 IP IP Ctra Nacional 343, P.K. 10 - El Fangal, Valle de Escombreras - AES ENERGIA CARTAGENA S.R.L. 30350 Cartagena - Espagne 26,0 26,0 26,0 26,0 IG IG Lungotevere Arnaldo da Brescia, 12 - GDF SUEZ ENERGIA ITALIA SPA 00196 Roma - Italie 100,0 100,0 100,0 100,0 IG IG Via Spadolini, 7 - GDF SUEZ ENERGIE 20141 Milano - Italie 100,0 100,0 100,0 100,0 IG IG |
% d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
|||
|---|---|---|---|---|---|---|
Le Groupe a pris le 3 février 2011 le contrôle d'International Power par le biais d'un apport de ses activités internationales. Il contrôle depuis cette date 69,78% d'International Power.
| % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Adresse du siège social | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 |
| Région Amérique du Nord (BEEI) | |||||||
| Groupe GDF SUEZ ENERGY GENERATION NORTH AMERICA |
1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056- 4499 - États-Unis |
69,8 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| Groupe GDF SUEZ GAS NA LLC | One Liberty Square, Boston, MA 02109 - États-Unis |
69,8 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| Groupe GDF SUEZ ENERGY MARKETING NORTH AMERICA |
1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056- 4499 - États-Unis |
69,8 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| Groupe GDF SUEZ ENERGY RESOURCES NORTH AMERICA |
1990 Post Oak Boulevard, Suite 1900 Houston, TX 77056- 4499 - États-Unis |
69,8 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
NOTE 28 LISTE DES PRINCIPALES SOCIÉTÉS CONSOLIDÉES AU 31 DÉCEMBRE 2011
| % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Adresse du siège social | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 |
| Région Amérique Latine (BEEI) |
Au Brésil, le Groupe détient 50.1% des droits de vote de Energia Sustentavel do Brasil (EBSR), société créée dans le but de développer le projet JIRAU. L'examen des conventions a montré que de nombreuses décisions de gestion structurantes sont soumises à une majorité à 75%, élément constitutif d'une situation de contrôle conjoint. En conséquence, et bien que le Groupe détienne plus de 50% des droits de vote, il a été décidé de consolider Energia Sustentavel do Brasil en intégration proportionnelle
| Groupe E-CL SA | Jr. César López Rojas # 201 Urb. Maranga San Miguel - Chili |
36,8 | 52,4 | 52,8 | 52,4 | IG | IP |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Groupe TRACTEBEL ENERGIA | Rua Paschoal Apóstolo Pítsica, 5064, Agronômica Florianopolis, Santa Catarina - Brésil |
48,0 | 68,7 | 68,7 | 68,7 | IG | IG |
| ENERSUR | Av. República de Panamá 3490, San Isidro, Lima 27, Peru |
43,1 | 61,7 | 61,7 | 61,7 | IG | IG |
| ENERGIA SUSTENTAVEL DO BRASIL S.A. |
Avenida Almirante Barroso, n° 52, sala 2802, CEP 20031- 000 Rio de Janeiro, Brésil |
35,0 | 50,1 | 50,1 | 50,1 | IP | IP |
| % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Adresse du siège social | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 |
| Région Asie (BEEI) | |||||||
| GLOW ENERGY PUBLIC CO. LTD. | 195 Empire Tower, 38th Floor - Park Wing, South Sathorn Road, Yannawa, Sathorn, Bangkok 10120, Thaïlande |
48,2 | 69,1 | 69,1 | 69,1 | IG | IG |
| Gheco- One Company Ltd | 11, I- 5 Road, Tambon Map Ta Phut, Muang District. Rayong Province 21150. Thailand |
31,3 | 44,9 | 65,0 | 65,0 | IG | IG |
| Groupe SENOKO POWER LIMITED | 111 Somerset Road - #05- 06, Tripleone Somerset Building - 238164 Singapore |
20,9 | 30,0 | 30,0 | 30,0 | IP | IP |
| Adresse du siège social | % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | |
| Région Europe IP (BEEI) | |||||||
| GDF SUEZ ENERGY UK RETAIL | 1 City Walk - LS11 9DX - Leeds - Royaume-Uni |
69,8 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| FHH (Guernsey) Ldt | Glategney Court, Po Box 140 Glategney Esplanade, GY1 3HQ Guernsey |
52,3 | 0,0 | 100,0 | 0,0 | IG | NC |
| SALTEND | Senator House - 85 Queen Victoria Street - London |
52,3 | 0,0 | 100,0 | 0,0 | IG | NC |
| % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Adresse du siège social | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 |
| Région Moyen Orient, Turquie et Afrique (BEEI) | |||||||
| BAYMINA ENERJI A.S. | Ankara Dogal Gaz Santrali, Ankara Eskisehir Yolu 40.Km, Maliöy Mevkii, 06900 Polatki/Ankara - Turquie |
66,3 | 95,0 | 95,0 | 95,0 | IG | IG |
| HIDD Power Company * | Bldg 303, Road 13 Area 115 - HIDD Bahrain |
48,9 | 30,0 | 100,0 | 30,0 | IG | MEE |
* Hidd Power Company est considéré comme « Actifs classés comme détenus en vue de la vente ».
| % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Adresse du siège social | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 |
| Région Australie (BEEI) | |||||||
| HAZELWOOD POWER PARTNERSHIP |
PO Box 195, Brodribb Road - Morwell Victoria 3840 - Australia |
64,1 | 0,0 | 91,8 | 0,0 | IG | NC |
| Level 37 Rialto North Tower 525 Collins Street Melbourne Vic 3000 |
|||||||
| Loy Yang B Consolidated | Australia | 48,9 | 0,0 | 100,0 | 0,0 | IG | NC |
| Adresse du siège social | % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | |
| Région Corporate (BEEI) | |||||||
| INTERNATIONAL POWER PLC (IPR) |
Senator House, 85 Queen Victoria Street - London - United Kingdom |
69,8 | 0,0 | 69,8 | 0,0 | IG | NC |
| International Power CONSOLIDATED HOLDINGS LIMITED |
Senator House, 85 Queen Victoria Street - London - United Kingdom |
69,8 | 0,0 | 100,0 | 0,0 | IG | NC |
| SUEZ TRACTEBEL | Place du Trône 1, 1000 Bruxelles - Belgique |
69,8 | 0,0 | 100,0 | 0,0 | IG | NC |
| International Power Finance (Jersey) III Limited |
47 Esplanade, St Helier, Jersey Channel Islands JE1 OBD, Jersey |
69,8 | 0,0 | 100,0 | 0,0 | IG | NC |
| International Power Australia Finance |
Senator House 85 Queen Victoria Street London, EC4V 4DP United Kingdom |
69,8 | 0,0 | 100,0 | 0,0 | IG | NC |
| % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Adresse du siège social | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 |
| Global Gaz et GNL (B3G) | |||||||
| E.F. OIL AND GAS LIMITED | 33 Cavendish Square - W1G OPW - Londres - Royaume-Uni |
0,0 | 22,5 | 0,0 | 22,5 | NC | IP |
| GDF SUEZ E&P International | 1, place Samuel de Champlain - 92400 Courbevoie - France |
70,0 | 100,0 | 70,0 | 100,0 | IG | IG |
| GDF SUEZ E&P UK LTD | 60, Gray Inn Road - Londres WC1X 8LU - Royaume-Uni |
70,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GDF SUEZ E&P NORGE AS | Forusbeen 78 - Postboks 242 - 4066 Stavanger - Norvège |
70,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GDF PRODUCTION NEDERLAND B.V. |
Einsteinlaan 10 - 2719 EP Zoetermeer - Pays-Bas |
70,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GDF SUEZ E&P DEUTSCHLAND GBMH |
Waldstrasse 39 - 49808 Linden - Allemagne |
70,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GDF SUEZ SA - B3G * | 1 place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Défense |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GDF INTERNATIONAL TRADING | 1 place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Défense |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GAZ DE FRANCE ENERGY DEUTSCHLAND GmbH |
Friedrichstrasse 60 - 10117 Berlin - Allemagne |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GDF SUEZ GAS SUPPLY & SALES NEDERLAND B.V. |
Einsteinlaan 10 - 2719 EP Zoetermeer - Pays-Bas |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GDF SUEZ GLOBAL LNG SUPPLY SA |
65, avenue de la Gare, L - 1611 Luxembourg |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GDF SUEZ GAS & SUPPLY S.p.A. | Via Spadolini 7, Milano 20141 - Italie |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Adresse du siège social | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 |
| Infrastructures | |||||||
| Storengy | Immeuble Djinn - 12 rue Raoul Nordling - 92270 Bois Colombes |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| Elengy | Immeuble EOLE - 11 avenue Michel Ricard - 92270 Bois Colombes |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GrDF | 6 rue Condorcet 75009 PARIS. | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GRTGAZ | Immeuble BORA - 6 rue Raoul Nordling - 92270 Bois Colombes |
75,0 | 100,0 | 75,0 | 100,0 | IG | IG |
| Adresse du siège social | % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | |
| Services à l'énergie (BSE) | |||||||
| GSES SA | 1, place des Degrés 92059 Paris La Défense Cedex - France |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| AXIMA Seitha | 46, boulevard de la Prairie du Duc - 44000 Nantes - France |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| COFELY AG | Thurgauerstrasse 56 - Postfach - 8050 Zürich - Suisse |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| CPCU | 185, rue de Bercy, 75012 Paris - France |
64,4 | 64,4 | 64,4 | 64,4 | IG | IG |
| FABRICOM SA | 254, rue de Gatti de Gamond - 1180 Bruxelles - Belgique |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GROUPE ENDEL | 1, place des Degrés 92059 Paris La Défense Cedex - France |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| COFELY NEDERLAND NV | Kosterijland 20 - 3981 AJ Bunnik - Pays-Bas |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GROUPE INEO | 1, place des Degrés 92059 Paris La Défense Cedex - France |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Adresse du siège social | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 |
| SUEZ Environnement | |||||||
| GDF SUEZ détient 35,68% de SUEZ Environnement Company et en conserve le contrôle exclusif au travers d'un pacte d'actionnaires. Par conséquent SUEZ Environnement Company est consolidée en intégration globale. |
|||||||
| SUEZ Environnement Company | Tour CB21 - 16 place de l'Iris, 92040 Paris La Défense Cedex - France |
35,9 | 35,6 | 35,7 | 35,6 | IG | IG |
| Groupe Lyonnaise des Eaux France | Tour CB21 - 16 place de l'Iris, 92040 Paris La Défense Cedex - France |
35,9 | 35,6 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| Groupe DEGREMONT | 183, avenue du 18 juin 1940 92500 Rueil-Malmaison - France |
35,9 | 35,6 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| HISUSA | Torre Agbar, Avenida Diagonal 211, 08018 Barcelona - Espagne |
27,2 | 23,9 | 75,7 | 67,1 | IG | IP |
| Groupe AGBAR | Torre Agbar, Avenida Diagonal 211, 08018 Barcelona - Espagne |
27,0 | 26,7 | 99,5 | 99,0 | IG | IP |
| Groupe SITA HOLDINGS UK LTD | Grenfell road, Maidenhead, Berkshire SL6 1ES, Royaume-Uni |
35,9 | 35,6 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| Groupe SITA DEUTSCHLAND GmbH |
Industriestrasse 161 D- 50999, Köln, Allemagne |
35,9 | 35,6 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| Groupe SITA NEDERLAND BV | Mr. E.N. van Kleffensstraat 6, Postbis 7009, NL - 6801 HA Amhem, Pays-Bas |
35,9 | 35,6 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| Groupe SITA France | Tour CB21 - 16 place de l'Iris, 92040 Paris La Défense Cedex - France |
35,9 | 35,5 | 99,9 | 99,9 | IG | IG |
| LYDEC | 20, boulevard Rachidi, Casablanca – Maroc |
18,3 | 18,1 | 51,0 | 51,0 | IG | IG |
| Groupe UNITED WATER | 200 Old Hook Road, Harrington Park New Jersey - États-Unis |
35,9 | 35,6 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| % d'intérêt | % de contrôle | Méthode de consolidation |
|||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Noms | Adresse du siège social | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 | Déc. 2011 | Déc. 2010 |
| Autres | |||||||
| GDF SUEZ SA * | 1 place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Défense |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GDF SUEZ BELGIUM | Place du Trône, 1 - 1000- Bruxelles - Belgique |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GIE - GDF SUEZ ALLIANCE | 1 place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Défense |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GDF SUEZ FINANCE SA | 1 place Samuel de Champlain - 92930 Paris La Défense |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GDF SUEZ CC | Place du trône, 1 - 1000 Bruxelles - Belgique |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| GENFINA | Place du trône, 1 - 1000 Bruxelles - Belgique |
100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | IG | IG |
| CEF LUX | 65, avenue de la Gare, L - 1611 Luxembourg |
100,0 | 0,0 | 100,0 | 0,0 | IG | NC |
NOTE 29 HONORAIRES DES COMMISSAIRES AUX COMPTES ET MEMBRES DE LEURS RÉSEAUX
Les cabinets Deloitte, Ernst & Young, et Mazars agissent en tant que Commissaires aux comptes du groupe GDF SUEZ. Les informations sur les honoraires des Commissaires aux comptes et les membres de leurs réseaux sont présentées conformément au décret 2008- 1487.
| Ernst & Young | Deloitte | Mazars | ||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Montant | % | Montant | % | Montant | % | |||||||
| En millions d'euros | 2011 | 2010 | 2011 | 2010 | 2011 | 2010 | 2011 | 2010 | 2011 | 2010 | 2011 | 2010 |
| Audit | ||||||||||||
| Commissariat aux comptes, certifi cations, examen des comptes individuels et consolidés (1) |
||||||||||||
| • GDF SUEZ SA | 2,4 | 3,0 | 12,1% | 14,5% | 1,6 | 5,1 | 8,4% | 24,3% | 1,4 | 1,6 | 18,4% | 20,8% |
| • Filiales intégrées globalement et proportionnellement |
13,5 | 14,3 | 69,0% | 69,8% | 14,5 | 13,6 | 74,4% | 65,1% | 5,5 | 5,3 | 73,1% | 67,5% |
| Autres diligences et prestations directement liées à la mission du commissariat aux comptes |
||||||||||||
| • GDF SUEZ SA | 0,7 | 0,4 | 3,5% | 2,0% | 0,3 | 0,0 | 1,7% | 0,0% | 0,3 | 0,2 | 4,0% | 2,1% |
| • Filiales intégrées globalement et proportionnellement |
2,0 | 2,1 | 10,3% | 10,3% | 0,7 | 1,5 | 3,4% | 7,0% | 0,1 | 0,7 | 1,5% | 9,1% |
| SOUS-TOTAL | 18,6 | 19,8 94,9% 96,6% | 17,2 | 20,1 87,9% 96,4% | 7,3 | 7,8 97,0% 99,4% | ||||||
| Autres prestations | ||||||||||||
| • Fiscal | 0,9 | 0,6 | 4,5% | 3,1% | 1,4 | 0,5 | 7,2% | 2,6% | 0,0 | 0,0 | 0,5% | 0,4% |
| • Autres | 0,1 | 0,1 | 0,6% | 0,3% | 1,0 | 0,2 | 4,9% | 1,0% | 0,2 | 0,0 | 2,6% | 0,2% |
| SOUS TOTAL | 1,0 | 0,7 | 5,1% | 3,4% | 2,4 | 0,7 12,1% | 3,6% | 0,2 | 0,0 | 3,0% | 0,6% | |
| TOTAL (2) | 19,6 | 20,5 | 100% | 100% | 19,5 | 20,9 | 100% | 100% | 7,5 | 7,8 | 100% | 100% |
(1) Les montants relatifs aux entités intégrées proportionnellement et dont l'essentiel a trait à des missions de Commissariat aux comptes s'élèvent à 0,23 million pour Deloitte en 2011 (0,18 million d'euros en 2010), 0,34 million d'euros pour Ernst & Young en 2011 (0,38 million d'euros en 2010) et 0,07 million d'euros pour Mazars en 2011 (0,07 million d'euros en 2010).
(2) Le montant des honoraires versés à des cabinets d'audit ne faisant pas partie du Collège du Groupe s'élève à 4,5 millions d'euros en 2011 contre 3,6 millions d'euros en 2010.
Le document des Comptes Consolidés 2011 de GDF SUEZ est disponible sur le site web du Groupe (gdfsuez.com) où l'ensemble des publications du Groupe peuvent être téléchargées.
Rédaction : Conception et réalisation : © 02/2012
Société anonyme au capital de 2 252 636 208 euros Siège social : 1 et 2, place Samuel de Champlain – Faubourg de l'Arche 92930 Paris La Défense cedex - France Tél. : +33 (0)1 57 04 00 00 SIREN 542 107 651 RCS PARIS TVA FR 13 542 107 651
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