2014 COMPTES CONSOLIDÉS INCLUANT LE RAPPORT FINANCIER ANNUEL

Société anonyme au capital de 2 412 824 089 euros Siège social : 1, place Samuel de Champlain

COMPTES CONSOLIDÉS

2014

92400 Courbevoie - France Tél. : +33 (0)1 44 22 00 00

TVA FR 13 542 107 651

gdfsuez.com

Nos valeurs

engagement

exigence

audace

cohésion

SIREN : 542 107 651 RCS NANTERRE

I RAPPORT D'ACTIVITÉ ¹

I.1	Évolution de l'activité et du résultat des
	opérations	3
I.2	Évolution des activités du Groupe	5
I.3	Autres éléments du compte de résultat	12
I.4	Évolution de l'endettement net	13
I.5	Autres postes de l'état de situation financière	16
I.6	Comptes pro forma avec le groupe SUEZ Environnement Company en entreprise mise en
	équivalence	17
I.7	Comptes sociaux	19
I.8	Perspectives	20

II ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS ²¹

Compte de résultat	22
État du résultat global	23
État de situation financière	24
État des variations des capitaux propres	26
État des flux de trésorerie	28

III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS ²⁹

RAPPORT D'ACTIVITÉ

I.1	ÉVOLUTION DE L'ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT DES OPÉRATIONS	3	I.6	COMPTES PRO FORMA AVEC LE GROUPE SUEZ ENVIRONNEMENT COMPANY EN
I.2	ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE	5		ENTREPRISE MISE EN ÉQUIVALENCE
			I.7	COMPTES SOCIAUX
I.3	AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT	12	I.8	PERSPECTIVES
I.4	ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT NET	13
I.5	AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE	16

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ÉVOLUTION DE L'ACTIVITÉ ET DU		I.6	COMPTES PRO FORMA AVEC LE GROUPE
RÉSULTAT DES OPÉRATIONS	3		SUEZ ENVIRONNEMENT COMPANY EN
ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE	5		ENTREPRISE MISE EN ÉQUIVALENCE	17
		I.7	COMPTES SOCIAUX	19
AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT	12	I.8	PERSPECTIVES	20

Les données relatives au compte de résultat, à l'état de situation d'euros. La diminution de l'EBITDA est atténuée par de moindres financière et aux flux de trésorerie de l'exercice clos le 31 décembre dotations aux amortissements principalement en raison des pertes 2013 sont issues des informations financières pro forma(1) non de valeur comptabilisées fin 2013. Corrigé des effets climat et auditées établies comme si la mise en équivalence de SUEZ rattrapage tarifaire en France, cet agrégat est en croissance Environnement était intervenue le 1 er janvier 2013. Les règles organique de +8,2%. d'établissement de l'information pro forma sont présentées dans la Le résultat net part du Groupe, qui s'élève à 2,4 milliards d'euros, section 6 de ce rapport d'activité. Par ailleurs, les données 2013 ont est en augmentation brute de 12,1 milliards d'euros par rapport à été retraitées du fait de l'entrée en application des nouvelles normes 2013. L'exercice 2013 était fortement pénalisé par des pertes de sur la consolidation et de la nouvelle définition de l'EBITDA valeur dont l'impact sur le résultat net part du Groupe s'est élevé à (cf. Note 2 des états financiers consolidés).

L'année 2014 a été marquée par un climat particulièrement doux en Le résultat net récurrent part du Groupe, à 3,1 milliards d'euros, Europe et par l'arrêt des centrales nucléaires Doel 3 et Tihange 2 est en diminution de 0,3 milliard d'euros par rapport au depuis le 26 mars 2014, ainsi que celle de Doel 4 entre le 5 août et 31 décembre 2013. La baisse du résultat opérationnel courant

Le chiffre d'affaires de 74,7 milliards d'euros est en décroissance équivalence est significativement atténuée par des charges brute de -6,6% par rapport à 2013 et en décroissance organique de financières récurrentes moins élevées grâce à une gestion active de -7,2%. Ce recul s'explique notamment par l'impact du climat sur les la dette et par une charge d'impôt récurrent moins élevée. ventes de gaz naturel en France, l'année 2014 ayant été Le cash flow des opérations (Cash Flow From Operations) s'élève particulièrement chaude par rapport à 2013 et par l'impact de la à 7,9 milliards d'euros, en baisse de 2,4 milliards d'euros par baisse des prix sur les marchés de l'électricité en Europe. Corrigé rapport au 31 décembre 2013. Cette baisse s'explique des impacts climatiques en France et du rattrapage tarifaire essentiellement par le recul de la marge brute d'autofinancement enregistré en 2013 qui pèsent pour 2,3 milliards d'euros, le recul opérationnelle (MBAO) et par la variation de BFR, liée notamment à

L'EBITDA, qui s'élève à 12,1 milliards d'euros, est en recul de de marge, partiellement compensés par de moindres -6,7% en brut et de -4,2% en organique. Corrigé du climat en décaissements d'intérêts en lien avec la baisse du niveau moyen de France et du rattrapage tarifaire enregistré en 2013 qui pèsent la dette nette. d'une année à l'autre pour 815 millions d'euros, l'EBITDA est en La dette nette s'établit à 27,5 milliards d'euros à fin décembre 2014 croissance organique de +2,4%. Cet indicateur est soutenu par les et diminue de 1,3 milliard d'euros par rapport au niveau de la dette effets positifs des mises en service de nouveaux actifs, de la nette à fin décembre 2013 sous l'effet (i) de la marge brute performance opérationnelle, des efforts accomplis dans le cadre du d'autofinancement opérationnelle (MBAO) de la période plan Perform 2015 et de la variation positive des dotations nettes (11,8 milliards d'euros) et de l'émission hybride réalisée début juin aux provisions par rapport à 2013, partiellement compensés par par GDF SUEZ SA (2,0 milliards d'euros) (ii) diminuée de la variation l'indisponibilité de certaines centrales nucléaires, la baisse des prix de BFR (1,2 milliard d'euros), des investissements nets (y compris sur les marchés de l'électricité en Europe et le contexte effets de périmètre) réalisés par le Groupe (3,9 milliards d'euros)

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net GDF SUEZ SA (2,8 milliards d'euros) et aux participations ne des entreprises mises en équivalence est en décroissance brute donnant pas le contrôle (0,8 milliard d'euros). de -6,6% et organique de -3,4% pour atteindre 7,2 milliards

-12,7 milliards d'euros.

le 19 décembre dernier. après quote-part du résultat net des entreprises mises en

organique est de -4,4%. l'impact de l'évolution du prix des commodités (brent) sur les appels

hydrologique défavorable en Amérique Latine. ainsi que du versement de dividendes aux actionnaires de

(1) Les données consolidées IFRS présentées en Section II ont été arrêtées par le Conseil d'Administration du 25 février 2015 et ont fait l'objet d'un audit par les Commissaires aux comptes du Groupe.

I.1 ÉVOLUTION DE L'ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT DES OPÉRATIONS I

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	74 686	79 985	-6,6%	-7,2%
EBITDA	12 138	13 017	-6,7%	-4,2%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(4 977)	(5 351)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	7 161	7 665	-6,6%	-3,4%

Le chiffre d'affaires du Groupe GDF SUEZ au 31 décembre 2014 aux États-Unis (-164 millions d'euros) essentiellement dans les s'établit à 74,7 milliards d'euros, en baisse de -6,6% par rapport au branches Energy International et Énergie Europe. 31 décembre 2013. Hors effets de périmètre et de change, le chiffre Les effets de change impactent négativement le chiffre d'affaires du d'affaires est en décroissance organique de -7,2%. Corrigé des Groupe à hauteur de -302 millions d'euros et reflètent impacts climatiques en France et du rattrapage tarifaire enregistré principalement l'appréciation de l'euro vis-à-vis du réal brésilien, de en 2013 qui pèsent pour 2,3 milliards d'euros, le recul organique est la couronne norvégienne, du dollar australien et du baht thaïlandais,

Les effets de périmètre ont un impact net positif de +689 millions Le taux euro/dollar en revanche est resté très proche en moyenne d'euros, provenant essentiellement des acquisitions par la branche sur 2014 de celui constaté sur 2013. Énergie Services de Balfour Beatty Workplace au Royaume-Uni L'évolution organique du chiffre d'affaires contributif des branches (+847 millions d'euros) et d'Ecova aux États-Unis (+68 millions du Groupe est contrastée : en croissance chez d'euros), de la consolidation en intégration globale de GTT par la GDF SUEZ Global Gaz & GNL et GDF SUEZ Infrastructures, quasi branche Global Gaz & GNL (+186 millions d'euros) et de stable chez GDF SUEZ Energy International et chez GDF SUEZ l'acquisition de Meenakshi en Inde par la branche Energy Énergie Services et en baisse chez GDF SUEZ Énergie Europe. International (+83 millions d'euros). Ces impacts sont partiellement L'EBITDA diminue de -6,7% pour s'établir ^à 12,1 milliards d'euros. compensés par les diminutions de chiffre d'affaires liées ^à des

de -4,4%. en partie compensée par sa dépréciation vis-à-vis de la livre sterling.

Hors effets de périmètre et de change, l'EBITDA est en recul de cessions d'activités réalisées en Europe (-280 millions d'euros) et -4,2%.

ÉVOLUTION DE L'EBITDA

En millions d'euros

RAPPORT D'ACTIVITÉ I.1 ÉVOLUTION DE L'ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT DES OPÉRATIONS

d'euros, en croissance organique de +10,9%, alliant une forte d'euros, et proviennent principalement des activités de production activité GNL en Europe et en Asie et une hausse de la production d'électricité cédées en France, en Italie, au Portugal et aux des activités d'exploration-production du fait des mises en États-Unis. ^A contrario, les entrées de périmètre s'élèvent ^à +158 millions d'euros et proviennent essentiellement des l'EBITDA de la branche Infrastructures, ^à 3 274 millions d'euros, acquisitions dans les services (notamment Balfour Beatty Workplace au Royaume-Uni et Ecova aux États-Unis) et dans la production 31 décembre 2013, en raison du climat plus doux que l'année d'électricité en Inde (Meenakshi), ainsi que de la consolidation en dernière qui obère les effets positifs des hausses tarifaires et des intégration globale de GTT depuis son introduction en bourse fin augmentations de capacités de transport et de stockage

Les impacts de change s'élèvent à -190 millions d'euros, France, la croissance est de +6,8% en organique ; essentiellement du fait de l'appréciation de l'euro vis-à-vis du la branche Énergie Services enregistre un EBITDA en croissance réal brésilien et de la couronne norvégienne. organique de +3,2% qui s'élève à 1 127 millions d'euros.

L'évolution organique de l'EBITDA s'établit à -521 millions d'euros Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net (-4,2%) mais présente une croissance de +294 millions d'euros des entreprises mises en équivalence s'établit à 7,2 milliards (+2,4%) une fois retraitée des effets du climat en France et du d'euros, en décroissance organique de -3,4% par rapport à l'année rattrapage tarifaire enregistré en 2013. Au-delà des effets positifs du dernière, mais affiche une croissance organique de +8,2% en tenant plan de performance dans chacune des branches, cette évolution compte des effets du climat et du rattrapage tarifaire en France. Cet

valeur sur actifs comptabilisées fin 2013. +1,4%. Cette évolution reflète l'amélioration des performances de la branche, notamment aux États-Unis, en Thaïlande, au Chili, au Royaume-Uni, au Pérou et au Pakistan, en dépit d'une contraction des résultats en Australie et de plus faibles résultats au Brésil en raison de conditions hydrologiques extrêmes ;
pour la branche Énergie Europe, l'EBITDA s'établit à 2 020 millions d'euros, en décroissance organique de -29,2%, du fait des conditions climatiques défavorables, de l'indisponibilité partielle de trois unités du parc nucléaire en Belgique, de la baisse des prix de marché de l'électricité et du rattrapage tarifaire en France enregistré en 2013. Corrigée des impacts climatiques en France et du rattrapage tarifaire, cette décroissance est limitée à -11,5% en organique ;
la branche Global Gaz & GNL atteint un EBITDA de 2 225 millions Les sorties de périmètre ont un impact négatif de -325 millions service réalisées au cours de l'année ;
est en décroissance organique de -1,7% par rapport au février 2014. commercialisées en Europe. Corrigée des impacts climatiques en
-

s'explique comme suit : agrégat connaît des évolutions par branche comparables à celles de l'EBITDA et est impacté positivement par la diminution des l'EBITDA de la branche Energy International, qui s'établit ^à dotations aux amortissements, associée aux importantes pertes de 3 716 millions d'euros, affiche une croissance organique de

I.2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE I

I.2.1 Branche Energy International

	31 déc. 2014
En millions d'euros	Total (1)	Amérique Latine	Asie Pacifique	Amérique du Nord	- Turquie	Asie du Sud, Royaume-Uni Moyen-Orient, Afrique
Chiffre d'affaires	13 977	3 818	2 740	3 782	2 957	679
EBITDA	3 716	1 343	857	956	380	298
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(971)	(361)	(218)	(268)	(109)	(11)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	2 745	982	638	688	271	286

(1) La branche Energy International comprend aussi une fonction «Siège», dont les coûts ne sont pas détaillés dans le tableau ci-dessus.

	31 déc. 2013
En millions d'euros	Total (1)	Amérique Latine	Asie Pacifique	du Nord	Amérique Royaume-Uni - Turquie	Asie du Sud, Moyen-Orient, Afrique	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	14 393	3 627	2 891	3 818	3 527	531	-2,9%	+0,7%
EBITDA	4 029	1 473	928	941	488	320	-7,8%	+1,4%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(1 093)	(368)	(233)	(327)	(153)	(6)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	2 937	1 105	695	615	335	314	-6,5%	+4,1%

(1) La branche Energy International comprend aussi une fonction «Siège», dont les coûts ne sont pas détaillés dans le tableau ci-dessus.

Le chiffre d'affaires de la branche Energy International atteint Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net 13 977 millions d'euros, en baisse brute de -2,9% (variation des entreprises mises en équivalence s'élève à 2 745 millions organique de +0,7%). Ces mouvements reflètent d'une part l'impact d'euros, en baisse brute de -6,5% et en croissance organique de des effets de périmètre (-313 millions d'euros) et les fluctuations des +4,1%, reflétant l'évolution de l'EBITDA. taux de change (-195 millions d'euros, essentiellement imputables Amérique Latine au réal brésilien, mais également au dollar australien et au baht thaïlandais, le tout partiellement compensé par l'appréciation de la livre sterling), et d'autre part une croissance organique limitée. Le chiffre d'affaires de la région Amérique Latine est en hausse Celle-ci résulte principalement de la hausse des prix en Amérique brute de +5,3% à 3 818 millions d'euros, et affiche une croissance du Nord et en Amérique Latine, et de la mise en service de organique de +11,1%. Au Brésil, la progression des ventes nouvelles centrales en Amérique Latine et dans la région Asie du s'explique par une augmentation du prix moyen des contrats de Sud, Moyen-Orient et Afrique, compensées par des volumes plus vente bilatéraux, notamment due à l'indexation sur l'inflation, par faibles dans l'activité de commercialisation au Royaume-Uni. l'augmentation des transactions sur le marché à court terme et par

(115 MW). Le Pérou connaît une évolution positive grâce à la mise diminution brute de -7,8% (variation organique de +1,4%), après en service de la centrale thermique en réserve froide d'Ilo (560 MW) prise en compte de l'impact des effets de périmètre (-249 millions en juin 2013. Au Chili, l'activité enregistre une légère amélioration, d'euros) et des fluctuations des taux de change (-116 millions principalement sous l'effet de l'augmentation des prix de l'énergie d'euros). La variation organique reflète principalement l'amélioration liée à l'indexation sur les prix des combustibles. de la performance en Amérique du Nord, au Royaume-Uni, au Pérou, au Chili, en Thaïlande et au Pakistan, partiellement Les ventes d'électricité sont en augmentation de +1,4 TWh et compensée par des conditions hydrologiques exceptionnellement s'élèvent à 56,2 TWh tandis que les ventes de gaz sont en

la mise en service progressive du complexe éolien de Trairi L'EBITDA s'élève à 3 716 millions d'euros et enregistre une

défavorables au Brésil. diminution de -1,8 TWh, particulièrement au Chili, et s'établissent à 9,5 TWh.

GDF SUEZ - COMPTES CONSOLIDÉS 2014 5

L'EBITDA atteint 1 343 millions d'euros, enregistrant une baisse Amérique du Nord organique de -4,2%. Cette évolution s'explique principalement par :

une performance en recul au Brésil, principalement en raison de l'augmentation des prix moyens des contrats de vente bilatéraux, durant le premier trimestre 2014.
mise en service du réservoir onshore de stockage de GNL en ultérieurement fait l'objet d'une cession. février 2014 ;
une évolution positive au Pérou, principalement due à la mise en Gaz & GNL. des clients régulés.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net L'EBITDA atteint 956 millions d'euros, en variation organique de des entreprises mises en équivalence s'établit à 982 millions +10,2%, principalement en raison de la solide performance d'euros, en variation organique de -5,9%, reflétant l'évolution de enregistrée tout au long de l'année par l'activité électricité aux

Le chiffre d'affaires de moyennes sur le reroutage des cargaisons. la région Asie-Pacifique atteint 2 740 millions d'euros, en baisse brute de -5,2% et en repli organique de -0,6%, Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net reflétant principalement une diminution du chiffre d'affaires des des entreprises mises en équivalence atteint 688 millions d'euros, centrales à charbon en Australie, en raison d'un recul des prix de en croissance organique de +23,3%, sous l'effet combiné de la marché, d'une demande plus faible et d'une disponibilité moins croissance de l'EBITDA et de moindres dotations aux grande (suite à des arrêts de production pour maintenance). Ces amortissements. facteurs ont été partiellement compensés par une activité plus forte Royaume-Uni - Turquie en Thaïlande, du fait d'une augmentation de la demande des clients industriels et d'une hausse des prix, ainsi que par la croissance de

de +1,1 TWh enregistrée en Thaïlande étant totalement compensée due aux impacts de cessions d'actifs en Europe continentale, et en par une diminution des volumes en Australie. Les ventes de gaz variation organique de -14,5%, en raison de la réduction des naturel progressent de +0,6 TWh et s'élèvent à 3,7 TWh. volumes de l'activité de commercialisation au Royaume-Uni.

en recul organique de -2,7%. La solide performance des actifs en -5,9 TWh, principalement du fait de la baisse des volumes des Thaïlande, qui s'explique principalement par activités de production et de commercialisation au Royaume-Uni, la grande disponibilité de la centrale Gheco-1 et une amélioration des marges sur les mais également d'une réduction de -1,0 TWh due aux impacts de clients industriels, a été plus que neutralisée par une moindre cessions d'actifs en Europe continentale. Les ventes de gaz sont en performance des centrales à charbon en Australie, affectées par diminution organique de -4,3 TWh, à 35,2 TWh, en raison de des conditions de marché défavorables et une disponibilité réduite, volumes plus faibles des activités de commercialisation au ainsi que par une contribution plus Royaume-Uni et en Turquie. faible de Singapour, traduisant

des entreprises mises en équivalence, à 638 millions d'euros, 2013. L'impact positif d'éléments non récurrents dans l'activité de enregistre une variation organique de -3,3%, reflétant l'évolution de commercialisation au Royaume-Uni a compensé la baisse des volumes de ventes. l'EBITDA.

Le chiffre d'affaires de la région Amérique du Nord atteint 3 782 millions d'euros, ce qui représente, par rapport ^à 2013, une conditions hydrologiques défavorables qui ont affecté l'ensemble baisse brute de -0,9% et une hausse organique de +4,0%. Ces du système de production hydraulique (déficit) et ont entraîné une évolutions s'expliquent principalement par l'effet de la bonne augmentation significative des prix «spot» ; ce repli a été partiellement compensé par un niveau plus élevé d'exploitation performance opérationnelle des activités de production du parc de centrales thermiques, l'achèvement de la mise en électriqueaux États-Unis, encore amplifiée par les phénomènes service du complexe de fermes éoliennes de Trairi et par météorologiques extrêmes qui se sont produits au nord-est du pays

liée essentiellement ^à l'inflation ; Les ventes d'électricité atteignent 64,9 TWh, en diminution brute de une performance très positive au Chili liée à l'amélioration des -1,1 TWh du fait de la baisse des volumes de l'activité de marges résultant de prix de l'électricité plus élevés et à une forte commercialisation aux États-Unis. Les volumes de l'exercice performance opérationnelle d'E-CL ; et pour GNLM Mejillones, la précédent comportaient 3,4 TWh produits par des actifs qui ont

L'ensemble des ventes de gaz naturel(1) hors groupe s'établit à 31,6 TWh, en recul de -9,6 TWh en raison de l'augmentation des service de la centrale thermique en réserve froide d'Ilo et ^à une reroutages de cargaisons de GNL réalisés par la branche Global augmentation de la demande en énergie notamment de la part

l'EBITDA. États-Unis. Celle-ci a bénéficié de conditions climatiques extrêmes dans le nord-est du pays durant le premier trimestre, mais s'est Asie-Pacifique trouvée partiellement compensée par les performances globalement moins bonnes de l'activité GNL, en raison d'un recul des marges

l'activité de commercialisation en Australie. Le chiffre d'affaires de la région Royaume-Uni - Turquie atteint Les ventes d'électricité 2 957 millions d'euros, en variation brute de -16,2%, partiellement restent stables à 42,8 TWh, l'augmentation

L'EBITDA atteint 857 millions d'euros, en baisse brute de -7,7% et Les ventes d'électricité s'établissent à 30,1 TWh, en baisse de

une pression sur les prix et les volumes. L'EBITDA atteint 380 millions d'euros, en variation organique de Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net +10,6% du fait de spreads captés en amélioration par rapport à

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s'élève à 271 millions d'euros, en croissance organique de +22,1%, grâce à une

(1) Il convient de remarquer que les ventes totales de gaz naturel en volume s'élèvent à 72,7 TWh, ce qui représente une augmentation de +3,5 TWh principalement liée à une hausse du nombre de reroutages de cargaisons GNL.

progression de l'EBITDA combinée au recul des dotations aux Les ventes d'électricité s'établissent à 8,7 TWh, en hausse de amortissements qui résulte en partie de la dépréciation de certains +1,4 TWh. Cette progression s'explique par l'acquisition de

Le chiffre d'affaires de la région Asie du Sud, Moyen-Orient et L'EBITDA atteint 298 millions d'euros, en variation organique de Afrique (SAMEA) s'établit à 679 millions d'euros, en croissance +1,6%. Cette hausse provient principalement de la mise en service brute de +28,0% et en variation organique de +16,9%. Cette d'Uch II et de l'augmentation des honoraires de développement croissance organique s'explique principalement par la mise en perçus en 2014, et est partiellement compensée par l'augmentation service d'Uch II (Pakistan, 375 MW) en avril 2014 et par la hausse des frais de maintenance et par des éléments non récurrents. des honoraires reçus pour le développement de projets. La variation Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net brute reflète également l'acquisition de Meenakshi (Inde, 300 MW) en décembre 2013, atténuée par la mise en équivalence de Sohar à

actifs durant l'exercice précédent. Meenakshi (+1,3 TWh) fin 2013 et par la mise en service d'Uch II (+2 TWh), dont les effets sont en partie compensés par la cession Asie du Sud, Moyen-Orient et Afrique partielle et le changement de méthode de consolidation de la participation dans Sohar (-1,3 TWh).

des entreprises mises en équivalence s'établit à 286 millions d'euros, en variation organique de +1,7%. Cette hausse s'explique Oman (baisse de participation de 45% ^à 35% en mai 2013). par les mêmes facteurs impactant l'évolution de l'EBITDA.

I.2.2 Branche Énergie Europe

	31 déc. 2014			31 déc. 2013
En millions d'euros	Total (1)	Central Western Europe	Southern & Eastern Europe	Total (1)	Central Western Europe	Southern & Eastern Europe	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	35 158	29 285	5 873	42 713	36 090	6 623	-17,7%	-17,5%
EBITDA	2 020	1 571	585	2 877	2 592	398	-29,8%	-29,2%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(1 107)	(909)	(195)	(1 447)	(1 178)	(264)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	913	662	390	1 430	1 414	134	-36,2%	-36,4%

(1) Dont coûts des fonctions corporate de branche.

VOLUMES VENDUS PAR LA BRANCHE

En TWh	31 déc. 2014	31 déc. 2013	Variation brute en %
Ventes de gaz	605,8	686,3	-11,7%
Ventes d'électricité	159,9	181,4	-11,9%

Le chiffre d'affaires de la branche Énergie Europe s'établit à 2013 (relatif aux exercices 2011 et 2012 et concernant le gaz 35 158 millions d'euros, en recul de -17,7% (-17,5% en organique). naturel). Ces effets sont en partie compensés par les efforts de Cette baisse s'explique notamment par l'impact du climat sur les performance réalisés au sein de la branche et par la variation ventes de gaz (le climat de l'année 2014 ayant été positive des dotations nettes aux provisions par rapport à 2013. exceptionnellement doux alors que celui de l'année 2013 avait été Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net particulièrement froid), la baisse des prix de vente et les périodes des entreprises mises en équivalence est également en baisse, d'indisponibilité de certaines unités nucléaires. Les ventes de gaz reflétant l'évolution défavorable de l'EBITDA, partiellement atteignent 606 TWh dont 95 TWh aux grands comptes. Les ventes compensée par la baisse des dotations aux amortissements à la d'électricité s'élèvent à 160 TWh. À fin décembre 2014, la branche suite des pertes de valeur comptabilisées fin 2013. sert près de 13,8 millions de clients particuliers en gaz et près de Central Western Europe (CWE) 5,7 millions en électricité.

L'EBITDA de la branche est en baisse de -29,8% à 2 020 millions d'euros (-29,2% en organique). L'année 2014 a été pénalisée par Le chiffre d'affaires contributif de CWE s'établit à 29 285 millions des conditions climatiques défavorables, par la mise à l'arrêt des d'euros, en baisse de -18,9% (-18,8% en organique). centrales de Doel 3 et Tihange 2 ^à partir du 26 mars ²⁰¹⁴ puis de L'EBITDA de CWE recule de -39,4% (-38,9% en organique) sous Doel 4 du 5 août au 19 décembre, par la baisse des prix de marché l'effet du climat défavorable, du recul des prix, des périodes de l'électricité et par le rattrapage tarifaire en France comptabilisé en

RAPPORT D'ACTIVITÉ I.2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE

d'indisponibilité des trois centrales nucléaires Doel 3, Tihange 2 et défavorable que celle de l'EBITDA, compensée en partie par la Doel 4 et de l'effet du rattrapage du retard tarifaire en France baisse des dotations aux amortissements, du fait des pertes de enregistré en 2013. valeur comptabilisées fin 2013.

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence suit la même évolution

CWE FRANCE

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	13 698	17 676	-22,5%	-22,3%
EBITDA	633	1 494	-57,7%	-57,2%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(380)	(466)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	252	1 028	-75,5%	-76,0%

VOLUMES VENDUS PAR LE PAYS

En TWh	31 déc. 2014	31 déc. 2013	Variation brute en %
Ventes de gaz(1)	205,7	280,5	-26,7%
Ventes d'électricité	46,3	51,7	-10,5%

(1) Données contributives branche.

CORRECTION CLIMATIQUE FRANCE

			Variation brute
En TWh	31 déc. 2014	31 déc. 2013	en TWh
Volumes de correction climatique	(21,7)	17,3	(39,0)
(signe négatif = climat chaud, signe positif = climat froid)

À fin décembre 2014, le chiffre d'affaires contributif de la France Les ventes d'électricité baissent de -5,4 TWh malgré la croissance s'établit à 13 698 millions d'euros, en baisse de -22,5% (-22,3% en des ventes aux clients finaux qui est plus que compensée par la organique), notamment du fait de la différence de climat entre 2013 baisse des ventes sur le marché liée principalement à la moindre et 2014 et du rattrapage tarifaire enregistré en 2013. production des centrales à gaz et à une plus faible hydraulicité.

Les ventes de gaz naturel baissent de -74,9 TWh, pénalisées par L'EBITDA baisse de 861 millions d'euros du fait de la baisse des une année douce (-21,7 TWh) alors qu'il avait fait très froid en 2013 volumes vendus, du rattrapage tarifaire inscrit dans les comptes (+17,3 TWh), par la pression concurrentielle et la baisse de la 2013 et de la baisse des prix de marché de l'électricité. demande tirée par les économies d'énergie. GDF SUEZ maintient Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net une part de marché d'environ 80% sur le marché des particuliers et des entreprises mises en équivalence suit la même évolution que d'environ 42% sur le marché d'affaires. l'EBITDA.

CWE BENELUX – ALLEMAGNE

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	9 964	12 273	-18,8%	-19,1%
EBITDA	826	1 167	-29,3%	-33,0%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(461)	(624)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	365	543	-32,7%	-40,4%

Le chiffre d'affaires de Benelux - Allemagne s'établit à Les volumes de gaz naturel vendus baissent de -31,7 TWh (-25%) 9 964 millions d'euros, en retrait de -18,8% (-19,1% en organique) au Benelux - Allemagne, en raison du climat défavorable en 2014 et

marché des particuliers. -7,9 TWh, principalement du fait de la baisse des ventes sur les marchés de gros en raison de la baisse de la production d'électricité L'EBITDA de Benelux - Allemagne est en baisse de -33,0% en (-8,8 TWh) liée à l'arrêt prolongé de certaines centrales nucléaires, organique, du fait de l'indisponibilité de certaines centrales et de l'érosion des parts de marché en 2013 (qui se stabilisent nucléaires, de la baisse des prix de l'électricité et des spreads, et de depuis à environ 49% sur le marché des particuliers). la baisse des volumes de vente de gaz naturel.

Les ventes d'électricité sont en baisse aux Pays-Bas (-0,7 TWh) et Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net

par rapport à 2013. du fait de l'érosion des parts de marché. Celles-ci sont stabilisées depuis le début de l'année autour de 45% en Belgique sur le En Belgique et au Luxembourg, les ventes d'électricité diminuent de

se maintiennent en Allemagne (-0,1 TWh). des entreprises mises en équivalence suit la baisse de l'EBITDA malgré de moindres dotations nettes aux amortissements.

SOUTHERN & EASTERN EUROPE

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	5 873	6 623	-11,3%	-10,6%
EBITDA	585	398	+47,2%	+45,5%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(195)	(264)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	390	134	NA	NA

Southern & Eastern Europe voit son chiffre d'affaires baisser de Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net -11,3% (-10,6% en organique), principalement sous l'effet de la des entreprises mises en équivalence suit la croissance observée baisse des ventes de gaz et d'électricité en Italie (marché de gros et au niveau de l'EBITDA et bénéficie de moindres dotations nettes clients finaux). aux amortissements.

L'EBITDA de Southern & Eastern Europe augmente de +45,5% du fait de la hausse des prix des certificats verts en Pologne, des hausses tarifaires en Roumanie et d'effets non récurrents en Italie.

I.2.3 Branche Global Gaz & GNL

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	6 883	5 644	+22,0%	+21,5%
Chiffre d'affaires total (y compris opérations intra-groupe)	9 551	8 404	+13,6%
EBITDA	2 225	2 028	+9,7%	+10,9%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(1 162)	(1 056)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	1 064	973	+9,4%	+10,0%

Le chiffre d'affaires contributif au 31 décembre 2014 s'élève à décembre 2014 versus 45,4 Mbep à fin décembre 2013) à la 6 883 millions d'euros, en hausse brute de +22,0% par rapport à fin suite des récentes mises en service, compensée par l'impact décembre 2013 et en croissance organique de +21,5%. défavorable de la baisse des prix des matières premières ;

des ventes externes de GNL en hausse de 40 TWh, soit 119 TWh
une hausse du niveau de la production contributive en service des champs d'Amstel aux Pays-Bas (février), de Gudrun d'hydrocarbures de l'Exploration-Production (48,9 Mbep ^à fin

la consolidation en intégration globale de GTT depuis son La forte croissance du chiffre d'affaires contributif s'explique par : introduction en bourse (fin février 2014).

La production totale d'hydrocarbures ^à fin décembre 2014 est en totalisant 142 cargaisons (dont ⁷⁵ en Asie) ^à fin décembre 2014 hausse de 3,6 Mbep à 55,5 Mbep versus 51,9 Mbep à fin contre 79 TWh totalisant 87 cargaisons à fin décembre 2013 décembre 2013. Sur l'année, le niveau de production (dont 67 en Asie) ; d'hydrocarbures a bénéficié du redémarrage de Njord et des mises

et de H-North en Norvège (respectivement en avril et en que compense partiellement la baisse des prix des matières septembre). premières.

Au 31 décembre 2014, l'EBITDA de la branche Global Gaz & GNL Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net s'établit à 2 225 millions d'euros en hausse brute de +9,7% par des entreprises mises en équivalence s'élève à 1 064 millions rapport à fin décembre 2013. La croissance organique est de d'euros à fin décembre 2014, en croissance brute de +9,4% et +10,9%, liée à la variation positive des dotations nettes aux croissance organique de +10,0%. Cette croissance reflète provisions, à la forte activité GNL en Europe et en Asie et à la l'évolution constatée sur l'EBITDA. hausse de la production totale d'hydrocarbures (mises en service),

I.2.4 Branche Infrastructures

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	2 994	2 557	+17,1%	+17,1%
Chiffre d'affaires total (y compris opérations intra-groupe)	6 812	6 775	+0,5%
EBITDA	3 274	3 334	-1,8%	-1,7%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(1 280)	(1 264)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	1 994	2 069	-3,6%	-3,5%

Le chiffre d'affaires total de la branche Infrastructures, y compris Dans ce contexte climatique et régulatoire, le chiffre d'affaires opérations intra-groupe, s'élève à 6 812 millions d'euros, stable par contributif atteint 2 994 millions d'euros en progression de +17,1% rapport à décembre 2013, du fait : par rapport à 2013. Cette croissance traduit :

distribution (+2,9% au 1 er juillet 2014, +4,1% au 1 celle du tarif d'accès aux infrastructures de transport (+3,9% au des marchés ; 1 er avril 2014, +8,3% au 1
de l'offre de capacités de transport supplémentaires dans le Sud maintenir les performances techniques des stockages. au travers du service JTS (Joint Transport Storage) qui permet de L'EBITDA de la branche Infrastructures s'établit sur la période à
cavités en Allemagne (Peckensen 4 et 5) et au Royaume-Uni organique corrigée de +6.8%. (Stublach) ;
de la révision annuelle du tarif d'accès aux infrastructures de le développement des activités de distribution, de transport et de er juillet 2013) et stockage pour le compte de tiers du fait de l'ouverture croissante
- er avril 2013) en France ; la bonne tenue des opérations d'achat-vente de gaz naturel pour

réserver des capacités de transport et de stockage de façon 3 274 millions d'euros, en baisse de -1,8% par rapport ^à couplée sur la liaison PEG Nord-Sud ; décembre 2013 (-1,7% en organique). Ce recul concerne d'une meilleure commercialisation des capacités de stockage en principalement l'activité de distribution pénalisée par un climat plus France associée au début de la commercialisation des nouvelles chaud. En dehors cet effet climatique, l'EBITDA est en croissance

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net et malgré la baisse des quantités acheminées par GrDF en raison des entreprises mises en équivalence de la branche Infrastructures d'un climat plus chaud en ²⁰¹⁴ qu'en ²⁰¹³ (-55,1 TWh(1)). s'établit sur la période ^à 1 994 millions d'euros soit -3,6% par rapport à décembre 2013 (-3,5% en organique) avec des dotations nettes aux amortissements en légère hausse (+1,4%). La diminution des dotations consécutives aux pertes de valeur enregistrées fin 2013 est compensée par la mise en service de nouvelles installations.

(1) 23 TWh de climat froid en 2013 et -32,1 TWh de climat chaud en 2014.

I.2.5 Branche Énergie Services

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	15 673	14 678	+6,8%	+0,4%
EBITDA	1 127	1 041	+8,2%	+3,2%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(335)	(333)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	791	708	+11,8%	+5,5%

Le chiffre d'affaires de la branche Énergie Services s'établit à un effet volume positif sur les activités d'installations notamment 15 673 millions d'euros au 31 décembre 2014, soit une variation en France, au Benelux et en Allemagne ; brute de +6,8%, portée par les acquisitions réalisées fin 2013 et les mesures de réduction des coûts, notamment sur les frais courant 2014 de Balfour Beatty Workplace et Lend Lease au généraux et l'amélioration de la performance opérationnelle ; Royaume-Uni pour +847 millions d'euros ; Ecova aux États Unis l'impact positif des mises en service de nouveaux actifs dans les pour +68 millions d'euros. Réseaux de chaleur et dans les Services en France.

La variation organique du chiffre d'affaires ressort à +0,4% et Ces éléments sont partiellement compensés par : s'explique principalement par la hausse des activités d'installations les derniers impacts de l'arrêt des contrats de cogénération gaz en France et au Benelux, en particulier dans les activités de génie en France et en Italie ; électrique et de génie climatique. Cette hausse est cependant le climat exceptionnellement doux en Europe en ²⁰¹⁴ impactant partiellement compensée par les effets défavorables du climat doux négativement les activités de réseaux urbains et de ventes sur l'année ²⁰¹⁴ et par les derniers impacts de l'arrêt des contrats d'énergie. de cogénération gaz en France et en Italie du fait de la fin des

L'EBITDA de la branche Énergie Services s'établit ^à 1 127 millions d'euros, en croissance organique de +5,5%. d'euros, en hausse brute de +8,2%, notamment du fait des acquisitions réalisées au Royaume-Uni et aux États-Unis. La croissance organique ressort à +3,2% et s'explique pour l'essentiel par les éléments favorables suivants :

-

Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net régimes d'obligation d'achat de l'électricité produite par ces actifs. des entreprises mises en équivalence s'établit à 791 millions

I.2.6 Autres

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013	Variation brute en %	Variation organique en %
EBITDA	(224)	(292)	+23,2%	+23,2%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(121)	(159)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	(346)	(451)	+23,3%	+23,3%

Au 31 décembre 2014, l'EBITDA de la branche Autres Le résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net (-224 millions d'euros) est en amélioration par rapport à 2013, des entreprises mises en équivalence 2014 est également en notamment du fait de l'amélioration de la quote-part du résultat net amélioration en raison d'un meilleur EBITDA et d'un ajustement de SUEZ Environnement attribuable à GDF SUEZ, des effets du positif des charges relatives aux paiements fondés sur des actions plan Perform 2015 et de reprises de provisions effectuées par la (IFRS 2). filiale de réassurance du Groupe.

I.3 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT

			Variation brute
En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013	en %
Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	7 161	7 665	-6,6%
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	(298)	(225)
Pertes de valeur sur actifs corporels, incorporels et financiers	(1 037)	(14 773)
Restructurations	(167)	(285)
Effets de périmètre	562	(41)
Autres éléments non récurrents	353	535
Résultat des activités opérationnelles	6 574	(7 124)	NA
Résultat financier	(1 876)	(1 715)
Impôts sur les bénéfices	(1 588)	(641)
RÉSULTAT NET	3 110	(9 481)	NA
dont Résultat net part du Groupe	2 440	(9 646)
dont Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle	669	165

Le résultat des activités opérationnelles (RAO) 2014 affiche un -41 millions d'euros au 31 décembre 2013. Ils correspondent produit de 6 574 millions d'euros contre une perte de 7 124 millions principalement aux gains de réévaluation comptabilisés sur GTT d'euros en 2013. (suite à sa prise de contrôle) pour +359 millions d'euros et sur les

de valeur de 14 773 millions d'euros (contre 1 037 millions d'euros des «Autres éléments non récurrents» pour un montant de en 2014), dont 5 689 millions d'euros sur les goodwills (y compris +353 millions d'euros (correspondant essentiellement ^à la goodwill sur entreprises mises en équivalence) et 8 994 millions plus-value de cession des participations dans les sociétés d'euros sur les actifs corporels et incorporels. Au travers de ces intercommunales mixtes flamandes) ^à comparer ^à +535 millions pertes de valeur, le Groupe avait pris acte du changement profond d'euros au 31 décembre ²⁰¹³ (correspondant essentiellement ^à

Les pertes de valeur de 1 037 millions d'euros comptabilisées en Belgique). 2014 se répartissent essentiellement entre les branches Global Gaz Le résultat financier au 31 décembre 2014 s'établit à -1 876 millions & GNL (362 millions d'euros), Energy International (306 millions d'euros, contre -1 715 millions d'euros au 31 décembre 2013. La d'euros) et Énergie Europe (291 millions d'euros). Elles portent diminution du coût de la dette de +266 millions d'euros résultant de notamment sur des actifs d'exploration-production en Mer du Nord la baisse de l'encours et du coût moyen de la dette brute est plus (261 millions d'euros) qui pâtissent de la baisse des réserves que compensée par l'impact de charges non récurrentes de prouvées et probables de production et de la contraction des prix -328 millions d'euros par rapport à 2013 (variation de juste valeur du gaz en Europe, ainsi que sur des centrales thermiques au des dérivés non qualifiés pour -236 millions d'euros et impact des Royaume-Uni (181 millions d'euros) du fait de la dégradation des restructurations de la dette pour -69 millions d'euros), et par

Le RAO est par ailleurs -114 millions d'euros. impacté par :

- négatifs, partiellement compensés par des effets nets positifs liés (35,7%). au débouclement de positions dont la valeur de marché était

des «Effets de périmètre» (résultats de cessions de titres consolidés ou de réévaluations résultant de l'application de la norme IFRS 3) qui s'élèvent à +562 millions d'euros contre

intercommunales wallonnes (perte d'influence notable) pour L'exercice ²⁰¹³ avait été marqué par la comptabilisation de pertes +174 millions d'euros ;

du paradigme énergétique européen. une reprise de provision pour aval du cycle nucléaire en

perspectives de marché. l'augmentation de la charge d'actualisation des provisions de

la variation de juste valeur (Mtm - Mark-to-market) des La charge d'impôt 2013 comprenait un produit d'impôt de instruments financiers sur matières premières qui a un impact 1 593 millions d'euros relatif aux éléments non récurrents du négatif de -298 millions d'euros sur le résultat des activités compte de résultat (contre 659 millions d'euros en 2014), lesquels opérationnelles (correspondant à l'impact des opérations non provenaient essentiellement des pertes de valeur comptabilisées en qualifiées de couverture comptable), contre un impact négatif de 2013 sur les actifs corporels et incorporels. Retraité de ces -225 millions d'euros au 31 décembre 2013. L'impact de la éléments, le taux effectif d'impôt récurrent s'établit à 35,0%, en période résulte principalement des effets prix globalement léger retrait par rapport au taux d'impôt effectif récurrent de 2013

Le résultat net des participations ne donnant pas le contrôle négative au 31 décembre 2013 ; s'établit à +669 millions d'euros, en forte hausse par rapport à des charges de restructuration de -167 millions d'euros, contre décembre 2013 du fait des pertes de valeur comptabilisées en -285 millions d'euros au ³¹ décembre ²⁰¹³ ; 2013.

I.4 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT NET I

La dette nette s'établit à 27,5 milliards d'euros à fin décembre 2014 de BFR (1,2 milliard d'euros), des investissements nets (y compris et diminue de 1,3 milliard d'euros par rapport au niveau de la dette effets de périmètre) réalisés par le Groupe (3,9 milliards d'euros) nette à fin décembre 2013 sous l'effet (i) de la marge brute ainsi que du versement de dividendes aux actionnaires de d'autofinancement opérationnelle (MBAO) de la période GDF SUEZ SA (2,8 milliards d'euros) et aux participations ne (11,8 milliards d'euros) et de l'émission hybride réalisée début juin donnant pas le contrôle (0,8 milliard d'euros).

En millions d'euros

par GDF SUEZ SA (2,0 milliards d'euros) (ii) diminuée de la variation Les mouvements relatifs à la dette nette sont les suivants :

Le ratio dette nette sur EBITDA s'établit au 31 décembre 2014 à 2,27 :

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013
Endettement financier net	27 511	28 800
EBITDA	12 138	13 017
Ratio Dette nette/EBITDA	2,27	2,21

I.4.1 Marge brute d'autofinancement opérationnelle

La marge brute d'autofinancement opérationnelle (MBAO) s'élève à L'évolution de la MBAO suit celle de l'EBITDA amplifiée de la 11 776 millions d'euros au 31 décembre 2014, en baisse de variation nette des dotations aux provisions désormais intégrées 1 349 millions d'euros par rapport au 31 décembre 2013. dans la nouvelle définition de l'EBITDA.

I.4.2 Variation du besoin en fonds de roulement

La variation du besoin en fonds de roulement (BFR) représente un impact négatif de -1,2 milliard d'euros en lien notamment avec l'évolution du prix des commodités (brent) sur les appels de marge.

I.4.3 Investissements nets des produits de cessions

Les investissements bruts de la période s'élèvent à 7 079 millions Energy International (689 millions d'euros) dans le cadre de la d'euros et comprennent : construction de centrales au Pérou, en Inde et au Brésil ;

d'euros. investissements proviennent principalement de l'acquisition
d'euros, les principaux ayant été réalisés par la branche de cession de SPP (Slovaquie) pour 122 millions d'euros. Global Gaz & GNL (1 015 millions d'euros) pour le branche Infrastructures (792 millions d'euros) concernant le d'euros. réseau de transport du gaz naturel en France et le projet de Les investissements corporels, incorporels et financiers se détaillent compteurs communicants Gazpar, ainsi que par la branche comme suit par branche :

des investissements financiers pour 1 290 millions d'euros. Ces et des investissements de maintenance de 2 451 millions

d'Ecova (États-Unis) par Cofely, du versement des augmentations Les cessions représentent un montant cash de 2 775 millions de capital souscrites sur Jirau (213 millions d'euros), des d'euros et portent essentiellement sur la cession de participations placements de Synatom qui ont augmenté de 171 millions dans les intercommunales mixtes flamandes (Belgique) pour d'euros, des prêts et mises au capital relatives au projet de 911 millions d'euros, la cession du portefeuille d'actifs de construction du gazoduc Los Ramones (Mexique) pour production d'énergies au Panama et au Costa Rica et le 134 millions d'euros, et de l'acquisition de la participation remboursement des prêts accordés par le Groupe ^à ces entités minoritaire des communes flamandes dans Electrabel Customer pour 455 millions d'euros, la cession de 20% des titres de Jirau Solutions (Belgique) pour 101 millions d'euros ; (Brésil) pour 318 millions d'euros, la cession de ISAB (Italie) pour des investissements de développement de 3 338 millions 153 millions d'euros et le remboursement anticipé du solde du prix

développement de champs gaziers au Royaume-Uni, en Y compris les variations de périmètre liées à ces acquisitions et Indonésie, aux Pays-Bas, en Norvège et en Algérie, par la cessions, les investissements nets s'établissent à 3 879 millions

En millions d'euros

I.4.4 Dividendes et mouvements sur actions propres

Les dividendes et mouvements sur actions propres s'élèvent à les dividendes versés par diverses filiales à leurs participations ne 3 584 millions d'euros et comprennent : donnant pas le contrôle pour 761 millions d'euros, le paiement

- des coupons de la dette hybride, des retenues ^à la source et des les dividendes versés par GDF SUEZ SA ^à ses actionnaires pour mouvements sur actions propres. 2 767 millions d'euros, ce montant correspondant au solde du dividende au titre de 2013 (soit 0,67 euro par action) versé en mai 2014 et à l'acompte sur dividende (soit 0,50 euro par action) versé en octobre 2014 ;

I.4.5 Endettement net au 31 décembre 2014

Hors coût amorti mais après impact des instruments dérivés de La maturité moyenne de la dette nette est de 9,1 ans. change, la dette nette est libellée à 69% en euros, 13% en Au 31 décembre 2014, le Groupe a un total de lignes de crédit

La dette nette est libellée à 80% à taux fixe, après prise en compte des instruments financiers.

dollars américains et 6% en livres sterling au 31 décembre 2014. confirmées non tirées de 13,3 milliards d'euros.

I.5 AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013	Variation nette
Actifs non courants	109 999	105 813	4 187
dont goodwills	21 222	20 420	802
dont immobilisations corporelles et incorporelles nettes	71 601	70 154	1 447
dont participations dans les entreprises mises en équivalence	7 055	6 799	255
Actifs courants	55 306	50 120	5 186
Capitaux propres	55 959	53 659	2 299
Provisions	18 539	16 098	2 441
Dettes financières	38 321	38 892	(570)
Autres passifs	52 486	47 283	5 203

Les immobilisations (corporelles et incorporelles nettes) de la période (+3,1 milliards d'euros), de l'émission d'une dette s'établissent à 71,6 milliards d'euros, en hausse de +1,4 milliard obligataire hybride (+2,0 milliards d'euros), de la prise de contrôle d'euros par rapport au 31 décembre 2013. Cette variation résulte de GTT (+0,5 milliard d'euros), de l'impact des augmentations de pour l'essentiel des investissements de l'année (+5,8 milliards capital réservées aux salariés dans le cadre du plan mondial d'euros), et des écarts de conversion (+1,7 milliard d'euros), d'actionnariat salarié dénommé «LINK 2014» (+0,3 milliard d'euros) partiellement compensés par les amortissements (-4,7 milliards et du versement de dividendes en numéraire (-3,5 milliards d'euros).

Les goodwills sont en hausse de +0,8 milliard d'euros à part les écarts actuariels et les couvertures d'investissement net ou 21,2 milliards d'euros, essentiellement à la suite de la prise de de flux de trésorerie nets d'impôts (-1,9 milliard d'euros) et les contrôle de GTT (+0,4 milliard d'euros), de l'acquisition d'Ecova écarts de conversion d'autre part (+1,8 milliard d'euros). (+0,2 milliard d'euros) et du groupe Lahmeyer (+0,1 milliard Les provisions pour risques sont en hausse de +2,4 milliards

Les capitaux propres totaux s'établissent à 56,0 milliards d'euros, sur les provisions pour avantages postérieurs à l'emploi en hausse de +2,3 milliards d'euros par rapport au 31 décembre (+1,8 milliard d'euros) et des impacts de la désactualisation des 2013. Cette augmentation provient essentiellement du résultat net provisions (+0,6 milliard d'euros).

d'euros). Les autres éléments du résultat global se compensent entre d'une

d'euros). d'euros du fait essentiellement des écarts actuariels de la période

I.6 COMPTES PRO FORMA AVEC LE GROUPE SUEZ ENVIRONNEMENT I COMPANY EN ENTREPRISE MISE EN ÉQUIVALENCE

La fin du pacte d'actionnaires le 22 juillet 2013 s'est traduite chez Les tableaux ci-dessous et ci-après présentent le passage entre le GDF SUEZ par la perte de contrôle de SUEZ Environnement compte de résultat et le tableau des flux de trésorerie publiés au Company, et par la mise en équivalence de cet ensemble dans les 31 décembre 2013 et le compte de résultat et le tableau des flux de comptes consolidés de GDF SUEZ à compter de cette date trésorerie pro forma au 31 décembre 2013 intégrant une mise en (cf. Note 5.7.1). équivalence de SUEZ Environnement à compter du 1

er janvier 2013.

Afin de permettre une meilleure comparabilité des performances opérationnelles et financières entre les deux exercices, le Groupe a préparé une information pro forma au 31 décembre 2013.

COMPTE DE RÉSULTAT AU 31 DÉCEMBRE 2013

En millions d'euros	31 déc. 2013 (1)	Extourne de la contribution SUEZ Environnement et présentation en quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	Opérations internes et autres	Pro forma GDF SUEZ : SUEZ Environnement consolidé comme entreprise mise en équivalence
Chiffre d'affaires	87 898	(7 922)	9	79 985
Achats	(50 396)	1 642	(4)	(48 758)
Charges de personnel	(11 615)	2 091	-	(9 524)
Amortissements, dépréciations et provisions	(6 426)	537	-	(5 889)
Autres charges opérationnelles	(13 853)	3 219	(14)	(10 648)
Autres produits opérationnels	2 077	(153)	10	1 933
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT	7 685	(587)	-	7 098
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	570	(3)	-	567
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	8 254	(589)	-	7 665
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	(226)	1	-	(225)
Pertes de valeur	(14 770)	(4)	-	(14 773)
Restructurations	(302)	17	-	(285)
Effets de périmètre (2)	405	2	(448)	(41)
Autres éléments non récurrents	544	(10)	-	535
RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES	(6 093)	(583)	(448)	(7 124)
Charges financières	(2 444)	269	(3)	(2 177)
Produits financiers	498	(40)	3	461
RÉSULTAT FINANCIER	(1 945)	230	-	(1 715)
Impôt sur les bénéfices	(745)	104	-	(641)
RÉSULTAT NET	(8 783)	(249)	(448)	(9 481)
Résultat net part du Groupe	(9 198)	-	(448)	(9 646)
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle	414	(249)	-	165
EBITDA	14 223	(1 206)	-	13 017

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) L'impact de 448 millions d'euros est relatif au gain net comptabilisé dans les comptes consolidés lors de la mise en équivalence de SUEZ Environnement. NB : les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d'euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au niveau des totaux.

ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE AU 31 DÉCEMBRE 2013

		Extourne de la contribution SUEZ
		Environnement et
		présentation en		Pro forma GDF SUEZ :
		quote-part du		SUEZ Environnement
		résultat net des	Opérations	consolidé comme
En millions d'euros	31 déc. 2013 (1)	entreprises mises en équivalence	internes et autres	entreprise mise en équivalence
RÉSULTAT NET	(8 783)	(249)	(448)	(9 481)
- Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	(570)	3	-	(567)
+ Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence	433	89	-	522
- Dotations nettes aux provisions, amortissements & dépréciations	20 519	(505)	-	20 014
- Effets de périmètre, autres éléments non récurrents	(479)	8	448	(23)
- MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	226	(2)	-	225
- Autres éléments sans effet de trésorerie	93	(14)	-	79
- Charge d'impôt	745	(104)	-	641
- Résultat financier	1 945	(230)	-	1 715
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt	14 129	(1 004)	-	13 125
+ Impôt décaissé	(2 058)	97	-	(1 961)
Variation du Besoin en Fonds de Roulement	(91)	259	-	169
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES	11 980	(648)	-	11 333
Investissements corporels et incorporels	(6 518)	580	-	(5 938)
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents	(363)	14	-	(349)
de trésorerie acquis
Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes	(688)	5	-	(683)
Acquisitions de titres disponibles à la vente	(143)	14	-	(128)
Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles	267	(24)	-	243
Perte de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie cédés	468	(17)	-	451
Cessions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes	1 569	(17)	-	1 552
Cessions de titres disponibles à la vente	171	(1)	-	171
Intérêts reçus d'actifs financiers non courants	74	3	3	80
Dividendes reçus sur actifs financiers non courants	127	(8)	-	119
Variation des prêts et créances émis par l'entreprise et autres	(69)	40	143	114
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT	(5 103)	588	146	(4 368)
Dividendes payés	(4 694)	348	-	(4 346)
Remboursement de dettes financières	(5 640)	505	-	(5 135)
Variation des actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat	(435)	28	-	(407)
Intérêts financiers versés	(1 553)	228	(3)	(1 328)
Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie	116	(25)	-	91
Flux sur instruments financiers dérivés de couverture d'investissement net et soultes sur instruments financiers dérivés et sur rachats anticipés d'emprunts	(184)	(11)	-	(195)
Augmentation des dettes financières	3 393	(951)	(143)	2 299
Augmentation/diminution de capital	388	(2)	-	387
Émission de titres super-subordonnés à durée indéterminée	1 657	-	-	1 657
Achat/vente de titres d'autocontrôle	(5)	-	-	(5)
Changements de parts d'intérêts dans des entités contrôlées	(71)	12	-	(59)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT	(7 027)	132	(146)	(7 041)
Effet des variations de change et divers	(2 083)	2 056	-	(27)
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE	(2 233)	2 129	-	(103)
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À L'OUVERTURE	10 939	(2 129)	-	8 809
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À LA CLÔTURE	8 706	-	-	8 706

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

I.7 COMPTES SOCIAUX I

Les chiffres mentionnés ci-après sont relatifs aux comptes sociaux conjoints du résultat de restructuration des dettes pour de GDF SUEZ SA, établis en référentiel comptable français -267 millions d'euros, des dépréciations nettes de reprises sur titres

cessions d'immeubles (+20 millions d'euros). 24 562 millions d'euros en diminution de 14% par rapport à 2013,

montants comprennent respectivement un produit d'intégration -1 354 millions d'euros contre -676 millions d'euros en 2013. Cette fiscale de 368 millions d'euros au 31 décembre 2014 contre baisse provient principalement de la dégradation de la marge 441 millions d'euros en 2013). énergie partiellement compensée par une réduction des consommations externes, et du poste amortissements et Le résultat net ressort à 411 millions d'euros.

Le résultat financier est positif à 1 590 millions d'euros contre 43 984 millions d'euros à fin 2013, sous l'effet de la distribution de 1 054 millions d'euros sur l'exercice 2013. Il intègre pour l'essentiel dividendes en numéraire partiellement compensée par les dividendes reçus des filiales pour 2 297 millions d'euros contre l'augmentation de capital liée à LINK 2014 et par le résultat net de la 1 778 millions d'euros en 2013, le coût de la dette qui reste stable à période. -859 millions d'euros, principalement composé des charges Au 31 décembre 2014, les dettes financières, ressortent à

Les éléments non récurrents intègrent le résultat exceptionnel 7 079 millions d'euros. négatif de -203 millions d'euros principalement sous les effets

conformément aux dispositions réglementaires. (-30 millions d'euros), compensés par la reprise de provision pour hausse de prix (+54 millions d'euros) et des plus-values sur En 2014, le chiffre d'affaires de GDF SUEZ SA ressort à

notamment sous l'effet d'un climat plus défavorable. Le produit d'impôt sur les sociétés s'élève à 378 millions d'euros contre un produit d'impôt de 768 millions d'euros en 2013 (ces Le résultat d'exploitation de l'exercice écoulé s'établit à

provisions. Les capitaux propres s'élèvent à 41 896 millions d'euros contre

d'intérêts sur les emprunts obligataires. 29 695 millions d'euros et les disponibilités et assimilés s'élèvent à

INFORMATIONS RELATIVES AUX DÉLAIS DE PAIEMENT

La loi de modernisation de l'économie n° 2008-776 du 4 août 2008, publier des informations sur les délais de paiement de leurs dite loi «LME», et son décret d'application n° 2008-1492 du fournisseurs. Celles-ci ont pour objet de s'assurer de l'absence de 30 décembre 2008, prévoient que les sociétés, dont les comptes manquement significatif au respect des délais de règlement des annuels sont certifiés par un Commissaire aux comptes, doivent 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 déc. 2014			31 déc. 2013
En millions d'euros	Hors groupe	Groupe	Total	Hors groupe	Groupe	Total
Échues	33	94	127	142	114	256
À 30 jours	414	28	442	614	40	654
À 45 jours	8	251	259	15	6	21
À +45 jours	23	-	23	17	-	17
TOTAL	478	373	851	788	160	948

I.8 PERSPECTIVES

Objectifs (1) financiers pour 2015 : un résultat net récurrent moyen en France, en ligne avec celui publié pour l'exercice 2014. résilient malgré la chute du prix des commodités grâce à la mise Cet objectif repose sur des estimations d'EBITDA et de résultat

d'euros et 6,8 à 7,4 milliards d'euros. Dans le contexte de la chute récente et importante des prix du pétrole et du gaz qui a un impact significatif sur les métiers du Par ailleurs, compte tenu des perspectives de croissance à moyen Groupe à court terme (estimé à environ -900 millions d'euros sur terme et de génération de cash pour 2015-2016, le Groupe l'Ebitda 2015 et -350 millions d'euros sur le Résultat net récurrent, confirme sa politique d'allocation du capital sur la période part du Groupe, aux conditions de marché du 31 décembre 2014), 2014-2016 comme suit : le Groupe a décidé la mise en place d'un plan de réaction des investissements nets (3) compris entre ⁶ et ⁷ milliards opérationnel rapide, en complément du plan Perform 2015, d'euros par an en moyenne ; focalisé sur des réductions ciblées de dépenses opérationnelles un ratio dette nette/EBITDA inférieur ou égal ^à 2,5 ^x et maintien (250 millions d'euros d'impact sur l'EBITDA 2015) s'accompagnant d'une notation de catégorie «A» ; d'un décalage de certains investissements de croissance (2 milliards

Ce plan permet d'annoncer pour 2015 un résultat net récurrent, payable en numéraire. part du Groupe compris entre 3,0 et 3,3 milliards d'euros, à climat

en place d'un plan de réaction ciblé opérationnel courant (2) de respectivement 11,7 à 12,3 milliards

-

et une politique de dividende stabilisée avec un taux de d'euros sur 2015-2016). distribution (4) de 65-75% et un minimum de ¹ euro par action

(4) Sur la base du résultat net récurrent part du Groupe.

⁽¹⁾ Ces objectifs reposent sur des hypothèses de climat moyen en France, de répercussion complète des coûts d'approvisionnement sur les tarifs régulés du gaz en France, de redémarrage de Doel 3 et Tihange 2 le 1 er juillet 2015, d'absence de changement substantiel de réglementation et de l'environnement macro-économique, d'hypothèse de prix des commodités basées sur les conditions de marché à fin décembre 2014 pour la partie non couverte de la production et de cours de change moyens suivants pour 2015 : €/\$ : 1,22, €/BRL : 3,23.

⁽²⁾ Après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence.

⁽³⁾ Investissements nets = investissements bruts – cessions ; (cash et effet dette nette).

ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

	PAGE		PAGE
COMPTE DE RÉSULTAT	22	ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES	26
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL	23	ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE	28
ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE	24

COMPTE DE RÉSULTAT

En millions d'euros	Notes	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
Chiffre d'affaires	7.1	74 686	87 898
Achats		(44 155)	(50 396)
Charges de personnel	7.2	(9 779)	(11 615)
Amortissements, dépréciations et provisions	7.3	(4 797)	(6 426)
Autres charges opérationnelles		(10 999)	(13 853)
Autres produits opérationnels		1 764	2 077
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT	7	6 720	7 685
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	4	441	570
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE		7 161	8 254
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	8.1	(298)	(226)
Pertes de valeur	8.2	(1 037)	(14 770)
Restructurations	8.3	(167)	(302)
Effets de périmètre	8.4	562	405
Autres éléments non récurrents	8.5	353	544
RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES	8	6 574	(6 093)
Charges financières		(2 462)	(2 444)
Produits financiers		586	498
RÉSULTAT FINANCIER	9	(1 876)	(1 945)
Impôt sur les bénéfices	10	(1 588)	(745)
RÉSULTAT NET		3 110	(8 783)
Résultat net part du Groupe		2 440	(9 198)
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle		669	414
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION (EUROS)	12	1,00	(3,90)
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION DILUÉ (EUROS)	12	1,00	(3,90)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation et du changement de présentation du compte de résultat (cf. Note 2).

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL

Notes	31 déc. 2014	31 déc. 2014 Quote-part du Groupe	31 déc. 2014 Quote-part des participations ne donnant pas le contrôle	31 déc. 2013 (1) ( 2)	31 déc. 2013 Quote-part du Groupe (1) ( 2)	31 déc. 2013 Quote-part des participations ne donnant pas le contrôle (1) ( 2)
	3 110	2 440	669	(8 783)	(9 198)	414
16	47	47	-	(47)	(41)	(6)
	(442)	(442)	-	375	327	48
17	(717)	(702)	(15)	494	405	89
17	298	234	64	(262)	(256)	(6)
10	182	211	(29)	(201)	(169)	(32)
	(128)	(128)	-	156	122	34
	1 836	1 546	290	(2 054)	(1 590)	(464)
	1 076	767	310	(1 539)	(1 202)	(337)
20	(1 762)	(1 658)	(105)	624	595	29
10	516	482	33	(199)	(189)	(11)
	7	7	(1)	(4)	(10)	6
	(1 240)	(1 168)	(72)	420	397	24
	2 946	2 039	907	(9 902)	(10 003)	101
	Actifs financiers disponibles à la vente Couverture de flux de trésorerie (hors Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments recyclables, Quote-part des entreprises mises en

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2). (2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l'intégration globale dans les comptes jusqu'au 22 juillet 2013,

puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7). NB : Les valeurs figurant dans les tableaux sont exprimées en millions d'euros. Le jeu des arrondis peut dans certains cas conduire à un écart non significatif au niveau des totaux.

ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE

ACTIF

En millions d'euros	Notes	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)	er janv. 2013 (1) (2) 1
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles nettes	14	7 569	7 042	12 663
Goodwills	13	21 222	20 420	29 535
Immobilisations corporelles nettes	15	64 032	63 112	81 761
Titres disponibles à la vente	16	2 893	3 015	3 341
Prêts et créances au coût amorti	16	2 960	1 898	3 051
Instruments financiers dérivés	16	2 733	2 351	3 109
Participations dans les entreprises mises en équivalence	4	7 055	6 799	6 158
Autres actifs	27	557	685	933
Impôts différés actif	10	980	490	1 333
TOTAL ACTIFS NON COURANTS		109 999	105 813	141 884
Actifs courants
Prêts et créances au coût amorti	16	925	1 470	1 974
Instruments financiers dérivés	16	7 886	3 833	4 292
Clients et autres débiteurs	16	21 558	21 057	24 797
Stocks	27	4 891	4 973	5 332
Autres actifs	27	10 049	8 157	8 811
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat	16	1 450	1 001	431
Trésorerie et équivalents de trésorerie	16	8 546	8 706	10 939
Actifs classés comme détenus en vue de la vente	5	-	922	2 754
TOTAL ACTIFS COURANTS		55 306	50 120	59 329
TOTAL ACTIF		165 305	155 932	201 213

Les données comparatives au 1 er (1) janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

PASSIF

En millions d'euros	Notes	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)	er janv. 2013 (1) (2) 1
Capitaux propres part du Groupe		49 527	47 971	59 760
Participations ne donnant pas le contrôle		6 432	5 689	11 672
TOTAL CAPITAUX PROPRES	18	55 959	53 659	71 432
Passifs non courants
Provisions	19	16 402	14 066	15 405
Dettes financières	16	28 024	28 576	41 945
Instruments financiers dérivés	16	3 020	2 062	2 657
Autres passifs financiers	16	286	213	624
Autres passifs	27	1 078	1 147	2 025
Impôts différés passif	10	9 039	9 466	11 697
TOTAL PASSIFS NON COURANTS		57 849	55 530	74 353
Passifs courants
Provisions	19	2 137	2 032	2 042
Dettes financières	16	10 297	10 316	12 069
Instruments financiers dérivés	16	5 895	4 043	4 066
Fournisseurs et autres créanciers	16	18 799	16 398	19 019
Autres passifs	27	14 370	13 521	16 749
Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente	5	-	434	1 483
TOTAL PASSIFS COURANTS		51 498	46 743	55 428
TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES		165 305	155 932	201 213

Les données comparatives au 1 er (1) janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

En millions d'euros	Nombre d'actions	Primes	Réserves conso- lidées	Titres super- subordonnés à durée indéter- minée	Variations de juste valeur et	Écarts de autres conversion propres	Actions	Capitaux propres part du Groupe	Partici pations ne donnant pas le contrôle	Total
CAPITAUX PROPRES AU 31 DÉCEMBRE 2012	2 412 824 089	2 413 32 207	26 427	-	(242)		235 (1 206)	59 834	11 468 71 303
Impact IFRS 10 & 11 (cf. Note 2)			(79)		3	1		(74)	204	130
CAPITAUX PROPRES AU ER JANVIER 1 2013(1)	2 412 824 089	2 413 32 207	26 349	-	(239)		236 (1 206)	59 760	11 672 71 432
Résultat net (1)			(9 198)					(9 198)	414	(8 783)
Autres éléments du résultat global (1)			397		388	(1 590)		(805)	(313)	(1 119)
RÉSULTAT GLOBAL(1)			(8 801)	-	388	(1 590)		- (10 003)		101 (9 902)
Souscriptions d'actions réservées aux salariés et rémunération sur base d'actions			88					88	5	93
Dividendes distribués en numéraire			(3 539)					(3 539)	(1 071)	(4 610)
Achat/vente d'actions propres			(101)				97	(5)	-	(5)
Perte de contrôle de SUEZ Environnement (cf. Note 5.7)								-	(5 225)	(5 225)
Émission de titres super subordonnés à durée indéterminée (cf. Note 18.2.1)				1 657				1 657	-	1 657
Transactions entre actionnaires			19		3			22	(187)	(165)
Augmentations de capital souscrites par les participations ne donnant pas le contrôle								-	379	379
Autres variations			(8)					(8)	15	7
CAPITAUX PROPRES AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)	2 412 824 089	2 413 32 207	14 005	1 657	152		(1 353) (1 109)	47 971		5 689 53 659

Les données comparatives au 1 er (1) janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

En millions d'euros	Nombre d'actions Capital		Primes	Réserves conso- lidées	Titres super- subordonnés Variations à durée indéter- minée	de juste valeur et	Écarts de autres conversion	Actions propres	Capitaux propres part du Groupe	Partici pations ne donnant pas le contrôle	Total
CAPITAUX PROPRES AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)	2 412 824 089		2 413 32 207	14 005	1 657	152		(1 353) (1 109)	47 971		5 689 53 659
Résultat net				2 440					2 440	669	3 110
Autres éléments du résultat global				(1 168)		(779)	1 546		(401)	238	(163)
RÉSULTAT GLOBAL				1 273	-	(779)	1 546	-	2 039	907	2 946
Souscriptions d'actions réservées aux salariés et rémunération sur base d'actions	22 460 922	22	299	35					357	-	357
Dividendes distribués en numéraire (cf. Note 18.2.3)				(2 767)					(2 767)	(761)	(3 527)
Achat/vente d'actions propres (cf. Note 18.1.2)				(17)				152	136	-	136
Émission de titres super subordonnés à durée indéterminée (cf. Note 18.2.1)					1 974				1 974	-	1 974
Coupons des titres super subordonnés (cf. Note 18.2.1)					(67)				(67)	-	(67)
Transactions entre actionnaires				(114)					(114)	12	(102)
Prise de contrôle de Gaztransport & Technigaz (cf. Note 5.1)									-	476	476
Augmentations de capital souscrites par des participations ne donnant pas le contrôle									-	60	60
Autres variations				(1)					(1)	49	48
CAPITAUX PROPRES AU 31 DÉCEMBRE 2014	2 435 285 011		2 435 32 506	12 414	3 564	(627)	193	(957)	49 527		6 432 55 959

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE

En millions d'euros	Notes	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
RÉSULTAT NET		3 110	(8 783)
- Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence		(441)	(570)
+ Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence		526	433
- Dotations nettes aux provisions, amortissements & dépréciations		5 722	20 519
- Effets de périmètre, autres éléments non récurrents		(924)	(479)
- MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel		298	226
- Autres éléments sans effet de trésorerie		21	93
- Charge d'impôt		1 588	745
- Résultat financier		1 876	1 945
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt		11 776	14 129
+ Impôt décaissé		(1 805)	(2 058)
Variation du besoin en fonds de roulement	27.1	(1 221)	(91)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES		8 751	11 980
Investissements corporels et incorporels	6.4.3	(5 790)	(6 518)
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis	6.4.3	(340)	(363)
Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes	6.4.3	(398)	(688)
Acquisitions de titres disponibles à la vente	6.4.3	(246)	(143)
Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles		241	267
Perte de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie cédés		565	468
Cessions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes		822	1 569
Cessions de titres disponibles à la vente		1 064	171
Intérêts reçus d'actifs financiers non courants		29	74
Dividendes reçus sur actifs financiers non courants		107	127
Variation des prêts et créances émis par l'entreprise et autres	6.4.3	8	(69)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT		(3 939)	(5 103)
Dividendes payés (3)		(3 720)	(4 694)
Remboursement de dettes financières		(6 394)	(5 640)
Variation des actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat		(412)	(435)
Intérêts financiers versés		(1 079)	(1 553)
Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie		100	116
Flux sur instruments financiers dérivés de couverture d'investissement net et soultes sur instruments financiers dérivés et sur rachats anticipés d'emprunts		(873)	(184)
Augmentation des dettes financières		5 033	3 393
Augmentation/diminution de capital		388	388
Émission de titres super-subordonnés à durée indéterminée	18.2.1	1 974	1 657
Achat/vente de titres d'autocontrôle		136	(5)
Changements de parts d'intérêts dans des entités contrôlées	6.4.3	(126)	(71)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT		(4 973)	(7 027)
Effet des variations de change et divers		1	(2 083)
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE		(160)	(2 233)
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À L'OUVERTURE		8 706	10 939
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À LA CLÔTURE		8 546	8 706

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l'intégration globale dans les comptes jusqu'au 22 juillet 2013, puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date. L'effet du changement de méthode de consolidation sur l'agrégat «Trésorerie et équivalents de trésorerie» est présenté sur la ligne «Effet des variations de change et divers» et s'élève à -2 056 millions d'euros (cf. Note 5.7).

(3) La ligne «Dividendes payés» comprend les coupons payés aux détenteurs des titres super-subordonnés à durée indéterminée pour un montant de 67 millions d'euros au 31 décembre 2014.

III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS

NOTE 1	Référentiel et méthodes comptables	30	NOTE 18	Éléments sur capitaux propres
NOTE 2	Incidences de l'application des normes sur la consolidation sur les états financiers		NOTE 19	Provisions
	comparatifs 2013	45	NOTE 20	Avantages postérieurs à l'emploi et autres
NOTE 3	Principales filiales au 31 décembre 2014	52
NOTE 4	Participations dans les entreprises mises en		NOTE 21	Activité exploration-production
	équivalence	58	NOTE 22	Contrats de location-financement
NOTE 5	Principales variations de périmètre	67	NOTE 23	Contrats de location simple
NOTE 6	Information sectorielle	75	NOTE 24	Paiements fondés sur des actions
NOTE 7	Éléments du résultat opérationnel courant	80	NOTE 25	Transactions avec des parties liées
NOTE 8	Résultat des activités opérationnelles	81	NOTE 26	Rémunération des dirigeants
NOTE 9	Résultat financier	85	NOTE 27	Besoin en fonds de roulement, autres actifs
NOTE 10	Impôts	87
NOTE 11	Résultat net récurrent part du Groupe	91	NOTE 28	Litiges et concurrence
NOTE 12	Résultat par action	92	NOTE 29	Événements postérieurs à la clôture
			NOTE 30	Honoraires des Commissaires aux comptes
NOTE 13	Goodwills	92		et membres de leurs réseaux
NOTE 14	Immobilisations incorporelles	98	NOTE 31	Informations relatives à l'exemption de publication de comptes annuels de
NOTE 15	Immobilisations corporelles	100		certaines sociétés luxembourgeoises et néerlandaises
NOTE 16	Instruments financiers	102
NOTE 17	Risques liés aux instruments financiers	112

		PAGE			PAGE
NOTE 1	Référentiel et méthodes comptables	30	NOTE 18	Éléments sur capitaux propres	124
NOTE 2	Incidences de l'application des normes sur la consolidation sur les états financiers		NOTE 19	Provisions	127
	comparatifs 2013	45	NOTE 20	Avantages postérieurs à l'emploi et autres
NOTE 3	Principales filiales au 31 décembre 2014	52		avantages à long terme	130
NOTE 4	Participations dans les entreprises mises en		NOTE 21	Activité exploration-production	137
	équivalence	58	NOTE 22	Contrats de location-financement	138
NOTE 5	Principales variations de périmètre	67	NOTE 23	Contrats de location simple	139
NOTE 6	Information sectorielle	75	NOTE 24	Paiements fondés sur des actions	140
NOTE 7	Éléments du résultat opérationnel courant	80	NOTE 25	Transactions avec des parties liées	144
NOTE 8	Résultat des activités opérationnelles	81	NOTE 26	Rémunération des dirigeants	145
NOTE 9	Résultat financier	85	NOTE 27	Besoin en fonds de roulement, autres actifs
NOTE 10	Impôts	87		et autres passifs	146
NOTE 11	Résultat net récurrent part du Groupe	91	NOTE 28	Litiges et concurrence	147
NOTE 12	Résultat par action	92	NOTE 29	Événements postérieurs à la clôture	152
NOTE 13	Goodwills	92	NOTE 30	Honoraires des Commissaires aux comptes et membres de leurs réseaux	153
NOTE 14	Immobilisations incorporelles	98	NOTE 31	Informations relatives à l'exemption de
				publication de comptes annuels de certaines sociétés luxembourgeoises et
NOTE 15	Immobilisations corporelles	100		néerlandaises	153

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 et services à l'énergie), il se donne pour mission de relever les grands défis : répondre aux besoins en énergie, assurer la sécurité d'approvisionnement, lutter contre les changements climatiques et optimiser l'utilisation des ressources.

En date du 25 février 2015, le Conseil d'Administration du Groupe a arrêté et autorisé la publication des états financiers consolidés du Groupe au 31 décembre 2014.

NOTE 1 Référentiel et méthodes comptables

application de cette norme entraîne un enrichissement des notes européenne du 29 avril 2004 sur le prospectus, les informations aux états financiers annuels. financières concernant le patrimoine, la situation financière et les Amendements IAS 32 – Instruments financiers : résultats de GDF SUEZ sont fournies pour les deux derniers exercices 2013 et 2014 et Présentation : Compensation d'actifs financiers et de passifs sont établies conformément au financiers ; ces amendements n'ont pas d'impact significatif sur règlement (CE) n° 1606/2002 du 19 juillet 2002 sur l'application des les états financiers consolidés du Groupe. normes comptables internationales IFRS. Au 31 décembre 2014, les états financiers consolidés annuels du Groupe sont conformes Amendements IAS 36 – Dépréciation d'actifs : Informations à aux IFRS publiées par l'IASB et adoptées par l'Union européenne (1) .

Les principes comptables retenus pour la préparation des états Amendements IAS 39 – Instruments financiers : comptabilisation financiers au 31 décembre 2014 sont conformes à ceux retenus et évaluation : Novation de dérivés et maintien de la comptabilité pour la préparation des états financiers au 31 décembre 2013 à de couverture ; ces amendements n'ont pas d'impact significatif l'exception des éléments suivants en 1.1.1. sur les états financiers consolidés du Groupe.

1.1.1 Normes IFRS, amendements et interprétations 1.1.2 Normes IFRS, amendements et interprétations

-

annuels. associées et des coentreprises.

1.1.3 Normes IFRS et amendements applicables après 2015 Les modifications introduites par ces nouvelles normes de consolidation sont brièvement décrites en 1.4.1. Les incidences, pour le Groupe, de ces nouvelles normes sur la consolidation sont IFRS 15 – Revenu des contrats avec les clients (2) présentées dans . la Note 2.

. d'autres entités.

. Groupe détient dans des filiales, des partenariats, des entreprises un investisseur et ses entreprises associées ou coentreprises (2) l'incidence de ces intérêts sur la position financière, la . performance financière et les flux de trésorerie du Groupe. Amendements IAS 1 – «Disclosure Initiative» Doivent ainsi notamment être indiqués les hypothèses et

1.1 Référentiel jugements significatifs portés lors de la détermination du contrôle, du contrôle conjoint et des types de partenariats (i.e. activités En conjointes et coentreprises) ou de l'influence notable. La première application du règlement (CE) n° 809/2004 de la Commission

fournir sur la valeur recouvrable des actifs non financiers ; ces amendements ont déjà été appliqués par anticipation au 31 décembre 2013.

applicables de façon obligatoire en 2014 applicables en 2015 et non anticipés par le Groupe

IFRS 10 – États financiers consolidés. Améliorations annuelles des IFRS Cycle 2011-2013.
IFRS 11 – Partenariats. IFRIC 21 – Taxes. L'application de cette interprétation n'a pas d'incidence significative sur les états financiers consolidés Amendements IAS 28 – Participations dans des entreprises

- IFRS 9 – Instruments financiers (2) .

Amendements IFRS 11 – Partenariats : Comptabilisation des IFRS 12 – Informations à fournir sur les intérêts détenus dans acquisitions d'intérêts dans des activités conjointes (2)
Amendements IAS 16 – Immobilisations corporelles et IAS 38 – Cette norme requiert la communication des informations Immobilisations incorporelles : Clarification sur les méthodes permettant d'évaluer les risques associés aux intérêts que le d'amortissement acceptables (2)
associées et des entités structurées non consolidées, ainsi que Amendements IFRS 10 et IAS 28 Vente ou apport d'actifs entre
- (2) .

(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 amendements n'ayant pas encore été adoptés par l'Union européenne, il s'agit d'une traduction libre.

- Amendements IAS 19 – Avantages du personnel : Plans à 1.3.1 Estimations

Améliorations annuelles des IFRS Cycle 2012-2014(1)

L'analyse des date de clôture, ainsi que les produits et charges de l'exercice. incidences de l'application de ces normes et

Le Groupe, à l'occasion de la transition aux IFRS en 2005, a utilisé des opérations concernées diffèrent de ces estimations. certaines options permises par IFRS 1. Les options qui ont encore Les estimations significatives réalisées par le Groupe pour

les écarts de conversion : le Groupe ^a choisi de reclasser au sein l'évaluation ^à la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris conversion cumulés au 1 er janvier 2004 ; Note 5) ;
les regroupements d'entreprises : le Groupe ^a choisi de ne pas l'évaluation de la valeur recouvrable des goodwills, des autres III retraiter selon IFRS 3 les acquisitions antérieures au ¹ 2004. (se reporter aux § 1.4.4 et 1.4.5) ;

1.2 Base d'évaluation et de présentation

Les états financiers ont été préparés selon la convention du coût les instruments financiers (se reporter au § 1.4.11) ; historique, ^à l'exception des instruments financiers qui sont le chiffre d'affaires réalisé et non relevé, dit en compteur (se comptabilisés conformément au traitement des différentes catégories reporter au § 1.3.1.6) ; d'actifs et de passifs financiers définis par la norme IAS 39.

Actifs ou groupe d'actifs destinés à être cédés la Note 10.3).

Conformément à 1.3.1.1 Évaluation de la juste valeur des actifs acquis et des passifs la norme IFRS 5 - Actifs non courants détenus en vue de la vente et activités abandonnées, les actifs ou groupes repris dans le cadre d'un regroupement d'entreprises d'actifs destinés ^à être cédés font l'objet d'une présentation sur une Les principales hypothèses et estimations utilisées pour déterminer ligne ^à part de l'état de situation financière et sont évalués et la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris comprennent comptabilisés au montant le plus bas entre leur valeur comptable et notamment les perspectives futures des marchés nécessaires ^à leur valeur de marché diminuée des coûts nécessaires ^à la l'évaluation des flux de trésorerie futurs ainsi que les taux réalisation de la vente. d'actualisation ^à appliquer.

Un actif est classé en actifs destinés ^à être cédés seulement si la Les valeurs utilisées reflètent les meilleures estimations du management. vente est hautement probable dans un horizon de 12 mois, si l'actif est disponible en vue d'une vente 1.3.1.2 Valeur recouvrable des goodwills, des immobilisations immédiate dans son état actuel et si un plan de vente a été initié par le management avec un degré corporelles et incorporelles d'avancement suffisant. Pour apprécier le caractère hautement Des hypothèses et des estimations sont réalisées pour déterminer la probable de la vente, le Groupe prend notamment en considération valeur recouvrable des goodwills, des immobilisations incorporelles les marques d'intérêts et les offres reçues d'acquéreurs potentiels, et corporelles. Celles-ci portent en particulier sur les perspectives de

1.3 Utilisation d'estimations et

La crise économique et financière a conduit le Groupe à renforcer En ce qui concerne les UGT goodwill significatives, les hypothèses les procédures de suivi des risques et ^à intégrer une évaluation de ceux-ci dans l'évaluation des instruments financiers et les tests de valeur. Cet environnement de crise et de volatilité importante des UGT Énergie – Central Western Europe (CWE) – (branche marchés a été pris en considération par Énergie Europe) le Groupe dans les estimations comme les business plans et les différents taux Les prévisions de flux de trésorerie des activités électriques et d'actualisation utilisés à la fois pour les tests de valeur et les calculs gazières sur la zone CWE reposent sur un nombre important

prestations définies : contributions des employés. La préparation des états financiers nécessite l'utilisation Améliorations annuelles des IFRS – Cycle 2010-2012. 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

amendements est en cours. En raison des incertitudes inhérentes à tout processus d'évaluation, le Groupe révise ses estimations sur la base d'informations 1.1.4 Rappel des options de transition IFRS 1 régulièrement mises ^à jour. Il est possible que les résultats futurs

un impact sur les états financiers concernent : l'établissement des états financiers portent principalement sur :

des capitaux propres en réserves consolidées les écarts de dans le cadre d'un regroupement d'entreprises (se reporter ^à la
- er janvier immobilisations incorporelles et des immobilisations corporelles
- l'évaluation des provisions et notamment les provisions pour traitement de l'aval du cycle du combustible nucléaire, les provisions pour démantèlement des installations, les provisions des états financiers consolidés pour litiges ainsi que les engagements de retraite et assimilés (se reporter au § 1.4.15) ;
  -
  -
  - l'évaluation des déficits fiscaux reportables activés (se reporter à

ainsi que les risques d'exécution spécifiques ^à certaines transactions. marché et l'évolution du cadre régulatoire, nécessaires ^à l'évaluation des flux de trésorerie et plus sensibles sur certaines activités, ainsi que sur le taux d'actualisation à appliquer. Toute modification de ces hypothèses pourrait avoir un effet significatif sur le montant de du jugement la valeur recouvrable et pourrait conduire ^à modifier les pertes de valeur à comptabiliser.

clés des tests de perte de valeur sont les suivantes :

des provisions. d'hypothèses clés telles que les valeurs assignées aux prix à long terme des combustibles, du CO2, l'évolution de la demande

(1) Ces normes et amendements n'ayant pas encore été adoptés par l'Union européenne, il s'agit d'une traduction libre.

d'électricité et de gaz, l'évolution des prix de l'électricité, les 1.3.1.5 Instruments financiers perspectives futures des marchés, ainsi que l'évolution du cadre Pour évaluer ^à la juste valeur les instruments financiers non cotés régulatoire (notamment sur les capacités nucléaires en Belgique modification pourrait avoir un impact significatif. renouvellement des concessions hydroélectriques en France. Enfin, les taux d'actualisation constituent également une des 1.3.1.6 Chiffre d'affaires hypothèses clés pour le calcul de la valeur d'utilité de cette UGT

er juillet 2012 pour une période

1.3.1.7 Évaluation des déficits fiscaux reportables activés Les paramètres qui ont une influence significative sur le montant des provisions, et plus particulièrement – mais pas uniquement – Des actifs d'impôt différé sont comptabilisés au titre des pertes celles relatives ^à la gestion de l'aval du cycle du combustible fiscales reportables, lorsqu'il est probable que le Groupe disposera nucléaire et au démantèlement des sites de production nucléaires, de bénéfices imposables futurs sur lesquels ces pertes fiscales non de même que celles liées au démantèlement des infrastructures

en France, l'échéance de l'arrêt d'exploitation du gaz) ; complémentaires lorsque nécessaire.
ainsi que le taux d'actualisation appliqué aux flux de trésorerie.

Ces paramètres sont établis sur la base des informations et 1.3.2 Jugement

La modification de certains paramètres pourrait conduire à une de jugement pour définir le traitement comptable adéquat de

L'évaluation des engagements pour retraite repose sur des calculs En particulier, le Groupe a exercé son jugement pour l'évaluation de actuariels. Le Groupe estime que les hypothèses retenues pour la nature du contrôle, la classification des accords qui contiennent évaluer les engagements sont appropriées et justifiées. Cependant, des contrats de location, la comptabilisation des acquisitions de

sur un marché, le Groupe doit utiliser des modèles de valorisation et la prolongation des contrats de droits de tirage sur les qui reposent sur un certain nombre d'hypothèses, dont la centrales nucléaires en France), et les perspectives de

goodwill. Le chiffre d'affaires réalisé sur les segments de clientèle qui font l'objet d'une relève de compteurs en cours d'exercice comptable, UGT Distribution (branche GDF SUEZ Infrastructures) notamment la clientèle alimentée en basse tension (électricité) ou en Les projections de flux de trésorerie sont établies ^à partir du tarif basse pression (gaz), est estimé ^à la clôture ^à partir d'historiques, d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel dit de statistiques de consommation et d'estimations de prix de vente. «tarif ATRD 4» entré en vigueur le ¹ Pour les ventes sur des réseaux utilisés par des opérateurs de quatre ans, ainsi que du niveau global des investissements multiples, le Groupe est tributaire de l'allocation des volumes accepté par la CRE (Commission de Régulation de l'Énergie) d'énergie transitant sur les réseaux, réalisée par les gestionnaires dans le cadre de sa décision sur le tarif ATRD 4. La valeur des réseaux. Les allocations définitives ne sont parfois connues terminale calculée à la fin du plan d'affaires à moyen terme correspond au montant attendu de la Base des Actifs Régulés qu'avec plusieurs mois de retard, il en résulte une marge (BAR) sans prime fin 2020. La BAR est la valeur attribuée par le d'incertitude sur le chiffre d'affaires réalisé. Toutefois, le Groupe a régulateur aux actifs exploités par l'opérateur de distribution. développé des outils de mesure et de modélisation qui permettent UGT Global Gaz & GNL d'estimer le chiffre d'affaires avec un degré de fiabilité satisfaisant et de vérifier ^a posteriori que les risques d'erreurs dans l'estimation Les principales hypothèses et estimations clés comprennent des quantités vendues et du chiffre d'affaires correspondant notamment les taux d'actualisation, l'évolution du prix des peuvent être considérés comme non significatifs. En France, le gaz hydrocarbures, l'évolution de la parité euro/dollar, les estimations livré non relevé et non facturé dit «Gaz en compteurs» est déterminé des réserves prouvées et probables, l'évolution de la demande et sur la base d'une méthode directe prenant en compte une de l'offre de gaz naturel liquéfié, ainsi que les perspectives futures des marchés. estimation de la consommation des clients, en fonction de leur dernière facture ou de leur dernière relève non facturée homogène UGT Energy Amérique du Nord (branche Energy International) avec l'allocation du gestionnaire de réseau de distribution sur la Les principales hypothèses et estimations clés comprennent même période. Il est valorisé au prix moyen de l'énergie. Le prix notamment les valeurs assignées aux prix ^à long terme de moyen utilisé tient compte de la catégorie de clientèle et de l'électricité et des combustibles, les perspectives futures des l'ancienneté du gaz en compteurs. La quote-part de chiffre marchés ainsi que les taux d'actualisation ^à appliquer. d'affaires non facturée ^à la date de clôture est sensible aux 1.3.1.3 Estimation des provisions hypothèses de volumes et de prix moyens retenues.

utilisées pourront être imputées. Cette probabilité de bénéfices gazières en France, sont : imposables futurs est estimée en prenant en considération les hypothèses de coûts (et notamment le scénario retenu pour la l'existence de différences temporelles imposables relevant de la gestion du combustible irradié dans les installations de même entité fiscale et se reversant sur les mêmes échéances production nucléaire) ; vis-à-vis de la même autorité fiscale, ainsi que les estimations de le calendrier de leur survenance (et notamment, pour les activités profits taxables futurs. Ces prévisions de profits taxables et les de production nucléaire, les échéanciers des opérations de consommations de reports déficitaires en résultant ont été retraitement du combustible irradié et de démantèlement des élaborées ^à partir des projections de résultat telles que préparées sites, de même que, pour les activités d'infrastructures gazières dans le cadre du plan moyen terme, ainsi qu'à partir de projections

estimations que la société estime les plus appropriées à ce jour. Outre l'utilisation d'estimations, la direction du Groupe a fait usage révision significative des provisions comptabilisées. certaines activités et transactions notamment lorsque les normes et interprétations IFRS en vigueur ne traitent pas de manière précise 1.3.1.4 Engagements pour retraite des problématiques comptables concernées.

toute modification d'hypothèse pourrait avoir un impact significatif. participations ne donnant pas le contrôle antérieures au

1 regard d'IAS 39, des contrats d'achat et de vente d'éléments non associée ou une coentreprise est destinée à être cédée, le

sur la nature du contrôle figurent dans la Note 3 «Principales filiales tandis que la partie conservée continue ^à être comptabilisée et au 31 décembre 2014» et dans la Note 4 «Participations dans les présentée en mise en équivalence ; entreprises mises en équivalence».

Conformément à IAS 1, le Groupe présente séparément dans l'état entreprise associée conférant un contrôle conjoint sur la de situation financière les actifs courants et non courants, et les participation, la quote-part d'intérêt antérieurement détenue ne passifs courants et non courants. Au regard de la majorité des peut désormais plus être réévaluée à la juste valeur. Il en est de activités du Groupe, il a été considéré que le critère à retenir pour la même pour la quote-part d'intérêt conservée en cas de classification est diminution du pourcentage d'intérêt dans une coentreprise qui le délai de réalisation de l'actif ou de règlement du passif : en courant si ce délai est conduit à n'exercer qu'une influence notable. inférieur à 12 mois et en non

1.4 Méthodes comptables

détient le contrôle en application d'IFRS 10 ; 1.4.1 Périmètre et méthodes de consolidation

Les nouvelles normes de consolidation IFRS 10 – États financiers coentreprises : consolidés, IFRS 11 – Partenariats et les amendements de la norme le Groupe comptabilise les participations dans des entreprises IAS 28 – Participations dans des entreprises associées et des associées (entités dans lesquelles le Groupe exerce une influence coentreprises, ont été adoptées en mai 2012 par l'Europe et sont notable) et les coentreprises selon la méthode de la mise en entrées en application au 1 er janvier 2014. équivalence ;

financiers consolidés et individuels ainsi que l'interprétation SIC 12 - Consolidation – Entités ad hoc. Cette norme introduit une nouvelle ^À noter que les contrats de partage de production, notamment définition du contrôle. Un investisseur (le Groupe) contrôle une dans le secteur de l'exploration et de la production entité, et la consolide en tant que filiale, si les trois critères suivants d'hydrocarbures sont hors du champ d'application d'IFRS 11.

- l'investisseur a le pouvoir de décision sur les activités clés de droits de production et de réserves conformément aux clauses l'entité ; contractuelles.

ces rendements. états financiers comparatifs 2013».

La norme IFRS 11 remplace la norme IAS 31 – Participations dans dans respectivement la Note 3 «Principales filiales au 31 décembre des coentreprises et l'interprétation SIC 13 – Entités contrôlées 2014» et la Note 4 «Participations dans les entreprises mises en conjointement – Apports non monétaires par des coentrepreneurs. équivalence».

La nouvelle norme distingue deux types de partenariat : les 1.4.2 Méthodes de conversion coentreprises et les activités conjointes.

Une 1.4.2.1 Monnaie de présentation des comptes consolidés coentreprise est un partenariat dans lequel les parties qui exercent un contrôle conjoint sur l'entité ont des droits sur l'actif net Les états financiers consolidés du Groupe sont présentés en euros. de celle-ci.

Une activité conjointe est un partenariat dans lequel les parties qui 1.4.2.2 Monnaie fonctionnelle exercent un contrôle conjoint sur l'entité ont des droits sur les actifs La monnaie fonctionnelle d'une entité est la monnaie de

Les modifications de la norme IAS 28 portent essentiellement sur retenue dès lors qu'elle reflète la devise des principales transactions

er janvier 2010, et la détermination des «activités normales», au lorsqu'une partie d'une participation dans une entreprise financiers (électricité, gaz…). traitement comptable de la partie conservée est désormais clarifié par la norme. Seule la quotité destinée ^à être cédée est classée La liste des entités pour lesquelles le Groupe ^a exercé son jugement comme détenue en vue de la vente en application d'IFRS 5,
- en cas d'augmentation du pourcentage d'intérêt dans une

courant s'il est supérieur ^à 12 mois. L'application, par le Groupe, de ces nouvelles normes se traduit de la manière suivante :

entités contrôlées : III

le Groupe consolide par intégration globale les entités dont il

participations dans des entreprises associées et des

IFRS 10 – États financiers consolidés participations dans des activités conjointes :

le Groupe comptabilise les actifs, les passifs, les produits et les La norme IFRS 10 remplace les dispositions relatives aux états charges relatifs ^à ses intérêts dans des activités conjointes en financiers consolidés qui figuraient dans la norme IAS 27 - États conformité avec les normes IFRS applicables ^à ces actifs, passifs, produits et charges.

sont remplis : Les parties prenantes ^à ces contrats comptabilisent en effet leurs

l'investisseur a droit aux rendements variables de l'entité en Les incidences de ces nouvelles normes de consolidation sur les raison de ses liens avec celle-ci ; états financiers comparatifs 2013 sont présentées dans la Note 2 l'investisseur peut utiliser son pouvoir de décision pour influer sur «Incidences de l'application des normes sur la consolidation sur les

IFRS 11 – Partenariats Les listes des principales sociétés consolidées selon la méthode de l'intégration globale et de la mise en équivalence sont présentées

et des obligations au titre des passifs de l'entité. l'environnement économique dans lequel cette entité opère Amendements IAS 28 – Participations dans des entreprises associées principalement. Dans la majorité des cas, la monnaie fonctionnelle correspond à la monnaie locale. Cependant, dans certaines entités, et des coentreprises une monnaie fonctionnelle différente de la monnaie locale peut être les points suivants : et de l'environnement économique de l'entité.

passifs éventuels identifiables acquis ^à chaque date d'échange. Les opérations en monnaies étrangères sont converties dans la er monnaie fonctionnelle au cours du jour de la transaction. À chaque janvier 2010

- les actifs et passifs monétaires libellés en monnaies étrangères (i) la contrepartie transférée ;

1.4.2.4 Conversion des états financiers des filiales dont la monnaie par rapport au solde net des justes valeurs des actifs acquis et des fonctionnelle est différente de l'euro (monnaie de présentation) passifs repris identifiables.

L'état de situation financière est converti en euros au taux de Le montant du goodwill reconnu lors de la prise de contrôle ne peut change en vigueur à la clôture de l'exercice. Le résultat et les flux de être ajusté après la fin de la période d'évaluation. trésorerie sont convertis sur la base des taux de change moyens de Les goodwills relatifs aux participations dans les entreprises la période. Les différences résultant de la conversion des états associées sont inscrits dans la rubrique «Participations dans les financiers de ces filiales sont enregistrées en «écarts de conversion» entreprises mises en équivalence». au sein des autres éléments du résultat global.

Évaluation des goodwills Les écarts d'acquisition et ajustements de juste valeur provenant de l'acquisition d'une entité étrangère sont considérés comme des Les goodwills ne sont pas amortis mais font l'objet de tests de perte actifs et passifs de l'entité étrangère. Ils sont donc exprimés dans la de valeur une fois par an, ou plus fréquemment s'il existe des

Les regroupements d'entreprises réalisés avant le 1 générant conjointement des flux de trésorerie largement er janvier 2010 ont été comptabilisés selon la norme IFRS 3 avant révision. indépendants des flux de trésorerie générés par les autres UGT. Conformément à la norme IFRS 3 révisée, ces regroupements Les modalités de réalisation de ces tests de perte de valeur sont

Depuis le 1 immobilisations corporelles et incorporelles». er janvier 2010, le Groupe applique la méthode dite de l'acquisition telle que décrite dans IFRS 3 révisée. En application de Les pertes de valeur relatives à des goodwills ne sont pas cette méthode, le Groupe comptabilise à la date de prise de réversibles et sont présentées sur la ligne «Pertes de valeur sur contrôle les actifs acquis et passifs repris identifiables à leur juste actifs» du compte de résultat. valeur, ainsi que toute participation ne donnant pas le contrôle dans l'entreprise acquise. Ces participations ne donnant pas le contrôle 1.4.4.2 Autres immobilisations incorporelles sont évaluées soit à la juste valeur, soit à la part proportionnelle Frais de développement dans l'actif net identifiable. Le Groupe détermine au cas par cas l'option qu'il souhaite appliquer pour comptabiliser ces Les frais de recherche sont comptabilisés en charges dans participations ne donnant pas le contrôle. l'exercice au cours duquel ils sont encourus.

Les immobilisations incorporelles sont comptabilisées au coût diminué sont remplis. Dans ce cas, l'immobilisation incorporelle provenant du cumul des amortissements et éventuelles pertes de valeur. du développement est amortie sur sa durée d'utilité.

er janvier 2010 de la norme IFRS 3 révisée conduit

Regroupements réalisés avant le 1

Les goodwills représentent la différence entre le coût du d'entreprises ; regroupement d'entreprises (prix d'acquisition des titres majoré des des droits ^à capacité, notamment sur des centrales ; le Groupe ^a coûts annexes directement attribuables ^à l'acquisition) et la part du participé au financement de la construction de certaines centrales Groupe dans la juste valeur des actifs, passifs et passifs éventuels nucléaires opérées par des tiers et a reçu en contrepartie des identifiables de l'entreprise acquise à la date de prise de contrôle droits d'acheter une quote-part de la production sur la durée de

Dans d'utilité de l'actif sous-jacent, n'excédant pas 40 ans ; le cas d'une prise de contrôle par achats successifs de titres d'une filiale, le Groupe a déterminé un goodwill pour chaque des actifs de concessions ;

1.4.2.3 Traduction des opérations en monnaies étrangères transaction sur la base de la juste valeur des actifs, passifs et

Regroupements réalisés après le 1

arrêté comptable : Le goodwill est évalué comme étant l'excédent du total de :

sont convertis au cours de clôture. Les différences de change en (ii) le montant de toute participation ne donnant pas le contrôle résultant sont comptabilisées dans le résultat de la période ; dans l'entreprise acquise, et
les actifs et passifs non monétaires libellés en monnaies (iii) dans un regroupement d'entreprises réalisé par étapes, la juste étrangères sont comptabilisés au cours historique en vigueur ^à la valeur de la participation précédemment détenue par l'acquéreur date de la transaction. dans l'entreprise acquise ;

monnaie fonctionnelle de l'entité et sont convertis au taux de clôture. indices de pertes de valeur identifiés. Ces goodwills sont testés au niveau d'Unités Génératrices de Trésorerie (UGT) ou de 1.4.3 Regroupements d'entreprises regroupements d'UGT qui constituent des ensembles homogènes

d'entreprises n'ont pas été retraités. présentées dans le paragraphe 1.4.8 «Perte de valeur des

1.4.4 Immobilisations incorporelles 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

1.4.4.1 Goodwills Autres immobilisations incorporelles acquises ou produites

Détermination des goodwills Les autres immobilisations incorporelles comprennent notamment :

des sommes versées ou à verser en contrepartie de droits L'application au 1 attachés ^à la qualité de concessionnaire ou d'exploitant ^à distinguer les regroupements réalisés avant ou après cette date. d'équipements publics ;
- er janvier ²⁰¹⁰ des portefeuilles clients acquis lors de regroupements
(sauf si la prise de contrôle est faite par étapes). vie des actifs. Ces droits à capacité sont amortis sur la durée
-

la marque GDF Gaz de France et des contrats d'approvisionnement de gaz acquis dans le cadre du regroupement d'entreprises avec Gaz de France en 2008.

L'amortissement des immobilisations incorporelles est constaté en fonction du rythme attendu de la consommation des avantages économiques futurs de l'actif. Les amortissements sont calculés, essentiellement sur base du mode linéaire, en fonction des durées d'utilité suivantes :

	Durée d'utilité
En nombre d'années	Minimum	Maximum
Infrastructure concessions	10	30
Portefeuille clients	10	40
Autres immobilisations incorporelles	1	40

Certaines immobilisations incorporelles (marque, etc.), dont la durée Une provision est alors constatée en contrepartie d'un composant d'utilité est indéfinie, ne sont pas amorties mais font l'objet d'un test de l'actif au titre du démantèlement.

Les immobilisations corporelles sont comptabilisées ^à leur coût mode d'amortissement et les durées d'utilité décrits ci-dessous. historique d'acquisition, de production ou d'entrée dans le Groupe, Les coûts d'emprunts encourus pendant la période de construction sous déduction des amortissements cumulés et des pertes de d'un actif qualifié sont incorporés dans son coût. valeur constatées.

La valeur comptable des immobilisations corporelles ne fait l'objet Gaz coussin d'aucune réévaluation, le Groupe n'ayant pas choisi la méthode Le gaz «coussin», injecté dans les réservoirs souterrains, est alternative permettant de réévaluer de façon régulière une ou indispensable au fonctionnement des stockages souterrains et

Les subventions pour investissements sont portées en déduction de gaz «utile» comptabilisé en stock, il est enregistré en la valeur brute des immobilisations au titre desquelles elles ont été immobilisations. reçues.

1.4.5.2 Amortissement En application d'IAS 16, le coût de l'actif comprend, lors de sa comptabilisation initiale, les coûts de démantèlement et de remise En application de l'approche par composants, le Groupe utilise des en état de site dès lors qu'il existe à la date d'entrée une obligation durées d'amortissement différenciées pour chacun des composants actuelle, légale ou implicite de démanteler ou de restaurer le site. significatifs d'un même actif immobilisé dès lors que l'un de ces

III de dépréciation annuel. Les immobilisations corporelles financées au moyen de contrats de 1.4.5 Immobilisations corporelles location-financement sont présentées ^à l'actif pour la valeur de marché ou la valeur actualisée des paiements futurs si elle est 1.4.5.1 Évaluation initiale et évaluation postérieure inférieure. La dette correspondante est inscrite en dettes financières. Ces immobilisations sont également amorties selon le

plusieurs catégories d'immobilisations corporelles. indissociable de ces installations. C'est pourquoi, ^à la différence du

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 :

	Durée d'utilité
En nombre d'années	Minimum	Maximum
Installations techniques
• Stockage - Production - Transport - Distribution	5	60 (*)
• Installation - Maintenance	3	10
• Aménagements hydrauliques	20	65
Autres immobilisations corporelles	2	33

(*) Hors gaz coussin.

La fourchette constatée sur les durées d'amortissement résulte de les centrales nucléaires sont, depuis l'exercice 2003, amorties de la diversité des immobilisations concernées. Les durées minima manière prospective sur 40 ans, à l'exception de Tihange 1, dont la concernent le petit matériel et le mobilier, les durées maxima durée d'exploitation a été prolongée de 10 ans par la loi du s'appliquent aux réseaux d'infrastructures et de stockage. 18 décembre 2013. Conformément à la loi du 31 janvier 2003 adoptée par la Chambre Concernant les droits d'exploitation hydraulique, les aménagements des Représentants de Belgique, relative à «la sortie progressive de sont amortis sur la durée la plus courte entre le contrat

l'énergie nucléaire à des fins de production industrielle d'électricité», d'exploitation et la durée d'utilité des biens en tenant compte du

renouvellement des contrats si ce dernier est estimé 1.4.7 Concessions

Le Groupe applique la norme IFRS 6 - Prospection et évaluation de contrats de concession par le concessionnaire. ressources minérales.

Les dépenses d'études géologiques et géophysiques sont l'interprétation IFRIC 12, l'utilisation de l'infrastructure doit être enregistrées en charges dans l'exercice au cours duquel elles sont contrôlée par le concédant. Le contrôle de l'utilisation de

Les coûts d'exploration (autres que les dépenses d'études conditions suivantes sont remplies : géologiques ou géophysiques) sont temporairement immobilisés le concédant contrôle ou régule le service public, c'est-à-dire qu'il dans l'attente de déterminer la faisabilité technique et la viabilité contrôle ou régule les services qui doivent être rendus grâce à commerciale des réserves. Ce coût des forages d'exploration est l'infrastructure objet de la concession et détermine à qui et à quel temporairement immobilisé quand les deux conditions suivantes prix ils doivent être rendus ; et

le puits a mis en évidence un volume suffisant de réserves pour reprendre l'infrastructure en fin de contrat. justifier, le cas échéant, sa complétion en tant que puits Concessions hors du champ IFRIC 12 producteur en supposant que les investissements nécessaires ^à
le Groupe enregistre des progrès suffisants dans la détermination d'IFRIC 12 restent classées en tant qu'immobilisations corporelles. des réserves et de la viabilité technique et économique du projet. Cette analyse s'applique au cas particulier de la distribution de gaz n° 46–628 du 8 avril 1946. être dans l'attente d'autorisations d'un gouvernement ou d'un

Selon cette méthode dite des «successful efforts», à l'issue du Conformément à IAS 36, lorsque des événements ou modifications programme d'exploration, lorsque le puits d'exploration a permis de d'environnement de marché ou des éléments internes indiquent un confirmer avec certitude l'existence de réserves commercialisables, risque de perte de valeur des immobilisations incorporelles ou ces montants sont inscrits en immobilisations corporelles et amortis corporelles, celles-ci font l'objet d'un test de perte de valeur. Dans sur la durée de production des réserves ; dans le cas contraire, ils le cas des immobilisations incorporelles non amorties, les tests de sont comptabilisés en charges.

L'amortissement des immobilisations de production, y compris des coûts de Indices de perte de valeur remise en état des sites, débute à partir de la mise en production des champs et est effectué selon la méthode ^à l'unité de Ce test de perte de valeur n'est effectué pour les immobilisations production (UOP «Unit of Production Method»). Le taux corporelles et incorporelles ^à durée d'utilité définie que lorsqu'il d'amortissement pratiqué dans le cadre de l'UOP est égal, depuis le existe des indices révélant une altération de leur valeur. Celle-ci ¹ er janvier 2014, au rapport de la production d'hydrocarbures de la provient en général de changements importants dans période sur les réserves probables d'hydrocarbures. Le Groupe l'environnement de l'exploitation des actifs ou d'une performance utilisait précédemment le rapport de la production d'hydrocarbures économique inférieure ^à celle attendue. de la période sur les réserves prouvées développées d'hydrocarbures. Les principaux indices de perte de valeur retenus par le Groupe sont :

Ce changement d'estimation au titre des indices externes : s'inscrit dans le cadre de l'évolution du portefeuille d'actifs de production du Groupe. Il vise à restituer – changements importants intervenus dans l'environnement une meilleure représentation économique dans le temps de la économique, technologique, réglementaire, politique ou du consommation des avantages marché dans lequel opère l'actif, liés aux actifs de production, à un moment où le profil du portefeuille se trouve être sensiblement – baisse de la demande,

L'impact annuel de ce changement est estimé à +250 millions au titre des indices internes : d'euros sur le résultat opérationnel courant après quote-part du – obsolescence ou dégradation matérielle non prévue dans le résultat net des entreprises mises en équivalence et à +75 millions plan d'amortissement, d'euros sur le résultat net part du Groupe. – performance inférieure aux prévisions,

raisonnablement certain par le Groupe. L'interprétation SIC ²⁹ – Accords de concession de services – 1.4.6 Actifs d'exploration et de production des ressources Informations ^à fournir, traite des informations concernant les contrats de concession ^à donner dans les Notes aux Comptes, minérales tandis que IFRIC 12 traite de la comptabilisation de certains

Pour qu'un contrat de concession soit inclus dans le périmètre de encourues. l'infrastructure par le concédant est assuré quand les deux

sont réunies : le concédant contrôle l'infrastructure, c'est-à-dire a le droit de

la production soient effectués ; Les infrastructures de concession ne répondant pas aux critères

Ces progrès sont évalués sur la base de critères tels que des en France. En effet, les actifs concernés ont été comptabilisés selon travaux d'exploration additionnels (puits, travaux sismiques ou IAS 16 dans la mesure où GrDF exploite son réseau sous un régime études significatives) en cours de réalisation ou inscrits dans un de concessions ^à long terme qui sont pour la quasi-totalité programme ferme, la réalisation de dépenses d'études de obligatoirement renouvelées ^à l'échéance conformément ^à la loi développement et en tenant compte du fait que le Groupe puisse

tiers sur un projet proposé ou de disponibilité de capacité de 1.4.8 Perte de valeur des immobilisations corporelles et transport ou de traitement sur une installation existante. incorporelles

perte de valeur sont réalisés annuellement.

-
-
modifié par l'entrée dans un nouveau cycle de mise en production. évolution défavorable du cours des énergies et du dollar ;
-
-
-
- baisse des réserves pour l'Exploration-Production.

de location-financement. Ces immobilisations corporelles ou incorporelles sont testées au niveau du regroupement d'actifs pertinent (actif isolé ou Les contrats de location-financement sont des contrats qui transfèrent Unité Génératrice de Trésorerie) déterminé conformément aux la quasi-totalité des risques et avantages de l'actif considéré au prescriptions d'IAS 36. Dans le cas où le montant recouvrable est preneur. Tous les contrats de location qui ne correspondent pas à la inférieur à la valeur nette comptable, une perte de valeur est définition d'un contrat de location-financement sont classés en tant comptabilisée pour la différence entre ces deux montants. La que contrats de location simple. comptabilisation d'une perte de valeur entraîne une révision de la Les principaux indicateurs examinés par le Groupe afin d'apprécier base amortissable et éventuellement du plan d'amortissement des si un contrat de location transfère la quasi-totalité des risques et

Les pertes de valeur relatives aux immobilisations corporelles ou automatique ou d'option de transfert de propriété, conditions incorporelles peuvent être reprises ultérieurement si la valeur d'exercice de cette clause, comparaison entre la durée du contrat recouvrable redevient plus élevée que la valeur nette comptable. La et la durée de vie estimée du bien, spécificité de l'actif utilisé et valeur de l'actif après reprise de la perte de valeur est plafonnée à la comparaison de la valeur actualisée des paiements minimaux au valeur comptable qui aurait été déterminée nette des titre du contrat avec la juste valeur du bien. amortissements si aucune perte de valeur n'avait été comptabilisée au cours des exercices antérieurs. 1.4.9.1 Comptabilisation des contrats de location-financement III

Pour examiner la valeur recouvrable des immobilisations corporelles immobilisations corporelles avec pour contrepartie une dette et incorporelles, elles sont, le cas échéant, regroupées dans des financière. L'actif est comptabilisé à la juste valeur de l'actif loué à la Unités Génératrices de Trésorerie (UGT) dont on pourra comparer date de commencement du contrat ou, si celle-ci est inférieure, à la les valeurs comptables et les valeurs recouvrables. valeur actualisée des paiements minimaux.

1.4.9.2 Comptabilisation des contrats de location simple En ce qui concerne les entités opérationnelles pour lesquelles le Groupe s'inscrit dans une logique de continuité d'exploitation et de Les paiements effectués au titre de contrats de location simple sont détention durable, la valeur recouvrable d'une UGT correspond à la comptabilisés en charges dans le compte de résultat sur une base valeur d'utilité ou à la juste valeur diminuée des coûts de sortie linéaire sur la durée du contrat de location. lorsque celle-ci est plus élevée. Les valeurs d'utilité sont essentiellement déterminées ^à partir de projections actualisées de 1.4.9.3 Comptabilisation des accords qui contiennent des contrats de flux de trésorerie d'exploitation et d'une valeur terminale. Des location méthodes usuelles d'évaluation sont mises en œuvre pour

des taux de croissance liés aux valeurs terminales n'excédant

Ces taux d'actualisation sont des taux après impôts appliqués à constater une créance financière pour refléter le financement porté des flux de trésorerie après impôts. Leur utilisation aboutit à la par le Groupe lorsqu'il est considéré comme crédit-bailleur vis-à-vis détermination de valeurs recouvrables identiques à celles obtenues de ses clients. en utilisant des taux avant impôt à des flux de trésorerie non

En ce qui concerne les entités opérationnelles pour lesquelles une certains de ses contrats d'achat/vente d'énergie, notamment dès décision de cession est prise par le Groupe, la valeur recouvrable lors qu'ils confèrent l'usage exclusif d'un actif de production au des actifs concernés est déterminée sur la base de leur valeur de profit de l'acheteur d'énergie ; marché estimée nette des coûts de cession. Dans le cas où des certains contrats avec des clients industriels portant sur des actifs négociations sont en cours, celle-ci est déterminée par référence ^à détenus par le Groupe. la meilleure estimation pouvant être faite, ^à la date de clôture, de 1.4.10 Stocks leur issue.

En cas de perte de valeur, celle-ci est inscrite sur la ligne «Pertes de Les stocks sont évalués au plus faible de leur coût et de la valeur

Ces contrats de location font l'objet d'une analyse au regard des moyen pondéré. situations décrites et indicateurs fournis dans IAS 17 afin de

Perte de valeur déterminer s'il s'agit de contrats de location simple ou de contrats

immobilisations concernées. avantages sont les suivants : existence d'une clause de transfert

Lors de la comptabilisation initiale, les actifs utilisés dans le cadre de Évaluation de la valeur recouvrable contrats de location-financement sont comptabilisés en

IFRIC 4 traite des modalités d'identification des contrats de service, lesquelles les principales données économiques retenues sont : d'achat ou de vente take-or-pay qui, sans revêtir une forme des taux d'actualisation qui sont fonction des particularités des juridique de contrat de location, confèrent aux clients/fournisseurs le entités opérationnelles concernées ; droit d'utilisation d'un actif ou ensemble d'actifs en contrepartie de des valeurs terminales cohérentes avec les données de marché paiements fixés. Les contrats ainsi identifiés doivent être assimilés à disponibles propres aux segments opérationnels concernés et des contrats de location et doivent être analysés en tant que tels pour être qualifiés soit de contrat de location simple soit de contrat pas les taux d'inflation. de location-financement. Dans ce dernier cas, il convient de

Le Groupe est concerné par cette interprétation principalement au fiscalisés, comme demandé par la norme IAS 36. titre de :

-

valeur» du compte de résultat. nette de réalisation. La valeur nette de réalisation correspond au prix 1.4.9 Contrats de location de vente estimé dans le cours normal de l'activité, diminué des coûts attendus pour l'achèvement ou la réalisation de la vente.

Dans le cadre de ses différentes activités, le Groupe utilise des Le coût des stocks est déterminé en utilisant soit la méthode du actifs mis ^à sa disposition en vertu de contrats de location. premier entré – premier sorti, soit en utilisant la méthode du coût

III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES

Le combustible nucléaire acquis est consommé dans le cadre du 1.4.11.1 Actifs financiers processus de production d'électricité sur plusieurs années. La Ils comprennent les titres disponibles ^à la vente, les prêts et consommation de ce stock de combustible nucléaire est constatée créances au coût amorti, ^y compris les créances clients et comptes au prorata des estimations de quantité d'électricité produite par rattachés et les actifs financiers évalués en juste valeur par résultat,

Le gaz injecté dans les réservoirs souterrains comprend le gaz «utile», soutirable sans avoir de conséquences préjudiciables à Titres disponibles à la vente l'exploitation ultérieure des réservoirs et le gaz «coussin», La catégorie «Titres disponibles à la vente» comprend les indissociable des stockages souterrains et indispensable à leur participations du Groupe dans des sociétés non consolidées et les

Le gaz «utile» est comptabilisé en stocks. Il est valorisé au coût critères de classement dans les autres catégories (voir infra). Le moyen pondéré d'achat en entrée de réseau de transport, y coût de revient est déterminé selon la méthode du coût unitaire compris le coût de regazéification, toutes origines confondues. moyen pondéré.

Les sorties de stocks du Groupe sont évaluées selon la méthode du Lors de leur comptabilisation initiale, ces actifs sont comptabilisés à

majorée des coûts de transaction. Une perte de valeur est enregistrée lorsque la valeur nette de

de quotas d'émission de gaz à effet de serre (GES) dans l'Union évaluée à partir de modèles d'évaluation basés principalement sur européenne. Les entités visées par cette directive sont tenues de les dernières opérations de marché, l'actualisation de dividendes ou restituer un nombre de quotas égal au total des émissions de gaz à flux de trésorerie et la valeur de l'actif net. Les variations de juste effet de serre constatées lors de l'année écoulée. En l'absence de valeur sont comptabilisées directement en autres éléments du principes IFRS spécifiques définissant le traitement comptable à résultat global sauf lorsque la baisse de valeur par rapport au coût adopter, le Groupe a décidé d'appliquer les principes suivants d'acquisition historique est jugée suffisamment significative ou concernant les problématiques comptables relatives aux quotas prolongée pour impliquer une perte de valeur le cas échéant. Dans

reprises par résultat. les quotas acquis ^à titre onéreux sur le marché sont Prêts et créances au coût amorti comptabilisés à leur coût d'acquisition ;
les éventuels quotas alloués ^à titre gratuit sont comptabilisés La catégorie «Prêts et créances au coût amorti» comprend

émissions de GES de l'exercice, le Groupe constitue un passif. Ce non consolidées, des dépôts de garantie ainsi que les créances passif est évalué sur la base du prix de marché, à la clôture, des clients et autres débiteurs.

En l'absence de normes IFRS ou d'interprétations relatives à la Les dépôts de garantie provenant de contrats de location sont comptabilisation des certificats d'économie d'énergie, les comptabilisés à leur valeur nominale. dispositions suivantes sont appliquées :

d'acquisition pour construction sont repris dans cette rubrique. les CEE acquis ou coût de revient pour les CEE générés par des actions propres).

Les ou de désignation. instruments financiers sont comptabilisés et évalués

unité de combustible. dont les instruments financiers dérivés. Les actifs financiers sont Stock de gaz ventilés dans l'état de situation financière entre actifs non courants et courants.

fonctionnement (se reporter au § 1.4.5.1). titres de capitaux propres ou de dettes ne satisfaisant pas aux

coût unitaire moyen pondéré (CUMP). leur juste valeur, c'est-à-dire généralement à leur coût d'acquisition,

réalisation est inférieure au coût moyen pondéré. Aux dates de clôture, les titres disponibles à la vente sont évalués à leur juste valeur. Pour les actions de sociétés cotées, cette juste Quotas d'émission de gaz ^à effet de serre valeur est déterminée sur la base du cours de Bourse à la date de La directive européenne 2003/87/CE établit un système d'échange clôture considérée. Pour les titres non cotés, la juste valeur est d'émission de GES : ce dernier cas, une perte de valeur est comptabilisée en résultat sur la ligne «Pertes de valeur». Seules les pertes de valeur sur des les quotas constituent des stocks, puisqu'ils sont consommés instruments de dettes (titres de dette/obligations) peuvent être dans le processus de production ;

dans l'état de situation financière pour une valeur nulle. principalement les créances rattachées ^à des participations, des À la clôture, en cas d'insuffisance de quotas pour couvrir les avances en compte courant consenties à des entités associées ou

quotas restant ^à acquérir ou sur base du prix des contrats ^à terme Lors de leur comptabilisation initiale, ces prêts et créances sont conclus et visant ^à couvrir cette position déficitaire. comptabilisés ^à leur juste valeur majorée des coûts de transaction. Certificats d'économie d'énergie (CEE) 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 un stock de CEE est comptabilisé lorsque les CEE détenus à la clôture excèdent l'obligation liée aux ventes d'énergie ; dans le débiteurs sont comptabilisées à leur juste valeur, ce qui dans la cas inverse, un passif est comptabilisé pour matérialiser cette plupart des cas correspond à leur valeur nominale. Une perte de obligation ; valeur est constituée en fonction du risque de non-recouvrement. Les montants dus par les clients au titre des contrats de les CEE sont valorisés au coût unitaire moyen pondéré (coût

Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat

1.4.11 Instruments financiers Ces actifs financiers répondent aux critères d'IAS 39 de qualification

conformément à IAS 32 et IAS 39. Il s'agit essentiellement de titres détenus à des fins de transaction et de placement à court terme ne satisfaisant pas aux critères de classement en trésorerie ou équivalents de trésorerie (se reporter au Puts sur participations ne donnant pas le contrôle émis avant le er janvier 2010 § 1.4.12). Ces actifs financiers sont évalués à la juste valeur à la date de clôture et les variations de juste valeur sont comptabilisées En l'absence de précisions dans les textes IFRS et au vu des

Les passifs financiers comprennent les dettes financières, les dettes ^à la mise en place d'un put ^à prix variable, la valeur actualisée du fournisseurs et comptes associés, les instruments financiers dérivés prix d'exercice est comptabilisée en tant que passif financier avec

montant des participations ne donnant pas le contrôle, le solde entre passifs non courants et courants. Les passifs financiers est comptabilisé en goodwill ; courants comprennent principalement :

les variations de passif trouvent leur contrepartie en goodwill ; suivant la date de clôture ;
le contrôle se traduisent par une augmentation du goodwill ; d'un droit inconditionnel de différer le règlement pour au moins au compte de résultat, les participations ne donnant pas le III 12 mois ^à compter de la date de clôture ;
les instruments financiers dérivés de négoce sur matières contreparties en goodwill. premières non qualifiés de couverture.

Les emprunts et autres passifs financiers sont évalués selon la réduire son exposition aux risques de marché provenant de la méthode du coût amorti en utilisant le taux d'intérêt effectif de fluctuation des taux d'intérêt, des cours de change et des prix des

Lors de leur comptabilisation initiale, les primes/décotes d'émission, l'électricité. Le recours à des produits dérivés s'exerce dans le primes/décotes de remboursement et frais d'émission sont cadre d'une politique Groupe en matière de gestion des risques de comptabilisés en augmentation ou diminution de taux, change et matières premières. la valeur nominale des emprunts concernés. Ces primes et frais d'émission sont pris Définition et périmètre des instruments financiers dérivés en compte dans le calcul du taux d'intérêt effectif et sont donc constatés en Les instruments financiers dérivés sont des contrats, dont la valeur résultat de façon actuarielle sur la durée de vie de

propres, le Groupe peut être amené à séparer un instrument dérivé dit «incorporé». Les conditions selon lesquelles les dérivés Les instruments financiers dérivés couvrent ainsi les contrats de incorporés doivent être comptabilisés séparément sont précisées type swaps, options, futures, swaptions, mais également les ci-après. En cas de séparation d'un dérivé incorporé, la valeur engagements d'achat ou vente à terme de titres cotés ou non cotés comptable initiale de la dette structurée est ventilée en une ainsi que certains engagements fermes ou optionnels d'achat ou composante «dérivé incorporé», à hauteur de la juste valeur de vente d'actifs non financiers donnant lieu à livraison physique du sous-jacent. l'instrument dérivé incorporé et une composante «passif financier» déterminée par différence entre le montant de l'émission et la juste Concernant plus particulièrement les contrats d'achat et de vente valeur du dérivé incorporé. Cette séparation des composantes de d'électricité et de gaz naturel, le Groupe conduit systématiquement l'instrument lors de la comptabilisation initiale ne donne lieu à la une analyse visant à déterminer si le contrat a été négocié dans le

méthode du taux d'intérêt effectif tandis que le dérivé est évalué à la premier lieu à démontrer que le contrat est mis en place et continue juste valeur et les variations de juste valeur sont comptabilisées en à être détenu afin de donner lieu à un achat ou une vente avec

Engagements d'achat de participations ne donnant pas le contrôle cadre de son exploitation.

Les autres passifs financiers comprennent notamment les puts sur En complément, il convient de démontrer que :

1

en résultat. recommandations de l'AMF pour la clôture 2009, le Groupe a décidé de conserver ses méthodes comptables antérieures pour les 1.4.11.2 Passifs financiers instruments comptabilisés avant le ¹ er janvier 2010 :

ainsi que les autres passifs financiers. pour contrepartie une réduction des participations ne donnant Les passifs financiers sont ventilés dans l'état de situation financière pas le contrôle. Lorsque la valeur de l'engagement excède le
- ^à chaque clôture, le montant du passif financier est réévalué et les passifs financiers dont l'échéance intervient dans les 12 mois
- les versements de dividendes aux participations ne donnant pas les passifs financiers pour lesquels le Groupe ne dispose pas
- contrôle se voient affecter leur quote-part de résultat. Dans l'état les passifs financiers détenus principalement en vue d'être de situation financière, la quote-part de profit allouée aux négociés ; participations ne donnant pas le contrôle réduit le montant du les instruments financiers dérivés qualifiés de couverture de juste goodwill. Aucune charge financière n'est comptabilisée au titre valeur dont le sous-jacent est classé en courant ; des variations de valeur du passif qui trouvent toutes leurs

1.4.11.3 Dérivés et comptabilité de couverture

Évaluation des dettes financières et autres passifs financiers Le Groupe utilise des instruments financiers dérivés pour gérer et l'emprunt. matières premières, en particulier sur les marchés du gaz et de

l'emprunt. est affectée par la variation d'un ou plusieurs paramètres observables, qui ne requièrent pas d'investissement significatif et Dans le cas de dettes structurées sans composante capitaux prévoient un règlement à une date future.

comptabilisation d'aucun profit ni perte. cadre de ses activités dites «normales» et doit ainsi être exclu du Ultérieurement, la dette est comptabilisée au coût amorti selon la champ d'application de la norme IAS 39. Cette analyse consiste en résultat. livraison physique, pour des volumes destinés à être utilisés ou vendus par le Groupe selon une échéance raisonnable, dans le

participations ne donnant pas le contrôle consentis par le Groupe. le Groupe n'a pas de pratique de règlement net au titre de contrats de même nature. En particulier, les opérations d'achat ou vente à terme avec livraison physique réalisées dans un strict but d'équilibrage en volumes des balances d'énergie du Groupe d'une pratique de règlement net ; d'engagements fermes en devises étrangères.

le contrat n'est pas négocié dans le cadre d'arbitrages de nature Les variations de juste valeur de l'instrument de couverture sont
de l'activité usuelle du Groupe et les contrats de vente montant près de la part inefficace de la couverture. assimilables à des ventes d'options financières, qui seront comptabilisés comme des instruments financiers dérivés. Couverture de flux de trésorerie

Seuls les contrats respectant l'intégralité de ces conditions sont Il s'agit de la couverture d'une exposition provenant du risque de considérés comme exclus du champ d'application d'IAS 39. Cette variation future d'un ou plusieurs flux de trésorerie affectant le

Un dérivé incorporé est une composante d'un contrat dit «hôte» qui traduites dans l'état de situation financière, dès lors que ces répond à la définition d'un instrument dérivé et dont les transactions présentent un caractère hautement probable. caractéristiques économiques ne sont pas étroitement liées à celles

Au niveau du Groupe, les principaux contrats susceptibles de pour la part efficace et en résultat de la période pour la part contenir des dérivés dits incorporés sont les contrats contenant des inefficace. Les gains ou pertes accumulés en capitaux propres clauses ou options pouvant affecter le prix, le volume ou la maturité doivent être reclassés en résultat dans la même rubrique que du contrat. Il s'agit en particulier des contrats d'achat ou de vente l'élément couvert – à savoir résultat opérationnel courant pour les d'actifs non financiers dont le prix est susceptible d'être révisé en couvertures de flux d'exploitation et résultat financier pour les autres fonction d'un index, du cours d'une monnaie étrangère ou du prix couvertures – pendant les mêmes périodes au cours desquelles le d'un autre actif que celui sous-jacent au contrat. flux de trésorerie couvert affecte le résultat.

Les dérivés incorporés font l'objet d'une comptabilisation séparée Si la relation de couverture est interrompue, notamment parce

définition d'un produit dérivé (existence d'un sous-jacent, reclassés immédiatement au compte de résultat. absence de règlement initial et règlement futur) ;
Couverture d'un investissement net réalisé dans une entité étrangère et que les caractéristiques du dérivé identifié ne sont pas

dans l'état de situation financière à la juste valeur et les variations de la part inefficace. Les gains ou pertes accumulés en capitaux juste valeur sont enregistrées en résultat (lorsque le dérivé incorporé propres sont repris en résultat à la date de liquidation ou de cession n'est pas documenté dans une de l'investissement net. relation de couverture).

Instruments dérivés de couverture : comptabilisation et présentation Identification et documentation des relations de couverture

couverture sont systématiquement comptabilisés dans l'état couvert dès la mise en place de la couverture et documente de situation financière à leur juste valeur. Néanmoins, leur mode de formellement la relation de couverture en identifiant la stratégie de

-

variations de juste valeur ou de flux de trésorerie entre élément de risque provenant des variations de juste valeur d'actifs, de passifs,

ne sont pas considérées par le Groupe comme constitutives tels que prêts et emprunts à taux fixe ou d'actifs, de passifs ou

financière ; enregistrées en résultat de la période. De manière symétrique, ces contrats ne sont pas assimilables à des ventes d'options. En l'élément couvert est réévalué au titre du risque couvert par le particulier, dans le cas des ventes d'électricité et de gaz offrant à résultat de la période même si l'élément couvert est normalement la contrepartie une flexibilité sur les volumes vendus, le Groupe dans une catégorie dans laquelle les variations de juste valeur sont opère la distinction entre les contrats de vente assimilables à des comptabilisées en autres éléments du résultat global. Ces deux ventes de capacités – considérés comme entrant dans le cadre réévaluations se compensent au sein du compte de résultat, au

analyse donne lieu ^à la constitution d'une documentation spécifique. résultat consolidé. Les flux de trésorerie couverts peuvent provenir Dérivés incorporés de contrats sur actifs financiers ou non financiers déjà traduits dans l'état de situation financière, ou de transactions futures non encore

Les variations de juste valeur de l'instrument financier dérivé sont du contrat hôte. comptabilisées nettes d'impôt en autres éléments du résultat global

dès lors : qu'elle n'est plus considérée comme efficace, les gains ou pertes que le contrat hôte n'est pas un instrument financier déjà accumulés au titre de l'instrument dérivé sont maintenus en comptabilisé à sa juste valeur avec variation de juste valeur en capitaux propres jusqu'à l'échéance de la transaction couverte, sauf résultat ; si l'entité s'attend à ce que la transaction prévue ne se réalise pas : que séparé du contrat hôte, la composante répond encore à la les gains et pertes comptabilisés en capitaux propres sont alors

étroitement liées à celles du contrat hôte. L'analyse de ce De façon similaire à la couverture de flux de trésorerie, les variations caractère «étroitement lié» est effectuée à la date de signature du de juste valeur de l'instrument financier dérivé sont comptabilisées contrat. nettes d'impôt en autres éléments du résultat global pour la part Lorsqu'un dérivé efficace attribuable au risque de change couvert et en résultat pour incorporé à un contrat hôte est séparé, il est évalué

Les Le Groupe identifie l'instrument financier de couverture et l'élément instruments financiers dérivés qualifiés d'instruments de comptabilisation varie selon qu'ils sont qualifiés de : couverture, le risque couvert et la méthode utilisée pour évaluer l'efficacité de la couverture. Seuls les instruments dérivés négociés couverture de juste valeur d'un actif ou passif ; avec des contreparties externes au Groupe sont considérés comme couverture de flux de trésorerie ; éligibles ^à la comptabilité de couverture.

couverture d'un investissement net réalisé dans une entité Dès l'initiation et de manière continue durant tous les exercices pour étrangère. lesquels la couverture ^a été désignée, le Groupe démontre et Couverture de juste valeur documente l'efficacité de la relation de couverture. Les couvertures sont considérées comme efficaces lorsque la compensation des Une couverture de juste valeur permet de se prémunir contre le couverture et élément couvert se situe dans une fourchette dans le cas de contrats complexes négociés avec des

exceptionnellement des évaluations effectuées par les La démonstration de l'efficacité des couvertures est conduite de contreparties. façon prospective et rétrospective. Elle est établie par recours ^à Ces instruments sont présentés en niveau 2 d'évaluation de juste différentes méthodologies, principalement fondées sur la valeur, sauf dans le cas où leur évaluation dépend significativement comparaison entre variations de juste valeur ou de flux de trésorerie de paramètres non observables. Dans ce dernier cas ils sont sur l'élément couvert et sur l'instrument de couverture. Le Groupe présentés en niveau 3 d'évaluation de juste valeur. Il s'agit le plus retient également les méthodes fondées sur les analyses de

observables. Il s'agit notamment des instruments financiers dérivés correspondant à des couvertures économiques mais qui n'ont pas été ou ne sont Sauf cas d'accord de collatéralisation ou autres accords de

méthode dite des «pertes attendues» («Expected loss») et tient qualifié de couverture, ses variations de juste valeur successives défaut ainsi que du taux de perte en cas de défaut. La probabilité d'une rubrique spécifique «Mark-to-market» ou «MtM sur de défaut est déterminée sur la base des notations de crédit («credit instruments financiers ^à caractère opérationnel» sous le résultat rating») attribuées ^à chaque contrepartie (approche dite «des opérationnel courant pour les instruments dérivés sur actifs non probabilités historiques»). financiers et en résultat financier pour les instruments dérivés de 1.4.12 Trésorerie et équivalents de trésorerie change, de taux ou sur actions.

Les instruments financiers dérivés non qualifiés de couverture sont La trésorerie comprend les disponibilités ainsi que les placements ^à présentés dans l'état de situation financière en courant pour les court terme qui sont considérés comme liquides, convertibles en un instruments de négoce pour compte propre sur matière première et pour les dérivés ^à échéance de moins de 12 mois et en non courant négligeable de changement de valeur au regard des critères prévus pour les autres.

déterminée par courantes. référence à leur cotation. Dans ce cas, ces instruments sont présentés en niveau 1 d'évaluation de juste valeur. 1.4.13 Titres d'autocontrôle

La juste valeur des instruments financiers non cotés pour lesquels il Les titres d'autocontrôle sont enregistrés pour leur coût existe des données observables sur un marché est déterminée en d'acquisition en diminution des capitaux propres. Les résultats de utilisant des techniques d'évaluation telles que les modèles cession de ces titres sont imputés directement dans les capitaux d'évaluation retenus pour les options ou en utilisant la méthode des propres et ne contribuent pas au résultat de l'exercice. flux de trésorerie actualisés.

Les modèles utilisés pour évaluer ces instruments intègrent des 1.4.14 Paiements fondés sur des actions

la juste valeur des contrats de change ^à terme et des swaps de Dans le Groupe, cette rémunération prend la forme d'instruments devises est calculée par référence aux cours actuels pour des réglés en actions (les instruments réglés en trésorerie ne sont contrats ayant des profils de maturité similaires en actualisant le actuellement plus utilisés). différentiel de flux futurs de trésorerie (différence entre le cours ^à Instruments réglés en actions : Attributions d'actions gratuites et terme du contrat et le cours ^à terme recalculé en fonction des nouvelles conditions de marché appliquées au montant nominal) ; d'actions de performance
la juste valeur des options de change ou de taux est déterminée à
propres. les prix sont observables ou qui sont particulièrement complexes, les valorisations peuvent s'appuyer sur des hypothèses internes ;

comprise entre 80 et 125%. établissements financiers indépendants, le Groupe utilise

souvent d'instruments financiers dérivés dont la maturité excède corrélation statistique entre historiques de prix. l'horizon d'observabilité des prix à terme du sous-jacent ou dont Dérivés non qualifiés de couverture : comptabilisation et présentation certains paramètres tels que la volatilité du sous-jacent n'étaient pas

plus documentés dans des relations de couverture comptable. compensation, le risque de contrepartie est incorporé dans la juste valeur des instruments dérivés actifs et passifs. Il est calculé selon la Lorsqu'un instrument financier dérivé n'a pas été (ou n'est plus) sont comptabilisées directement en résultat de la période, au sein compte de l'exposition au risque de défaut, de la probabilité de III

montant de trésorerie connu et qui sont soumis à un risque par IAS 7.

Évaluation de la juste valeur Les découverts sont exclus de la notion de trésorerie et équivalents de trésorerie et sont comptabilisés en tant que dettes financières La juste valeur des instruments cotés sur un marché actif est

hypothèses basées sur des données du marché : IFRS 2 prescrit de constater en charges de personnel les services la juste valeur des swaps de taux d'intérêt est calculée sur la rémunérés par des paiements fondés sur des actions. Ces services base des flux de trésorerie futurs actualisés ; sont évalués à la juste valeur des instruments accordés.

La juste valeur des plans d'attributions gratuites d'actions est partir de modèles de valorisation d'options ; estimée sur la base du cours de l'action à la date d'attribution, en les contrats dérivés de matières premières sont valorisés en tenant compte de l'absence de dividende sur la période fonction des cotations du marché sur la base des flux de d'acquisition des droits, du taux de rotation de la population trésorerie futurs actualisés (contrats fermes : commodity swap ou concernée par chaque plan et de la probabilité de la performance commodity forward) et de modèles de valorisation d'options du Groupe. L'estimation de la juste valeur des plans tient compte (contrats optionnels) pour lesquels il peut être nécessaire également de l'incessibilité de ces instruments. La charge est étalée d'observer la volatilité des prix du marché. Pour les contrats dont sur la période d'acquisition des droits en contrepartie des capitaux la maturité excède la profondeur des transactions pour lesquelles Pour les actions de performance, attribuées de manière Les provisions dont l'échéance est supérieure à 12 mois sont discrétionnaire et comportant des conditions de performance actualisées dès lors que l'effet de l'actualisation est significatif. Les

Selon les lois et usages de chaque pays, les sociétés du Groupe correspondant à la désactualisation des provisions à long terme ont des obligations en termes de retraites, préretraites, indemnités sont constatées en résultat financier (en «autres produits et autres de départ et régimes de prévoyance. Ces obligations existent charges financiers»).

Les modalités d'évaluation et de comptabilisation suivies par le provision pour démantèlement ou reconstitution de site. La Groupe concernant les engagements de retraite et autres avantages contrepartie de la provision pour démantèlement est un «actif de accordés au personnel sont celles édictées par la norme IAS 19. En démantèlement» qui est inclus dans la valeur comptable de l'actif

assimilés, comptabilisés en charge de l'exercice. lorsqu'ils sont représentatifs de prestations définies, est effectuée sur la base d'évaluations actuarielles selon la méthode 1.4.16 Chiffre d'affaires des unités de crédits projetées. Ces calculs intègrent des économiques propres ^à chaque pays ou société du Groupe. Les produits liés aux activités suivantes : taux d'actualisation sont déterminés en référence au rendement, vente d'énergie ; 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 prestations de services ; représentatif pour les emprunts privés) de la zone concernée. contrats de location et contrats de construction.

Les montants relatifs aux plans dont les engagements sont Les ventes sont reconnues lorsque la livraison a eu lieu (risques et supérieurs à la juste valeur des actifs de couverture figurent au avantages transférés à l'acheteur) ou à l'avancement pour les passif en provisions. Lorsque la valeur des actifs de couverture prestations de services et les contrats de construction, le prix est (plafonnés, le cas échéant) est supérieure aux engagements, le fixé ou déterminable et le caractère recouvrable des créances est montant concerné est inclus à l'actif de l'état de situation financière probable. en «Autres actifs» courants ou non courants.

Concernant les avantages postérieurs à l'emploi, les écarts reçue ou à recevoir. Dans le cas où l'existence d'un différé de actuariels sont comptabilisés en autres éléments du résultat global. paiement a un effet significatif sur la détermination de la juste valeur, Le cas échéant, les ajustements provenant du plafonnement des il en est tenu compte en actualisant les paiements futurs. actifs nets relatifs aux régimes surfinancés suivent la même méthode. Pour les autres avantages à long terme tels que les 1.4.16.1 Vente d'énergie médailles du travail, les écarts actuariels sont immédiatement Le chiffre d'affaires comprend essentiellement la vente d'électricité

La charge (produit) d'intérêt nette au titre des régimes à prestations que différentes prestations comme la maintenance des réseaux de définies est comptabilisée en résultat financier. distribution d'électricité et de gaz ou les ventes de chaleur.

Le Groupe comptabilise une provision dès lors qu'il existe une déterminée indépendamment des volumes et dont le montant est obligation actuelle (légale ou implicite) à l'égard d'un tiers résultant généralement fixe mais peut, dans certains cas très limités, évoluer d'un événement passé et qu'il est probable qu'une sortie de sur la durée du contrat. En application d'IAS 18, le chiffre d'affaires ressources sera nécessaire pour régler cette obligation sans relatif à cette composante est étalé de manière linéaire, la juste

Une provision pour restructuration est comptabilisée dès lors que d'une période à l'autre. les critères généraux de constitution d'une provision sont satisfaits, En application des normes IAS 1 et IAS 18, les opérations de qu'il existe un plan détaillé formalisé et que le Groupe a créé, chez négoce d'énergie pour compte propre et pour compte de la les personnes concernées, une attente fondée de mise en œuvre de clientèle sont présentées en net, après compensation des achats et la restructuration soit en commençant à exécuter le plan soit en leur des ventes, sur la ligne «Chiffre d'affaires». Selon le même principe,

externes, un modèle Monte Carlo est utilisé. principales natures de provisions à long terme du Groupe sont les provisions pour retraitement et stockage des déchets nucléaires, les 1.4.15 Provisions provisions pour démantèlement des installations et les provisions pour reconstitution de site. Les taux d'actualisation utilisés reflètent 1.4.15.1 Provisions pour avantages du personnel postérieurs ^à l'emploi les appréciations actuelles par le marché de la valeur temps de et autres avantages ^à long terme l'argent et des risques spécifiques au passif concerné. Les charges

généralement en faveur de l'ensemble des salariés des sociétés Dès lors qu'il existe une obligation actuelle, légale ou implicite, de concernées. démanteler ou restaurer un site, le Groupe comptabilise une conséquence : concerné. Les ajustements du montant de la provision consécutifs à le coût des régimes à cotisations définies est enregistré en une révision ultérieure du montant de la sortie de ressource, de la charges sur la base des appels à cotisations dues pour la date de survenance du démantèlement, ou du taux d'actualisation période ; sont symétriquement portés en déduction ou en augmentation du coût de l'actif correspondant. Les effets de la désactualisation sont la valorisation du montant de ces engagements de retraite et

hypothèses de mortalité, de rotation du personnel et de Le chiffre d'affaires (correspondant aux produits des activités projection de salaires qui tiennent compte des conditions ordinaires selon IAS 18) du Groupe comprend essentiellement les

-

Le chiffre d'affaires est évalué à la juste valeur de la contrepartie

comptabilisés en résultat. et de gaz, les redevances de transport et de distribution liées ainsi

1.4.15.2 Autres provisions Dans le cadre de certains contrats de vente d'énergie à long terme, le Groupe peut percevoir une composante du prix qui est contrepartie attendue. valeur des services rendus n'étant pas, en substance, différente

annonçant ses principales caractéristiques. les résultats réalisés au titre des activités de négoce à caractère

opérationnel («ventes en gros» ou «arbitrage»), liées aux actifs et l'entreprise, soit la manière dont cette activité est gérée, selon les visant à optimiser tant le parc de production que les portefeuilles de critères prévus par IAS 37 ; contrats d'achats de combustibles et de ventes d'énergie, sont effets de périmètre. Cette ligne regroupe : présentés en net en chiffre d'affaires dès lors que les contrats de vente concernés pourraient être compensés par des achats – les effets des réévaluations, ^à la juste valeur ^à la date similaires, ou si les contrats de vente participent ^à des stratégies d'acquisition, des intérêts précédemment détenus en cas d'échanges. d'acquisitions par étapes,

Les produits provenant des services dans le secteur de l'énergie, correspondant essentiellement ^à des prestations d'installation, de un changement de méthode de consolidation ainsi que, le maintenance et de services ^à l'énergie, sont comptabilisés selon les cas échéant, les effets des réévaluations des intérêts dispositions de la norme IAS 18 qui prévoient la méthode du conservés ;

III Le chiffre d'affaires des contrats de construction est déterminé en Depuis le ¹ appliquant la méthode du pourcentage d'avancement et de façon entreprises mises en équivalence est désormais présentée après plus générale les dispositions présentées dans IAS 11. Selon les l'agrégat «Résultat opérationnel courant» et avant un nouvel agrégat cas, ce degré d'avancement est déterminé soit sur la base de intitulé «Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat l'avancement des coûts, soit par référence ^à un avancement net des entreprises mises en équivalence». physique tel que des jalons définis contractuellement.

Le chiffre d'affaires comprend également les produits sur les actifs états financiers comparatifs ²⁰¹³ sont présentés dans les Notes 2.2 financiers de concession (IFRIC 12) et les créances de location «Changement de présentation du compte de résultat et de certains

1.4.17 Résultat opérationnel courant (ROC) 2013».

Le résultat opérationnel courant est un indicateur utilisé par le 1.4.18 Tableau des flux de trésorerie Groupe qui permet de présenter «un niveau de performance Le tableau des flux de trésorerie du Groupe est établi selon la opérationnelle pouvant servir ^à une approche prévisionnelle de la méthode indirecte ^à partir du résultat net. performance récurrente» (en conformité avec la Recommandation Les «Intérêts reçus d'actifs financiers non courants» sont classés ANC 2013-03, relative au format des états financiers des dans les flux issus des activités d'investissement parce qu'ils entreprises sous référentiel comptable international). En effet, le représentent un retour sur investissement. Les «Intérêts financiers ROC est un solde de gestion qui permet de faciliter la reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie» sont classés dans compréhension de la performance du Groupe en excluant les les flux issus des activités de financement, car ces intérêts sont de éléments qui, par nature, ont un degré de prévisibilité insuffisant, nature ^à minorer le coût d'obtention des ressources financières. compte tenu de leur caractère inhabituel, anormal ou peu fréquent. Cette classification est cohérente avec l'organisation interne du Pour le Groupe, ces éléments correspondent au Mark-to-market Groupe dans la mesure où dette et trésorerie sont gérées de façon (MtM) des instruments financiers ^à caractère opérationnel, aux globalisée au sein du département trésorerie Groupe. pertes de valeur sur actifs, aux charges de restructuration, aux effets de périmètre, aux autres éléments non récurrents et sont Les pertes de valeur sur actifs circulants sont assimilées à des

- est présentée nette de perte de valeur. MtM des instruments financiers ^à caractère opérationnel : cette rubrique correspond à la variation de juste valeur Les flux liés au paiement de l'impôt sur les sociétés sont isolés. (Mark-to-market) des instruments financiers de matières premières, gaz et électricité, qui ne sont qualifiés ni de négoce 1.4.19 Impôts (appelé aussi Trading), ni de couverture. Ces contrats sont mis en Le Groupe calcule ses impôts sur le résultat conformément aux place dans le cadre de couvertures économiques de transactions législations fiscales en vigueur dans les pays où les résultats sont opérationnelles dans le secteur de l'énergie. La variation de juste taxables. valeur de ces instruments, qui doit être enregistrée en résultat

- les coûts directs d'acquisition en cas de prise de contrôle,
  -
1.4.16.2 Prestations de services les variations ultérieures de juste valeur des compléments de prix,
- les résultats de cessions de participations qui conduisent à
pourcentage d'avancement pour les activités de service. autres éléments non récurrents : cette rubrique comprend 1.4.16.3 Contrats de construction et contrats de location notamment les plus ou moins-values de cession sur les actifs non courants et les titres disponibles à la vente.

er janvier 2014, la quote-part du résultat net des

Ce changement de présentation ainsi que ses incidences sur les financement (IFRIC 4). indicateurs clés» et 2.3 «Retraitement des données comparatives

définis comme suit : pertes définitives ; en conséquence, la variation de l'actif circulant

selon IAS 39, est isolée sur une ligne spécifique du compte de Conformément à IAS 12, les différences temporelles entre les valeurs résultat car elle peut être significative et elle n'est pas prédictible ; comptables des actifs et des passifs dans les comptes consolidés et pertes de valeur : cette rubrique comprend les pertes de valeur leurs valeurs fiscales, donnent lieu à la constatation d'un impôt différé sur selon la méthode du report variable en utilisant les taux d'impôt les goodwills, les immobilisations incorporelles et corporelles, les participations dans les entités comptabilisées selon la adoptés ou quasi adoptés à la date de clôture. Cependant, selon les méthode de la mise en équivalence ainsi que les titres disponibles dispositions d'IAS 12, aucun impôt différé n'est comptabilisé pour les à la vente ; différences temporelles générées par un goodwill dont la perte de charges de restructurations : il s'agit des coûts correspondant à valeur n'est pas déductible ou par la comptabilisation initiale d'un un programme planifié et contrôlé par le management, qui actif ou d'un passif dans une transaction qui n'est pas un modifie de façon significative soit le champ d'activité de regroupement d'entreprises et n'affecte ni le bénéfice comptable, ni le bénéfice imposable à la date de transaction. Par ailleurs, un actif et des perspectives de recouvrement des différences temporelles d'impôt différé n'est comptabilisé que s'il est probable qu'un bénéfice déductibles. imposable, sur lequel les différences temporelles déductibles Les actifs et passifs d'impôts différés ne sont pas actualisés. pourront être imputées, sera disponible.

Les différences temporelles nées des retraitements relatifs aux super-subordonnés à durée indéterminée, sont présentés en contrats de location-financement donnent lieu à la comptabilisation résultat. d'impôts différés.

Un passif d'impôt différé est comptabilisé pour toutes les 1.4.20 Résultat par action différences temporelles imposables liées à des participations dans Le résultat de base par action est calculé en divisant le résultat net les filiales, entreprises associées, coentreprises et investissements part du Groupe de l'exercice attribuable aux actions ordinaires par dans les succursales sauf si le Groupe est en mesure de contrôler la le nombre moyen pondéré d'actions composant le capital en date à laquelle la différence temporelle s'inversera et s'il est circulation pendant l'exercice. Le nombre moyen d'actions en

Les soldes d'impôts différés sont déterminés sur la base de la en circulation au début de l'exercice, ajusté du nombre d'actions situation ordinaires rachetées ou émises au cours de l'exercice. fiscale de chaque société ou du résultat d'ensemble des sociétés comprises dans le périmètre d'intégration fiscale considéré Pour le calcul du résultat dilué, ce nombre, ainsi que le résultat de et sont présentés à l'actif ou au passif de l'état de situation base par action, est modifié pour tenir compte de l'effet de la

Les impôts différés sont revus à chaque arrêté pour tenir compte (options, bons de souscription d'actions et obligations convertibles notamment des émises, etc.). incidences des changements de législation fiscale

Les effets d'impôt relatifs aux coupons versés sur les titres

probable qu'elle ne s'inversera pas dans un avenir prévisible. circulation au cours de l'exercice est le nombre d'actions ordinaires

financière pour leur position nette par entité fiscale. conversion ou de l'exercice des actions potentielles dilutives

NOTE 2 Incidences de l'application des normes sur la consolidation sur les états financiers comparatifs 2013

Les nouvelles normes sur la consolidation IFRS 10 - États Financiers performance de l'exercice 2013. Les impacts chiffrés de ces Consolidés et IFRS 11 - Partenariats et les amendements de la changements de présentation sur les états financiers comparatifs norme IAS 28 – Participations dans des entreprises associées et sont explicités dans la Note 2.3. des coentreprises sont entrées en application le 1 er janvier 2014. En application des dispositions transitoires prévues par ces nouvelles normes, le retraitement des données comparatives est limité à la période qui précède immédiatement l'exercice au cours duquel ces IFRS 10 et 11 et des amendements de normes sont appliquées pour la première fois ; il en résulte que les la norme IAS 28 données comparatives présentées par le Groupe sont retraitées au 1 er janvier 2013. Les principaux changements de méthode de consolidation induits par l'application de ces nouvelles normes ainsi IFRS 11 - Partenariats III que leurs impacts chiffrés sur les états financiers sont décrits dans En application de la norme IAS 31 – Participations dans des

La mise en œuvre d'IFRS 11 - Partenariats a également conduit le conjointement selon la méthode de l'intégration proportionnelle. Groupe à adapter la présentation de son compte de résultat et la Selon la nouvelle norme IFRS 11, les coentreprises doivent définition de certains de ses indicateurs clés de performance. Ces désormais être comptabilisées selon la méthode de la mise en changements de présentation, décrits dans la Note 2.2 ci-après, équivalence. Les partenariats qualifiés d'activités conjointes au sein ont également été appliqués dès le 1 du Groupe ne sont pas significatifs. er janvier 2013 afin d'assurer la comparabilité des comptes de résultat et indicateurs clés de

2.1 Impacts de l'application des normes

les Notes 2.1 et 2.3 ci-après. coentreprises, le Groupe comptabilisait ses entités contrôlées

		Les principales coentreprises au 31 décembre 2013 étaient les suivantes :
--	--	---------------------------------------------------------------------------	--	--	--	--	--

			Secteur
Entité	% d'intérêt	Pays	opérationnel	Activité
Energia Sustentável do Brasil – «Jirau»	60,0	Brésil	Energy International	Société créée dans le but de construire, détenir et exploiter un barrage hydroélectrique d'une capacité de 3 750 MW
EcoÉlectrica	35,0	Porto Rico	Energy International	Exploitation d'une centrale électrique CCGT de 507 MW et d'un terminal GNL
Portefeuille d'actifs de production d'électricité au Portugal détenu par la holding NPIH (1)	50,0	Portugal	Énergie Europe	Exploitation d'un portefeuille d'actifs de production thermique et de parcs éoliens (3 108 MW)
WSW Energie und Wasser AG	33,1	Allemagne	Énergie Europe	Société municipale de services collectifs («Stadtwerk») active notamment dans la vente et la distribution d'électricité, de gaz et de chaleur
MEGAL GmbH	36,8	Allemagne	Infrastructures	Détention d'un réseau de transport de gaz naturel de 1 167 km
Tirreno Power	50,0	Italie	Énergie Europe	Exploitation d'un portefeuille d'actifs de production thermique (3 274 MW)
Maia Eolis	49,0	France	Énergie Europe	Exploitation d'un portefeuille de parcs éoliens (229 MW)
Tihama Power Generation Co	60,0	Arabie Saoudite	Energy International	Exploitation d'un portefeuille d'actifs de production thermique (1 595 MW)

(1) La coentreprise NPIH a été constituée dans le cadre de la transaction conclue avec Marubeni Corporation le 13 octobre 2013 (cf. Note 5.7.2.2 «Cession de 50% du portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal»).

Dans les comptes publiés au 31 décembre 2013, la totalité de la Partenariats, seule la quote-part de la participation destinée à être quote-part du Groupe dans les actifs et passifs d'Energia cédée, soit 20%, est classée au sein de la ligne «Actifs classés Sustentável do Brasil (ESBR) était classée respectivement sur les comme détenus en vue de la vente» dans l'état de situation lignes «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» et financière comparatif au 31 décembre 2013. La participation «Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en conservée de 40% est quant à elle présentée sur la ligne vue de la vente» suite à la décision du Groupe de céder une partie «Participations dans les entreprises mises en équivalence». À l'issue de sa participation dans ESBR à Mitsui & Co. Ltd (cf. Note 5.4.1). de la cession de la participation de 20% finalisée le 16 janvier 2014, En application des dispositions d'IAS 28 révisée - Participations la participation dans ESBR est désormais comptabilisée en tant dans des entreprises associées et des coentreprises et d'IFRS 11 - qu'entreprise associée.

Les contributions des coentreprises au compte de résultat de Dans le compte de résultat, la ligne «Quote-part de résultat des l'exercice 2014 et à l'état de situation financière au 31 décembre entreprises associées», qui s'intitule dorénavant «Quote-part du 2014 ainsi qu'aux états financiers comparatifs 2013 sont résultat net des entreprises mises en équivalence», est désormais

le Groupe ^a reconstitué la valeur comptable de mise en net des sociétés mises en équivalence. équivalence de chaque coentreprise au ¹ er janvier 2013 et a, dans mises en équivalence» s'élève à 495 millions d'euros au 1
auxquelles un goodwill a été alloué au 1 127 millions d'euros en quote-part du Groupe sur la valeur de des actions (IFRS 2). mise en équivalence des coentreprises. Ces pertes sont La Note 2.3.6 «Impacts sur certains indicateurs clés» présente la imputables aux montants de goodwill alloués aux coentreprises er janvier 2013.

Les analyses réalisées au regard des critères d'IFRS 10 - États de mise en équivalence dans le nouvel agrégat «ROC après Financiers Consolidés ont conduit le Groupe à modifier la méthode quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence» et de consolidation d'un nombre très limité d'entités. Ces incidences dans l'EBITDA permet de mieux rendre compte des performances

2.2 Changements de présentation du

d'activité annuel. des activités et nouveaux projets réalisés avec des partenaires au sein de coentreprises ou d'entreprises associées ont conduit le Groupe à adapter la présentation de son compte de résultat ainsi que la définition de l'indicateur financier EBITDA.

présentées dans la Note 4. présentée au sein de l'agrégat «Résultat opérationnel courant (ROC) après quote-part du résultat net des entreprises mises en Le Groupe a par ailleurs effectué les opérations suivantes en équivalence». Le Groupe continue également de présenter un application des dispositions transitoires d'IFRS 11 : agrégat «Résultat opérationnel courant» avant quote-part du résultat

ce cadre, alloué à chaque coentreprise concernée une quote-part De même, le calcul de l'indicateur financier EBITDA a été élargi afin du goodwill de l'UGT goodwill à laquelle elle appartient selon les d'intégrer la contribution des sociétés mises en équivalence mais modalités définies par IFRS 11. Le montant de goodwill ainsi également les charges nettes décaissées des concessions, les reclassé au sein de la ligne «Participations dans les entreprises dotations nettes aux provisions ainsi que les «Dépréciations nettes er janvier sur stocks, créances commerciales et autres actifs». Compte tenu 2013 ; de cette nouvelle définition, les éléments de réconciliation entre un test de perte de valeur a été réalisé sur les coentreprises l'EBITDA et le «ROC après quote-part du résultat net des er janvier 2013. Ces tests entreprises mises en équivalence» se limitent désormais aux ont conduit le Groupe à constater des pertes de valeur totales de dotations nettes aux amortissements et aux paiements fondés sur

réconciliation chiffrée entre le ROC et l'EBITDA tels que publiés concernées dans le cadre des dispositions transitoires d'IFRS 11. dans les états financiers consolidés au 31 décembre 2013 et les Elles ont été comptabilisées en déduction des capitaux propres données comparatives à cette même date en tenant compte des au 1 changements de présentation.

IFRS 10 - États financiers consolidés Le Groupe considère que l'intégration de la quote-part de résultat sont non significatives. des activités opérationnelles du Groupe et de ses secteurs opérationnels. Depuis l'entrée en application des nouvelles normes sur la consolidation, le Comité de Direction revoit régulièrement les performances opérationnelles du Groupe à l'aune du «ROC après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence» et compte de résultat et de certains de la nouvelle définition de l'EBITDA ; ces agrégats constituent donc indicateurs clés des indicateurs clés de performance et sont, ^à ce titre, présentés dans la Note 6 «Information sectorielle» ainsi que dans le rapport La mise en œuvre de la norme IFRS 11 et l'importance croissante

2.3 Retraitement des données comparatives 2013

2.3.1 Compte de résultat au 31 décembre 2013

En millions d'euros	31 déc. 2013 publié (1)	Changement de présentation du compte de résultat	Première application des normes sur la consolidation	31 déc. 2013 retraité (1)
Chiffre d'affaires	89 300	-	(1 402)	87 898
Achats	(51 216)	-	820	(50 396)
Charges de personnel	(11 704)	-	89	(11 615)
Amortissements, dépréciations et provisions	(6 600)	-	174	(6 426)
Autres charges opérationnelles	(14 058)	-	205	(13 853)
Autres produits opérationnels	2 107	-	(30)	2 077
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT	7 828	-	(144)	7 685
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	-	490	80	570
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	7 828	490	(64)	8 254
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	(226)	-	-	(226)
Pertes de valeur (2)	(14 943)	-	173	(14 770)
Restructurations	(305)	-	3	(302)
Effets de périmètre	406	-	-	405
Autres éléments non récurrents	545	-	(1)	544
RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES	(6 695)	490	112	(6 093)
Charges financières	(2 487)	-	44	(2 444)
Produits financiers	510	-	(12)	498
RÉSULTAT FINANCIER	(1 977)	-	32	(1 945)
Impôt sur les bénéfices	(727)	-	(18)	(745)
Quote-part de résultat des entreprises associées	490	(490)	-	-
RÉSULTAT NET	(8 909)	-	126	(8 783)
Résultat net part du Groupe	(9 289)	-	92	(9 198)
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle	380	-	35	414
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION (EUROS)	(3,94)	-	-	(3,90)
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION DILUÉ (EUROS)	(3,94)	-	-	(3,90)

(1) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l'intégration globale dans les comptes jusqu'au 22 juillet 2013, puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).

(2) La diminution de 173 millions d'euros apparaissant sur la ligne «Pertes de valeur», du fait de la première application des normes sur la consolidation, provient essentiellement des deux éléments suivants :

suite à la comptabilisation en déduction des capitaux propres au 1 er (i) janvier 2013 d'une perte de valeur de 80 millions d'euros au titre d'une coentreprise de l'UGT Énergie - Central Western Europe (CWE) (du fait du montant de goodwill qui lui a été alloué en application des dispositions transitoires d'IFRS 11 décrites dans la Note 2.1.), la perte de valeur comptabilisée dans le compte de résultat publié 2013 sur l'UGT goodwill CWE a été réduite de 80 millions d'euros. Cet ajustement se traduit par une augmentation du même montant du résultat net part du Groupe.

(ii) du reclassement des pertes de valeur afférentes aux actifs incorporels et corporels des coentreprises de la ligne «Pertes de valeur» vers la ligne «Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence». Ces reclassements sont sans incidence sur le résultat net au 31 décembre 2013.

2.3.2 État du résultat global au 31 décembre 2013

	31 déc. 2013	Première application des normes sur la	31 déc. 2013
En millions d'euros	publié (1)	consolidation	retraité (1)
RÉSULTAT NET	(8 909)	126	(8 783)
Actifs financiers disponibles à la vente	(51)	4	(47)
Couverture d'investissement net	375	-	375
Couverture de flux de trésorerie (hors matières premières)	537	(43)	494
Couverture de flux de trésorerie (sur matières premières)	(261)	(1)	(262)
Impôts différés sur éléments ci-dessus	(212)	11	(201)
Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments recyclables, nette d'impôt	128	28	156
Écarts de conversion	(2 043)	(11)	(2 054)
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES	(1 527)	(12)	(1 539)
Pertes et gains actuariels	633	(9)	624
Impôts différés sur pertes et gains actuariels	(200)	1	(199)
Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments non recyclables sur pertes et gains actuariels, nette d'impôt	(12)	8	(4)
TOTAL ÉLÉMENTS NON RECYCLABLES	420	-	420
RÉSULTAT GLOBAL	(10 016)	114	(9 902)
dont Quote-part du Groupe	(10 093)	90	(10 003)
dont Quote-part des participations ne donnant pas le contrôle	77	24	101

État de situation financière au 1 er 2.3.3 janvier 2013

		Première application
	er janv. 2013 1	des normes sur la	er 1 janv. 2013
En millions d'euros	publié (1)	consolidation	retraité (1)
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles nettes	13 020	(357)	12 663
Goodwills	30 035	(500)	29 535
Immobilisations corporelles nettes	86 597	(4 835)	81 761
Titres disponibles à la vente	3 398	(57)	3 341
Prêts et créances au coût amorti	3 541	(490)	3 051
Instruments financiers dérivés	3 108	1	3 109
Participations dans les entreprises mises en équivalence	2 961	3 197	6 158
Autres actifs	962	(28)	933
Impôts différés actif	1 487	(154)	1 333
TOTAL ACTIFS NON COURANTS	145 109	(3 225)	141 884	III
Actifs courants
Prêts et créances au coût amorti	1 630	344	1 974
Instruments financiers dérivés	4 280	12	4 292
Clients et autres débiteurs	25 034	(238)	24 797
Stocks	5 423	(91)	5 332
Autres actifs	9 012	(201)	8 811
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat	432	(1)	431
Trésorerie et équivalents de trésorerie	11 383	(444)	10 939
Actifs classés comme détenus en vue de la vente	3 145	(391)	2 754
TOTAL ACTIFS COURANTS	60 339	(1 009)	59 329
TOTAL ACTIF	205 448	(4 234)	201 213
Capitaux propres part du Groupe (2)	59 834	(74)	59 760
Participations ne donnant pas le contrôle	11 468	204	11 672
TOTAL CAPITAUX PROPRES	71 303	130	71 432
Passifs non courants
Provisions	15 480	(75)	15 405
Dettes financières	45 247	(3 302)	41 945
Instruments financiers dérivés	2 751	(94)	2 657
Autres passifs financiers	343	281	624
Autres passifs	2 063	(38)	2 025
Impôts différés passif	11 959	(262)	11 697
TOTAL PASSIFS NON COURANTS	77 843	(3 490)	74 353
Passifs courants
Provisions	2 071	(29)	2 042
Dettes financières	11 962	108	12 069
Instruments financiers dérivés	4 092	(26)	4 066
Fournisseurs et autres créanciers	19 481	(462)	19 019
Autres passifs	16 820	(71)	16 749
Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la	1 875	(392)	1 483
vente
TOTAL PASSIFS COURANTS	56 302	(873)	55 428
TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES	205 448	(4 234)	201 213

La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l'intégration globale au 1 er (1) janvier 2013 (cf. Note 5.7).

L'impact de -74 millions d'euros sur les capitaux propres part du Groupe provient (i) de la perte de valeur de 127 millions d'euros comptabilisée au 1 er (2) janvier 2013 sur la valeur de mise en équivalence de certaines coentreprises auxquelles un goodwill a été alloué au 1 er janvier 2013 en application des dispositions transitoires d'IFRS 11 (cf. Note 2.1) et (ii) de l'extourne de la situation nette négative de la coentreprise Tirreno Power (53 millions d'euros au 1 er janvier 2013) consolidée selon la méthode l'intégration proportionnelle jusqu'au 31 décembre 2012 et selon la méthode de la mise en équivalence au 1 er janvier 2013. À cette date, le Groupe considère en effet qu'il n'a aucune obligation légale, contractuelle ou implicite de procéder à des paiements au titre de ces pertes cumulées et ne comptabilise donc aucun passif vis-à-vis de cette situation nette négative de 53 millions d'euros.

2.3.4 État de situation financière au 31 décembre 2013

des normes sur la 31 déc. 2013 publié consolidation 31 déc. 2013 retraité En millions d'euros


Actifs non courants
Immobilisations incorporelles nettes 7 286 (244)	7 042
Goodwills 20 697 (277) 20 420
Immobilisations corporelles nettes 65 037 (1 925) 63 112
Titres disponibles à la vente 3 015 -	3 015
Prêts et créances au coût amorti 2 368 (471)	1 898
Instruments financiers dérivés 2 351 1	2 351
Participations dans les entreprises mises en équivalence 4 636 2 163	6 799
Autres actifs 723 (38)	685
Impôts différés actif 662 (172)	490
TOTAL ACTIFS NON COURANTS 106 775 (963) 105 813
Actifs courants
Prêts et créances au coût amorti 1 078 393	1 470
Instruments financiers dérivés 3 825 9	3 833
Clients et autres débiteurs 21 318 (261) 21 057
Stocks 5 070 (97)	4 973
Autres actifs 8 229 (72)	8 157
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat 1 004 (3)	1 001
Trésorerie et équivalents de trésorerie 8 691 15	8 706
Actifs classés comme détenus en vue de la vente 3 620 (2 699)	922
TOTAL ACTIFS COURANTS 52 836 (2 716) 50 120
TOTAL ACTIF 159 611 (3 678) 155 932
Capitaux propres part du Groupe 47 955 16 47 971
Participations ne donnant pas le contrôle 5 535 154	5 689
TOTAL CAPITAUX PROPRES 53 490 170 53 659
Passifs non courants
Provisions 14 129 (64) 14 066
Dettes financières 29 424 (848) 28 576
Instruments financiers dérivés 2 101 (39)	2 062
Autres passifs financiers 158 55	213
Autres passifs 1 187 (40)	1 147
Impôts différés passif 9 792 (326)	9 466
TOTAL PASSIFS NON COURANTS 56 792 (1 262) 55 530
Passifs courants
Provisions 2 050 (18)	2 032
Dettes financières 10 490 (175) 10 316
Instruments financiers dérivés 4 062 (19)	4 043
Fournisseurs et autres créanciers 16 599 (201) 16 398
Autres passifs 13 606 (85) 13 521
2 521 (2 088) Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente	434
TOTAL PASSIFS COURANTS 49 329 (2 586) 46 743
TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES 159 611 (3 678) 155 932

2.3.5 État de flux de trésorerie au 31 décembre 2013

En millions d'euros	31 déc. 2013 publié (1)	Première application des normes sur la consolidation	31 déc. 2013 retraité (1)
RÉSULTAT NET	(8 909)	126	(8 783)
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt	14 313	(184)	14 129
Variation du besoin en fonds de roulement	(186)	95	(91)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES	12 024	(44)	11 980
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT	(5 611)	508	(5 103)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT	(6 982)	(45)	(7 027)
Effet des variations de change et divers	(2 123)	39	(2 083)
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE	(2 691)	458	(2 233)
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À L'OUVERTURE	11 383	(444)	10 939
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À LA CLÔTURE	8 691	15	8 706

III (1) La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l'intégration globale dans les comptes jusqu'au 22 juillet 2013, puis selon la méthode de la mise en équivalence à compter de cette date (cf. Note 5.7).

2.3.6 Impacts sur certains indicateurs clés

RÉCONCILIATION EBITDA – RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE

En millions d'euros	31 déc. 2013 publié (1)	Incorporation du résultat des entreprises mises en équivalence	Première application des normes sur la consolidation	Nouvelle définition de l'EBITDA	31 déc. 2013 retraité (1)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT	7 828	-	(144)	-	7 685
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	-	490	80	-	570
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	7 828	490	(64)	-	8 254
Dotations nettes aux amortissements et provisions	6 600	-	(174)	(551)	5 875
Paiements fondés sur des actions (IFRS 2) et autres	99	-	-	(6)	93
Charges nettes décaissées des concessions	247	-	(1)	(247)	-
EBITDA	14 775	490	(239)	(804)	14 223

ENDETTEMENT FINANCIER NET

		Première application
En millions d'euros	er janv. 2013 1 publié (1)	des normes sur la consolidation	er 1 janv. 2013 retraité (1)
DETTE BRUTE	57 489	(3 196)	54 292
ACTIFS LIÉS AU FINANCEMENT	(295)	-	(295)
TRÉSORERIE ACTIVE	(13 279)	445	(12 834)
ENDETTEMENT FINANCIER NET	43 914	(2 751)	41 163

La participation du Groupe dans SUEZ Environnement est comptabilisée selon la méthode de l'intégration globale au 1 er (1) janvier 2013 (cf. Note 5.7).

En millions d'euros	31 déc. 2013 publié	Première application des normes sur la consolidation	31 déc. 2013 retraité
DETTE BRUTE	40 421	(1 028)	39 393
ACTIFS LIÉS AU FINANCEMENT	(91)	-	(91)
TRÉSORERIE ACTIVE	(10 490)	(11)	(10 502)
ENDETTEMENT FINANCIER NET	29 840	(1 039)	28 800

NOTE 3 Principales filiales au 31 décembre 2014

La liste des principales filiales présentées ci-après a été déterminée, La société GDF SUEZ SA comporte des activités opérationnelles et pour les entités opérationnelles, à partir de leur contribution aux des fonctions de siège rattachées managérialement à différentes indicateurs financiers suivants : chiffre d'affaires, EBITDA et dette branches. Dans les tableaux qui suivent, ces activités nette. Les principales participations mises en équivalence opérationnelles et fonctions de siège sont présentées au sein de (associées et coentreprises) sont présentées dans la Note 4 leur branche respective, sous la dénomination GDF SUEZ SA (*). «Participations dans les entreprises mises en équivalence».

3.1 Liste des principales filiales au Le sigle IG désigne la méthode de l'intégration globale, le sigle MEE la méthode de la mise en équivalence et le sigle NC désigne une 31 décembre ²⁰¹⁴ entité non consolidée.

BRANCHE ENERGY INTERNATIONAL (BEI)

				% d'intérêt		Méthode de consolidation
Nom	Activité				Pays 31 déc. 2014 31 déc. 2013 31 déc. 2014 31 déc. 2013
Groupe E-CL	Production d'électricité	Chili	52,8	52,8	IG	IG
Enersur	Production d'électricité	Pérou	61,8	61,8	IG	IG
Groupe Tractebel Energia	Production d'électricité	Brésil	68,7	68,7	IG	IG
Groupe GLOW	Production et distribution d'électricité	Thaïlande	69,1	69,1	IG	IG
Hazelwood Power Partnership	Production d'électricité	Australie	72,0	72,0	IG	IG
Loy Yang B Consolidated	Production d'électricité	Australie	70,0	70,0	IG	IG
Groupe GDF SUEZ Energy Generation North America	Production d'électricité	États-Unis	100,0	100,0	IG	IG
Groupe GDF SUEZ Gas NA LLC	Gaz naturel/GNL	États-Unis	100,0	100,0	IG	IG
Groupe GDF SUEZ Energy Resources North America	Ventes d'énergie	États-Unis	100,0	100,0	IG	IG
FHH (Guernsey) Ltd	Production d'électricité	Royaume-Uni	75,0	75,0	IG	IG
Rugeley Power Limited	Production d'électricité	Royaume-Uni	75,0	75,0	IG	IG
Saltend	Production d'électricité	Royaume-Uni	75,0	75,0	IG	IG
Baymina Enerji A.S.	Production d'électricité	Turquie	95,0	95,0	IG	IG
GDF SUEZ Energy UK Retail	Ventes d'énergie	Royaume-Uni	100,0	100,0	IG	IG
International Power plc	Siège branche Energy International	Royaume-Uni	100,0	100,0	IG	IG

BRANCHE ÉNERGIE EUROPE (BEE)

			% d'intérêt			Méthode de consolidation
Nom	Activité	Pays	31 déc. 2014	31 déc. 2013	31 déc. 2014	31 déc. 2013
GDF SUEZ Energie Deutschland AG	Production d'électricité/Ventes d'énergie	Allemagne	100,0	100,0	IG	IG
Electrabel SA	Production d'électricité Belgique/France		100,0	100,0	IG	IG
Electrabel Customer Solutions	Ventes d'énergie	Belgique	98,8	95,8	IG	IG
Synatom	Gestion des provisions relatives aux centrales et aux combustibles nucléaires	Belgique	100,0	100,0	IG	IG
GDF SUEZ Nederland N.V.	Production d'électricité/Ventes d'énergie	Pays-Bas	100,0	100,0	IG	IG
GDF SUEZ Trading	Energy management trading France/Belgique		100,0	100,0	IG	IG
GDF SUEZ Energy Management Trading	Energy management trading France/Belgique		100,0	100,0	IG	IG
Compagnie Nationale du Rhône	Production d'électricité	France	49,9	49,9	IG	IG
GDF SUEZ SA (*)	Energy management trading/Ventes d'énergie	France	100,0	100,0	IG	IG
GDF SUEZ Cartagena Energia	Production d'électricité	Espagne	100,0	100,0	IG	IG
GDF SUEZ Energia Italia Spa	Production d'électricité	Italie	100,0	100,0	IG	IG
GDF SUEZ Energia Polska SA	Production d'électricité	Pologne	100,0	100,0	IG	IG
GDF SUEZ Energy Romania SA	Distribution de gaz naturel/Ventes d'énergie	Roumanie	51,0	51,0	IG	IG

BRANCHE GLOBAL GAZ & GNL

				% d'intérêt	Méthode de consolidation
Nom	Activité	Pays	31 déc. 2014	31 déc. 2013	31 déc. 2014	31 déc. 2013
Groupe GDF SUEZ E&P International	Exploration-production	France et autres pays	70,0	70,0	IG	IG
GDF SUEZ E&P International	Holding - société mère	France	70,0	70,0	IG	IG
GDF SUEZ E&P Nederland B.V.	Exploration-production	Pays-Bas	70,0	70,0	IG	IG
GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH	Exploration-production	Allemagne	70,0	70,0	IG	IG
GDF SUEZ E&P Norge AS	Exploration-production	Norvège	70,0	70,0	IG	IG
GDF SUEZ E&P UK Ltd	Exploration-production	Royaume-Uni	70,0	70,0	IG	IG
Gaztransport & Technigaz (GTT)	Ingénierie	France	40,4	40,0	IG	MEE
GDF SUEZ SA (*)	GNL/Siège branche Global Gaz & GNL	France	100,0	100,0	IG	IG

BRANCHE INFRASTRUCTURES

				% d'intérêt	Méthode de consolidation
Nom	Activité	Pays	31 déc. 2014	31 déc. 2013	31 déc. 2014	31 déc. 2013
ELENGY	Terminaux méthaniers	France	100,0	100,0	IG	IG
GrDF	Distribution de gaz naturel	France	100,0	100,0	IG	IG
Groupe GRTgaz	Transport de gaz naturel	France	75,0	75,0	IG	IG
STORENGY SA	Stockage souterrain de gaz naturel	France	100,0	100,0	IG	IG

BRANCHE ÉNERGIE SERVICES

			% d'intérêt			Méthode de consolidation
Nom	Activité			Pays 31 déc. 2014 31 déc. 2013 31 déc. 2014 31 déc. 2013
Cofely Fabricom SA	Systèmes, installations et maintenance	Belgique	100,0	100,0	IG	IG
Cofely Nederland N.V.	Services à l'énergie	Pays-Bas	100,0	100,0	IG	IG
Axima Concept	Systèmes, installations et maintenance	France	100,0	100,0	IG	IG
Groupe Endel	Systèmes, installations et maintenance	France	100,0	100,0	IG	IG
Groupe INEO	Systèmes, installations et maintenance	France	100,0	100,0	IG	IG
Tractebel Engineering	Ingénierie	Belgique	100,0	100,0	IG	IG
Ecova	Services à l'énergie	États-Unis	100,0	-	IG	NC
Cofely Italia Spa	Services à l'énergie	Italie	100,0	100,0	IG	IG
Cofely UK Ltd	Services à l'énergie	Royaume-Uni	100,0	100,0	IG	IG
Cofely Workplace Limited	Services à l'énergie	Royaume-Uni	100,0	100,0	IG	IG
Cofely Réseaux	Réseaux urbains	France	100,0	100,0	IG	IG
CPCU	Réseaux urbains	France	64,4	64,4	IG	IG

BRANCHE AUTRES

			% d'intérêt		Méthode de consolidation
Nom	Activité				Pays 31 déc. 2014 31 déc. 2013 31 déc. 2014 31 déc. 2013
GDF SUEZ SA (*)	Holding - société mère	France	100,0	100,0	IG	IG
GDF SUEZ CC	Fonctions centrales	Belgique	100,0	100,0	IG	IG
GDF SUEZ FINANCE SA	Filiales financières	France	100,0	100,0	IG	IG

concertation. dans l'analyse du contrôle

Le Groupe examine principalement les éléments et critères suivants GDF SUEZ E&P, dans la mesure où les droits consentis à CIC

dans l'activité d'exploration-production. les organes de gouvernance, règles de majorité, droits de veto ;
GRTgaz (branche Infrastructures) : 75% la détermination des droits, substantiels ou protectifs, accordés aux actionnaires en relation notamment avec les activités

Le Groupe a notamment exercé son jugement concernant les Commission de régulation de l'énergie (CRE). Du fait de la

Entités dans lesquelles le Groupe détient la majorité des droits suite ^à la transposition de la ³

Il s'agit notamment des sous-groupes GDF SUEZ E&P International d'indépendance, notamment pour ses administrateurs et les

Le Groupe GDF SUEZ et China Investment Corporation (CIC) ont l'indépendance des membres du Conseil d'Administration et de la conclu le 31 octobre 2011 un accord portant sur l'acquisition par Direction, de même qu'apprécier le choix des investissements. Le CIC d'une participation de 30% dans les activités Groupe estime qu'il détient le contrôle de GRTgaz compte tenu de exploration-production du Groupe (GDF SUEZ E&P). Le pacte sa capacité à nommer la majorité des membres du d'actionnaires prévoit que certaines décisions d'investissements Conseil d'Administration et à prendre les décisions sur les activités relatives à des projets de développement majeur, requièrent une pertinentes, notamment le montant des investissements et le plan

3.2 Jugements significatifs exercés décision unanime des deux actionnaires, après une période de

Le Groupe GDF SUEZ a estimé qu'il continuait à contrôler afin de déterminer s'il a le contrôle sur une entité : représentent des droits de protection de minoritaires eu égard plus particulièrement aux risques auxquels est exposé tout actionnaire la gouvernance : droits de vote et représentation du Groupe dans

L'analyse du pacte d'actionnaires conclu avec la Société pertinentes de l'entité ; d'Infrastructures Gazières, filiale de la Caisse des Dépôts et les conséquences d'une clause de résolution de conflits ; Consignations (CDC), qui détient 25% du capital de GRTgaz, a été le droit/l'exposition du Groupe au rendement variable de l'entité. complétée par l'appréciation des prérogatives confiées ^à la entités et sous-groupes suivants : régulation, GRTgaz dispose d'une position dominante sur le marché de transport de gaz en France. En conséquence, elle est soumise, ème Directive européenne du 13 juillet de vote ²⁰⁰⁹ (Code de l'énergie du 9 mai 2011), ^à des règles (70%) et GRTgaz (75%). membres de la Direction. Le Code de l'énergie confie certains pouvoirs à la CRE dans le cadre de sa mission de contrôle du bon GDF SUEZ E&P International (branche Global Gaz & GNL) : 70% fonctionnement des marchés de gaz en France, notamment vérifier de financement.

Entités dans lesquelles le Groupe ne détient pas la majorité des La Compagnie Nationale du Rhône (CNR) : 49,98%

Dans les entités où le Groupe ne détient pas la majorité des droits 49,98% et par la Caisse des Dépôts et Consignations (CDC) à de vote, le jugement est exercé notamment au regard des éléments hauteur de 33,2%, le solde, soit 16,82%, étant dispersé auprès

-

- gouvernance : représentation au sein de l'organe de gouvernance Gaztransport & Technigaz (GTT) : 40,4% prenant les décisions stratégiques et opérationnelles portant sur les activités pertinentes ; règles de nomination du management

Les principales entités consolidées en intégration globale dans 44% du capital au 31 décembre 2014. Le Groupe estime avoir le lesquelles le Groupe ne détient pas la majorité des droits de vote contrôle de fait de GTT. En effet, dès la mise en bourse, GDF SUEZ sont la Compagnie Nationale du Rhône (49,98%) et Gaztransport &

droits de vote Le capital de la CNR est détenu par le Groupe ^à concurrence de suivants pour apprécier l'existence d'un contrôle de fait : d'environ 200 collectivités locales. Compte tenu des dispositions actuelles de la loi «Murcef» selon lesquelles la CNR doit rester dispersion de l'actionnariat : nombre de droits de vote détenus majoritairement publique, le Groupe ne peut disposer de plus de par le Groupe par rapport au nombre de droits détenus 50% du capital de la CNR. Le Groupe estime toutefois qu'il exerce respectivement par les autres détenteurs et à leur dispersion ; un contrôle de fait car il considère qu'il dispose de la majorité des historique des votes en Assemblée Générale : les pourcentages droits de vote exprimés aux Assemblées Générales compte tenu de de droits de votes exprimés par le Groupe en Assemblée la forte dispersion de l'actionnariat et de l'absence d'action de Générale au cours des dernières années ; concert entre des actionnaires minoritaires.

Comme expliqué dans la Note 5.1.1, à l'issue de la mise en bourse clé ; de GTT, le Groupe GDF SUEZ est devenu le premier actionnaire de III relations contractuelles et transactions significatives. GTT avec une participation de 40,4%. Le flottant représente environ détient la majorité au Conseil d'Administration et, en regard de la Technigaz (40,4%). forte dispersion de l'actionnariat et en absence d'action de concert au sein de cet actionnariat, GDF SUEZ considère qu'il aura la majorité des droits de vote exprimés lors des Assemblées Générales à venir.

3.3 Filiales comportant des participations ne donnant pas le contrôle significatives

Le tableau ci-après présente les participations ne donnant pas le contrôle jugées significatives, les contributions respectives sur les capitaux propres et le résultat net part du Groupe au 31 décembre 2014 et au 31 décembre 2013, ainsi que les dividendes versés aux participations ne donnant pas le contrôle de ces filiales significatives :

			% d'intérêt des participations ne donnant pas le contrôle		Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle		participations ne donnant pas le contrôle		Capitaux propres des Dividendes payés aux participations ne donnant pas le contrôle
En millions d'euros	Activités	31 déc. 2014	31 déc. 2013	31 déc. 2014	31 déc. 2013	31 déc. 2014	31 déc. 2013	31 déc. 2014	31 déc. 2013
Groupe GDF SUEZ E&P International (Global Gaz & GNL, France et autres pays) (1)	Portefeuille d'exploration-production et d'exploitation de champs pétroliers et gaziers	30,0	30,0	80	108	940	954	171	196
Groupe GRTgaz (Infrastructures, France)	Activité régulée de transport de gaz en France	25,0	25,0	91	70	938	941	70	60
Groupe E-CL (BEI, Chili) (2)	Production d'électricité - parc thermique	47,2	47,2	15	9	741	625	34	2
Groupe GLOW (BEI, Thaïlande) (2)	Production et distribution d'électricité	30,9	30,9	109	85	490	392	57	27
GDF SUEZ Energy Romania (BEE, Roumanie) (2)	Distribution de gaz naturel/Ventes d'énergie	49,0	49,0	50	44	418	396	31	21
GTT (Global Gaz & GNL, France)	Ingéniérie	59,6	-	19	-	418	-	78	-
Autres filiales avec des participations ne donnant pas le contrôle (3)				307	100	2 486	2 380	319	767
TOTAL				669	414	6 432	5 689	761	1 073

(1) Les principales filiales du Groupe GDF SUEZ E&P International sont présentées dans la Note 3.1.

(2) Les groupes E-CL, GLOW, ainsi que GTT sont cotés en bourse dans leur pays respectif. Les participations ne donnant pas le contrôle du groupe E-CL ainsi que celles de GTT, correspondent au capital flottant.

(3) En 2013, le montant de 767 millions d'euros de dividendes inclut les dividendes versés aux participations ne donnant pas le contrôle de SUEZ Environnement et des filiales des SUEZ Environnement pour un montant de 396 millions d'euros.

3.3.1 Informations financières résumées sur les filiales comportant des participations ne donnant pas le contrôle significatives

Les informations financières résumées de ces filiales sont indiquées dans le tableau ci-après sur une base à 100%. Ces informations sont des données avant éliminations intra-groupe.

	Groupe GDF SUEZ	E&P International		Groupe GRTgaz		Groupe E-CL Groupe GLOW		GDF SUEZ Energy	Romania	GTT (2)
En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013	31 déc. 2014	31 déc. 2013	31 déc. 2014	31 déc. 2013	31 déc. 2014	31 déc. 2013	31 déc. 2014	31 déc. 2013	31 déc. 2014	31 déc. 2013
Compte de résultat
Chiffre d'affaires	2 863	2 903	2 051	1 889	933	908	1 681	1 659	951	914	186	-
Résultat net	246	366	363	278	24	9	260	226	101	89	33	-
Résultat net part du Groupe	166	259	272	209	9	-	152	142	52	46	13	-
Autres éléments du résultat global - Quote-part du Groupe	41	(24)	(72)	22	(2)	7	(7)	15	-	2	-	-
RÉSULTAT GLOBAL - QUOTE-PART DU GROUPE	208	234	200	231	7	8	145	157	51	47	13	-
État de situation financière
Actifs courants	2 112	2 434	557	601	554	726	628	656	408	394	182	-
Actifs non courants	7 042	6 656	8 855	8 553	1 970	1 628	2 644	2 413	748	738	755	-
Passifs courants	(1 302)	(1 897)	(798)	(885)	(170)	(433)	(493)	(598)	(219)	(215)	(122)	-
Passifs non courants	(4 879)	(4 172)	(4 864)	(4 507)	(861)	(676)	(1 483)	(1 436)	(101)	(120)	(114)	-
TOTAL CAPITAUX PROPRES	2 972	3 020	3 750	3 763	1 494	1 245	1 297	1 036	836	797	701	-
TOTAL CAPITAUX PROPRES DES PARTICIPATIONS NE DONNANT PAS LE CONTRÔLE	940	954	938	941	741	625	490	392	418	396	418	-
État des flux de trésorerie
Flux issus des activités opérationnelles	956	1 044	884	868	202	164	429	286	204	119	98	-
Flux issus des activités d'investissement	(896)	(756)	(720)	(777)	(39)	(88)	(21)	(15)	(61)	(106)	116	-
Flux issus des activités de financement	(631)	61	(292)	(96)	(105)	(49)	(404)	(447)	(97)	(50)	(135)	-
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE (1)	(571)	349	(128)	(5)	57	26	3	(176)	47	(38)	80	-

(1) Hors effet des variations de change et divers.

(2) Les données reprises dans le tableau correspondent à la contribution de GTT aux états financiers du Groupe à compter de son passage en intégration globale le 3 mars 2014. Avant cette date, GTT était consolidée par mise en équivalence dans les états financiers du Groupe.

d'énergies en Australie (cf. Note ² «Principales variations de le contrôle intervenues en ²⁰¹⁴ et ²⁰¹³ concernent le rachat en 2014 des intérêts détenus par le secteur public en Flandre dans

3.3.2 Autres informations sur les participations ne donnant Electrabel Customer Solutions (cf. Note 5 «Principales variations de pas le contrôle significatives périmètre») et la cession en 2013 à Mitsui & Co. Ltd d'une participation de 28% dans un portefeuille d'actifs de production Les principales transactions avec les participations ne donnant pas périmètre» des états financiers consolidés au 31 décembre 2013).

NOTE 4 Participations dans les entreprises mises en équivalence

Les contributions respectives des entreprises associées et des coentreprises dans l'état de situation financière, le compte de résultat et l'état du résultat global au 31 décembre 2014 et au 31 décembre 2013 sont présentées ci-après :

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013
État de situation financière
Participations dans les entreprises associées	5 191	4 522
Participations dans les coentreprises	1 864	2 277
PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	7 055	6 799
Compte de résultat
Quote-part du résultat net des entreprises associées	196	493
Quote-part du résultat net des coentreprises	246	77
QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	441	570
État du résultat global
Quote-part des entreprises associées dans les «Autres éléments du résultat global»	(98)	127
Quote-part des coentreprises dans les «Autres éléments du résultat global»	(23)	25
QUOTE-PART DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE DANS LES AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT GLOBAL	(121)	152

Le Groupe examine principalement les éléments et critères suivants exploitation, maintenance) sont soumis, selon le cas, à l'accord afin d'apprécier l'existence d'un contrôle conjoint ou d'une influence unanime de deux ou plusieurs partenaires. notable sur une entité :

- SUEZ Environnement (33,7%) la gouvernance : représentation du Groupe aux organes de

ont été conclus ^à des conditions normales de marché. le droit/l'exposition du Groupe au rendement variable de l'entité :

Cette Entités associées dans lesquelles le Groupe détient moins de appréciation comprend également l'analyse des relations contractuelles du Groupe avec l'entité, particulièrement les 20% conditions dans lesquelles ces contrats sont conclus, leur durée ainsi que Cameron Holding LNG LLC (16,6%) la gestion des conflits d'intérêts éventuels lors du vote de l'organe de gouvernance de l'entité.

Le Groupe ^a notamment exercé son jugement concernant les (50,2%), Mitsubishi (16,6%) et Mitsui (16,6%) pour le

Le jugement significatif exercé dans le cadre de l'analyse de la LNG LLC et aura une capacité de liquéfaction de long terme de méthode de consolidation de ces entités de projets porte sur les 4 millions de tonnes par an (mtpa). La construction a démarré et les risques et avantages liés à un contrat entre GDF SUEZ et l'entité, installations devraient être commercialement opérationnelles à partir ainsi que sur l'appréciation des activités pertinentes restant à la de 2018. main de l'entité après sa création. Le Groupe estime qu'il exerce L'accord confère ^à l'ensemble des actionnaires le droit de participer une influence notable ou un contrôle conjoint étant donné que, ^à toutes les décisions relatives aux activités pertinentes, prises pendant la durée du projet, les décisions relatives aux activités

Jugements significatifs pertinentes telles que le refinancement, le renouvellement ou la modification des contrats importants (vente, achat, prestation

gouvernance, règles de majorité, droits de veto ; À partir de la date du non-renouvellement du pacte d'actionnaires le 22 juillet 2013, GDF SUEZ ne contrôle plus SUEZ Environnement et la détermination des droits, substantiels ou protectifs, accordés aux actionnaires, en relation notamment avec les activités exerce une influence notable, en particulier pour les raisons pertinentes de l'entité ; suivantes : a) le Groupe n'a pas la majorité de représentants au Conseil d'Administration, b) en Assemblée Générale, bien que Cette appréciation peut s'avérer complexe pour les entités l'actionnariat de SUEZ Environnement soit dispersé et que «projet» ou «mono-actif» car certaines décisions concernant les activités pertinentes sont fixées dès la création du partenariat GDF SUEZ dispose d'une participation importante, l'historique des pour la durée du projet. En conséquence, l'analyse des décisions votes montre que GDF SUEZ n'a pas disposé à lui seul de la portent sur les activités pertinentes (celles qui ont un impact majorité simple aux Assemblées Générales Mixtes entre 2010 et significatif sur le rendement variable de l'entité) restantes ; 2014 et c) les accords opérationnels de transition (essentiellement constitués par un accord cadre relatif aux achats et à l'informatique) les conséquences d'une clause de résolution de conflits ;

GDF SUEZ a conclu un accord de partenariat avec Sempra entités et sous-groupes suivants : développement du projet Cameron LNG aux États-Unis. Selon ces Sociétés projets au Moyen-Orient accords, GDF SUEZ détient depuis le 1 er octobre 2014 une participation de 16,6% dans l'entité de projet Cameron Holding

NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS NOTE 4 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE

principalement à des majorités qualifiées. Le Groupe GDF SUEZ L'IFRS Interpretation Committee «IFRS IC» (novembre 2014) a dispose dès lors d'une influence notable et comptabilise cette notamment conclu que les autres faits et circonstances devaient

Coentreprises dans lesquelles le Groupe détient plus de 50% d'activité conjointe.

GDF SUEZ détient 60% de la centrale électrique Tihama au sein du Groupe au 31 décembre 2014. (cogénération) située en Arabie Saoudite, et son partenaire Saudi Oger en détient 40%. Le Groupe estime qu'il exerce un contrôle conjoint sur Tihama dans la mesure où les décisions sur les activités pertinentes, qui comprennent notamment la préparation du budget, la modification des contrats importants, etc., sont prises ^à associées l'unanimité par les deux partenaires.

Contrôle conjoint – distinction entre coentreprise et activité des entreprises associées individuellement non

La qualification d'un partenariat avec un contrôle conjoint nécessite Le tableau ci-après présente la contribution de chacune des du jugement pour apprécier s'il s'agit d'une coentreprise ou d'une entreprises associées jugées significatives ainsi que la contribution activité conjointe. L'analyse des «autres faits et circonstances» fait agrégée des entreprises associées jugées individuellement non partie des critères de la norme IFRS 11 pour apprécier la significatives dans l'état de situation financière, le compte de

participation en tant qu'entreprise associée. créer des droits directs dans les actifs et des obligations directes au titre des passifs qui soient exécutoires pour que l'entité soit qualifiée

Tihama (60%) Compte tenu de ces conclusions et de leur application dans le cadre de nos analyses, il n'y a pas d'activité conjointe significative

4.1 Participations dans les entreprises

4.1.1 Contribution des entreprises associées significatives et conjointe significatives aux états financiers du Groupe III

classification d'une entité avec contrôle conjoint. résultat, les autres éléments du résultat global, et la ligne «Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence» du tableau de flux de trésorerie du Groupe.

Le Groupe a utilisé les critères quantitatifs et qualitatifs suivants pour établir sa liste d'entreprises associées jugées significatives : contribution aux agrégats Groupe «Quote-part du résultat net des entreprises associées», «Participations dans les entreprises associées», total bilan des entreprises associées exprimé en quote-part du Groupe, entités associées portant des projets majeurs en phase d'étude ou de construction et dont les engagements d'investissements sont significatifs.

		Valeurs comptables des participations dans les entreprises			Quote-part de résultat dans les entreprises		Autres éléments du résultat global des entreprises		Dividendes reçus des entreprises
Noms	Activité	% intérêt		associées		associées		associées		associées
En millions d'euros		2014	2013	2014	2013	2014	2013	2014	2013	2014	2013
Groupe SUEZ Environnement (Autres, Europe/Asie/Amérique Latine)	Traitement de l'eau et des déchets	33,70	35,68	1 996	1 882	118	106	60	35	118	30
Paiton (BEI, Indonésie)	Centrale à charbon (2 035 MW)	40,51	40,51	726	581	65	64	(5)	7	-	67
Energia Sustentável do Brasil (BEI, Brésil) (1)	Centrale hydraulique (3 750 MW)	40,00	-	676	-	(165)	-	(1)	-	-	-
Sociétés projets au Moyen-Orient (BEI, Arabie Saoudite, Bahreïn, Qatar, Émirats Arabes Unis, Oman) (2)	Centrales à gaz et usines de dessalement d'eau de mer			459	485	121	127	(71)	77	82	77
Senoko (BEI, Singapour)	Centrales à gaz (3 201 MW)	30,00	30,00	302	319	10	33	(50)	4	1	4
GASAG (BEE, Allemagne)	Réseaux de gaz et chaleur	31,58	31,58	295	316	9	21	(12)	5	18	10
Activités canadiennes d'énergies renouvelables (BEI, Canada)	Champ éolien (679 MW)	40,00	40,00	191	210	12	-	(7)	8	32	2
Cameron (Global Gaz & GNL, États-Unis)	Terminal de liquéfaction de gaz	16,60	-	166	-	(1)	-	(15)	-	-	-
Astoria Energy, Phase I (BEI, États-Unis)	Centrale à gaz (575 MW)	44,80	44,80	124	171	10	1	-	-	-	-
ISAB Energy (BEE, Italie/BEI, Italie) (3)	Centrale à cycle combiné et gazéification intégrée (532 MW)	-	49,00	-	212	8	29	-	-	26	7
Autres participations dans les entreprises associées individuellement non significatives				257	347	9	114	3	(9)	29	84
PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES ASSOCIÉES				5 191	4 522	196	493	(98)	127	306	281

(1) Au 31 décembre 2013, la participation de 60% dans Energia Sustentável do Brasil (ESBR) était comptabilisée en tant que coentreprise. La quote-part de 20% destinée à être cédée à Mitsui & Co. Ltd était présentée 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» de l'état de situation financière. Suite à la finalisation de la cession de la participation de 20% en janvier 2014, ESBR est désormais comptabilisé en tant qu'entreprise associée.

(2) Les participations dans les entreprises associées exploitant des centrales à gaz et des usines de dessalement d'eau de mer sur la péninsule arabique ont été regroupées au sein d'un agrégat unique intitulé «sociétés projets au Moyen-Orient». Ce regroupement comprend près de 40 entreprises associées exploitant un parc de centrales thermiques d'une capacité totale installée de 24 943 MW (à 100%) comprenant également 2 032 MW (à 100%) de capacités en cours de construction.

Ces entreprises associées se caractérisent par des modèles économiques et des types de partenariat relativement similaires : les sociétés projets sélectionnées à l'issue d'un processus d'appel d'offres développent, construisent et opèrent des centrales électriques et des usines de dessalement d'eau de mer dont la production est intégralement vendue à des sociétés étatiques dans le cadre de contrats de «Power and water purchase agreement» sur des périodes généralement comprises entre 20 à 30 ans.

Les centrales correspondantes sont selon les modalités contractuelles comptabilisées en tant qu'immobilisation corporelle ou en tant que créance financière dès lors que, en application d'IFRIC 4 et IAS 17, la quasi-totalité des risques et avantages liés à l'actif a été transférée à l'acheteur de la production. La structure actionnariale de ces entités comprend systématiquement une société étatique du pays d'implantation de la société projet. Le pourcentage d'intérêt et de droit de vote du Groupe dans chacune de ces entités varie selon les cas entre 20 et 50%.

(3) Le 16 juin 2014, le Groupe a cédé au groupe ERG sa participation dans ISAB Energy (cf. Note 5 «Principales variations de périmètre»).

La quote-part de résultat dans les entreprises associées comprend d'euros au 31 décembre 2014 (contre 14 millions d'euros en 2013)

des résultats non récurrents pour un montant de -17 millions composés essentiellement de variations de juste valeur des

NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS NOTE 4 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE

instruments dérivés et de résultats de cessions, nets d'impôts Les montants présentés sont les montants établis en application

Les tableaux ci-après présentent les informations financières réalisés au niveau de GDF SUEZ en application des dispositions

(cf. Note 11 «Résultat net récurrent part du Groupe»). des normes IFRS, avant élimination des intragroupes, et après prise en compte (i) des retraitements d'homogénéisation avec les 4.1.2 Informations financières sur les entreprises associées principes comptables du Groupe et (ii) des exercices d'évaluation significatives des actifs et passifs de l'entreprise associée ^à leur juste valeur résumées des principales entreprises associées du Groupe. d'IAS 28. À l'exception de la dernière colonne «Total capitaux propres attribuables à GDF SUEZ», les agrégats sont présentés sur une base à 100%.

En millions d'euros	d'affaires	Chiffre Résultat net	Autres éléments du résultat global	Résultat	Actifs Global courants courants	Actifs non	Passifs	Passifs courants courants	Total non capitaux propres	% d'intérêt du Groupe	Total capitaux propres attribuables à GDF SUEZ
AU 31 DÉCEMBRE 2014
Groupe SUEZ Environnement (1)	14 324	417	(31)	386	7 863	18 992	9 086	10 773	6 996	33,70	1 996
Paiton	657	161	(54)	107	483	3 260	478	1 473	1 791	40,51	726
Energia Sustentável do Brasil	233	(413)	(1)	(414)	481	5 897	1 278	3 409	1 690	40,00	676
Sociétés projets au Moyen-Orient	2 957	510	(328)	182	2 254	20 445	3 119	17 706	1 873		459
Senoko	1 976	32	(167)	(135)	312	2 944	353	1 895	1 007	30,00	302
GASAG	1 099	30	(39)	(9)	969	1 964	1 782	217	934	31,58	295
Activités canadiennes d'énergies renouvelables	171	39	(18)	21	86	1 384	70	924	476	40,00	191
Cameron	13	(6)	(91)	(97)	34	1 497	429	104	998	16,60	166
Astoria Energy, Phase I	222	(28)	-	(28)	37	819	28	551	277	44,80	124
ISAB Energy (2)	233	16	-	16	-	-	-	-	-	-	-
AU 31 DÉCEMBRE 2013
Groupe SUEZ Environnement	14 323	352	93	445	7 988	18 433	9 077	9 863	6 951	35,68	1 882
Paiton	706	157	16	174	405	2 984	493	1 463	1 433	40,51	581
Sociétés projets au Moyen-Orient	2 812	514	282	796	1 695	17 861	2 472	15 355	1 729		485
Senoko	2 339	109	12	121	319	2 810	645	1 421	1 063	30,00	319
GASAG	1 285	65	16	81	1 001	1 987	1 786	202	1 000	31,58	316
ISAB Energy	593	59	-	59	411	264	187	56	433	49,00	212
Activités canadiennes d'énergies renouvelables	115	(1)	19	18	81	1 378	74	861	524	40,00	210
Astoria Energy, Phase I	165	6	-	6	37	748	38	366	381	44,80	171

(1) Pour SUEZ Environnement, les données indiquées dans le tableau correspondent aux informations financières publiées par SUEZ Environnement. Le total capitaux propres part du Groupe de SUEZ Environnement s'élève à 5 478 millions d'euros dans les comptes publiés de SUEZ Environnement et à 5 923 millions d'euros dans les comptes de GDF SUEZ. La différence de 445 millions d'euros provient essentiellement de l'exercice d'évaluation à la juste valeur des actifs et passifs de SUEZ Environnement lors de son changement de méthode de consolidation le 22 juillet 2013.

(2) ISAB Energy a été cédée le 16 juin 2014.

SUEZ Environnement est la seule entreprise associée cotée significative. Sur la base du cours de bourse au 31 décembre 2014, la valeur de marché de cette participation s'élève à 2 628 millions d'euros.

4.1.3 Transactions entre le Groupe et les entreprises associées

Les données ci-dessous présentent les incidences des transactions avec les entreprises associées sur les états financiers du Groupe au 31 décembre 2014.

En millions d'euros	Achats de biens et services	Ventes de biens et services	Résultat financier (hors dividendes)	Clients et autres débiteurs	Prêts et créances au coût amorti	Fournisseurs et autres créditeurs	Dettes financières
Ores Assets (1)	270	4	-	7	-	-	-
Sociétés projets au Moyen-Orient	-	255	-	12	434	-	-
Paiton	-	-	25	-	256	-	-
Contassur (2)	-	-	-	176	-	-	-
Energia Sustentável Do Brasil	29	-	-	-	-	-	-
Autres	19	111	-	20	6	-	1
AU 31 DÉCEMBRE 2014	318	370	25	215	696	-	1

(1) La société intercommunale mixte wallonne Ores Assets assure la gestion du réseau de distribution d'électricité et de gaz en Wallonie. Suite aux évolutions en matière de gouvernance intervenues au cours du premier semestre 2014, le Groupe n'exerce plus d'influence notable sur le gestionnaire wallon de réseaux de distribution depuis le 26 juin 2014. Le tableau ci-avant ne répertorie que les transactions du premier semestre avec Ores Assets. Les coûts de transport encourus par Electrabel Customer Solutions (ECS) au titre de l'utilisation du réseau de distribution de gaz et d'électricité de Ores Assets se sont élevés à 270 millions sur le premier semestre 2014 (contre 865 millions au 31 décembre 2013).

(2) Contassur est une société d'assurance-vie consolidée par mise en équivalence. Contassur a contracté des contrats d'assurance principalement avec les fonds de pension qui couvrent en Belgique des avantages postérieurs à l'emploi accordés à des employés du Groupe mais également à ceux d'autres sociétés, opérant essentiellement dans les activités régulées du secteur gaz et électricité. Les polices d'assurance contractées par Contassur constituent des droits à remboursement comptabilisés en tant qu'«Autres actifs» dans l'état de situation financière. Ces droits à remboursement s'élèvent à 176 millions d'euros au 31 décembre 2014 contre 167 millions au 31 décembre 2013.

NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS NOTE 4 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE

Le tableau ci-après présente la contribution de chacune des des coentreprises exprimé en quote-part du Groupe, coentreprises coentreprises jugées significatives ainsi que la contribution agrégée portant des projets majeurs en phase d'étude ou de construction et des coentreprises jugées individuellement non significatives dans l'état dont les engagements d'investissements sont significatifs. de situation financière, le compte de résultat, les autres éléments du

4.2 Participations dans les coentreprises résultat global, et la ligne «Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence» du tableau de flux de trésorerie du Groupe.

4.2.1 Contribution des coentreprises significatives et des Le Groupe a utilisé les critères quantitatifs et qualitatifs suivants pour établir sa liste des coentreprises jugées significatives : contribution coentreprises individuellement non significatives aux aux agrégats Groupe «Quote-part du résultat net des états financiers du Groupe coentreprises», «Participations dans les coentreprises», total bilan

Noms	Activité		% intérêt	Valeurs comptables des participations dans les	coentreprises	Quote-part de résultat dans les coentreprises		Autres éléments du résultat global des coentreprises		Dividendes reçus des coentreprises
En millions d'euros		2014	2013	2014	2013	2014	2013	2014	2013	2014	2013
EcoÉlectrica (BEI, Porto Rico)	CCGT et terminal GNL (507 MW)	50,00	50,00	458	388	33	35	-	-	17	27
Portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal (BEE, Portugal)	Production d'électricité (3 108 MW)	50,00	50,00	348	331	45	44	(10)	17	15	9
WSW Energie und Wasser AG (BEE, Allemagne)	Production et distribution d'électricité	33,10	33,10	199	205	3	(13)	-	1	7	8
NELP (BEI, États-Unis)	Centrales à gaz (591 MW)	50,00	50,00	145	87	59	17	-	-	19	-
Megal GmbH (BEE, Allemagne)	Réseau de transport de gaz	49,00	49,00	122	125	7	1	-	-	10	16
Maia Eolis (BEE, France)	Éolien (229 MW)	49,00	49,00	97	98	-	(1)	-	-	-	-
Tihama Power Generation Co (BEI, Arabie Saoudite)	Centrales à gaz (1 595 MW)	60,00	60,00	72	62	5	16	-	6	3	-
PTT Natural Gas Distribution Co Ltd (BEI, Thaïlande)	Distribution de gaz naturel	40,00	40,00	65	59	14	15	-	-	14	13
GNL Sur (BEI, Uruguay)	Terminal GNL	50,00	-	62	-	(2)	-	-	-	-	-
Oyster Creek (BEI, États-Unis)	Centrale à gaz (393 MW)	50,00	50,00	29	89	44	21	(1)	-	93	19
Energia Sustentável do Brasil (BEI, Brésil) (1)	Centrale hydraulique (3 750 MW)	-	60,00	-	666	-	(30)	-	-	-
Autres participations dans les coentreprises individuellement non signficatives				268	168	38	(29)	(10)	-	42	60
PARTICIPATIONS DANS LES COENTREPRISES				1 864	2 277	246	77	(23)	25	220	151

La quote-part de résultat dans les coentreprises comprend des proviennent essentiellement de variations de juste valeur des résultats non récurrents pour un montant de 15 millions d'euros au instruments dérivés et de résultats de cessions, nets d'impôts 31 décembre 2014 (contre -78 millions d'euros en 2013). Ceux-ci (cf. Note 11 «Résultat net récurrent part du Groupe»).

Les montants présentés sont les montants établis en application l'exception de la dernière colonne «Total capitaux propres des normes IFRS, avant élimination des intragroupes, et après prise

4.2.2 Informations financières sur les coentreprises principes comptables du Groupe et (ii) des exercices d'évaluation significatives des actifs et passifs de la coentreprise à leur juste valeur réalisés au niveau de GDF SUEZ en application des dispositions d'IAS 28. À attribuables ^à GDF SUEZ» de l'état de situation financière, les en compte (i) des retraitements d'homogénéisation avec les agrégats sont présentés sur une base à 100%.

INFORMATIONS SUR LE COMPTE DE RÉSULTAT ET LES AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT GLOBAL

						Autres
	Chiffre	Dotations aux amortissements	Résultat		Résultat	éléments du résultat	Résultat
En millions d'euros	d'affaires	des immobilisations	(1) financier	Impôts	net	global	Global
AU 31 DÉCEMBRE 2014
EcoÉlectrica	333	(70)	(3)	(3)	65	(1)	64
Portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal	652	(74)	(42)	(42)	140	(42)	98
WSW Energie und Wasser AG	976	(13)	(7)	(6)	10	1	11
NELP	126	(23)	(1)	-	117	-	117
Megal GmbH	112	(50)	(9)	5	15	-	15
Maia Eolis	34	(24)	(2)	1	(1)	(1)	(2)
Tihama Power Generation Co	71	(5)	(16)	(1)	9	(1)	8
PTT Natural Gas Distribution Co Ltd	240	(9)	-	(6)	34	-	34
GNL Sur	-	-	-	-	(4)	-	(4)
Oyster Creek	144	(28)	(3)	-	89	(3)	86
AU 31 DÉCEMBRE 2013
Energia Sustentável do Brasil	50	(2)	(2)	166	(596)	-	(596)
EcoÉlectrica	309	(61)	(5)	(3)	71	6	77
Portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal	632	(74)	(18)	(46)	152	4	156
WSW Energie und Wasser AG	976	(18)	(8)	8	(38)	3	(36)
Megal GmbH	89	(45)	(8)	6	3	-	3
Maia Eolis	32	(23)	(2)	1	(2)	1	(1)
Oyster Creek	156	(9)	(2)	-	43	-	43
NELP	121	(23)	(1)	-	34	-	34
Tihama Power Generation Co	82	(5)	(11)	(4)	27	11	38
PTT Natural Gas Distribution Co Ltd	248	(9)	-	(7)	38	-	38

(1) Les produits d'intérêts sont non significatifs.

NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS NOTE 4 PARTICIPATIONS DANS LES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE

INFORMATIONS SUR L'ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE

	Trésorerie et équivalents	Autres	Actifs	Dettes		Dettes Autres financières	Autres passifs	Total	% d'intérêt	Total Capitaux propres
	de	actifs	non	financières	passifs	non	non	capitaux	du	attribuables
En millions d'euros		trésorerie courants courants				courantes courants courantes	courants	propres	Groupe	à GDF SUEZ
AU 31 DÉCEMBRE 2014
EcoÉlectrica	112	134	923	76	32	118	28	915	50,00	458
Portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal (1)	307	594	2 032	603	142	1 130	182	875	50,00	348
WSW Energie und Wasser AG (2)	48	121	792	46	128	121	94	573	33,10	199
NELP	29	79	285	-	29	-	74	290	50,00	145
Megal GmbH	14	1	724	106	37	249	97	249	49,00	122
Maia Eolis	51	35	313	20	19	123	40	197	49,00	97
Tihama Power Generation Co	38	45	626	53	33	486	18	120	60,00	72
PTT Natural Gas Distribution Co Ltd	12	24	181	-	29	2	21	163	40,00	65
GNL Sur	7	36	158	72	6	-	1	124	50,00	62
Oyster Creek	15	159	54	9	5	149	6	58	50,00	29
AU 31 DÉCEMBRE 2013
Energia Sustentável do Brasil	1	364	4 224	99	322	3 058	-	1 110	60,00	666
EcoÉlectrica	44	114	873	44	25	150	36	777	50,00	388
Portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal	267	968	1 277	455	91	956	180	829	50,00	331
WSW Energie und Wasser AG	38	133	790	32	129	114	95	591	33,10	205
Megal GmbH	27	10	726	175	58	172	104	255	49,00	125
Maia Eolis	56	18	315	18	9	120	42	199	49,00	98
Oyster Creek	21	13	170	6	16	-	5	178	50,00	89
NELP	12	37	184	1	14	3	42	173	50,00	87
Tihama Power Generation Co	58	34	471	49	22	374	15	103	60,00	62
PTT Natural Gas Distribution Co Ltd	10	24	167	-	32	2	20	147	40,00	59

(1) Au niveau du sous-groupe portugais, les capitaux propres part du Groupe s'élèvent à 696 millions d'euros. La quote-part de ces 696 millions d'euros attribuable à GDF SUEZ s'élève donc à 348 millions d'euros.

(2) Au niveau du sous-groupe WSW Energie und Wasser AG, les capitaux propres part du Groupe s'élèvent à 559 millions d'euros. La quote-part de ces 559 millions d'euros attribuable à GDF SUEZ s'élève donc à 185 millions d'euros, à laquelle s'ajoute une quote-part additionnelle de 14 millions d'euros au titre d'une participation non contrôlante détenue en direct par GDF SUEZ dans une filiale de ce sous-groupe (et par conséquent non incluse dans les 559 millions d'euros de capitaux propres part du Groupe).

4.2.3 Transactions entre le Groupe et les coentreprises

Les données ci-dessous présentent les incidences des transactions avec les coentreprises sur les états financiers du Groupe au 31 décembre 2014.

En millions d'euros	Achats de biens et services	Ventes de biens et services	Résultat financier (hors dividendes)	Clients et autres débiteurs	Prêts et créances au coût amorti	Fournisseurs et autres créditeurs	Dettes financières
EcoÉlectrica	-	105	-	-	-	-	-
WSW Energie und Wasser AG	33	42	-	29	-	1	-
Energieversorgung Gera GmbH	12	39	-	13	-	2	-
Megal GmbH	65	-	-	-	-	-	-
GNL Sur	-	-	2	-	37	-	-
Autres	138	28	3	35	213	25	-
AU 31 DÉCEMBRE 2014	248	214	5	77	250	28	-

pourrait être mené ^à son terme ou entrer en exploitation, participations mises en équivalence

4.3.1 Quote-part non comptabilisée des pertes des

Le montant total cumulé des pertes non comptabilisées des 4 530 millions de reals brésiliens (1 405 millions d'euros). entreprises associées (qui correspond au montant cumulé des Au 31 décembre 2014, le montant des prêts accordés par la pertes excédant la valeur comptable des participations dans les banque brésilienne de développement, Banco Nacional de entreprises associées), en ce compris les autres éléments du Desenvolvimento Econômico e Social, à Energia Sustentável résultat global, s'élève à 298 millions d'euros au 31 décembre 2014 do Brasil s'élève à 11 325 millions de reals brésiliens (3 (contre 179 millions d'euros au 31 décembre 2013). Le montant des 512 millions d'euros). Chaque partenaire garantit cette dette pertes non comptabilisées relatif à l'exercice 2014 s'élève à financière à hauteur de son pourcentage d'intérêt dans le 119 millions d'euros. consortium ;

Ces pertes non comptabilisées correspondent essentiellement (i) à la juste valeur négative d'instruments dérivés de couvertures de Les sociétés projets au Moyen-Orient et en Afrique, pour un montant global de 1 439 millions d'euros. Les engagements et taux d'intérêt («Autres éléments du résultat global») mis en place par garanties donnés par le Groupe vis-à-vis de ces sociétés projets des entreprises associées au Moyen-Orient dans le cadre du comprennent pour l'essentiel : financement de constructions de centrales électriques et de désalinisation d'eau, et (ii) à des pertes accumulées relatives à la – des engagements de mise de fonds (capital/dette

4.3.2 Engagements et garanties donnés par le Groupe au projets en phase de construction,

Cameron LNG pour un montant global de 1 815 millions de trésorerie au sein de la société (usuellement de l'ordre de dollars américains (1 495 millions d'euros). Les engagements et 6 mois de service de la dette). Ce niveau de trésorerie peut garanties donnés par toutefois être remplacé par des lettres de crédit, le Groupe vis-à-vis de cette entreprise
- un engagement de mise en capital pour 490 millions de montant global de 293 millions d'euros, dollars américains (404 millions d'euros),
- une garantie de bonne fin de construction à hauteur de garanties ^à hauteur de 423 millions d'euros. 1 230 millions de dollars américains (1 013 millions d'euros), qui vise à garantir les prêteurs contre tout risque de

4.3 Autres informations relatives aux non-remboursement au cas où le projet en construction ne

des garanties diverses pour un montant total de 95 millions de dollars américains (78 millions d'euros) ;
entreprises associées et des coentreprises Energia Sustentável do Brasil («Jirau») pour un montant global de
-
-
subordonnée) à hauteur de 526 millions d'euros. Ces coentreprise Tirreno Power. engagements ne concernent que des sociétés portant des
titre des entreprises mises en équivalence des lettres de crédit destinées à garantir le service de la dette, pour un montant global de 197 millions d'euros. Les Au 31 décembre 2014, les principaux engagements et garanties financements de projet mis en place dans certaines entités donnés par le Groupe au titre des sociétés mises en équivalence imposent, notamment lorsque ces financements sont sans concernent les trois sociétés et groupes de sociétés suivants : recours, aux entités de maintenir un certain niveau de
- associée correspondent à : des sûretés réelles accordées aux prêteurs sous forme de nantissement des titres des sociétés projets, pour un
  - des garanties de bonne fin de construction et autres

NOTE 5 Principales variations de périmètre

5.1.1 Description de la transaction suivante :

La société Gaztransport & Technigaz (GTT), société française GDF SUEZ détient près de 40,4% du capital ; d'ingénierie navale, spécialisée dans les technologies de Temasek détient 10,4% du capital ; confinement à membrane cryogénique pour le transport du GNL, a le flottant représente quant ^à lui près de 49% du capital, les été introduite en bourse par ses actionnaires le 27 février 2014, sur dirigeants et salariés se partageant le solde (0,2%). la base d'un cours de 46 euros par action.

Avant cette opération, le capital de cette société était réparti entre détenait GDF SUEZ dans GTT était comptabilisée en tant trois actionnaires : GDF SUEZ (40%), Total (30%) et le fonds qu'entreprise associée, selon la méthode de la mise en équivalence. d'investissement Hellman & Friedman (30%). L'introduction en La dispersion de l'actionnariat et la capacité de GDF SUEZ ^à titres détenus par deux des actionnaires (Total et Hellman &

du capital de GTT (soit 170 380 actions) sur base du cours l'introduction. d'introduction, soit 46 euros par action ;
le 27 février 2014, à l'issue d'une offre à prix ouvert auprès du 5.1.2 Incidences de la prise de contrôle sur les états public en France et d'un placement global auprès d'investisseurs financiers consolidés institutionnels, Total et Hellman & Friedman ont cédé sur le Les 40% d'intérêts précédemment détenus dans GTT ont été
prévue dans le cadre de l'introduction en bourse, s'est traduit (cf. Note 8.4 «Effets de périmètre»). pour Total et Hellman & Friedman par une cession

GTT. ^À l'issue de ce processus de mise en bourse, Hellman & Friedman ^a cédé le solde de sa participation au moyen de deux placements Au 31 décembre 2014, la comptabilisation du regroupement privés, effectués respectivement le 23 septembre 2014 et le d'entreprises est définitive.

5.1 Prise de contrôle de GTT à l'issue de 27 janvier 2015. Total a, de son côté, cédé en décembre 2014 sa participation résiduelle de 10,4% ^à Temasek. Après prise en son introduction en bourse compte des émissions d'actions nouvelles réservées aux dirigeants et aux salariés, GTT présente désormais la structure actionnariale

-

Jusqu'à l'introduction en bourse, la participation de 40% que III bourse ^a pris la forme d'une cession sur le marché d'une partie des contrôler les décisions clés de GTT ont conduit le Groupe ^à considérer qu'il exerçait désormais un contrôle de fait sur cette Friedman), selon le déroulé des opérations suivantes : société. GTT est donc consolidée par intégration globale dans les le 26 février 2014, GDF SUEZ a racheté pour 8 millions d'euros états financiers du Groupe GDF SUEZ à compter du 3 mars 2014, auprès de Total et de Hellman & Friedman l'équivalent de 0,4% date de règlement-livraison des titres dans le cadre de

marché 13,5 millions d'actions GTT (soit 36,5% du capital), au évalués ^à la juste valeur sur la base du cours de clôture du 3 mars prix de 46 euros par action ; le règlement-livraison des titres est ²⁰¹⁴ (soit 46,50 euros par action, pour une valeur totale de intervenu le 3 mars 2014 ; 688 millions d'euros). Cette réévaluation se traduit par la le 26 mars 2014, l'exercice partiel de l'option de surallocation, constatation d'un gain de réévaluation de 359 millions d'euros

complémentaire de 0,83 million d'actions GTT, sur la base du Le Groupe a décidé d'évaluer les participations ne donnant pas le cours d'introduction. contrôle sur la base de leur quote-part dans l'actif net identifiable de

Le tableau ci-dessous présente les justes valeurs attribuées aux actifs et passifs identifiables de GTT à la date d'acquisition :

En millions d'euros	Total
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles nettes	813
Immobilisations corporelles nettes	9
TOTAL ACTIFS NON COURANTS	822
Actifs courants
Prêts et créances au coût amorti	1
Clients et autres débiteurs, et autres actifs	102
Trésorerie et équivalents de trésorerie	123
TOTAL ACTIFS COURANTS	226
Passifs non courants
Provisions	9
Dettes financières	3
Impôts différés passif	122
TOTAL PASSIFS NON COURANTS	134
Passifs courants
Fournisseurs et autres créanciers, et autres passifs	120
TOTAL PASSIFS COURANTS	120
TOTAL ACTIF NET (100%)	795
Réévaluation des 40% d'intérêts précédemment détenus	688
Contrepartie transférée au titre des 0,4% d'intérêts acquis	8
Participations ne donnant pas le contrôle	475
GOODWILL	375

Le goodwill de 375 millions d'euros représente essentiellement la s'élève respectivement à 186 millions d'euros, 47 millions d'euros et capacité de GTT à maintenir sur le long terme son avance 19 millions d'euros. Si la prise de contrôle avait eu lieu le 1 technologique et sa position de leader dans le domaine des 2014, le Groupe aurait constaté des compléments de chiffre réservoirs cryogéniques pour les navires GNL et les stockages, ainsi d'affaires, de résultat opérationnel courant après quote-part du que sa capacité à se développer dans les nouveaux marchés du résultat net des entreprises mises en équivalence et de résultat net GNL de détail en fort développement. part du Groupe s'élevant respectivement à 39 millions d'euros,

6 millions d'euros et -3 millions d'euros. Cette acquisition se traduit par une augmentation des capitaux propres de 834 millions d'euros, dont 359 millions d'euros au titre 5.2 Acquisition d'Ecova (États-Unis) de la comptabilisation du gain de réévaluation sur les 40% d'intérêts précédemment détenus, et 475 millions d'euros au titre de la comptabilisation des participations ne donnant pas le contrôle.

La réalisation de cette transaction a un impact net positif de l'acquisition de 100% de la société américaine Ecova, spécialisée 115 millions d'euros sur les flux de trésorerie du Groupe. Cet impact dans les métiers de l'efficacité énergétique, auprès du groupe Avista

d'euros. 335 millions de dollars américains (soit 245 millions d'euros).

La contribution de GTT au chiffre d'affaires, au résultat opérationnel Au 31 décembre 2014, la comptabilisation de ce regroupement courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en d'entreprises est provisoire et sera finalisée au cours de équivalence et au résultat net part du Groupe au 31 décembre 2014 l'année 2015. Le goodwill provisoire s'élève à 240 millions d'euros.

er janvier

Le Groupe (via sa filiale Cofely USA) a finalisé le 30 juin 2014 net comprend les effets suivants : Corp. Ecova est une société qui propose des prestations de gestion trésorerie et équivalents de trésorerie acquis à la date de prise de intelligente de l'énergie à de grands comptes (sociétés contrôle : 123 millions d'euros ; commerciales, industrielles ou utilities) en Amérique du Nord. Cette décaissement effectué pour acheter 0,4% du capital : 8 millions transaction a été réalisée sur la base d'une valeur d'entreprise de

5.3 Opérations et changements de 5.3.2 Participations dans les sociétés intercommunales mixtes wallonnes méthodes de consolidations relatifs

5.3.1 Cession de la participation dans les sociétés À l'issue de cette fusion, l'organisation du gestionnaire de réseau

Le 29 décembre 2014, le Groupe (via sa filiale Electrabel) a finalisé conventions s'inscrivent dans le cadre de la continuité des accords

gestionnaires de réseaux de transport et de distribution. III détenait dans le capital des sept sociétés intercommunales 911 millions d'euros perçu le 29 décembre ²⁰¹⁴ est présenté sur réseaux, tandis que ses droits au sein des organes de décision la ligne «Cessions de titres disponibles ^à la vente» du tableau des d'Ores Assets sont limités ^à la stricte protection de ses intérêts flux de trésorerie. Cette transaction met fin au processus de patrimoniaux. désengagement d'Electrabel de la gestion des réseaux de

détenues par le secteur public flamand dans Electrabel Sibelga en 2012. Customers Solutions (ECS), la filiale du Groupe en charge des Compte tenu des droits résiduels dont le Groupe dispose suite ^à activités de ventes d'énergies (gaz et électricité) à destination des

Au 31 décembre 2013, les huit intercommunales mixtes aux secteurs de la distribution et de la gestionnaires de réseaux d'électricité et de gaz en Wallonie dans commercialisation d'électricité et de lesquelles Electrabel, filiale ^à 100% du Groupe, détenait des gaz naturel en Belgique participations ^à hauteur de 25%, ont fusionné pour constituer un gestionnaire unique, Ores Assets.

intercommunales mixtes flamandes et rachat de unique, la structuration de sa gouvernance et de ses organes de participations ne donnant pas le contrôle d'Electrabel direction ont été redéfinies et se sont traduites par de nouvelles Customer Solutions conventions entre les actionnaires signées fin juin 2014. Ces les deux opérations suivantes avec les pouvoirs publics flamands : précédemment convenus avec le secteur public dans le contexte de la libéralisation des marchés de l'énergie et de la volonté de l'Union Electrabel ^a cédé au secteur public, pour un montant de européenne et du législateur belge de renforcer l'indépendance des 911 millions d'euros, l'intégralité des 30% d'intérêts résiduels qu'il

mixtes gestionnaires de réseaux de distribution d'électricité et de Suite à la conclusion de ces nouvelles conventions et aux nouveaux gaz en Flandre. La plus-value de cession réalisée sur ces titres statuts d'Ores Assets, les droits d'Electrabel ont substantiellement disponibles à la vente s'élève à 323 millions d'euros et est évolué. Le Groupe n'est plus représenté au sein des organes de présentée sur la ligne «Autres éléments non récurrents» du gouvernance ou de direction d'Ores, l'opérateur, filiale à 100% résultat des activités opérationnelles. Le règlement de d'Ores Assets, qui assure la gestion opérationnelle et journalière des

distribution en Flandre, conformément au décret régional qui Ce processus s'inscrit pleinement dans la lignée des opérations imposait à Electrabel une cession totale de ses participations au réalisées dans les autres régions, d'une part en Flandre où le capital de ces gestionnaires de réseaux au plus tard en 2018 ; Groupe vient de céder fin 2014 l'intégralité de ses intérêts résiduels concomitamment, Electrabel a acquis pour un prix de dans les gestionnaires de réseaux de distribution (cf. Note 5.3.1) et, 101 millions d'euros les participations ne donnant pas le contrôle d'autre part, à Bruxelles, où le Groupe a cédé sa participation dans

ces événements, il n'exerce plus d'influence notable sur le clients professionnels et résidentiels en Belgique. S'agissant gestionnaire wallon de réseaux de distribution ^à partir du 26 juin d'une transaction entre actionnaires, la différence de 108 millions 2014, date de signature des conventions susmentionnées. De ce d'euros entre le prix d'acquisition et la valeur comptable de la fait, cette participation est comptabilisée depuis cette date en tant participation acquise a été comptabilisée en déduction des que «Titres disponibles à la vente» dans les états financiers du capitaux propres part du Groupe. Le décaissement de 101 millions d'euros est présenté sur la ligne «Changements de Groupe. Conformément aux dispositions normatives applicables, la parts d'intérêts dans des entités contrôlées» du tableau de flux participation conservée a été comptabilisée à sa juste valeur en date de trésorerie. du 26 juin 2014, ce qui a conduit le Groupe à constater un gain de réévaluation de 174 millions d'euros qui est présenté sur la ligne «Effets de périmètre» du résultat des activités opérationnelles.

5.4 Cessions réalisées au cours de l'exercice 2014

par rapport au 31 décembre 2013. ci-après.

Les cessions réalisées au cours de l'exercice 2014 se sont traduites Les incidences cumulées de ces cessions sur l'endettement net du par une réduction de l'endettement net de 3 231 millions d'euros Groupe au 31 décembre 2014 sont présentées dans le tableau

En millions d'euros	Réduction de l'endettement net
Opérations finalisées sur 2014 relatives à des «Actifs destinés à être cédés» au 31 décembre 2013	(385)
Cession d'une participation de 20% dans Energia Sustentável do Brasil - «Jirau» (Brésil)	(318)
Cession de 50% de Futures Energies Investissement Holding (France)	(67)
Opérations de l'exercice 2014	(2 196)
Cession des participations dans les sociétés intercommunales mixtes flamandes (Belgique)	(911)
Cession du portefeuille d'actifs de production d'énergies au Panama et au Costa Rica	(771)
Cession de la participation de 49% dans ISAB Energy (Italie)	(153)
Cessions d'actifs d'exploration-production	(239)
Cession d'une participation de 20% dans la société NGT B.V. (Pays-Bas)
Cession de la société Enerci (Côte d'Ivoire)
Cession d'un actif d'exploration-production en Allemagne
Encaissement du solde du prix de cession de la participation de 24,5% dans SPP (Slovaquie) - Transaction réalisée en 2013	(122)
Autres opérations de cession individuellement non significatives	(650)
TOTAL	(3 231)

Le résultat de cession cumulé relatif à ces opérations s'élève à Cette opération se traduit par la perte de contrôle de cette filiale, la 593 millions d'euros au 31 décembre 2014 (dont 233 millions sur la participation de 50% conservée par le Groupe dans FEIH étant ligne «Effets de périmètre» et 360 millions sur la ligne «Autres dorénavant comptabilisée en tant que coentreprise. L'impact de éléments non récurrents» du compte de résultat). cette opération est non significatif sur le compte de résultat au

31 décembre 2014. La participation de 20% dans Energia Sustentável do Brasil (ESBR), destinée ^à être cédée ^à Mitsui & Co. Ltd, ainsi que la société 5.4.3 Cession du portefeuille d'actifs de production Futures Energies Investissement Holding, étaient classées en tant d'énergies au Panama et au Costa Rica qu'«Actifs destinés ^à être cédés» dans l'état de situation financière au 31 décembre 2013 (cf. Note 2 «Incidences de l'application des Le 2 décembre 2014, le Groupe a cédé au groupe colombien Celsia normes sur la consolidation sur les états financiers comparatifs l'intégralité de son portefeuille d'actifs de production d'énergies au 2013»). Panama et au Costa Rica, pour un montant global de 565 millions

ces entités. Le résultat de cession est non significatif. Le 16 janvier 2014, le Groupe a finalisé la cession à Mitsui & Co. Ltd d'une participation de 20% dans Energia Sustentável do Brasil Le périmètre des activités cédées comprend les sociétés suivantes, (ESBR), société créée dans le but de construire, détenir et exploiter qui étaient toutes consolidées par intégration globale jusqu'à leur la centrale hydroélectrique de Jirau, d'une capacité de 3 750 MW. date de cession : Altenergy (détenue à 100% ; exploitant de deux Le Groupe a encaissé à cette date un paiement de 1 024 millions centrales hydroélectriques de 118 MW, ainsi que d'une centrale

Mares), Bahia Las Minas (détenue à 51%, opérateur de centrales comptabilisée en tant qu'entreprise associée.

5.4.2 Cession de 50% de Futures Energies Investissement 100% ; exploitant du parc éolien de Guanacaste - 50 MW).

Le 29 avril 2014, le Groupe a finalisé la cession à Crédit Agricole de 771 millions d'euros (soit le paiement reçu de 455 millions Assurances (via sa filiale Predica) d'une participation de 50% dans d'euros, majoré de l'effet lié à la décomptabilisation de Futures Energies Investissement Holding (FEIH), filiale exploitant un l'endettement net externe de 316 millions d'euros figurant dans portefeuille d'actifs éoliens en France d'une capacité totale installée l'état de situation financière des entités concernées à la date de de 440 MW. Le Groupe a cession). reçu un paiement de 67 millions d'euros correspondant pour 16 millions d'euros au prix de cession de 50% La contribution de ces activités panaméennes et costaricaines au des titres FEIH, et pour 51 millions d'euros au remboursement par résultat net part du Groupe s'est élevée à -19 millions d'euros Predica de 50% du solde du prêt actionnaire accordé à FEIH. en 2014 (avant prise en compte du résultat de cession).

de dollars américains (soit 455 millions d'euros), dont 614 millions 5.4.1 Cession d'une participation de 20% dans Energia de dollars américains (soit 494 millions d'euros) au titre du Sustentável do Brasil – «Jirau» (Brésil) remboursement des prêts qui avaient été accordés par le Groupe à

de réals brésiliens (soit 318 millions d'euros). thermique au fioul de 83 MW), Bontex (détenue à 100% ; opérateur de la troisième centrale du complexe hydroélectrique de Dos La participation de 40% conservée par le Groupe dans ESBR est thermiques - 280 MW), et Planta Eolica Guanacaste (détenue à

Holding (France) Cette opération se traduit par une réduction de l'endettement net

50% d'un portefeuille d'actifs éoliens au Royaume-Uni. Le 16 juin 2014, le Groupe ^a cédé au groupe ERG l'intégralité de sa participation de 49% dans ISAB Energy, société exploitant une centrale à cycle combiné et gazéification intégrée (532 MW) située dans le sud de l'Italie, pour un montant de 153 millions d'euros.

L'impact de cette opération est non significatif sur le compte de l'exercice 2013 résultat au 31 décembre 2014.

Tous les actifs classés en tant qu'«Actifs destinés ^à être cédés» SUEZ Environnement Company. Depuis cette date, la participation au 31 décembre ²⁰¹³ (participation de 20% dans détenue par le Groupe dans cet ensemble est comptabilisée par Energia Sustentável do Brasil – «Jirau», au Brésil et Futures Energies mise en équivalence dans les états financiers consolidés. Investissement Holding en France) ont été cédés au cours de l'exercice ²⁰¹⁴ (cf. Note 5.4 «Cessions réalisées au cours de Cette perte de contrôle ^a conduit le Groupe (i) à comptabiliser la III

Au 31 décembre 2014, le Groupe ne détient plus d'actif classé en ^à constater le gain net de réévaluation correspondant, soit

5.6 Autres opérations de l'exercice 2014

identifiables de SUEZ Environnement. L'évaluation de la juste valeur incidences individuelles et cumulées sur les états financiers du Groupe sont non significatives, ont également été réalisées au cours des actifs et des passifs identifiables, qui était provisoire au de l'exercice 2014, notamment les acquisitions respectives de 31 décembre 2013, a été finalisée en 2014. Les modifications Ferrari Termoelétrica, société opérant une cogénération biomasse apportées à ces évaluations ne sont pas significatives. au Brésil, de West Coast Energy Ltd, société active dans l'éolien au

5.4.4 Cession de la participation de 49% dans ISAB Energy Royaume-Uni, et de la société d'ingénierie allemande Lahmeyer, (Italie) ainsi que les cessions de DUNAMENTI Erőmű en Hongrie, et de

5.7 Principales variations de périmètre de

5.7.1 Perte de contrôle de SUEZ Environnement

5.5 Actifs destinés ^à être cédés Le 22 juillet 2013, le pacte d'actionnaires relatif ^à SUEZ Environnement Company a pris fin à l'égard de l'ensemble des parties, se traduisant pour le Groupe par la perte de contrôle de

participation conservée dans SUEZ Environnement Company à sa l'exercice 2014»). juste valeur sur la base du cours de bourse du 22 juillet 2013, (ii) et tant qu'«Actifs destinés ^à être cédés». 448 millions d'euros, dans le compte de résultat au 31 décembre 2013.

Conformément aux dispositions d'IAS 28 - Participations dans des entreprises associées et des coentreprises, le Groupe a également Diverses acquisitions, prises de participations et cessions, dont les procédé à une évaluation à la juste valeur des actifs et des passifs La contribution du groupe SUEZ Environnement dans le compte de résultat, le tableau des flux de trésorerie du Groupe au 31 décembre 2013, ainsi que dans l'état de situation financière au 1 er janvier 2013 est présentée ci-après :

COMPTE DE RÉSULTAT

	Contribution de SUEZ		Contribution de SUEZ
	Environnement	Gain de	Environnement par	Total contribution de
	en intégration globale	réévaluation au	mise en équivalence à	SUEZ Environnement au
En millions d'euros	jusqu'au 22 juillet 2013	22 juillet 2013	partir du 22 juillet 2013	31 décembre 2013 (1)
Chiffre d'affaires	7 922			7 922
Achats	(1 642)			(1 642)
Charges de personnel	(2 091)			(2 091)
Amortissements, dépréciations et provisions	(537)			(537)
Autres charges opérationnelles	(3 219)			(3 219)
Autres produits opérationnels	153			153
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT	587			587
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	43		62	106
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	630		62	692
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	(1)			(1)
Pertes de valeur	4			4
Restructurations	(17)			(17)
Effets de périmètre	(2)	448		446
Autres éléments non récurrents	10			10
RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES	623	448	62	1 134
Charges financières	(269)			(269)
Produits financiers	40			40
RÉSULTAT FINANCIER	(230)			(230)
Impôt sur les bénéfices	(104)			(104)
Quote-part de résultat des entreprises associées
RÉSULTAT NET	290	448	62	800
Résultat net part du Groupe	41	448	62	551
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle	249			249

ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE

En millions d'euros	er janvier 2013 (1) 1
Actifs non courants
Immobilisations incorporelles nettes	3 847
Goodwills	3 202
Immobilisations corporelles nettes	8 812
Titres disponibles à la vente	336
Prêts et créances au coût amorti	670
Instruments financiers dérivés	257
Participations dans les entreprises mises en équivalence	914
Autres actifs	80
Impôts différés actif	762
TOTAL ACTIFS NON COURANTS	18 880
Actifs courants
Prêts et créances au coût amorti	220
Instruments financiers dérivés	5
Clients et autres débiteurs	276
Stocks	3 759
Autres actifs	1 098
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat	24
Trésorerie et équivalents de trésorerie	2 129
Actifs classés comme détenus en vue de la vente	-
TOTAL ACTIFS COURANTS	7 511
TOTAL ACTIF	26 391
Capitaux propres part du Groupe	1 451
Participations ne donnant pas le contrôle	5 446
TOTAL CAPITAUX PROPRES	6 898
Passifs non courants
Provisions	1 395
Dettes financières	8 335
Instruments financiers dérivés	91
Autres passifs financiers	3
Autres passifs	639
Impôts différés passif	571
TOTAL PASSIFS NON COURANTS	11 034
Passifs courants
Provisions	550
Dettes financières	1 449
Instruments financiers dérivés	11
Fournisseurs et autres créanciers	2 781
Autres passifs	3 670
Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente	-
TOTAL PASSIFS COURANTS	8 460
TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES	26 391

Les données comparatives au 1 er (1) janvier 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE CONDENSÉ

En millions d'euros	31 déc. 2013 (1)
RÉSULTAT NET	800
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt	1 123
Variation du besoin en fonds de roulement	(259)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES	766
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT	(588)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT	(251)
Effet des variations de change et divers	(2 056)
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE	(2 129)
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À L'OUVERTURE	2 129
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE À LA CLÔTURE	-

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

5.7.2 Incidences des cessions réalisées en 2013

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
Opérations finalisées sur 2013 relatives à des «Actifs destinés à être cédés» au 31 décembre 2012	1 283	(1 168)	2	-
Cession de la participation de 24,5% dans SPP (Slovaquie)	1 242	(1 127)	-	-
Cession de 80% d'IP Maestrale (Italie/Allemagne)	28	(28)	-	-
Cession d'une participation de 10% dans Sohar Power Company SAOG (Oman)	13	(13)	2	-
Opérations de l'exercice 2013	1 000	(1 960)	21	(11)
Cession de 50% du portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal	328	(567)	(22)	-
Cession d'une participation de 28% dans un portefeuille d'actifs de production d'énergies en Australie	301	(301)	-	(11)
Cessions de centrales thermiques aux États-Unis	82	(809)	25	-
– dont encaissement du solde du prix de cession de la centrale de Choctaw - Transaction réalisée en 2012	-	(130)	-	-
– dont cession de la centrale de Red Hills	-	(226)	34	-
– dont cession de 20,6% de la centrale d'Astoria Energy, Phase I	82	(453)	(9)	-
Cession d'une participation de 33,2% dans NOGAT (Pays-Bas)	182	(177)	14	-
Cession de la participation de 36% dans KAPCO (Pakistan)	107	(106)	4	-
Autres opérations de cession individuellement non significatives	201	(301)	74	-
TOTAL	2 484	(3 429)	97	(11)

59 millions d'euros versé en décembre 2012 et d'un paiement Energetický ^a Průmyslový Holding (EPH) de leurs parts dans Slovak différé garanti de 115 millions d'euros. Gas Holding («SGH» - détenue ^à parts égales par le Groupe et E.ON), holding détenant une participation de 49% dans le capital de Le solde du prix de cession (majoré des intérêts financiers) a été l'opérateur gazier slovaque Slovenský Plynárenský Priemysel a. s. encaissé par le Groupe au cours du mois de juin 2014, pour un

réalisées au cours de l'exercice 2014»). Cette cession valorisait la quote-part de 24,5% du Groupe dans SPP à 1 301 millions d'euros. Le Groupe a reçu le 23 janvier 2013

5.7.2.1 Cession de la participation de 24,5% dans SPP (Slovaquie) un paiement de 1 127 millions d'euros correspondant au prix de cession de 1 301 millions d'euros diminué du dividende de Le 23 janvier 2013, le Groupe et E.ON ont finalisé la cession ^à

(SPP). montant total de 122 millions d'euros (cf. Note 5.4 «Cessions

et 50% de Elecgas, opérateurs de centrale à cycle combiné ; ainsi 328 millions d'euros, 50% de son portefeuille d'actifs de production que 50% de Tejo Energia, opérateur d'une centrale au charbon). d'énergies thermiques et renouvelables au Portugal à Marubeni

coentreprise et est donc comptabilisée par mise en équivalence avec Marubeni, ce dernier acquérant auprès du Groupe une dans les états financiers consolidés du Groupe. participation de 50% dans la holding NPIH, qui détient un

NOTE 6 Information sectorielle

secteurs revus par le Comité de Direction Groupe afin de permettre ce soit dans les domaines de l'ingénierie, de l'installation ou des l'allocation des ressources aux différents secteurs ainsi que services à l'énergie. l'évaluation de leurs performances. Aucun regroupement de secteur SUEZ Environnement constituait un secteur opérationnel distinct opérationnel n'a été effectué. Le Comité de Direction Groupe est le jusqu'au 22 juillet 2013. À ce titre, sa contribution aux indicateurs

Le Groupe est organisé autour des cinq secteurs continue à être présentée sur une ligne distincte de l'information opérationnels suivants : GDF SUEZ Energy International, sectorielle. Depuis cette date, la contribution de SUEZ GDF SUEZ Énergie Europe, GDF SUEZ Global Gaz & GNL, Environnement aux indicateurs clés est présentée au sein de la ligne GDF SUEZ Infrastructures et GDF SUEZ Énergie Services. «Autres».

produisent et commercialisent de l'électricité en Amérique du Nord, contributions des entités holdings corporate et des entités dédiées Amérique Latine, Asie-Pacifique, Royaume-Uni, Turquie et au financement centralisé du Groupe, ainsi que la contribution de Moyen-Orient. Elles distribuent et commercialisent du gaz en SUEZ Environnement en tant qu'entreprise associée depuis le Amérique du Nord, Amérique Latine, Asie et Turquie. La branche 22 juillet 2013. intervient également dans l'importation et la regazéification de gaz Les méthodes comptables et d'évaluation retenues pour naturel en Amérique du Nord et au Chili et dans le dessalement l'élaboration du reporting interne revu par le Comité de Direction

La branche Énergie Europe (BEE) gère les activités de production comptes consolidés. Les indicateurs EBITDA, capitaux engagés d'électricité et de vente d'énergies en Europe continentale. Elle industriels et investissements corporels, incorporels et financiers exploite à ce titre l'ensemble des actifs du Groupe en Europe (CAPEX) sont réconciliés aux comptes consolidés. continentale, dans le domaine du gaz (hors infrastructures Outre les ventes de GNL de la branche Global Gaz & GNL à la

La branche Global Gaz & GNL gère les activités amont de la chaîne opérationnels concernent les relations entre la branche de valeur du gaz naturel. Dans le domaine de Infrastructures et la branche Énergie Europe. l'exploration-production, la branche mène des activités de Les prestations relatives à l'utilisation par GDF SUEZ Énergie prospection, de développement, et d'exploitation de champs Europe d'infrastructures gazières du Groupe en France sont, à pétroliers et gaziers. Sur la chaîne du GNL, la branche gère un l'exception des infrastructures de stockage, facturées sur base de portefeuille de contrats d'approvisionnement long terme et des tarifs régulés applicables à tous les utilisateurs. Les prix relatifs à la participations dans des usines de liquéfaction, exploite une flotte de réservation et à l'utilisation des activités de stockage sont établis méthaniers et dispose de capacités de regazéification dans des par les stockeurs et résultent notamment de mises aux enchères de terminaux méthaniers. La branche vend une partie du GNL en capacités disponibles. portefeuille à d'autres entités du Groupe, et plus particulièrement à

La branche Infrastructures : les filiales concernées exploitent, natures de clientèles (industries, collectivités locales et particuliers). essentiellement en France et en Allemagne, des réseaux de De ce fait, aucun client externe du Groupe ne représente à lui seul transport, de stockage et de distribution de gaz naturel ainsi que 10% ou plus du chiffre d'affaires consolidé du Groupe. des terminaux méthaniers. Elles commercialisent également les droits d'accès des tiers à ces infrastructures.

5.7.2.2 Cession de 50% du portefeuille d'actifs de production portefeuille d'actifs de production d'énergies au Portugal d'énergies au Portugal (100% d'Eurowind, opérateur de parcs éoliens ; 42,5% du producteur d'énergies renouvelables Generg ; 100% de Turbogas Le 13 octobre 2013, le Groupe a cédé, pour un montant de

Corporation. À l'issue de cette opération, la participation de 50% conservée par Cette le Groupe dans la holding NPIH est comptabilisée en tant que transaction a été réalisée via la constitution d'une coentreprise

6.1 Secteurs opérationnels La branche Énergie Services : les filiales concernées conçoivent et mettent en œuvre des solutions d'efficacité énergétique et III Les secteurs opérationnels présentés ci-après correspondent aux environnementale au travers de prestations multi-techniques, que

«principal décideur opérationnel» au sens d'IFRS 8. clés du compte de résultat 2013 (jusqu'à la perte de contrôle)

La branche Energy International (BEI) : les filiales concernées La ligne «Autres» présentée dans les tableaux ci-après regroupe les

d'eau de mer dans la péninsule arabique. Groupe sont identiques à celles utilisées pour l'établissement des

rattachées à la branche Infrastructures) et de l'électricité. branche Énergie Europe, les principales relations entre secteurs

La variété des métiers du Groupe et de leur localisation l'activité «approvisionnement gaz» de la branche Énergie Europe. géographique entraîne une grande diversité de situations et de

6.2 Indicateurs clés par secteur opérationnel

CHIFFRE D'AFFAIRES

		31 déc. 2014		31 déc. 2013 (1)
En millions d'euros	Hors Groupe	Groupe	Total	Hors Groupe	Groupe	Total
Energy International	13 977	1 268	15 245	14 393	818	15 211
Énergie Europe	35 158	1 262	36 420	42 713	1 530	44 243
Global Gaz & GNL	6 883	2 668	9 551	5 644	2 760	8 404
Infrastructures	2 994	3 818	6 812	2 557	4 218	6 775
Énergie Services	15 673	201	15 874	14 670	227	14 897
Élimination des transactions internes	-	(9 216)	(9 216)	9	(9 554)	(9 545)
SOUS-TOTAL	74 686	-	74 686	79 985	-	79 985
SUEZ Environnement (2)	-	-	-	7 922	6	7 927
Élimination des transactions internes	-	-	-	(9)	(6)	(14)
TOTAL CHIFFRE D'AFFAIRES	74 686	-	74 686	87 898	-	87 898

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Contribution de SUEZ Environnement jusqu'au 22 juillet 2013 (cf. Note 5.7).

EBITDA (1)

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (2)
Energy International	3 716	4 029
Énergie Europe	2 020	2 877
Global Gaz & GNL	2 225	2 028
Infrastructures	3 274	3 334
Énergie Services	1 127	1 041
Autres	(224)	(333)
SOUS-TOTAL	12 138	12 976
SUEZ Environnement (3)	-	1 247
TOTAL EBITDA	12 138	14 223

(1) Les données présentées au titre du 31 décembre 2014 ont été établies selon la nouvelle définition de l'EBITDA adoptée par le Groupe (cf. Note 2.2). Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées en conformité avec cette nouvelle définition (cf. Note 2.3.6).

(2) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(3) Contribution de SUEZ Environnement jusqu'au 22 juillet 2013 (cf. Note 5.7).

DOTATIONS AUX AMORTISSEMENTS

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Energy International	(970)	(1 089)
Énergie Europe	(1 111)	(1 433)
Global Gaz & GNL	(926)	(912)
Infrastructures	(1 280)	(1 263)
Énergie Services	(338)	(324)
Autres	(95)	(110)
SOUS-TOTAL	(4 720)	(5 131)
SUEZ Environnement (2)	-	(603)
TOTAL DOTATIONS AUX AMORTISSEMENTS	(4 720)	(5 733)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Contribution de SUEZ Environnement jusqu'au 22 juillet 2013 (cf. Note 5.7).

QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Energy International	204	371
Énergie Europe	76	18
Global Gaz & GNL	31	57
Infrastructures	12	8
Énergie Services	1	9
Autres	118	63
Dont quote-part de résultat de SUEZ Environnement en tant qu'entreprise associée	118	62
SOUS-TOTAL	441	527
SUEZ Environnement (2)	-	43
TOTAL QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	441	570

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Contribution de SUEZ Environnement jusqu'au 22 juillet ²⁰¹³ (cf. Note 5.7). III

RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Energy International	2 745	2 937
Énergie Europe	913	1 430
Global Gaz & GNL	1 064	973
Infrastructures	1 994	2 069
Énergie Services	791	708
Autres	(346)	(492)
SOUS-TOTAL	7 161	7 625
SUEZ Environnement (2)	-	630
TOTAL RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	7 161	8 254

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2). (2) Contribution de SUEZ Environnement jusqu'au 22 juillet 2013 (cf. Note 5.7).

CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Energy International	22 053	21 211
Énergie Europe	13 969	14 950
Global Gaz & GNL	6 052	4 490
Infrastructures	19 142	19 011
Énergie Services	4 099	3 503
Autres	3 427	3 561
Dont valeur de mise en équivalence de SUEZ Environnement	1 994	1 891
TOTAL CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS	68 742	66 727

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Energy International	1 718	1 807
Énergie Europe	1 169	1 573
Global Gaz & GNL	1 208	1 041
Infrastructures	1 729	1 934
Énergie Services	1 106	804
Autres	151	81
SOUS-TOTAL	7 080	7 239
SUEZ Environnement (2)	-	663
TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)	7 080	7 902

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Contribution de SUEZ Environnement jusqu'au 22 juillet 2013 (cf. Note 5.7).

6.3 Indicateurs clés par zone géographique

Les indicateurs ci-dessous sont ventilés :

par zone de commercialisation à la clientèle pour le chiffre d'affaires ;
par zone d'implantation des sociétés consolidées pour les capitaux engagés industriels.

		Chiffre d'affaires		Capitaux engagés industriels
En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
France	27 834	34 954	31 728	30 628
Belgique	8 525	10 875	2 108	2 682
Autres Union européenne	20 516	23 600	10 880	11 387
Autres pays d'Europe	1 832	1 059	1 080	1 131
Amérique du Nord	3 829	4 303	6 211	5 433
Asie, Moyen-Orient et Océanie	7 404	8 108	8 854	7 758
Amérique du Sud	4 302	4 372	7 267	7 180
Afrique	444	627	614	529
TOTAL	74 686	87 898	68 742	66 727

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

6.4 Réconciliation des indicateurs avec les états financiers

6.4.1 Réconciliation de l'EBITDA

La réconciliation de l'EBITDA au résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s'explique comme suit :

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	7 161	8 254
Dotations nettes aux amortissements et autres	4 956	5 875
Paiements fondés sur des actions (IFRS 2)	22	93
EBITDA	12 138	14 223

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Contribution de SUEZ Environnement jusqu'au 22 juillet 2013 (cf. Note 5.7).

6.4.2 Réconciliation des capitaux engagés industriels aux rubriques de l'état de situation financière

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
(+) Immobilisations incorporelles et corporelles nettes	71 601	70 154
(+) Goodwills	21 222	20 420
(-) Goodwill issu de la fusion Gaz de France - SUEZ (2)	(8 216)	(8 559)
(-) Goodwill International Power (2)	(2 502)	(2 307)
(+) Créances IFRIC 4 et IFRIC 12	1 779	1 554
(+) Participations dans des entreprises mises en équivalence	7 055	6 799
(-) Goodwill International Power (2)	(152)	(135)
(+) Clients et autres débiteurs	21 558	21 057
(-) Appels de marge (2) (3)	(1 257)	(992)
(+) Stocks	4 891	4 973
(+) Autres actifs courants et non courants	10 606	8 843
(+) Impôts différés	(8 060)	(8 975)
(+) Neutralisation des impôts différés liés aux autres éléments recyclables de capitaux propres (2)	(188)	20
(+) Valeur comptable des entités classées en tant qu'«Actifs destinés à être cédés»	-	488
(-) Quote-part destinée à être cédée dans le cadre d'une transaction avec un tiers (4)	-	(411)
(-) Provisions	(18 539)	(16 098)
(+) Pertes et gains actuariels en capitaux propres (nets d'impôts différés) (2)	2 168	942
(-) Fournisseurs et autres créanciers	(18 799)	(16 398)
(+) Appels de marge (2) (3)	1 309	242
(-) Autres passifs	(15 735)	(14 891)
CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS	68 742	66 727

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Ces éléments sont retraités des rubriques de l'état de situation financière pour le calcul des capitaux engagés industriels.

(3) 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 afin de diminuer son exposition au risque de contrepartie relatif aux transactions sur matières premières.

(4) Les opérations concernées sont détaillées dans la Note 5.5 «Actifs destinés à être cédés». La définition des capitaux engagés industriels comprend la valeur comptable de la quote-part de capitaux propres qui sera conservée par le Groupe postérieurement à l'opération. En revanche, la quote-part destinée à être cédée dans le cadre d'une transaction avec un tiers est exclue.

6.4.3 Réconciliation des investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) aux rubriques de l'état des flux de trésorerie

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
Investissements corporels et incorporels	5 790	6 518
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis	340	363
(+) Trésorerie et équivalents de trésorerie acquis	208	52
Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes	398	688
Acquisitions de titres disponibles à la vente	246	143
Variation des prêts et créances émis par l'entreprise et autres	(8)	69
(+) Autres	(2)	-
Changements de parts d'intérêts dans les entités contrôlées	126	71
(+) Paiements reçus au titre de cessions de participations ne donnant pas le contrôle	(18)	-
TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)	7 080	7 902

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Contribution de SUEZ Environnement jusqu'au 22 juillet 2013 (cf. Note 5.7).

NOTE 7 Éléments du résultat opérationnel courant

7.1 Chiffre d'affaires

La répartition du chiffre d'affaires du Groupe est la suivante :

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
Ventes d'énergies	55 605	63 321
Prestations de services	18 308	23 379
Produits de location et contrats de construction	773	1 198
CHIFFRE D'AFFAIRES	74 686	87 898

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

concerne principalement des produits de location simple pour construction pour 361 millions d'euros. 692 millions d'euros (contre 729 millions d'euros en 2013). En 2013,

En 2014, la ligne «Produits de location et contrats de construction» cette ligne comprenait également des produits de contrats de

7.2 Charges de personnel

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
Avantages à court terme	(9 303)	(11 017)
Paiements fondés sur des actions (cf. Note 24)	(22)	(93)
Charges liées aux plans à prestations définies (cf. Note 20.3.4)	(315)	(382)
Charges liées aux plans à cotisations définies (cf. Note 20.4)	(139)	(123)
CHARGES DE PERSONNEL	(9 779)	(11 615)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

7.3 Amortissements, dépréciations et provisions

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
Dotations aux amortissements (cf. Notes 14 et 15)	(4 720)	(5 733)
Variation nette des dépréciations sur stocks, créances commerciales et autres actifs	(249)	(319)
Variation nette des provisions (cf. Note 19)	172	(374)
AMORTISSEMENTS, DÉPRÉCIATIONS ET PROVISIONS	(4 797)	(6 426)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Au 31 décembre 2014, les dotations aux amortissements se dotations sur immobilisations corporelles. Leur répartition par nature répartissent pour l'essentiel entre 726 millions d'euros de dotations d'actif est présentée dans les Notes 14 «Immobilisations sur immobilisations incorporelles et 4 004 millions d'euros de incorporelles» et 15 «Immobilisations corporelles».

NOTE 8 Résultat des activités opérationnelles

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	7 161	8 254
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	(298)	(226)
Pertes de valeur	(1 037)	(14 770)
Restructurations	(167)	(302)
Effets de périmètre	562	405
Autres éléments non récurrents	353	544
RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES	6 574	(6 093)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

8.1 MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel

Cette rubrique présente une charge nette de 298 millions d'euros traduit par une charge nette de 302 millions d'euros (contre une au 31 décembre 2014 contre une charge nette de 226 millions charge nette de 228 millions d'euros au 31 décembre 2013). Cette d'euros au 31 décembre 2013 et résulte essentiellement de charge résulte principalement d'un effet prix négatif lié aux variations l'évolution de la juste valeur (i) des contrats d'achat et de vente sur la période des prix à terme des matières premières d'électricité et de gaz naturel entrant dans le champ d'application sous-jacentes. Elle comprend également un effet positif net lié au d'IAS 39 et (ii) des instruments financiers de couvertures débouclement d'instruments dérivés dont la valeur de marché économiques non éligibles à la comptabilité de couverture, qui se présentait une position négative nette au 31 décembre 2013.

8.2 Pertes de valeur

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
Pertes de valeur :
Goodwills	(82)	(5 689)
Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles	(924)	(9 011)
Actifs financiers	(87)	(93)
TOTAL DES PERTES DE VALEUR D'ACTIFS	(1 094)	(14 793)
Reprises de pertes de valeur :
Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles	57	12
Actifs financiers	-	11
TOTAL DES REPRISES DE PERTES DE VALEUR	57	23
TOTAL	(1 037)	(14 770)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Les pertes de valeur de 1 037 millions d'euros se répartissent différés et de la part des pertes de valeur imputables aux principalement entre les branches Global Gaz et GNL (362 millions participations ne donnant pas le contrôle, l'impact de ces pertes de d'euros), Energy International (306 millions d'euros) et Énergie valeur sur le résultat net part du Groupe 2014 s'élève à 655 millions Europe (291 millions d'euros). Compte tenu des effets impôts d'euros.

III

Au 31 décembre 2014, les pertes de valeur comptabilisées sur les goodwills, les immobilisations corporelles et les immobilisations incorporelles se détaillent comme suit :

			Pertes de valeur sur immobilisations
En millions d'euros	Localisation	valeur sur goodwills	Pertes de corporelles et autres immobilisations incorporelles	Total des pertes de valeur	Méthode de valorisation	Taux d'actualisation
UGT goodwill Global Gaz & GNL		-	(362)	(362)	Valeur d'utilité - DCF	8%-15%
Actifs d'exploration-production en Mer du Nord	Mer du Nord		(261)		Valeur d'utilité - DCF	9,0%
Autres actifs et licences d'exploration-production			(44)
Autres actifs corporels et incorporels			(57)
UGT goodwill Energy UK - Europe		-	(226)	(226)
Centrales thermiques	Royaume-Uni		(181)		Valeur d'utilité - DCF	7,2%-8,7%
Parc éolien et autres actifs corporels et incorporels	Royaume-Uni		(45)		Juste valeur
UGT goodwill Énergie - Europe de l'Est		(82)	(30)	(112)	Valeur d'utilité - DCF	8,3%-12,3%
Actifs corporels			(30)		Valeur d'utilité - DCF
UGT goodwill Énergie - Central Western Europe		-	(109)	(109)	Valeur d'utilité - DCF	6,5%-9,0%
Centrales thermiques	Pays-Bas/ Belgique		(48)		Valeur d'utilité - DCF	7,4%-8,1%
Autres actifs corporels et incorporels			(61)
Autres pertes de valeur		-	(197)	(197)
TOTAL GROUPE GDF SUEZ		(82)	(924)	(1 006)

8.2.1 Actifs d'exploration-production en Mer du Nord 8.2.2 Centrales thermiques au Royaume-Uni

Concernant les activités d'exploration-production en Mer du Nord, Le Groupe exploite au Royaume-Uni un portefeuille de centrales la baisse des réserves prouvées et probables de certains actifs ainsi thermiques représentant une capacité installée d'environ 2 300 MW que la baisse des prix du gaz ont conduit le Groupe à comptabiliser en quote-part Groupe. au 31 décembre 2014 une perte de valeur de 261 millions d'euros La détérioration des prévisions de clean dark spread et de clean

La valeur d'utilité de ces actifs d'exploration-production a été calculée capacité au Royaume-Uni ont conduit le Groupe à comptabiliser à partir des prévisions de flux de trésorerie établies sur base du une perte de valeur de 181 millions d'euros sur certains actifs du budget 2015 et du plan d'affaires à moyen terme 2016-2020 parc de production thermique. approuvés par le Comité de Direction du Groupe et le La valeur d'utilité de ces actifs ^a été calculée individuellement, sur la Conseil d'Administration, et au-delà de cette période, en extrapolant base des projections des flux de trésorerie établies ^à partir du budget les flux de trésorerie jusqu'à la fin de la durée d'exploitation des actifs ²⁰¹⁵ et du plan d'affaires ^à moyen terme 2016-2020 approuvés par

la fin de la durée d'exploitation des actifs concernés. Les évolutions du prix des hydrocarbures, l'estimation du niveau de réserve des champs concernés et le taux d'actualisation constituent Les taux d'actualisation appliqués à ces projections sont compris des hypothèses clés du test de perte de valeur. entre 7,2% et 8,7%.

Une diminution de 10% du prix des hydrocarbures utilisé dans les Les prévisions concernant l'évolution de la demande d'électricité, projections conduirait à comptabiliser des pertes de valeur du prix des combustibles et de l'électricité, de la taxe carbone ainsi complémentaires de 184 millions d'euros sur ces champs en Mer que le niveau des rémunérations de capacité à compter de 2020 du Nord. constituent des hypothèses clés du test de perte de valeur.

Une augmentation de 50 points de base du taux d'actualisation Une augmentation de 50 points de base du taux d'actualisation conduirait à comptabiliser des pertes de valeur complémentaires conduirait à comptabiliser des pertes de valeur complémentaires d'un montant total de 60 millions d'euros. d'un montant total de 3 millions d'euros sur ces actifs de production

sur des champs de production de gaz en Mer du Nord. spark spread ainsi que les résultats des premières enchères de

concernés. le Comité de Direction du Groupe et le Conseil d'Administration, et Le taux d'actualisation appliqué à ces projections s'élève à 9%. au-delà de cette période, en extrapolant les flux de trésorerie jusqu'à

thermique. Une diminution de 5% de la marge captée par les centrales thermiques se traduirait par des pertes de valeur complémentaires sur ces mêmes actifs d'un montant total de 22 millions d'euros.

NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS NOTE 8 RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES

budget ²⁰¹⁵ et du plan d'affaires ^à moyen terme 2016-2020 production, de commercialisation et de distribution de gaz et approuvés par le Comité de Direction Groupe et le Conseil d'électricité en Pologne, en Roumanie et en Hongrie. Cette UGT d'Administration, et au-delà de cette période, en extrapolant les flux comprend près de 1 900 MW de capacités de production installées, de trésorerie jusqu'à la fin de la durée d'exploitation des actifs dont environ 1 800 MW correspondent ^à des actifs de production concernés. thermique.

d'utilisation des centrales charbon ont été revues à la baisse chaque type d'actif de production, de commercialisation et de compte tenu des prévisions d'évolution des capacités de distribution. production et du mix du parc électrique polonais.

l'évolution de la demande d'électricité et de gaz ainsi que les confrontées ^à un environnement régulatoire particulièrement difficile. prévisions concernant l'évolution post-horizon liquide du prix des Les activités de commercialisation sont particulièrement affectées par les baisses tarifaires et l'atonie de la demande.

Compte tenu de ces difficultés, la valeur recouvrable de l'UGT 8.2.4 Pertes de valeur comptabilisées en ²⁰¹³ III goodwill Énergie - Europe de l'Est qui s'élève ^à 910 millions d'euros Au 31 décembre 2013, les pertes de valeur de 14 700 millions au 31 décembre ²⁰¹⁴ est devenue inférieure ^à la valeur comptable d'euros comptabilisées sur les goodwills (y compris goodwill sur de l'UGT. Le Groupe ^a donc été conduit ^à comptabiliser une perte entreprises mises en équivalence) les immobilisations corporelles et de valeur de 112 millions d'euros dont 82 millions correspondant à l'intégralité du goodwill de l'UGT ainsi qu'une perte de valeur de 30 millions d'euros sur des actifs corporels et incorporels dont 21 millions d'euros sur un parc éolien en Roumanie.

8.2.3 UGT Énergie - Europe de l'Est La valeur d'utilité de l'UGT Énergie - Europe de l'Est a été calculée sur la base des projections de flux de trésorerie établies ^à partir du L'UGT Énergie - Europe de l'Est regroupe les activités de

Les taux d'actualisation appliqués ^à ces projections sont compris En Pologne, les perspectives ^à long terme concernant les taux entre 8,3% et 12,3%, en fonction du profil de risque attribué à

Les hypothèses clés du test de pertes de valeur comprennent En Hongrie, les activités de commercialisation et de distribution sont combustibles et de l'électricité.

les immobilisations incorporelles se répartissaient comme suit :

		Pertes de valeur sur
	Pertes de valeur sur	immobilisations corporelles	Total des pertes
En millions d'euros	goodwills (3)	et autres immobilisations	de valeur
UGT goodwill Énergie - Central Western Europe	(3 782)	(4 165)	(7 947)
Pertes de valeur sur le parc de centrales thermiques		(3 711)
Pertes de valeur sur autres actifs corporels et incorporels		(454)
UGT goodwill Stockage	(1 250)	(1 896)	(3 146)
Pertes de valeur sur les sites de stockage de gaz en Europe		(1 896)
UGT goodwill Énergie - Europe du Sud	(252)	(1 157)	(1 409)
Pertes de valeur sur des actifs de production thermique		(1 013)
Pertes de valeur sur le portefeuille clients		(144)
UGT goodwill Énergie - Europe de l'Est	(264)	(178)	(442)
Pertes de valeur sur autres actifs thermiques		(123)
Autres		(55)
UGT goodwill Energy UK - Europe		(459)	(459)
Pertes de valeur sur des centrales thermiques		(459)
Autres pertes de valeur	(141)	(1 157)	(1 298)
TOTAL GROUPE GDF SUEZ AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1) (2)	(5 689)	(9 011)	(14 700)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(3) Y compris goodwill sur entreprises mises en équivalence.

les pertes de valeur (nettes des reprises) se sont élevées à d'euros. 14 770 millions d'euros. Compte tenu des effets d'impôt différés et Les pertes de valeur comptabilisées sur les activités européennes de la part des pertes de valeur imputables aux participations ne du Groupe s'élevaient à 13 402 millions d'euros dont 5 548 millions

Au total, en tenant compte des pertes de valeur sur actifs financiers, résultat net part du Groupe 2013 s'est élevé à 12 713 millions

donnant pas de contrôle, l'impact de ces pertes de valeur sur le sur le goodwill (y compris 55 millions d'euros sur le goodwill des entreprises mises en équivalence).

Les tests de pertes de valeur annuels tiraient ainsi toutes les 8.4 Effets de périmètre conséquences des conditions économiques difficiles et des évolutions structurelles défavorables qui affectent durablement la Au 31 décembre 2014, les effets de périmètre s'élèvent à rentabilité des activités de production électrique et des activités de +562 millions d'euros et comprennent essentiellement :

En ce qui concerne les activités de production électrique, les réévaluation à la juste valeur des 40% d'intérêts précédemment fondamentaux des marchés sur lesquels opère le Groupe sont détenus par le Groupe dans Gaztransport & Technigaz (GTT), marqués par une contraction de la demande d'électricité, l'essor suite à la prise de contrôle de cette société à l'issue de son des énergies introduction en bourse (cf. Note 5.1) ; renouvelables, une situation de surcapacités qui, conjointement avec la concurrence des énergies renouvelables, le résultat de +174 millions d'euros relatif à l'effet de la induit une baisse des taux d'utilisation des centrales thermiques et réévaluation à la juste valeur de la participation du Groupe dans le des prix de l'électricité en base qui restent à des niveaux très bas. gestionnaire wallon de réseaux de distribution, suite à la perte

midstreamer gazier sont affectées par les pressions concurrentielles le résultat de +61 millions d'euros relatif ^à la cession d'une liées ^à l'augmentation de l'offre gazière et ^à la demande d'offres participation de 20% dans la société NGT B.V. aux Pays-Bas. indexées sur le prix de marché du gaz.

Les autres éléments considérés individuellement ne sont pas Les activités de commercialisation des capacités de stockage significatifs. souterrain de gaz naturel pâtissent également des tensions et Au 31 décembre 2013, ce poste s'élevait à +405 millions d'euros et évolutions de marché décrites ci-avant ainsi que de la contraction de comprenait essentiellement le gain net de réévaluation relatif à la la demande de gaz. Cet environnement économique difficile se participation détenue par le Groupe dans SUEZ Environnement traduit par des spreads saisonniers TTF qui demeurent à des Company, consécutif à la fin du pacte d'actionnaires de niveaux bas et par de moindres réservations de capacités de

Les restructurations, d'un montant total de -167 millions d'euros au Au 31 décembre 2014, ce poste comprend pour l'essentiel le 31 décembre 2014, comprennent des coûts d'adaptation au résultat réalisé sur la cession de la participation du Groupe dans les contexte économique, dont -70 millions d'euros chez GDF SUEZ Énergie Services sociétés intercommunales mixtes flamandes, pour un montant de et -58 millions d'euros chez GDF SUEZ Énergie Europe. +323 millions d'euros (cf. Note 5.3.1).

Au Au 31 décembre 2013, ce poste comprenait l'effet de la diminution 31 décembre 2013, les restructurations, d'un montant total de de la provision pour gestion de l'aval du cycle du combustible -302 millions d'euros, comprenaient des coûts d'adaptation au nucléaire, pour un montant de +499 millions d'euros, ainsi que la contexte économique, dont -171 millions d'euros chez GDF SUEZ Énergie Europe plus-value de +73 millions d'euros réalisée sur la cession des titres et -56 millions d'euros chez GDF SUEZ Énergie Services. disponibles à la vente Medgaz, dont 75 millions d'euros au titre du

stockage de gaz naturel en Europe. le résultat de +359 millions d'euros relatif ^à l'effet de la
d'influence notable et ^à la comptabilisation de ces titres en tant Par ailleurs, les marges des activités de commercialisation et de que «Titres disponibles à la vente» (cf. Note 5.3.2) ;
-

SUEZ Environnement Company le 22 juillet 2013 et à la perte de stockage. contrôle en résultant pour le Groupe (+448 millions d'euros).

8.3 Restructurations 8.5 Autres éléments non récurrents

recyclage en résultat des variations de juste valeur comptabilisé en «Autres éléments du résultat global».

NOTE 9 Résultat financier

	31 déc. 2014			31 déc. 2013 (1) (2)
En millions d'euros	Charges	Produits	Total	Charges	Produits	Total
Coût de la dette nette	(1 071)	132	(939)	(1 525)	127	(1 398)
Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements anticipés d'instruments financiers dérivés	(460)	239	(221)	(256)	103	(153)
Autres produits et charges financiers	(932)	215	(716)	(663)	268	(394)
RÉSULTAT FINANCIER	(2 462)	586	(1 876)	(2 444)	498	(1 945)

9.1 Coût de la dette nette

Les principales composantes du coût de la dette nette se détaillent comme suit :

En millions d'euros	Charges	Produits	Total 31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
Charges d'intérêts de la dette brute et des couvertures	(1 204)	-	(1 204)	(1 659)
Résultat de change sur dettes financières et couvertures	-	21	21	(21)
Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur	(21)	-	(21)	2
Résultat sur trésorerie et équivalents de trésorerie, et actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat	-	111	111	125
Coûts d'emprunts capitalisés	154	-	154	155
COÛT DE LA DETTE NETTE	(1 071)	132	(939)	(1 398)

Au-delà de l'effet du changement de méthode de consolidation de dette brute ainsi que par les effets positifs liés aux opérations de SUEZ Environnement intervenu en juillet 2013 (impact de refinancement et de restructuration de la dette réalisées par le -230 millions d'euros), la diminution du coût de la dette nette Groupe (cf. Note 16.3.2 «Instruments financiers - Description des s'explique principalement par la réduction de l'encours moyen de la principaux événements de la période»).

9.2 Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements anticipés d'instruments financiers dérivés

Les principaux impacts des opérations de restructuration se décomposent comme suit :

En millions d'euros	Charges	Produits	Total 31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
Effet sur le compte de résultat des dérivés débouclés par anticipation	(249)	239	(11)	(107)
dont soultes décaissées lors du débouclage de swaps	(249)	-	(249)	(210)
dont extourne de la juste valeur négative de ces dérivés débouclés par anticipation	-	239	239	103
Effet sur le compte de résultat des opérations de restructuration de la dette	(211)	-	(211)	(46)
dont charges sur opérations de refinancement anticipé	(211)	-	(211)	(46)
RÉSULTAT DES OPÉRATIONS DE RESTRUCTURATION DE LA DETTE ET DE DÉNOUEMENTS ANTICIPÉS D'INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS	(460)	239	(221)	(153)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Le Groupe a procédé au cours de l'exercice à des opérations de un montant nominal de 1 776 millions d'euros. L'impact net du refinancement anticipé (cf. Note 16.3.2 «Instruments financiers - rachat de ces souches et du débouclement des couvertures Description des principaux événements de la période») dont afférentes s'élève à -215 millions d'euros au 31 décembre 2014. notamment plusieurs rachats de souches obligataires représentant

9.3 Autres produits et charges financiers

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
Autres charges financières
Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture	(206)	-
Résultat des déqualifications et inefficacité de couvertures économiques sur autres éléments financiers	(1)	-
Désactualisation des autres provisions à long terme	(518)	(421)
Charges d'intérêts nets sur les avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages à long terme	(153)	(170)
Charges d'intérêts sur fournisseurs et autres créanciers	(48)	(69)
Autres charges financières	(6)	(3)
TOTAL	(932)	(663)
Autres produits financiers
Produits des titres disponibles à la vente	103	129
Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture	-	31
Résultat des déqualifications et inefficacité de couvertures économiques sur autres éléments financiers	-	2
Produits d'intérêts sur clients et autres débiteurs	21	35
Produits d'intérêts sur prêts et créances au coût amorti	85	30
Autres produits financiers	6	41
TOTAL	215	268
TOTAL AUTRES PRODUITS ET CHARGES FINANCIERS	(716)	(394)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

NOTE 10 Impôts

10.1 Charge d'impôt dans le compte de résultat

10.1.1 Ventilation de la charge d'impôt dans le compte de résultat

La charge d'impôt comptabilisée en résultat de l'exercice s'élève à 1 588 millions d'euros (contre 745 millions d'euros en 2013). La ventilation de cette charge d'impôt s'établit comme suit :

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2) (3)
Impôt exigible	(1 918)	(2 245)
Impôt différé	330	1 500
CHARGE TOTALE D'IMPÔT COMPTABILISÉE EN RÉSULTAT	(1 588)	(745)

(1) Les données comparatives au 31 décembre ²⁰¹³ ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2). III

(3) La charge d'impôt 2013 comprenait un produit d'impôt de 1 542 millions d'euros (dont 1 490 millions d'euros en produit d'impôt différé) relatif à des pertes de valeur comptabilisées sur des actifs corporels et incorporels.

10.1.2 Charge d'impôt théorique et charge d'impôt comptabilisée

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. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
Résultat net	3 110	(8 783)
• Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	441	570
• Impôt sur les bénéfices	(1 588)	(745)
Résultat avant impôt des sociétés intégrées (A)	4 256	(8 608)
Dont sociétés françaises intégrées	180	(3 851)
Dont sociétés étrangères intégrées	4 076	(4 757)
Taux d'impôt normatif de la société mère (B)	38,0%	38,0%
CHARGE D'IMPÔT THÉORIQUE (C) = (A) × (B)	(1 617)	3 271
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	25	(812)
Différences permanentes (a)	(93)	(2 037)
Éléments taxés à taux réduit ou nul (b)	801	636
Compléments d'impôt (c)	(571)	(848)
Effet de la non-reconnaissance d'impôts différés actifs sur les déficits fiscaux reportables et les autres différences temporelles déductibles (d)	(750)	(1 512)
Reconnaissance ou consommation de produits d'impôt sur les déficits fiscaux reportables et les autres différences temporelles déductibles antérieurement non reconnus	191	137
Effet des changements de taux d'impôt	(42)	38
Crédits d'impôt et autres réductions d'impôt (e)	292	533
Autres	176	(152)
CHARGE D'IMPÔT INSCRITE AU COMPTE DE RÉSULTAT	(1 588)	(745)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(a) Comprend principalement les pertes de valeur non fiscalisées sur goodwill, les charges non déductibles de l'assiette fiscale des sociétés de projet dans l'exploration-production ainsi que les effets liés au plafonnement de la déductibilité des intérêts d'emprunt en France.

(b) Comprend notamment les plus-values sur cessions de titres non taxées ou taxées à taux réduit en France, en Belgique et dans d'autres pays, l'incidence des régimes fiscaux spécifiques appliqués à certaines entités au Luxembourg, en Belgique, en Thaïlande et dans d'autres pays, ainsi que l'effet des résultats non taxés des réévaluations des intérêts précédemment détenus (ou conservés) dans le cadre des acquisitions et changements de méthode de consolidation présentées dans la Note 8.4 «Effets de périmètre».

(c) Comprend notamment la quote-part de frais et charges sur les dividendes, la taxe de 3% sur les dividendes distribués en numéraire par les sociétés françaises et les retenues à la source sur les dividendes et intérêts appliquées dans plusieurs juridictions fiscales, la contribution nucléaire mise à la charge des exploitants d'électricité d'origine nucléaire en Belgique (422 millions d'euros au titre de 2013 et 407 millions d'euros au titre de 2014), les dotations aux provisions sur impôt sur les sociétés, ainsi que les impôts régionaux et forfaitaires sur les sociétés.

(d) Comprend l'effet de la non-reconnaissance des positions de différences temporelles actives nettes sur un certain nombre d'entités fiscales. En 2013, cet effet comprenait notamment la non-reconnaissance de certaines différences temporelles actives nettes générées par des pertes de valeur sur actifs.

(e) Comprend notamment l'effet des déductions d'intérêts notionnels en Belgique, des crédits d'impôt en Norvège, au Royaume-Uni, aux Pays-Bas, et en France et des reprises de provisions sur impôt sur les sociétés.

En 2011, le taux de l'impôt sur les sociétés en France a été porté à été relevée à 10,70% pour 2013, 2014 et 2015, portant le taux 36,10% (contre 34,43% en 2010) pour les entités fiscales dont le d'imposition à 38,00% pour les exercices 2013, 2014 et 2015. chiffre d'affaires dépasse 250 millions d'euros. Ce taux résulte de Pour les sociétés françaises, les différences temporelles dont le l'instauration d'une contribution exceptionnelle de 5% applicable au reversement est planifié après 2015 continuent d'être valorisées au titre des exercices 2011 et 2012. La contribution exceptionnelle a

taux de 34,43%.

10.1.3 Analyse par catégorie de différence temporelle du produit/de la charge d'impôt différé du compte de résultat

		Impacts résultat
En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
Impôts différés actifs :
Reports déficitaires et crédits d'impôts	439	(43)
Engagements de retraite	(12)	11
Provisions non déduites	60	183
Écart entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations	(261)	291
Mise à juste valeur des instruments financiers (IAS 32/39)	229	(27)
Autres	(64)	179
TOTAL	391	593
Impôts différés passifs :
Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations	159	817
Provisions à caractère fiscal	19	(10)
Mise à juste valeur des actifs et passifs (IAS 32/39)	(264)	(8)
Autres	25	109
TOTAL	(61)	907
PRODUIT/(CHARGE) D'IMPÔT DIFFÉRÉ	330	1 500

La variation du produit d'impôt différé provient principalement de la comptabilisation de certaines pertes de valeur d'immobilisations corporelles en 2013.

10.2 Produits et charges d'impôt différé comptabilisés en «Autres éléments du résultat global»

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. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
Actifs financiers disponibles à la vente	(13)	-
Écarts actuariels	516	(201)
Couverture d'investissement net	94	(131)
Couverture de flux de trésorerie sur autres éléments	90	(64)
Couverture de flux de trésorerie sur dette nette	11	(4)
TOTAL HORS QUOTE-PART DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	698	(400)
Quote-part des entreprises mises en équivalence	21	(43)
TOTAL	719	(443)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

10.3 Impôts différés dans l'état de situation financière

10.3.1 Variation des impôts différés

La variation des impôts différés constatés dans l'état de situation financière, après compensation par entité fiscale des actifs et passifs d'impôts différés, se ventile de la manière suivante :

En millions d'euros	Actifs	Passifs	Positions nettes
Au 31 décembre 2013 (1)	490	(9 466)	(8 975)
Effet résultat de la période	391	(61)	330
Effet autres éléments du résultat global	839	(139)	700
Effet périmètre	(14)	(96)	(110)
Effet change	176	(163)	13
Transfert en actifs et passifs classés comme détenus en vue de la vente	(2)	-	(2)
Autres effets	164	(178)	(14)
Effet de présentation nette par entité fiscale	(1 026)	1 026	-
AU 31 DÉCEMBRE 2014	1 018	(9 077)	(8 060)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

10.3.2 Analyse par catégorie de différence temporelle de la position nette d'impôts différés présentée dans l'état de situation financière (avant compensation par entité fiscale des actifs et passifs d'impôts différés)

		Position de clôture
En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Impôts différés actifs :
Reports déficitaires et crédits d'impôts	2 655	1 867
Engagements de retraite	1 633	1 186
Provisions non déduites	512	492
Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations	1 129	1 053
Mise à la juste valeur des instruments financiers (IAS 32/39)	1 416	1 079
Autres	669	822
TOTAL	8 014	6 499
Impôts différés passifs :
Écarts entre les valeurs fiscales et comptables des immobilisations	(13 889)	(13 342)
Provisions à caractère fiscal	(174)	(193)
Mise à la juste valeur des instruments financiers (IAS 32/39)	(1 191)	(1 118)
Autres	(820)	(821)
TOTAL	(16 074)	(15 474)
IMPÔTS DIFFÉRÉS NETS	(8 060)	(8 975)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Les impôts différés actifs comptabilisés au titre des déficits fiscaux 10.4 Impôts différés non comptabilisés et crédits d'impôts reportables s'élèvent à 2 655 millions d'euros au 31 décembre 2014 (contre 1 867 millions d'euros au 31 décembre Au 31 décembre 2014, l'effet impôt relatif aux reports déficitaires et 2013). Leur augmentation provient essentiellement des actifs crédits d'impôt reportables en avant non utilisés et non comptabilisés d'impôts différés comptabilisés au titre des reports déficitaires dans l'état de situation financière s'élève à 2 328 millions d'euros générés en 2014 par l'intégration fiscale GDF SUEZ SA et de la (contre 1 123 millions d'euros en 2013). La grande majorité de ces

temps (essentiellement en Belgique, au Luxembourg, en France, en déficitaires sont justifiés par l'existence de différences temporelles Australie et au Royaume-Uni) ou limitée à 9 ans aux Pays-Bas. Ces taxables suffisantes et/ou par des prévisions d'utilisation de ces déficits reportables n'ont pas donné lieu à la comptabilisation d'impôts déficits sur la période couverte par le plan à moyen terme différés faute de perspectives bénéficiaires suffisantes à moyen terme. (2015-2020) validé par le Management, sauf exception justifiée par

société GDF SUEZ E&P UK Ltd. déficits reportables non comptabilisés est portée par des sociétés situées dans des pays qui permettent leur utilisation illimitée dans le Les impôts différés actifs comptabilisés au titre des reports

un contexte particulier. L'effet impôt des autres différences temporelles déductibles non comptabilisées dans l'état de situation financière s'élève à 1 150 millions d'euros en 2014 comparés à 1 371 millions d'euros en 2013.

NOTE 11 Résultat net récurrent part du Groupe

Le résultat net récurrent part du Groupe est un indicateur financier réglées sur dénouement anticipé d'instruments financiers dérivés utilisé par le Groupe dans sa communication financière afin de nettes de l'extourne de la juste valeur de ces dérivés débouclés présenter un résultat net part du Groupe ajusté des éléments par anticipation, les variations de juste valeur des instruments

- l'ensemble des agrégats compris entre le «Résultat opérationnel couverture ; courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en les effets impôt relatifs aux éléments décrits ci-dessus, savoir les rubriques «Mark-to-market sur instruments financiers à l'entité fiscale concernée ; caractère opérationnel», «Pertes de valeur», «Charges de la charge nette relative ^à la contribution nucléaire en Belgique, restructurations», «Effets de périmètre» et «Autres éléments non dont le Groupe conteste la légalité (cf. Note 28.1.10) ; récurrents». Ces rubriques sont définies dans la Note 1.4.17

présentant un caractère dérivés qui ne sont pas qualifiés de couverture selon IAS 39 - inhabituel, anormal ou peu fréquent. Instruments financiers : comptabilisation et évaluation, ainsi que la Cet indicateur financier exclut ainsi : part inefficace des instruments financiers dérivés qualifiés de

équivalence» et le «Résultat des activités opérationnelles» (RAO) à déterminés en utilisant le taux d'impôt normatif applicable à
-
III «Résultat opérationnel courant (ROC)» ; la quote-part de résultat non récurrent comprise dans la rubrique «Quote-part du résultat net des entreprises mises en les composantes suivantes du résultat financier : l'effet des équivalence». Les éléments éligibles ^à cet ajustement opérations de restructuration de la dette financière, les soultes correspondent aux natures de retraitement présentées ci-avant.

La réconciliation entre le résultat net part du Groupe et le résultat net récurrent part du Groupe est la suivante :

En millions d'euros	Notes	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1) (2)
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE		2 440	(9 198)
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle		669	414
RÉSULTAT NET		3 110	(8 783)
Rubriques du passage entre le «Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence» et le «RAO»		587	14 348
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	8.1	298	226
Pertes de valeur	8.2	1 037	14 770
Restructurations	8.3	167	302
Effets de périmètre	8.4	(562)	(405)
Autres éléments non récurrents	8.5	(353)	(544)
Autres éléments retraités		187	(1 138)
Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur	9.1	21	(2)
Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements anticipés d'instruments financiers dérivés	9.2	221	153
Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture	9.3	206	(31)
Impôt sur les éléments non récurrents		(659)	(1 593)
Charge nette relative à la contribution nucléaire en Belgique		397	271
Part non récurrente de la quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	4	2	64
RÉSULTAT NET RÉCURRENT		3 885	4 426
Résultat net récurrent des participations ne donnant pas le contrôle		760	977
RÉSULTAT NET RÉCURRENT PART DU GROUPE		3 125	3 449

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

NOTE 12 Résultat par action

	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Numérateur (en millions d'euros)
Résultat net part du Groupe	2 440	(9 198)
Rémunération des titres super-subordonnés	(67)	-
Résultat net part du Groupe utilisé pour le calcul du résultat par action	2 373	(9 198)
Effet des instruments dilutifs	-	-
Résultat net part du Groupe dilué	2 373	(9 198)
Dénominateur (en millions d'actions)
Nombre moyen d'actions en circulation	2 367	2 359
Effet des instruments dilutifs :
• Plans d'actions gratuites réservées aux salariés	15	15
Nombre moyen d'actions en circulation dilué	2 382	2 374
Résultat par action (en euros)
Résultat net part du Groupe par action	1,00	(3,90)
Résultat net part du Groupe par action dilué	1,00	(3,90)

(1) Les données comparatives du 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Conformément aux dispositions d'IAS 33 - Résultat par action, le annuel de l'action GDF SUEZ s'est élevé à 19,02 euros en 2014). calcul du résultat net par action et du résultat net dilué par action Tous ces plans sont décrits dans la Note 24. prend également en compte, en déduction du résultat net part du En 2014, compte tenu de leur effet relutif, tous les plans de Groupe, la rémunération due aux détenteurs de titres stock-options sont exclus du calcul du résultat dilué par action. Ces

Les instruments dilutifs du Groupe pris en compte dans le calcul par action 2013 du fait de leur effet relutif. des résultats dilués par action comprennent les plans d'actions Dans le futur, les instruments relutifs au 31 décembre 2014 gratuites et d'actions de performance en titres GDF SUEZ ainsi que pourraient potentiellement devenir dilutifs en fonction de l'évolution les plans de stock-options dont le prix d'exercice demeure inférieur du cours moyen annuel de l'action. au cours moyen annuel de l'action GDF SUEZ (le cours moyen

super-subordonnés. mêmes plans étaient également exclus du calcul du résultat dilué

NOTE 13 Goodwills

13.1 Évolution de la valeur comptable

En millions d'euros	Valeur brute	Pertes de valeur	Valeur nette
er janvier 2013 (1) Au 1	29 987	(452)	29 535
Pertes de valeur	-	(5 634)	(5 634)
Variations de périmètre et Autres	(3 400)	230	(3 170)
Écarts de conversion	(341)	30	(310)
Au 31 décembre 2013 (1)	26 246	(5 826)	20 420
Pertes de Valeur	-	(82)	(82)
Variations de périmètre et Autres	500	32	531
Écarts de conversion	357	(4)	353
AU 31 DÉCEMBRE 2014	27 102	(5 880)	21 222

Les données comparatives au 1 er (1) janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Les effets des variations de périmètre dans l'état de situation goodwills d'un montant total de 82 millions d'euros correspondant financière au 31 décembre 2014 résultent principalement de la essentiellement au goodwill de l'UGT Énergie - Europe de l'Est (cf. comptabilisation d'un goodwill de 375 millions d'euros résultant de Note 8.2.3). la prise de contrôle de Gaztransport & Technigaz (GTT) consécutive La diminution constatée en 2013 provenait essentiellement de la à son introduction en bourse, d'un goodwill provisoire de 213 comptabilisation de pertes de valeur sur goodwills (cf. Note 8.2.4) millions d'euros dégagé sur l'acquisition d'Ecova, ainsi que de la pour un montant total de 5 634 millions d'euros (dont 3 732 millions décomptabilisation d'un goodwill de 134 millions d'euros d'euros sur l'UGT Énergie - Central Western Europe, consécutive au changement de méthode de consolidation des 1 250 millions d'euros sur l'UGT Stockage, 264 millions d'euros sur participations dans le gestionnaire wallon de réseaux de distribution. l'UGT Énergie - Europe de l'Est, 247 millions d'euros sur Ces opérations et changements de méthode de consolidation sont l'UGT Énergie - Europe du Sud et 60 millions d'euros sur l'UGT

À l'issue des tests de perte de valeur annuels réalisés sur les Unités hauteur de 3 170 millions d'euros (dont 3 162 millions d'euros liés Génératrices de Trésorerie (UGT goodwill) au second semestre au changement de méthode de consolidation de 2014, le Groupe a comptabilisé des pertes de valeur sur les SUEZ Environnement).

décrits dans la Note 5 «Principales variations de périmètre». Énergie - Espagne) ainsi que des variations de périmètre et autres à

13.2 Principales UGT goodwill

La répartition des goodwills par UGT goodwill est la suivante :

En millions d'euros	Secteur opérationnel	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
UGT SIGNIFICATIVES (2)
Énergie - Central Western Europe	Énergie Europe	8 181	8 312
Distribution	Infrastructures	4 009	4 009
Global Gaz & GNL	Global Gaz & GNL	2 207	2 087
Energy - Amérique du Nord	Energy International	1 389	1 231
AUTRES UGT IMPORTANTES
Énergie Services - International	Énergie Services	1 016	625
Energy - Royaume-Uni - Turquie	Energy International	630	583
Transport France	Infrastructures	614	614
Stockage	Infrastructures	543	543
AUTRES UGT (goodwills inférieurs individuellement à 500 millions d'euros)		2 633	2 416
TOTAL		21 222	20 420

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Les UGT goodwill dites significatives correspondent aux UGT dont le montant de goodwill représente plus de 5% du montant total du goodwill Groupe.

ont été déterminées ^à partir des éléments suivants : goodwill

Toutes les Unités Génératrices de Trésorerie goodwill (UGT concernant les prix des combustibles (charbon, pétrole, gaz), le goodwill prix du CO² et le prix de l'électricité sur les différents marchés ; ) font l'objet d'un test de perte de valeur réalisé sur la base des données à fin juin, complété par une revue des événements du au-delà de cette période, les prix à moyen et long terme des second semestre. La valeur recouvrable des UGT goodwill est énergies ont été déterminés par le Groupe sur la base déterminée, dans la plupart des cas, par référence à une valeur d'hypothèses macroéconomiques et de modèles fondamentaux d'utilité calculée à partir des projections de d'équilibre entre l'offre et la demande, dont les résultats sont flux de trésorerie provenant du budget 2015 et du plan d'affaires à moyen régulièrement comparés à ceux des organismes de prévisions terme dans le domaine de l'énergie. S'agissant plus particulièrement 2016-2020 approuvés par le Comité de Direction Groupe et le des prix ^à moyen et long terme de l'électricité, ceux-ci ont été Conseil d'Administration et, au-delà de cette période, d'une

d'hypothèses macroéconomiques (inflation, change, taux de l'évolution attendue des capacités installées et du mix par croissance) et de projections de prix issues du scénario de technologie du parc de production au sein de chaque système référence du Groupe pour la période 2015-2035. Ces projections électrique. constituant le scénario de référence ont été approuvées en Les taux d'actualisation retenus correspondent à un coût moyen

13.3 Tests de perte de valeur sur les UGT projections et trajectoires comprises dans ce scénario de référence

des prix de marché sur l'horizon liquide («prix forward»)
déterminés par le Groupe en s'appuyant sur des modèles de extrapolation des flux de trésorerie. prévision de la demande d'électricité, les prévisions à moyen et Les projections de flux de trésorerie sont établies à partir long terme du prix des combustibles et du CO2, ainsi que sur

septembre 2014 par le Comité de Direction du Groupe. Les pondéré du capital ajusté afin de tenir compte des risques métiers, marché, pays et devises liés à chaque UGT goodwill examinée. Les III

taux d'actualisation retenus sont cohérents avec les sources naturel, de production d'électricité et de vente d'énergie en France, externes d'informations disponibles. Les taux, après impôts, retenus en Belgique, aux Pays-Bas, au Luxembourg et en Allemagne. Le en 2014 lors de l'examen de la valeur d'utilité des UGT goodwill parc de production électrique de 22 711 MW comprend notamment pour l'actualisation des flux de trésorerie sont compris entre 4,9% et des capacités nucléaires de 4 134 MW en Belgique, 1 209 MW de 15,0% (entre 5,2% et 15,1% en 2013). Les taux d'actualisation droits de tirage sur des centrales nucléaires en France, 2 295 MW utilisés pour chacune des huit principales UGT goodwill sont de centrales hydroélectriques en France et 10 053 MW de centrales présentés dans les Notes ci-après 13.3.1 «UGT significatives» et thermiques. Le montant total du goodwill affecté à cette UGT

d'utilité, équivalence) et 4 165 millions d'euros sur des actifs corporels et les hypothèses clés sous-tendant la valorisation, ainsi que les analyses de sensibilité concernant les tests de perte de valeur des UGT dont le montant de goodwill représente plus de 5% de la La valeur d'utilité de l'UGT CWE a été calculée sur la base des

L'UGT Énergie - Central Western Europe regroupe les activités projetant les flux de trésorerie au-delà de cette période de 6 ans sur d'approvisionnement, de négoce et commercialisation de gaz la base du scénario de référence arrêté par le Groupe.

13.3.2 «Autres UGT importantes». s'élève à 8 181 millions d'euros. En 2013, une perte de valeur de 7 947 millions d'euros avait été comptabilisée sur cette UGT 13.3.1 UGT significatives goodwill, dont 3 782 millions d'euros sur le goodwill (y compris Cette section présente la méthode de détermination de la valeur 50 millions d'euros sur le goodwill des entreprises mises en incorporels (cf. Note 8.2.4).

valeur totale des goodwills du Groupe au 31 décembre 2014. projections de flux de trésorerie établies à partir du budget 2015 et du plan d'affaires à moyen terme 2016-2020 approuvés par le Goodwill affecté ^à l'UGT CWE Comité de Direction Groupe et le Conseil d'Administration puis en

Les projections de flux de trésorerie au-delà du plan d'affaires à moyen terme des principales activités contributrices ont été déterminées de la façon suivante :

Activités	Hypothèses au-delà du plan d'affaires
Production d'électricité d'origine thermique (centrales à gaz et charbon) et éolienne	Projection des flux de trésorerie sur la durée d'utilité des actifs et des contrats sous-jacents.
Production d'électricité d'origine nucléaire Belgique	Projection des flux de trésorerie sur la durée d'utilité de Tihange 1 (50 ans) et sur la durée de vie technique de 60 ans pour les réacteurs de Doel 3, Doel 4, Tihange 2 et Tihange 3.
Droits de tirage sur les centrales de Chooz B et Tricastin	Projection des flux de trésorerie sur la durée résiduelle des contrats puis hypothèse de prolongation de 10 ans des droits de tirage.
Production hydroélectrique en France	Projection des flux de trésorerie sur la durée des concessions puis hypothèse de renouvellement des concessions.
Approvisionnement et négoce de gaz naturel, activités de commercialisation France	Projection des flux de trésorerie sur un horizon de temps permettant de converger vers les niveaux de marge et prix d'équilibre long terme attendus, puis application d'une valeur de sortie sur le flux de trésorerie normatif avec un taux de croissance long terme de 1,9%.

Les taux d'actualisation appliqués à ces prévisions de flux de la durée d'exploitation de Tihange 1 est prolongée de 10 ans er trésorerie sont compris entre 5,6% et 8,5% et diffèrent en fonction octobre 2025. En contrepartie, l'État belge percevra du profil de risque attribué à chaque activité. une redevance correspondant à 70% de la différence positive

cette redevance se substituera ^à la contribution nucléaire cadre régulatoire, l'évolution de la demande d'électricité et de gaz forfaitaire applicable ^à Tihange 1 ; ainsi que les prévisions concernant l'évolution post horizon liquide les réacteurs de Doel 3, Tihange 2, Tihange 3 et Doel 4 (réacteurs du prix des combustibles, du CO² et de l'électricité constituent les de seconde génération) fermeront respectivement en 2022, ²⁰²³ hypothèses clés du test de perte de valeur de l'UGT goodwill CWE.

En ce qui concerne les hypothèses sur le cadre régulatoire en Afin de garantir la sécurité d'approvisionnement de la Belgique, le Belgique, les hypothèses les plus structurantes portent sur la durée d'exploitation des unités nucléaires existantes et sur le redémarrage 18 décembre 2014, de prolonger la durée d'exploitation des des réacteurs de Doel 3 et Tihange 2 qui sont actuellement ^à l'arrêt réacteurs Doel 1 et Doel 2 pour une période de ¹⁰ ans, sans que la

En décembre 2013, le précédent gouvernement avait confirmé le Pour devenir effective, cette prolongation nécessitera une

jusqu'au 1 entre le produit de la vente de l'électricité et le coût de revient de Présentation des hypothèses clés du test de perte de valeur la centrale majoré de la rémunération des investissements nécessaires ^à la prolongation de la durée de vie de cette unité ; Les taux d'actualisation, les prévisions concernant l'évolution du
- et 2025, à l'issue de leur 40^e année d'exploitation.

nouveau Gouvernement a décidé lors du conseil des ministres du depuis le mois de mars 2014. durée d'exploitation de ces réacteurs ne puisse dépasser 2025. calendrier suivant sur la sortie progressive de l'énergie nucléaire : modification de la loi sur la sortie du nucléaire en Belgique, un la fermeture des réacteurs de Doel 1 et Doel 2 à l'issue des accord de la part de l'Agence Fédérale de Contrôle Nucléaire 40 années d'exploitation, soit (AFCN) ainsi que la conclusion d'une convention entre le Groupe et le 15 février 2015 et le 1 les autorités belges sur les conditions économiques et financières er décembre 2015 respectivement ; de cette prolongation. À ce stade, les discussions entre le Groupe et le Gouvernement sont en cours. Le Groupe n'effectuera les Résultats du test de perte de valeur investissements nécessaires ^à la prolongation de ces deux unités Au 31 décembre 2014, la valeur recouvrable de l'UGT goodwill qu'à la condition que (i) ceux-ci soient économiquement rentables et CWE est supérieure ^à sa valeur comptable. que (ii) le cadre économique et juridique relatif aux activités Analyses de sensibilité de l'UGT goodwill nucléaires en Belgique soit clarifié et stabilisé. Dans la mesure où le résultat des négociations concernant la prolongation de Doel 1 et Une diminution du prix de l'électricité de 1 €/MWh sur les Doel 2 n'est pas encore connu, la valeur d'utilité repose, comme en productions électriques d'origine nucléaire et hydroélectrique aurait 2013, sur une hypothèse de fermeture des réacteurs de Doel 1 et un impact négatif de 14% sur l'excédent de la valeur recouvrable

augmentation du prix de l'électricité de 1 €/MWh aurait un impact Gouvernement belge de prolonger Doel 1 et Doel 2, (ii) de la part positif de 14% sur ce calcul. importante de la production nucléaire dans le mix énergétique belge, et (iii) de l'absence de plan industriel suffisamment détaillé et Une diminution de 5% de la marge captée par les centrales attractif pour inciter les acteurs de l'énergie à investir dans des thermiques aurait un impact négatif de 15% sur l'excédent de la capacités thermiques de substitution, le Groupe considère, tout valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur comme en 2013, qu'une production d'origine nucléaire demeurera recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. nécessaire pour assurer l'équilibre énergétique de la Belgique Inversement, une augmentation de 5% de la marge captée par les III au-delà de l'horizon de 2025. Le calcul de la valeur d'utilité tient centrales thermiques aurait un impact positif de 15% sur ce calcul. donc compte d'une hypothèse de prolongation de 20 ans de la Une diminution de 5% de la marge des activités de durée d'exploitation des réacteurs de seconde génération. En commercialisation de gaz et d'électricité aurait un impact négatif de contrepartie, le calcul de la valeur d'utilité des réacteurs ainsi 10% sur l'excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur prolongés tient compte d'une hypothèse de partage de valeur avec comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à

Au cours du premier semestre 2014, le Groupe a décidé d'anticiper marge des activités de commercialisation de gaz et d'électricité les arrêts de maintenance programmés des réacteurs de Doel 3 et aurait un impact positif de 10% sur ce calcul. Tihange 2. Cette décision du 25 mars 2014 fait suite aux résultats Une augmentation des taux d'actualisation utilisés de 50 points de de tests menés sur des échantillons de matériaux des cuves, base aurait un impact négatif de 66% sur l'excédent de la valeur conformément au programme d'actions convenu avec l'AFCN lors recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable du redémarrage de ces réacteurs en 2013. Sur l'ensemble des tests demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une réalisés dans ce cadre, l'un d'entre eux n'a pas donné de résultats diminution des taux d'actualisation de 50 points de base utilisés conformes aux attentes des experts. Afin de vérifier et d'expliquer aurait quant à elle un impact positif de 68% sur ce calcul. les premiers résultats observés, des tests et expertises Différentes configurations transformantes ont été examinées complémentaires ont été réalisés et ont été communiqués ^à un concernant la production d'origine nucléaire en Belgique : panel d'experts internationaux sollicités par l'AFCN. Ces experts ont formulé des requêtes et recommandations supplémentaires qui sont la disparition de toute composante nucléaire dans le portefeuille à en cours de traitement par le Groupe. À l'issue de ces nouveaux l'issue des 50 années d'exploitation de Tihange 1 et des 40 années d'exploitation des unités de seconde génération aurait tests, un dossier de justification sera remis à l'AFCN à qui il un impact fortement détériorant sur le résultat du test, la valeur reviendra de statuer sur le redémarrage des deux réacteurs. Le recouvrable devenant nettement inférieure ^à la valeur comptable. Groupe demeure confiant quant au redémarrage de ces unités en ²⁰¹⁵ et ^a intégré cette hypothèse dans le calcul de la valeur d'utilité 4 400 millions d'euros ; de l'UGT CWE.

En France, le Groupe ^a tenu compte d'une hypothèse de Doel 3 et Tihange 2 aurait un impact fortement détériorant sur le prolongation de 10 années de ses contrats de droits de tirage sur résultat du test, la valeur recouvrable devenant nettement les centrales nucléaires de Tricastin et Chooz B qui arrivent à inférieure à la valeur comptable. Dans ce scénario, le risque de échéance respectivement en 2021 et 2037. Bien qu'aucune dépréciation s'élèverait environ à 2 200 millions d'euros ; décision d'extension de ces réacteurs n'ait été prise par l'État et en cas de prolongation de 10 ans de la durée de vie des l'Autorité de la Sûreté Nucléaire, le Groupe considère, en cohérence réacteurs de seconde génération suivie de la disparition de toute avec son scénario de référence sur l'évolution du mix énergétique composante nucléaire, la valeur recouvrable deviendrait inférieure français, qu'une extension de la durée d'exploitation de ces à la valeur comptable et le risque de dépréciation s'élèverait alors réacteurs constitue à ce jour le scénario le plus crédible et le plus à 1 000 millions d'euros.

Par ailleurs, le Groupe a considéré une hypothèse de sur les centrales nucléaires de Chooz B et Tricastin aurait un impact renouvellement de ses concessions hydroélectriques, notamment négatif de 23% sur l'excédent de la valeur recouvrable de l'UGT celle de la Compagnie Nationale du Rhône à l'issue du contrat de goodwill par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable concession qui expire en 2023. demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable.

Enfin, le niveau de marge normatif associé aux activités de gestion En ce qui concerne les centrales nucléaires belges et les des contrats d'approvisionnement et de négoce de gaz naturel concessions hydroélectriques françaises, les flux de trésorerie constitue la meilleure estimation des perspectives de rentabilité de relatifs aux périodes couvertes par le renouvellement des

Doel 2 en 2015. par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure ^à la valeur comptable. Inversement, une Compte tenu (i) de la prolongation de Tihange 1 et de la décision du

l'État belge. la valeur comptable. Inversement, une augmentation de 5% de la

Dans ce scénario, le risque de dépréciation s'élèverait environ à
l'arrêt immédiat et définitif de l'exploitation des deux réacteurs de

probable. En France, l'absence de prolongation de 10 ans des droits de tirage

ces activités à moyen et long terme. concessions hydroélectriques et l'extension de 20 ans des centrales

de seconde génération comprennent un certain nombre moyen terme 2016-2020 approuvés par le Comité de Direction d'hypothèses concernant les conditions économiques et Groupe. Une valeur terminale a été déterminée en extrapolant les régulatoires liées à l'exploitation de ces actifs (taux de redevance, flux de trésorerie au-delà de cette période. niveaux d'investissements à réaliser,…) durant cette période. La Pour les activités GNL en dehors de GTT, la valeur terminale modification d'un ou plusieurs de ces paramètres pourrait conduire correspond à une valeur de sortie déterminée en appliquant un taux à ajuster de manière significative le montant de la valeur recouvrable de croissance long terme de 2,5% au flux de trésorerie de la

Le montant total du goodwill affecté à cette UGT s'élève à l'augmentation attendue des volumes de GNL sur le long terme à 4 009 millions d'euros au 31 décembre 2014. L'UGT Distribution hauteur de 0,5%. Cette hypothèse de croissance à long terme est regroupe les activités régulées de distribution de gaz naturel en largement corroborée par des études externes et les prévisions des

La valeur d'utilité de l'UGT Distribution a été calculée sur la base 9,1%. des projections de flux de trésorerie établies à partir du budget La valeur d'utilité des actifs d'exploration-production, en phase de 2015 et du plan d'affaires à moyen terme 2016-2020 approuvés par développement ou de production, est déterminée à partir d'un le Comité de Direction Groupe. Le taux d'actualisation appliqué à horizon de projections correspondant à la durée de vie des réserves ces prévisions s'élève à 5,0%. La valeur terminale calculée à la fin prouvées et probables sous-jacentes. du plan d'affaires ^à moyen terme correspond au montant attendu Les principales hypothèses et estimations clés comprennent de la Base des Actifs Régulés (BAR) sans prime fin 2020. La BAR

Les projections de flux de trésorerie sont établies à partir du tarif estimations des prix de marché et de l'évolution future attendue de d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel dit ces marchés. Les projections utilisées pour les prix du pétrole et du «tarif ATRD 4» entré en vigueur le 1 de quatre ans, ainsi que du niveau global des investissements consensus établi à partir d'un panel de plusieurs études externes.

de l'UGT Distribution, une variation raisonnable des paramètres de attribuées aux pays dans lesquels le Groupe opère. valorisation n'entraînerait pas une insuffisance de la valeur Une augmentation de 50 points de base du taux d'actualisation

Le montant total du goodwill affecté à cette UGT s'élève à comptable. Une diminution de 50 points de base du taux 2 207 millions d'euros au 31 décembre 2014. L'UGT Global Gaz & d'actualisation utilisé aurait un effet positif de 37% sur ce calcul. GNL regroupe les activités amont du Groupe dans la chaîne de Une diminution de 10% des cours des hydrocarbures dans les

les activités relatives au GNL à savoir, la gestion et la la valeur comptable. commercialisation d'un portefeuille diversifié de contrats Une diminution de ⁵⁰ points de base du taux de croissance long d'approvisionnement long terme, la gestion des participations

positif de 11% sur ce calcul. La valeur recouvrable de l'UGT a été déterminée sur la base (i) du cours de bourse en ce qui concerne la filiale cotée GTT et (ii) de la Goodwill affecté ^à l'UGT Energy – Amérique du Nord valeur d'utilité pour l'ensemble des autres activités composant

de l'UGT. dernière année du plan d'affaires à moyen terme approuvé par le Goodwill affecté ^à l'UGT Distribution Comité de Direction Groupe. Ce taux de croissance de 2,5% comprend l'effet de l'inflation à hauteur de 2% et l'effet de France. autres acteurs de marché. Le taux d'actualisation appliqué s'élève à

notamment les taux d'actualisation, l'évolution du prix des est la valeur attribuée par le régulateur (CRE) aux actifs exploités par hydrocarbures, l'évolution de la parité euro/dollar, les estimations l'opérateur de distribution. Elle représente la somme des flux futurs des réserves prouvées et probables, l'évolution de la demande et de trésorerie avant impôt, actualisée ^à un taux égal au taux de de l'offre de gaz naturel liquéfié, ainsi que les perspectives futures rémunération avant impôt garanti par le régulateur. des marchés. Les valeurs retenues reflètent les meilleures er juillet 2012 pour une période gaz naturel au-delà de l'horizon liquide sont en ligne avec le accepté par la CRE dans le cadre de sa décision sur le tarif ATRD 4. Les taux d'actualisation appliqués sont compris entre 8,2% et 15% Compte tenu du caractère régulé des activités regroupées au sein et diffèrent essentiellement en fonction des primes de risque

recouvrable par rapport à la valeur comptable. utilisé aurait un impact négatif de 23% sur l'excédent de la valeur recouvrable de l'UGT goodwill par rapport ^à la valeur comptable, la Goodwill affecté ^à l'UGT Global Gaz & GNL valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure ^à la valeur

valeur du gaz naturel. Celles-ci comprennent : activités d'exploration-production, aurait un impact négatif de 66% les activités d'exploration-production à savoir, la prospection, le sur l'excédent de la valeur recouvrable de l'UGT goodwill par développement et l'exploitation de champs gaziers et pétroliers. rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable demeurant Les principaux champs exploités par le Groupe sont situés en toutefois supérieure à la valeur comptable. Une augmentation de Allemagne, au Royaume-Uni, en Norvège, aux Pays-Bas, en 10% des cours des hydrocarbures aurait quant à elle un impact Algérie et en Indonésie ; positif de 74% sur l'excédent de la valeur recouvrable par rapport ^à

terme utilisé pour la détermination de la valeur terminale des dans des usines de liquéfaction, l'exploitation d'une flotte de méthaniers activités GNL aurait un impact négatif de 11% sur l'excédent de la et de capacités de regazéification dans des terminaux méthaniers valeur recouvrable de l'UGT goodwill par rapport à la valeur ainsi que le développement et la commercialisation de systèmes de confinement à membranes cryogéniques pour le comptable, la valeur recouvrable demeurant toutefois supérieure à transport du GNL par GTT, filiale du Groupe spécialisée dans la valeur comptable. Une augmentation de 50 points de base du l'ingénierie navale. taux de croissance long terme utilisé aurait quant à elle un impact

l'UGT. Le montant total du goodwill affecté à cette UGT s'élève à 1 389 millions d'euros au 31 décembre 2014. Les entités comprises La valeur d'utilité ^a été calculée sur la base des projections de flux dans cette UGT produisent de l'électricité et commercialisent de de trésorerie établies ^à partir du budget ²⁰¹⁵ et du plan d'affaires ^à l'électricité et du gaz aux États-Unis, au Mexique ainsi qu'au Canada. Elles interviennent également dans l'importation et la perspectives futures des marchés ainsi que les taux d'actualisation regazéification de gaz naturel liquéfié (GNL), ainsi que dans la vente à appliquer. Les valeurs affectées aux hypothèses reflètent les

activités. de flux de trésorerie établies à partir du budget 2015 et du plan d'affaires à moyen terme 2016-2020 approuvés par le Comité de Une augmentation de 50 points de base du taux d'actualisation

demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une été déterminée par catégorie d'actifs en extrapolant les flux de diminution de 50 points de base du taux d'actualisation utilisé aurait trésorerie attendus jusqu'à la fin de la durée d'exploitation des quant à elle un impact positif de 26% sur ce calcul. centrales concernées. Pour les activités de commercialisation d'électricité, une valeur terminale a été déterminée par extrapolation Une diminution de 10% des prix d'équilibre long terme de des flux de trésorerie au-delà de la dernière année des prévisions du l'électricité aurait un impact négatif de 25% sur l'excédent de la plan moyen terme en utilisant un taux de croissance long terme de valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur

quant à elle un impact positif de 25% sur ce calcul. aux prix à long terme de l'électricité et des combustibles, les

de cargaisons GNL. meilleures estimations des prix de marché. Les taux d'actualisation retenus sont compris pour 2014 entre 5,5% et 8,7% selon les La valeur d'utilité de ces activités est calculée à partir des prévisions

Direction Groupe. utilisé aurait un impact négatif de 22% sur l'excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable, la valeur recouvrable Pour les activités de production d'électricité, une valeur terminale a

1%. recouvrable demeurant toutefois supérieure à la valeur comptable. Une augmentation de 10% des prix d'équilibre long terme aurait III Les hypothèses clés comprennent notamment les valeurs assignées

13.3.2 Autres UGT importantes

Le tableau ci-dessous décrit les hypothèses utilisées dans l'examen de la valeur recouvrable des principales autres UGT.

UGT	Secteur opérationnel	Méthode de valorisation	Taux d'actualisation
Énergie Services - International	Énergie Services	DCF	8,1%
Energy - Royaume-Uni - Turquie	Energy International	DCF + DDM	7,2% - 12,2%
Transport France	Infrastructures	DCF	5,3%
Stockage	Infrastructures	DCF	5,0% - 7,9%

La méthode «DDM» désigne la méthode dite de l'actualisation des dividendes (Discounted Dividend Model).

13.4 Répartition sectorielle

La répartition par secteur opérationnel de la valeur comptable des goodwills s'établit comme suit :

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Energy International	3 466	3 091
Énergie Europe	8 181	8 395
Global Gaz & GNL	2 207	2 087
Infrastructures	5 324	5 324
Énergie Services	2 044	1 524
TOTAL	21 222	20 420

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

NOTE 14 Immobilisations incorporelles

14.1 Variation des immobilisations incorporelles

En millions d'euros	Droits incorporels sur contrats de concession	Droits de capacité	Autres	Total
VALEUR BRUTE
er janvier 2013 (1) Au 1	5 790	2 379	12 156	20 325
Acquisitions	262	-	537	799
Cessions	(87)	-	(67)	(154)
Écarts de conversion	(44)	-	(133)	(177)
Variations de périmètre	(3 309)	-	(3 212)	(6 521)
Autres variations	90	66	(31)	125
Au 31 décembre 2013 (1)	2 702	2 445	9 250	14 397
Acquisitions	225	-	510	735
Cessions	(40)	-	(47)	(87)
Écarts de conversion	32	-	209	241
Variations de périmètre	(91)	-	791	700
Autres variations	(2)	48	(191)	(145)
AU 31 DÉCEMBRE 2014	2 825	2 493	10 523	15 841
AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR
er janvier 2013 (1) Au 1	(2 004)	(856)	(4 801)	(7 661)
Dotations aux amortissements	(189)	(92)	(675)	(956)
Pertes de valeur	(36)	(638)	(586)	(1 260)
Cessions	84	-	61	144
Écarts de conversion	6	-	42	48
Variations de périmètre	1 149	-	1 245	2 395
Autres variations	(73)	-	8	(65)
Au 31 décembre 2013 (1)	(1 063)	(1 586)	(4 705)	(7 355)
Dotations aux amortissements	(97)	(60)	(569)	(726)
Pertes de valeur	-	-	(221)	(222)
Cessions	37	-	35	72
Écarts de conversion	(8)	-	(76)	(84)
Variations de périmètre	65	-	11	77
Autres variations	4	-	(38)	(35)
AU 31 DÉCEMBRE 2014	(1 062)	(1 646)	(5 564)	(8 272)
VALEUR NETTE COMPTABLE
Au 31 décembre 2013 (1)	1 639	858	4 545	7 042
AU 31 DÉCEMBRE 2014	1 763	847	4 959	7 569

Les données comparatives au 1 er (1) janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Les effets de variations de périmètre 2014 proviennent 14.1.1 Droits incorporels sur contrats de concession principalement de la prise de contrôle de Gaztransport & Technigaz Ce poste comprend essentiellement les droits ^à facturer les usagers (GTT) consécutive ^à son introduction en bourse (cf. Note 5 du service public reconnus en application du modèle actif incorporel «Principales variations de périmètre»). d'IFRIC 12.

Les écarts de conversion sur la valeur nette des immobilisations 14.1.2 Droits de capacité incorporelles proviennent essentiellement de l'évolution du dollar

américain par rapport à l'euro (+127 millions d'euros). 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 financement de la construction de certaines centrales confèrent au Groupe le droit d'acheter une quote-part de la production sur la

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durée de vie des actifs sous-jacents. Ces droits à capacité sont correspondent essentiellement à la marque GDF Gaz de France amortis sur la durée d'utilité de l'actif sous-jacent, n'excédant pas comptabilisée dans le cadre de l'affectation du coût du 40 ans. À ce jour, le Groupe dispose de droits dans les centrales de regroupement aux actifs et passifs de Gaz de France. Chooz B et Tricastin (France), et de capacités de production virtuelle (VPP - Virtual Power Plant) en Italie.

Le poste comprend principalement au 31 décembre 2014 des licences et des actifs incorporels acquis dans le cadre de la fusion Les activités de recherche et de développement se traduisent par la avec Gaz de France, dont essentiellement la marque corporate GDF réalisation d'études variées touchant à l'innovation technologique, à Gaz de France, les relations clients, ainsi que des contrats l'amélioration de l'efficacité des installations, de la sécurité, de la d'approvisionnement. Les licences d'exploration et de production protection de l'environnement, de la qualité du service et de comprises dans la colonne «Autres» du tableau ci-dessus font l'utilisation des ressources énergétiques. l'objet d'une présentation détaillée dans la Note 21 «Activité Les frais de recherche et de développement, hors dépenses

La valeur nette des immobilisations incorporelles non amortissables l'exercice 2014. Les dépenses liées à des projets internes en phase d'euros (contre 678 millions d'euros au 31 décembre 2013) et actif incorporel (IAS 38) sont non significatives.

14.2 Information sur les frais de recherche 14.1.3 Autres et développement

exploration-production». d'assistance technique, s'élèvent à 189 millions d'euros pour (en raison de leur durée de vie indéterminée) s'élève ^à 674 millions de développement répondant aux critères de comptabilisation d'un III

NOTE 15 Immobilisations corporelles

15.1 Variation des immobilisations corporelles

			Instal-	Matériel	Coûts de	Immobili
En millions d'euros	Terrains	Construc-	lations tions techniques	de transport	démantè- lement	sations en cours	Autres	Total
VALEUR BRUTE
er janvier 2013 (1) Au 1	3 183	7 263	98 218	1 892	1 950	8 901	1 365	122 771
Acquisitions	13	34	707	74	567	4 554	58	6 008
Cessions	(53)	(53)	(546)	(87)	1	-	(43)	(782)
Écarts de conversion	(105)	(116)	(2 821)	(24)	(58)	(196)	(14)	(3 334)
Variations de périmètre	(1 824)	(3 369)	(8 460)	(1 502)	(549)	(521)	(429)	(16 653)
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente»	-	-	(692)	-	(10)	(23)	-	(725)
Autres variations	(12)	230	3 705	20	26	(4 097)	54	(75)
Au 31 décembre 2013(1)	1 202	3 988	90 110	373	1 926	8 619	991	107 209
Acquisitions	13	48	669	38	-	4 214	45	5 028
Cessions	(295)	(33)	(2 983)	(38)	(11)	(13)	(63)	(3 435)
Écarts de conversion	22	69	1 800	7	(3)	261	8	2 163
Variations de périmètre	(15)	(15)	(1 510)	3	(13)	(19)	18	(1 552)
Autres variations	18	403	4 745	6	243	(5 436)	55	33
AU 31 DÉCEMBRE 2014	944	4 460	92 831	390	2 141	7 626	1 053	109 446
AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR
er janvier 2013 (1) Au 1	(1 214)	(2 771)	(33 544)	(1 256)	(1 093)	(202)	(929)	(41 009)
Dotations aux amortissements	(42)	(276)	(4 036)	(105)	(228)	-	(110)	(4 797)
Pertes de valeur	(25)	(80)	(4 808)	-	(18)	(2 404)	(4)	(7 339)
Cessions	10	27	332	74	1	1	39	485
Écarts de conversion	37	21	828	14	21	(4)	9	926
Variations de périmètre	843	1 246	3 584	1 016	541	3	273	7 507
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente»	-	-	193	-	2	-	-	195
Autres variations	4	2	(77)	11	(12)	10	(4)	(65)
Au 31 décembre 2013 (1)	(387)	(1 830)	(37 527)	(246)	(786)	(2 596)	(725)	(44 098)
Dotations aux amortissements	(8)	(137)	(3 516)	(42)	(219)	-	(83)	(4 004)
Pertes de valeur	(11)	(32)	(402)	-	(42)	(213)	(2)	(702)
Cessions	280	(8)	2 810	34	8	32	59	3 214
Écarts de conversion	-	(6)	(613)	(3)	2	(26)	(4)	(650)
Variations de périmètre	1	32	769	-	5	(14)	(7)	786
Autres variations	(21)	(170)	(1 147)	(2)	(7)	1 395	(7)	41
AU 31 DÉCEMBRE 2014	(147)	(2 151)	(39 627)	(258)	(1 039)	(1 422)	(770)	(45 414)
VALEUR NETTE COMPTABLE
Au 31 décembre 2013 (1)	814	2 158	52 583	127	1 140	6 022	266	63 112
AU 31 DÉCEMBRE 2014	798	2 309	53 205	132	1 102	6 204	283	64 032

Les données comparatives au 1 er (1) janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note.2).

En 2014, l'augmentation nette du poste «Immobilisations sur la ligne «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» de corporelles» s'explique essentiellement par : l'état de situation financière.

(+151 millions d'euros), du dollar australien (+92 millions d'euros) champs en production dans la colonne «Installations techniques». et de la couronne norvégienne (-199 millions d'euros) ;
des variations de périmètre pour un montant de -766 millions d'euros résultant principalement de la cession du portefeuille d'actifs de production d'énergies au Panama et au Costa Rica,
III du Nord (-252 millions d'euros), ainsi que sur des centrales intervenues sur l'exercice 2014. thermiques en Europe (-228 millions d'euros), notamment au Royaume-Uni (cf. Note 8.2 «Pertes de valeur»).

En 2013, la diminution du poste «Immobilisations corporelles nettes» provenait principalement : d'acquisition d'immobilisations

de variations de périmètre pour -9 146 millions d'euros résultant corporelles principalement de la perte de contrôle de SUEZ Environnement d'euros) ; exploration-production) et pour des contrats de services.
de pertes de valeur s'élevant à -7 339 millions d'euros et portant Les engagements contractuels d'investissement en immobilisations (-4 746 millions d'euros), notamment sur le parc de centrales 31 décembre 2014 contre 2 790 millions d'euros au thermiques de la zone Central Western Europe (-3 711 millions 31 décembre 2013. d'euros), ainsi que sur des centrales thermiques au Royaume-Uni (-459 millions d'euros) et en Italie (-375 millions d'euros). Des pertes de valeur avaient également été constatées sur des sites de stockage souterrains de gaz naturel en Europe (-1 896 millions d'euros) ;

des effets de change pour un montant de +1 513 millions Les actifs d'exploration-production inclus dans le tableau ci-dessus d'euros, provenant essentiellement du dollar américain sont détaillés par nature dans la Note 21 «Activité (+1 261 millions d'euros), de la livre sterling exploration-production». Les champs en développement sont (+186 millions d'euros), du baht thaïlandais présentés dans la colonne «Immobilisations en cours» et les

15.2 Actifs corporels donnés en garantie

ainsi que de la cession de 50% d'un portefeuille d'actifs éoliens Les actifs corporels qui ont été donnés en garantie pour couvrir des au Royaume-Uni (cf. Note 5 «Principales variations de dettes financières s'élèvent à 5 068 millions d'euros au périmètre») ; 31 décembre 2014 contre 6 378 millions d'euros au 31 décembre des pertes de valeur s'élevant à -702 millions d'euros, portant 2013. La variation résulte principalement des opérations de essentiellement sur des actifs d'exploration-production en Mer refinancement des dettes ainsi que des variations de périmètre

15.3 Engagements contractuels

(-8 437 millions d'euros), des cessions des centrales d'Astoria Dans le cadre normal de leurs activités, certaines sociétés du Energy, Phase Groupe se sont engagées à acheter, et les tiers concernés à leur I (-760 millions d'euros) et de Red Hills (-176 millions d'euros) et du changement de méthode consécutif livrer, des installations techniques. Ces engagements portent à la cession de 50% du portefeuille d'actifs de production principalement sur des commandes d'équipements et de matériel d'énergie au Portugal (-107 millions d'euros), ainsi que de la prise pour des constructions d'unités de production d'énergie (centrales de contrôle de Meenakshi Energy en Inde (+330 millions électriques et champs en développement de l'activité

essentiellement sur des actifs de production thermique en Europe corporelles du Groupe s'élèvent ^à 3 849 millions d'euros au

15.4 Autres informations

Le montant des coûts d'emprunt de la période incorporés dans le du classement de l'entité Futures Energies Investissement en tant coût des immobilisations corporelles s'élève ^à 154 millions d'euros qu'«Actifs destinés ^à être cédés» ; la valeur comptable des au titre de l'exercice ²⁰¹⁴ contre 155 millions d'euros au titre de immobilisations corporelles correspondantes ayant été transférée l'exercice 2013.

NOTE 16 Instruments financiers

16.1 Actifs financiers

Les différentes catégories d'actifs financiers ainsi que leur ventilation entre la part non courante et courante sont présentées dans le tableau ci-après :

		31 déc. 2014		31 déc. 2013 (1)
En millions d'euros	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Titres disponibles à la vente	2 893	-	2 893	3 015	-	3 015
Prêts et créances au coût amorti	2 960	22 483	25 443	1 898	22 527	24 425
Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs)	2 960	925	3 885	1 898	1 470	3 368
Clients et autres débiteurs	-	21 558	21 558	-	21 057	21 057
Autres actifs financiers évalués à la juste valeur	2 733	9 336	12 069	2 351	4 835	7 186
Instruments financiers dérivés	2 733	7 886	10 619	2 351	3 833	6 184
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat	-	1 450	1 450	-	1 001	1 001
Trésorerie et équivalents de trésorerie	-	8 546	8 546	-	8 706	8 706
TOTAL	8 585	40 366	48 951	7 264	36 068	43 332

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

16.1.1 Titres disponibles à la vente

En millions d'euros
er janvier 2013 (1) Au 1	3 341
Acquisitions	155
Cessions - valeur comptable hors variations de juste valeur en «Autres éléments du résultat global»	(51)
Cessions - «Autres éléments du résultat global» décomptabilisés	(104)
Autres variations de juste valeur enregistrées en capitaux propres	56
Variations de juste valeur enregistrées en résultat	(81)
Variations de périmètre, change et divers	(302)
Au 31 décembre 2013 (1)	3 015
Acquisitions	279
Cessions - valeur comptable hors variations de juste valeur en «Autres éléments du résultat global»	(669)
Cessions - «Autres éléments du résultat global» décomptabilisés	(37)
Autres variations de juste valeur enregistrées en capitaux propres	84
Variations de juste valeur enregistrées en résultat	(43)
Variations de périmètre, change et divers	265
AU 31 DÉCEMBRE 2014	2 893

Les données comparatives au 1 er (1) janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Les titres disponibles à la vente détenus par le Groupe s'élèvent à mixtes flamandes et à la comptabilisation de la participation du 2 893 millions d'euros au 31 décembre 2014 et se répartissent Groupe dans le gestionnaire wallon de réseaux de distribution en entre 1 406 millions d'euros de titres cotés et 1 487 millions d'euros tant que titres disponibles à la vente (cf. Note 5.3). de titres non cotés (respectivement 1 140 millions d'euros et En 2013, les variations de périmètre résultaient principalement de la

Les principales variations de l'exercice correspondent à la cession d'euros (cf. Note 5.7 «Perte de contrôle de SUEZ Environnement»). de la participation du Groupe dans les sociétés intercommunales

1 875 millions d'euros en 2013). perte de contrôle de SUEZ Environnement pour -393 millions

16.1.1.1 Gains et pertes enregistrés en capitaux propres et en résultat sur les titres disponibles à la vente

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 (1)	-	84	2	-	(37)	-
Résultat	103	-	-	(43)	37	365
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2014	103	84	2	(43)	-	365
Capitaux propres (1)	-	56	14	-	(104)	-
Résultat	129	-	-	(81)	104	112
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2013	129	56	14	(81)	-	112

(1) Hors effet impôt.

En 2014, le résultat de cession relatif aux titres disponibles ^à la Pour les titres cotés, parmi les éléments pris en considération, le III vente est principalement constitué de la plus-value constatée sur la Groupe estime qu'une baisse du cours de plus de 50% en deçà du cession de la participation du Groupe dans les intercommunales coût historique ou qu'une baisse du cours en deçà du coût

16.1.1.2 Examen des titres disponibles à la vente dans le cadre des tests

Le Groupe examine la valeur des différents titres disponibles à la Après examen, le Groupe considère qu'il n'y ^a pas lieu de vente afin de déterminer au cas par cas, et compte tenu du comptabiliser de perte de valeur sur ses autres lignes de titres contexte de marché, s'il ^y ^a lieu de comptabiliser des pertes de

mixtes flamandes (cf. Note 5.3) historique pendant plus de 12 mois sont des indices de perte de valeur.

Le Groupe a comptabilisé au cours de l'exercice des pertes de de perte de valeur valeur pour un montant net de 43 millions d'euros.

disponibles ^à la vente au 31 décembre 2014. Le Groupe n'a par valeur. ailleurs pas identifié de situations de moins-value latente significative au 31 décembre 2014 sur ces autres lignes de titres.

	31 déc. 2014			31 déc. 2013 (1)
En millions d'euros	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs)	2 960	925	3 885	1 898	1 470	3 368
Prêts aux sociétés affiliées	664	573	1 237	558	418	976
Autres créances au coût amorti	762	107	869	791	51	842
Créances de concessions	620	132	752	20	892	912
Créances de location financement	913	113	1 026	529	109	639
Clients et autres débiteurs	-	21 558	21 558	-	21 057	21 057
TOTAL	2 960	22 483	25 443	1 898	22 527	24 425

16.1.2 Prêts et créances au coût amorti

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Les pertes de valeur sur prêts et créances au coût amorti sont présentées ci-dessous :

		31 déc. 2014		31 déc. 2013 (1)
	Dépréciation & Perte de			Dépréciation & Perte de
En millions d'euros	Brut	valeur	Net	Brut	valeur	Net
Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs)	4 186	(301)	3 885	3 641	(273)	3 368
Clients et autres débiteurs	22 479	(921)	21 558	21 993	(937)	21 057
TOTAL	26 664	(1 222)	25 443	25 634	(1 209)	24 425

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

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 17.2 «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 2013 (1)	92	(4)	(177)
Au 31 décembre 2014	111	(5)	(63)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

évaluation appropriée de la juste valeur. créances au coût amorti (hors créances clients).

Prêts et créances au coût amorti (hors créances clients) correspond à leur valeur nominale. Une perte de valeur est constituée en fonction du risque de non recouvrement. La valeur Au 31 décembre 2014, comme au 31 décembre 2013, le Groupe comptable inscrite dans l'état de situation financière représente une n'a pas enregistré de perte de valeur significative sur les prêts et

Lors de contre -937 millions d'euros au 31 décembre 2013. leur comptabilisation initiale, les créances clients sont comptabilisées à leur juste valeur ce qui, dans la plupart des cas,

Les dépréciations et pertes de valeur sur créances clients et autres Clients et autres débiteurs débiteurs s'élèvent à -921 millions d'euros au 31 décembre 2014

16.1.3 Autres actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat

	31 déc. 2014			31 déc. 2013 (1)
En millions d'euros	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Instruments financiers dérivés	2 733	7 886	10 619	2 351	3 833	6 184
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette	978	165	1 143	637	157	794
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières	716	7 653	8 369	881	3 648	4 529
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments (2)	1 038	68	1 107	833	28	861
Actifs financiers à la juste valeur par résultat (hors appels de marge)	-	808	808	-	732	732
Actifs financiers qualifiant à la juste valeur par résultat	-	795	795	-	732	732
Actifs financiers désignés à la juste valeur par résultat	-	13	13	-	-	-
Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - actif	-	643	643	-	269	269
TOTAL	2 733	9 336	12 069	2 351	4 835	7 186

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Les instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments comprennent principalement la composante taux des instruments dérivés de couverture (non qualifiés de couverture ou qualifiés de couverture de flux de trésorerie), qui sont exclus de l'agrégat endettement financier net, ainsi que les instruments de couverture d'investissement net.

Les actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors appels 209 millions d'euros au 31 décembre 2013. Ces disponibilités soumises de marge) correspondent essentiellement à des titres d'OPCVM à restriction sont constituées notamment de 87 millions d'euros de détenus à des fins de transactions et destinés à être cédés dans un disponibilités réservées à la couverture du paiement d'engagements futur proche ; ils sont inclus dans le calcul de l'endettement financier financiers dans le cadre de financements de projets de certaines filiales.

Le résultat enregistré sur les actifs financiers qualifiant à la juste valeur trésorerie» au 31 décembre 2014 s'établit à +96 millions d'euros par résultat détenus à des fins de transactions s'établit à 10 millions contre +113 millions d'euros en 2013. d'euros au 31 décembre 2014 contre 9 millions d'euros en 2013.

du 25 avril 2007, attribue ^à Synatom, filiale détenue ^à 100% par le 8 546 millions d'euros au 31 décembre 2014 contre Groupe, la mission de gérer et placer les fonds reçus des exploitants 8 706 millions d'euros au 31 décembre 2013.

Ce poste comprend les fonds levés dans le cadre de l'émission de centrales nucléaires et la gestion des matières fissiles irradiées. «l'obligation verte» (cf. chapitre 5 du Document de Référence).

Ce poste comprend également un montant de disponibilités soumises à restriction de 236 millions d'euros au 31 décembre 2014 contre

net du Groupe (cf. Note 16.3 «Endettement financier net»). Le résultat enregistré sur le poste de «Trésorerie et équivalents de

16.1.5 Actifs financiers dédiés ^à la couverture des dépenses Le résultat enregistré sur les actifs financiers désignés ^à la juste futures de démantèlement des installations nucléaires valeur par résultat au 31 décembre 2014 et ²⁰¹³ est non significatif. et de gestion des matières fissiles irradiées

16.1.4 Trésorerie et équivalents de trésorerie Comme indiqué dans la Note 19.2 «Obligations relatives aux installations de production nucléaire», la loi belge du 11 avril 2003, modifiée par la loi Le poste de «Trésorerie et équivalents de trésorerie» s'élève ^à nucléaires belges pour couvrir les dépenses de démantèlement des

En application de la loi, Synatom peut prêter un maximum de 75% de ces fonds à des exploitants nucléaires dans la mesure où ceux-ci

répondent à certains critères financiers et notamment en matière de morales répondant aux critères de «qualité de crédit» imposés par la qualité de crédit. La partie des fonds ne pouvant pas faire l'objet de loi, soit placée dans des actifs financiers de type obligations et SICAV. prêts aux exploitants nucléaires est, soit prêtée à des personnes

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. 2014	31 déc. 2013
Prêt à des personnes morales externes au Groupe	602	688
Prêt à ESO / ELIA	454	454
Prêt à Eandis	-	80
Prêt à Ores	82	80
Prêt à Sibelga	66	74
Autres placements de trésorerie	1 086	779
Portefeuille obligataire	145	159
OPCVM et FCP	941	620
TOTAL	1 688	1 467	III

Les prêts à des personnes morales externes au Groupe sont présentés dans l'état de situation financière 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».

16.1.6 Transferts d'actifs financiers

Au 31 décembre 2014, les encours d'actifs financiers transférés une implication continue dans ces actifs financiers, sont non (ainsi que les risques auxquels le Groupe reste exposé post transfert matériels au regard des agrégats du Groupe. de ces actifs) dans le cadre d'opérations conduisant, (i) soit à un En 2014, le Groupe a, dans le cadre d'opérations conduisant à une

maintien de tout ou partie de ces actifs dans l'état de situation décomptabilisation totale, procédé à des ventes réelles et sans financière, (ii) soit à leur décomptabilisation totale tout en conservant recours d'actifs financiers dont l'encours au 31 décembre 2014 s'élève à 766 millions d'euros.

16.1.7 Actifs financiers et instruments de capitaux propres donnés en garantie de dettes financières

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Actifs financiers et instruments de capitaux propres donnés en garantie	3 647	4 122

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Ce poste est principalement constitué de la valeur comptable des instruments de capitaux propres qui ont été donnés en garantie de dettes financières.

16.2 Passifs financiers

Les passifs financiers sont comptabilisés soit :

en «Passifs au coût amorti» pour les dettes financières, les dettes en «Passifs évalués à la juste valeur par résultat» pour les fournisseurs et autres créanciers, et les autres passifs financiers ; instruments financiers dérivés ou pour les passifs financiers désignés comme tels.

Les différents passifs financiers au 31 décembre 2014 ainsi que la ventilation entre leur part non courante et courante sont présentés dans le tableau ci-après :

	31 déc. 2014			31 déc. 2013 (1)
En millions d'euros	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Dettes financières	28 024	10 297	38 321	28 576	10 316	38 892
Instruments financiers dérivés	3 020	5 895	8 915	2 062	4 043	6 105
Fournisseurs et autres créanciers	-	18 799	18 799	-	16 398	16 398
Autres passifs financiers	286	-	286	213	-	213
TOTAL	31 329	34 991	66 320	30 852	30 756	61 608

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

16.2.1 Dettes financières

	31 déc. 2014			31 déc. 2013 (1)
En millions d'euros	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Emprunts obligataires	21 155	1 705	22 860	21 400	1 775	23 175
Emprunts bancaires	4 977	1 116	6 093	5 600	937	6 537
Billets de trésorerie	-	5 219	5 219	-	5 621	5 621
Tirages sur facilités de crédit	640	48	688	662	31	693
Emprunts sur location-financement	423	92	515	395	103	499
Autres emprunts	552	458	1 010	507	89	597
EMPRUNTS	27 748	8 639	36 387	28 564	8 557	37 121
Découverts bancaires et comptes courants de trésorerie	-	469	469	-	574	574
ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES	27 748	9 108	36 855	28 564	9 131	37 695
Impact du coût amorti	(80)	510	430	(96)	572	476
Impact de la couverture de juste valeur	356	47	403	108	44	152
Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - passif	-	633	633	-	569	569
DETTES FINANCIÈRES	28 024	10 297	38 321	28 576	10 316	38 892

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

La juste valeur de la dette financière brute s'élève au 31 décembre 2014 à 40 873 millions d'euros pour une valeur comptable de 38 321 millions d'euros.

Les produits et charges financiers relatifs à la dette financière sont présentés dans la Note 9 «Résultat financier».

Les informations sur l'endettement financier net sont présentées dans la Note 16.3 «Endettement financier net».

16.2.2 Instruments financiers dérivés

Les instruments financiers dérivés au passif sont évalués à la juste valeur et s'analysent comme suit :

		31 déc. 2014		31 déc. 2013 (1)
En millions d'euros	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette	226	175	401	339	162	501
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières	945	5 619	6 564	1 008	3 702	4 710
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments (2)	1 849	101	1 950	715	178	893
TOTAL	3 020	5 895	8 915	2 062	4 043	6 105

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Les instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments comprennent principalement la composante taux des instruments dérivés de couverture (non qualifiés de couverture ou qualifiés de couverture de flux de trésorerie), qui sont exclus de l'endettement financier net, ainsi que les instruments de couverture d'investissement net.

16.2.3 Fournisseurs et autres créanciers

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Fournisseurs	17 957	15 596
Dettes sur immobilisations	842	802
TOTAL	18 799	16 398

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

La valeur comptable de ces passifs financiers constitue une évaluation appropriée de leur juste valeur.

principalement à des dettes résultant :

16.2.4 Autres passifs financiers d'obligations d'achat (put sur «Participations ne donnant pas de contrôle») consenties par le Groupe et portant notamment sur Les autres passifs financiers s'élèvent ^à 286 millions d'euros 41,01% des titres de la Compagnie du Vent, consolidée en (213 millions d'euros au 31 décembre 2013). Ils correspondent intégration globale. Cet engagement d'acquisition de titres de financiers (cf. Note 1.4.11.2 «Passifs financiers») ; équivalence, notamment Energia Sustentável do Brasil.

capitaux propres a donc été comptabilisé en tant que passifs de capital souscrit non appelé par les entreprises mises en

16.3 Endettement financier net

16.3.1 Endettement financier net par nature

		31 déc. 2014		31 déc. 2013 (1)
En millions d'euros	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Encours des dettes financières	27 748	9 108	36 855	28 564	9 131	37 695
Impact du coût amorti	(80)	510	430	(96)	572	476
Impact de la couverture de juste valeur (2)	356	47	403	108	44	152
Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - passif	-	633	633	-	569	569
DETTES FINANCIÈRES	28 024	10 297	38 321	28 576	10 316	38 892
Instruments financiers dérivés positionnés au passif relatifs à la dette(3)	226	175	401	339	162	501
DETTE BRUTE	28 249	10 472	38 722	28 915	10 478	39 393
Actifs liés au financement	(55)	(16)	(71)	(77)	(14)	(91)
ACTIFS LIÉS AU FINANCEMENT	(55)	(16)	(71)	(77)	(14)	(91)
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors appels de marge)	-	(808)	(808)	-	(732)	(732)
Appels de marge sur dérivés de couverture de la dette - actif	-	(643)	(643)	-	(269)	(269)
Trésorerie et équivalents de trésorerie	-	(8 546)	(8 546)	-	(8 706)	(8 706)
Instruments financiers dérivés positionnés à l'actif relatifs à la dette (3)	(978)	(165)	(1 143)	(637)	(157)	(794)
TRÉSORERIE ACTIVE	(978)	(10 162)	(11 140)	(637)	(9 865)	(10 502)
ENDETTEMENT FINANCIER NET	27 216	295	27 511	28 201	599	28 800
Encours des dettes financières	27 748	9 108	36 855	28 564	9 131	37 695
Actifs liés au financement	(55)	(16)	(71)	(77)	(14)	(91)
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors appels de marge)	-	(808)	(808)	-	(732)	(732)
Trésorerie et équivalents de trésorerie	-	(8 546)	(8 546)	-	(8 706)	(8 706)
ENDETTEMENT NET HORS COÛT AMORTI, EFFETS DES INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS ET CASH COLLATÉRAL	27 693	(262)	27 430	28 488	(322)	28 166

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Ce poste correspond à la revalorisation de la composante taux des dettes dans le cadre d'une stratégie de couverture de juste valeur.

(3) Il s'agit de la juste valeur des instruments dérivés relatifs à la dette, qualifiés ou non de couverture.

une réduction de l'endettement net de 115 millions d'euros ; 16.3.2.1 Incidence des variations de périmètre et des variations de

ont généré une baisse de 2 111 millions d'euros de l'endettement sur la livre sterling et 89 millions d'euros sur le baht thaïlandais) ;

de l'année 2014») ont réduit l'endettement net de 3 231 millions accru l'endettement net de 472 millions d'euros. d'euros ;
16.3.2 Description des principaux événements de la période le passage en intégration globale de Gaztransport & Technigaz (GTT) consécutif à son introduction en bourse s'est traduit par
change sur l'évolution de l'endettement financier net les variations de change sur l'année se sont traduites par une augmentation de l'endettement net de 744 millions d'euros (dont Au cours de l'année 2014, les variations de périmètre et de change 532 millions d'euros sur le dollar américain, 127 millions d'euros
net. Cette diminution s'explique de la façon suivante : les acquisitions réalisées (notamment Ecova, Ferrari les cessions réalisées (cf. Note 5.4 «Cessions réalisées au cours Termoelétrica, Groupe Lahmeyer et West Coast Energy Ltd) ont

GDF SUEZ a procédé le 19 mai 2014 à l'émission d'une «obligation participatifs restant en circulation pour un montant nominal de

(130% du nominal). une tranche de 1 200 millions d'euros portant un coupon de
2,375% et arrivant à échéance en 2026. d'euros dont :

financement du développement du Groupe dans des projets portant un coupon à 2,75% et arrivant à échéance d'énergies en octobre 2017 ; renouvelables ainsi que dans des projets d'efficacité

en octobre 2022 ; le cadre de la politique de gestion de taux définie dans la

GDF SUEZ SA ^a lancé le 22 mai ²⁰¹⁴ une seconde émission de en juillet 2022 ; titres super-subordonnés à durée indéterminée, à l'issue de laquelle un montant total de 1 974 millions d'euros ^a été levé (cf. sterling, portant un coupon ^à 6,125% et arrivant ^à échéance en Note 18.2.1 «Émission de titres super-subordonnés»). Cette février 2021. transaction a permis au Groupe de procéder le 6 juin 2014 au Enfin, le Groupe ^a procédé aux remboursements suivants sur des rachat de souches obligataires représentant un montant nominal de

45 millions d'euros d'obligations Electrabel portant un coupon de
162 millions d'euros d'obligations GDF SUEZ SA portant un
349 millions d'euros d'obligations GDF SUEZ SA portant un
63 millions d'euros d'obligations GDF SUEZ SA portant un 2014 ; coupon de 5,125%, et arrivant à échéance en février 2018 ;
coupon de 2,25%, et arrivant ^à échéance en juin 2018 ; 22 décembre 2014.
78 millions d'euros d'obligations GDF SUEZ SA portant un coupon de 6,875%, et arrivant à échéance en Autres opérations de refinancement : janvier 2019 ;
52 millions d'euros d'obligations Belgelec Finance portant un dollars australiens, soit 320 millions d'euros.

De plus, E-CL a procédé, le 24 octobre 2014, à une émission la dette bancaire de GDF SUEZ Cartagena Energia pour un montant obligataire de 350 millions de dollars américains portant un coupon de 438 millions d'euros, ainsi que les swaps associés. de 4,50% et arrivant à échéance en 2025. Suite à son émission

16.3.2.2 Opérations de financement et de refinancement obligataire, E-CL a procédé au remboursement anticipé du financement de projet de la centrale CTA ainsi que des couvertures Le Groupe ^a effectué les opérations suivantes au cours de l'année afférentes pour un montant de 350 millions de dollars, soit 2014 : 269 millions d'euros.

Émissions et remboursements obligataires : GDF SUEZ SA a exercé, le 22 décembre 2014, le call sur les titres verte» (Green Bond) pour un montant total de 2,5 milliards d'euros dont : 140 millions d'euros. La dette était valorisée au bilan au prix du call

1,375% et arrivant à échéance en 2020 ; Le 27 novembre 2014, GDF SUEZ SA a lancé une offre de rachat sec sur des obligations pour un montant nominal de 636 millions une tranche de 1 300 millions d'euros portant un coupon de

Cet emprunt obligataire a pour vocation de contribuer au 87 millions d'euros sur l'obligataire de 651,3 millions d'euros,
énergétique. 238 millions d'euros sur l'obligataire de 1 000 millions d'euros, portant un coupon ^à 3,50% et arrivant ^à échéance Des swaps ont été mis en place sur certains de ces emprunts dans
Note 17 «Risques 89 millions d'euros sur l'obligataire de 750 millions d'euros, liés aux instruments financiers». portant un coupon à 2,625% et arrivant à échéance
- 222 millions d'euros sur l'obligataire de 700 millions de livres

emprunts obligataires qui sont arrivés ^à échéance au cours de 1 140 millions d'euros dont : l'exercice 2014 :

845 millions d'euros d'emprunts obligataires portant coupon à 4,75%, et arrivant à échéance en avril 2015 ; 6,25% arrivés à échéance le 24 janvier 2014 ;
18 milliards de yens (131 millions d'euros) de placements privés coupon de 5,625%, et arrivant à échéance en janvier 2016 ; arrivés à échéance le 5 février 2014 ;
65 milliards de yens (440 millions d'euros) d'emprunts obligataires coupon de 2,75%, et arrivant à échéance en octobre 2017 ; portant coupon à 1,17%, arrivés à échéance le 15 décembre
340 millions de francs suisses (283 millions d'euros) d'emprunts 271 millions d'euros d'obligations GDF SUEZ SA portant un obligataires portant coupon ^à 3,25%, arrivés ^à échéance le

120 millions d'euros d'obligations GDF SUEZ SA portant un Le Groupe a procédé le 12 juin 2014 au refinancement bancaire de coupon de 3,125%, et arrivant à échéance en janvier 2020 ; Hazelwood Power Partnership pour un montant de 475 millions de

coupon de 5,125%, et arrivant à échéance en juin 2015. Le 30 juin 2014, le Groupe a refinancé en interne et par anticipation

16.4 Juste valeur des instruments financiers par niveau

16.4.1 Actifs financiers

Les actifs financiers évalués à la juste valeur se répartissent de la manière suivante entre les différents niveaux de juste valeur :

	31 déc. 2014			31 déc. 2013 (1)
En millions d'euros	Total	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3	Total	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3
Titres disponibles à la vente	2 893	1 406	-	1 487	3 015	1 140	-	1 875
Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs) rentrant dans une relation de couverture de juste valeur	780	-	780	-	905	-	905	-
Instruments financiers dérivés	10 619	106	10 449	63	6 184	125	5 956	103
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette	1 143	-	1 143	-	794	-	794	-
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières - afférents aux activités de portfolio management	2 728	105	2 560	62	2 374	121	2 159	94
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières - afférents aux activités de trading	5 641	1	5 639	1	2 155	4	2 141	9
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments	1 107	-	1 107	-	861	-	861	-
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors appel de marge)	808	15	793	-	732	13	719	-
Actifs financiers qualifiant à la juste valeur par résultat	795	15	780	-	732	13	719	-
Actifs financiers désignés à la juste valeur par résultat	13	-	13	-	-	-	-	-
TOTAL	15 099	1 528	12 022	1 550	10 837	1 278	7 580	1 978

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

La définition de ces 3 niveaux de juste valeur est présentée dans la Note 1.4.11.3 «Dérivés et comptabilité de couverture».

Titres disponibles à la vente

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 flux de trésorerie et la valeur de l'actif net – sont classés en niveau 3.

Au 31 décembre 2014, la variation des titres disponibles à la vente de niveau 3 s'analyse comme suit :

En millions d'euros	Titres disponibles à la vente
Au 31 décembre 2013	1 875
Acquisitions	93
Cessions - valeur comptable hors variations de juste valeur en «Autres éléments du résultat global»	(630)
Cessions - «Autres éléments du résultat global» décomptabilisés	(5)
Autres variations de juste valeur enregistrées en capitaux propres	(69)
Variations de juste valeur enregistrées en résultat	(43)
Variations de périmètre, change et divers	265
Au 31 décembre 2014	1 487
Gains/(pertes) enregistrés en résultat relatifs aux instruments détenus à la fin de période	51

Une variation de plus ou moins 10% de la valeur des titres non cotés générerait un gain ou une perte avant impôts d'environ 149 millions d'euros sur le résultat global du Groupe.

Les prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres est déterminée sur base de données observables. débiteurs) rentrant dans une relation de couverture de juste valeur

Prêts et créances au coût amorti (hors clients et autres débiteurs) sont présentés dans le tableau en niveau 2. Ces prêts ne sont réévalués qu'au titre de leur composante taux, dont la juste valeur

dans les activités de marché et repose sur des paramètres principalement des futures négociés sur un marché organisé doté observables directement ou indirectement. Ces instruments d'une chambre de compensation et évalués en juste valeur sur la financiers dérivés sont présentés en niveau 2. base de leur cours coté.

Les instruments financiers dérivés présentés en niveau 3 intègrent Actifs financiers qualifiant et désignés à la juste valeur par résultat des paramètres non observables et leur évaluation en juste valeur a nécessité un recours ^à des hypothèses internes, le plus souvent Groupe dispose de valeurs liquidatives régulières sont classés en parce que la maturité de l'instrument excède l'horizon niveau 1, et en niveau ² dans le cas contraire. d'observabilité des prix à terme du sous-jacent ou parce que Les actifs financiers désignés à la juste valeur sont classés en certains paramètres tels que la volatilité du sous-jacent n'étaient pas niveau 2. observables.

Instruments financiers dérivés L'évaluation à la juste valeur des autres instruments financiers dérivés est obtenue au moyen de modèles fréquemment employés Les instruments financiers dérivés présentés en niveau ¹ sont

Les actifs financiers qualifiant à la juste valeur, pour lesquels le

16.4.2 Passifs financiers

Les instruments financiers positionnés au passif se répartissent de la manière suivante entre les différents niveaux de juste valeur :

	31 déc. 2014				31 déc. 2013 (1)
En millions d'euros	Total	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3	Total	Niveau 1	Niveau 2	Niveau 3
Dettes financières rentrant dans une relation de couverture de juste valeur	5 634	-	5 634	-	4 212	-	4 212	-
Dettes financières ne rentrant pas dans une relation de couverture de juste valeur	35 240	20 190	15 050	-	36 352	19 181	17 170	-
Instruments financiers dérivés	8 915	161	8 723	30	6 105	115	5 887	102
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette	401	-	401	-	501	-	501	-
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières - afférents aux activités de portfolio management	3 163	159	2 980	24	2 808	108	2 605	94
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières - afférents aux activités de trading	3 401	2	3 393	6	1 902	7	1 887	8
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments	1 950	-	1 950	-	893	-	893	-
TOTAL	49 789	20 351	29 407	30	46 668	19 297	27 269	102

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

valeur juste valeur

Les dettes financières comportent des emprunts obligataires Les emprunts obligataires cotés sont classés en niveau 1. rentrant dans une relation de couverture de juste valeur et sont Les autres dettes financières ne rentrant pas dans une relation de présentées dans ce tableau en niveau 2. Ces emprunts ne sont couverture de juste valeur sont présentées dans ce tableau en réévalués qu'au titre de leur composante taux, dont la juste valeur niveau 2. La juste valeur de ces emprunts est déterminée à partir

Dettes financières rentrant dans une relation de couverture de juste Dettes financières ne rentrant pas dans une relation de couverture de

est déterminée sur base de données observables. des flux futurs actualisés et repose sur des paramètres observables directement ou indirectement.

Instruments financiers dérivés

Le classement des instruments financiers dérivés par niveau de juste valeur est précisé dans la Note 16.4.1 «Actifs financiers».

16.5 Compensation des instruments financiers dérivés actifs et passifs

Le montant net des instruments financiers dérivés après prise en compte d'accords de compensation globale exécutoires ou d'accords similaires, qu'ils soient ou non compensés selon le paragraphe 42 d'IAS 32, sont présentés dans le tableau ci-après :

AU 31 DÉCEMBRE 2014

			Montant net présenté dans
En millions d'euros		Montant brut	l'état de situation (1) financière	Autres accords de compensation (2)	Montant net total
Actifs	Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières	8 625	8 369	(6 140)	2 229
	Instruments financiers dérivés relatifs à la dette et aux autres éléments	2 250	2 250	(616)	1 634
Passifs	Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières	(6 820)	(6 564)	6 526	(38)
	Instruments financiers dérivés relatifs à la dette et aux autres éléments	(2 351)	(2 351)	579	(1 772)

(1) Le montant net présenté dans l'état de situation financière après prise en compte des accords de compensations répondant aux critères énoncés au paragraphe 42 d'IAS 32.

(2) Les autres accords de compensation comprennent les collatérals et autres instruments de garanties, ainsi que les accords de compensation qui ne satisfont pas aux critères énoncés au paragraphe 42 d'IAS 32.

AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)

En millions d'euros		Montant brut	Montant net présenté dans l'état de situation (2) financière	Autres accords de compensation (3)	Montant net total
Actifs	Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières	4 933	4 529	(3 416)	1 113
	Instruments financiers dérivés relatifs à la dette et aux autres éléments	1 656	1 656	(545)	1 111
Passifs	Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières	(5 114)	(4 710)	4 351	(360)
	Instruments financiers dérivés relatifs à la dette et aux autres éléments	(1 395)	(1 395)	265	(1 129)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Le montant net présenté dans l'état de situation financière après prise en compte des accords de compensations répondant aux critères énoncés au

paragraphe 42 d'IAS 32.

(3) Les autres accords de compensation comprennent les collatérals et autres instruments de garanties, ainsi que les accords de compensation qui ne satisfont pas aux critères énoncés au paragraphe 42 d'IAS 32.

NOTE 17 Risques liés aux instruments financiers

Le Groupe utilise principalement des dérivés pour couvrir son pour offrir à ses clients des instruments de couverture et pour exposition aux risques de marché. La gestion des risques financiers couvrir ses propres positions. est présentée dans le chapitre 2 «Facteurs de risque» du Document 17.1.1.1 Activités de portfolio management de Référence.

17.1 Risques de marché

17.1.1 Risques de marché sur matières premières moyen terme, court terme). Cette optimisation consiste à :

besoins et ressources physiques ; premières sont principalement :

management) ; et donné.
les activités de trading.

Le Groupe distingue principalement deux types de risques de Groupe sur l'horizon budgétaire et à lisser les résultats à moyen marché sur matières premières : les risques de prix directement liés terme (3 ou 5 ans selon la maturité des marchés). Il incite les aux fluctuations des prix de marché et les risques de volume gestionnaires de portefeuille à couvrir économiquement leur inhérents à l'activité. portefeuille.

Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé aux risques Les sensibilités du portefeuille d'instruments financiers dérivés sur de marché sur matières premières, en particulier gaz naturel, matières premières utilisés dans le cadre des activités de portfolio électricité, charbon, pétrole et produits pétroliers, autres management au 31 décembre 2014 sont présentées dans le combustibles, CO² et autres produits verts. Il intervient sur ces tableau ci-après. Elles ne sont pas représentatives des évolutions marchés de l'énergie, soit à des fins d'approvisionnement, soit pour futures du résultat et des capitaux propres du Groupe dans la optimiser et sécuriser sa chaîne de production et de vente mesure, notamment, où elles ne comprennent pas les sensibilités

Le portfolio management est l'activité d'optimisation de la valeur de marché des actifs (centrales électriques, contrats d'approvisionnement en gaz, charbon, vente d'énergies, stockage et transport de gaz) aux différents horizons de temps (long terme,

garantir l'approvisionnement et assurer les équilibres entre Les activités comportant des risques de marché sur matières
- gérer les risques de marché (prix, volume) afin d'extraire le les activités de gestion de portefeuille (appelées portfolio maximum de valeur des portefeuilles dans un cadre de risque

Le cadre de risque consiste à sécuriser la trajectoire financière du

d'énergie. Le Groupe a également recours à des produits dérivés des contrats d'achat et de vente de matières premières sous-jacents.

		31 déc. 2014		31 déc. 2013
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	252	10	253	19
Gaz naturel	+3 €/MWh	117	(241)	(5)	(119)
Électricité	+5 €/MWh	(114)	(37)	(377)	(61)
Charbon	+10 \$US/ton	115	14	66	39
Droits d'émission de gaz à effet de serre	+2 €/ton	101	2	164	-
EUR/USD	+10%	(244)	(27)	(335)	(40)
EUR/GBP	+10%	28	2	18	(10)
GBP/USD	+10%	2	-	7	-

(1) Les sensibilités, présentées ci-dessus, portent uniquement sur les instruments financiers dérivés sur matières premières utilisés à des fins de couverture dans le cadre des activités de portfolio management

de l'année 2014, des changements apportés ^à l'organisation et ^à la sein de GDF SUEZ Trading et de GDF SUEZ Energy Management structuration de ses activités, ainsi que de l'évolution de son rôle Trading. Les missions de ces sociétés contrôlées ^à 100% par le vers une activité devenue majoritairement une activité de trading, le Groupe consistent ^à (i) accompagner les entités du Groupe dans er janvier ²⁰¹⁴ en chiffre d'affaires l'optimisation de leur portefeuille d'actifs, (ii) concevoir et mettre en la marge nette sur les opérations «d'achat/vente» des activités de œuvre des solutions de gestion des risques d'évolution des prix des matières premières d'«Asset Back Trading» (ABT) de GSEMT. Cette énergies, (iii) développer ses activités en propre.

17.1.1.2 Activités de trading Compte tenu de l'importance croissante des volumes traités par GDF SUEZ Energy Management Trading (GSEMT) depuis le début Les activités de trading du Groupe sont réalisées principalement au Groupe présente à compter du 1 évolution permet d'assurer une représentation de ces activités qui

ANALYSE DE SENSIBILITÉ (1)

est en adéquation avec la spécificité des activités de trading et la valeur d'un portefeuille compte tenu d'un horizon de détention et gestion opérationnelle d'ABT. Ces principes correspondent à ceux d'un intervalle de confiance. La VaR ne constitue pas une indication communément appliqués aux sociétés de trading et sont identiques des résultats attendus mais fait l'objet d'un backtesting régulier.

Le chiffre d'affaires des activités de trading s'élève à 360 millions de confiance de 99% pour le calcul de la VaR. Ce dispositif est d'euros au 31 décembre 2014 (contre 243 millions d'euros en complété par un scénario de stress tests, conformément aux 2013). exigences de la réglementation bancaire.

La quantification du risque de marché des activités de trading par la La VaR présentée ci-après résulte de l'agrégation des VaR des Value at Risk (VaR) fournit une mesure du risque, tous marchés et entités de trading du Groupe. produits confondus. La VaR représente la perte potentielle sur la

à ceux appliqués historiquement par GDF SUEZ Trading. Le Groupe utilise un horizon de détention de 1 jour et un intervalle

VALUE AT RISK

En millions d'euros	31 déc. 2014	2014 moyenne (1)	Maximum 2014 (2)	Minimum 2014 (2)	2013 moyenne (1)
Activités de trading	7	5	11	2	3

(1) Moyenne des VaR quotidiennes.

(2) Maximum et minimum observés des VaR quotidiennes en 2014.

17.1.2 Couvertures des risques de marché sur matières premières

Le Groupe engage des opérations de couverture de flux de trésorerie (cash flow hedges) telles que définies par la norme IAS 39, en utilisant les instruments dérivés proposés sur les marchés organisés ou de gré à gré, qu'ils soient fermes ou optionnels, qu'ils soient réglés en net ou par livraison physique.

Les justes valeurs des instruments financiers dérivés sur matières premières aux 31 décembre 2014 et 2013 sont présentées dans le tableau ci-dessous :

	31 déc. 2014				31 déc. 2013 (1)
	Actifs		Passifs		Actifs		Passifs
En millions d'euros	Non courant	Courant	Non courant	Courant	Non courant	Courant	Non courant	Courant
Instruments financiers dérivés afférents aux activités de portfolio management	716	2 012	(945)	(2 218)	881	1 494	(1 008)	(1 799)
Couverture de flux de trésorerie	207	422	(125)	(309)	152	348	(202)	(437)
Autres instruments financiers dérivés	509	1 590	(820)	(1 909)	728	1 146	(807)	(1 362)
Instruments financiers dérivés afférents aux activités de trading	-	5 641	-	(3 401)	-	2 155	-	(1 902)
TOTAL	716	7 653	(945)	(5 619)	881	3 648	(1 008)	(3 702)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Se reporter également aux Notes 16.1.3 «Autres actifs financiers valeurs ne sont pas représentatives des flux de trésorerie futurs évalués à la juste valeur par résultat» et 16.2.2 «Instruments probables dans la mesure où les positions (i) sont sensibles aux

trésorerie futurs des transactions sous-jacentes. reflètent les montants pour lesquels les actifs pourraient être échangés, ou les passifs éteints à la date de clôture. Ces justes

financiers dérivés». mouvements de prix, (ii) peuvent être modifiées par des nouvelles transactions, et (iii) peuvent être compensées par des flux de Les justes valeurs, telles qu'indiquées dans le tableau ci-dessus,

17.1.2.1 Couvertures de flux de trésorerie

Par type de matières premières, la juste valeur des instruments de couverture de flux de trésorerie se détaille comme suit :

	31 déc. 2014				31 déc. 2013 (1)
	Actifs			Passifs		Actifs	Passifs
En millions d'euros	Non courant	Courant	Non courant	Courant	Non courant	Courant	Non courant	Courant
Gaz naturel	108	237	(29)	(100)	23	69	(26)	(100)
Électricité	17	111	(29)	(105)	105	235	(110)	(180)
Charbon	-	-	(5)	(70)	-	11	(39)	(89)
Pétrole	-	2	(31)	(7)	2	30	(3)	(17)
Autres (2)	83	72	(31)	(27)	22	3	(24)	(51)
TOTAL	207	422	(125)	(309)	152	348	(202)	(437)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Comprend essentiellement les couvertures de change sur matières premières.

Les montants notionnels des instruments de couverture de flux de trésorerie ainsi que leurs échéances sont indiqués ci-après :

MONTANTS NOTIONNELS (NETS)(1)

	Unité	Total au 31 déc. 2014	2015	2016	2017	2018	2019	Au-delà de 5 ans
Gaz naturel	GWh	(74 624)	(46 454)	(28 169)	(562)	431	98	32
Électricité	GWh	(7 020)	(9 102)	1 116	778	188	-	-
Charbon	Milliers de tonnes	1 908	1 788	120	-	-	-	-
Produits pétroliers	Milliers de barils	1 084	42	1 039	4	-	-	-
Droits d'émission de gaz à effet de serre	Milliers de tonnes	2 512	1 118	766	570	20	20	18

(1) Position acheteuse/(position vendeuse).

Au 31 décembre 2014, un gain de 231 millions d'euros est 17.1.3 Risque de change comptabilisé dans les capitaux propres (contre une perte de Le Groupe est exposé aux risques de change définis comme 84 millions d'euros en 2013). Une perte de 89 millions d'euros est l'impact sur l'état de situation financière et le compte de résultat des reclassée de capitaux propres vers le compte de résultat en ²⁰¹⁴ fluctuations des taux de change dans l'exercice de ses activités

Les gains et pertes relatifs à la partie inefficace des couvertures sont transactionnel lié aux opérations courantes, (ii) risque transactionnel enregistrés en compte de résultat. Au titre de 2014, un gain de spécifique lié aux projets d'investissement ou de fusion-acquisition 3 millions d'euros a été enregistré (contre un gain de 2 millions et (iii) risque translationnel lié à la consolidation, en euro, des états

Les autres instruments financiers dérivés sur matières premières sur les actifs considérés en base «dollarisée». 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 ainsi que les instruments financiers dérivés qui ne qualifient pas de couverture selon les critères définis par IAS 39.

(contre un gain de 162 millions d'euros en 2013). opérationnelles et financières. Ceux-ci se déclinent en (i) risque d'euros en 2013). financiers des filiales dont la monnaie fonctionnelle est différente de l'euro. Ce risque est essentiellement concentré sur les participations 17.1.2.2 Autres instruments financiers dérivés sur matières premières au Brésil, Thaïlande, Norvège, Royaume-Uni, Australie, États-Unis et

17.1.3.1 Instruments financiers par devise

La ventilation par devise de l'encours des dettes financières et de l'endettement net, avant et après prise en compte des instruments dérivés de couverture, est présentée dans les tableaux ci-dessous :

ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES

	31 déc. 2014		31 déc. 2013 (1)
	Avant impact des dérivés	Après impact des dérivés	Avant impact des dérivés	Après impact des dérivés
EUR	64%	71%	66%	70%
USD	15%	11%	12%	13%
GBP	10%	5%	10%	4%
Autres devises	11%	13%	12%	13%
TOTAL	100%	100%	100%	100%

(1) Les données comparatives au 31 décembre ²⁰¹³ ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2). III

ENDETTEMENT NET

	31 déc. 2014		31 déc. 2013 (1)
	Avant impact des dérivés	Après impact des dérivés	Avant impact des dérivés	Après impact des dérivés
EUR	60%	69%	62%	67%
USD	18%	13%	14%	15%
GBP	13%	6%	12%	5%
Autres devises	9%	12%	12%	13%
TOTAL	100%	100%	100%	100%

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

17.1.3.2 Analyse de sensibilité au risque de change 17.1.4 Risque de taux d'intérêt

L'analyse de sensibilité a été établie sur la base de la situation de L'objectif du Groupe est de maîtriser son coût de financement en l'endettement net (y compris instruments financiers dérivés de taux limitant l'impact des variations de taux d'intérêt sur son compte de d'intérêt et de change) et des instruments financiers qualifiés de résultat et pour ce faire, de disposer d'une répartition équilibrée

des références de taux de la dette nette entre taux fixe, taux cours de change des devises contre l'euro de plus ou moins 10% par

Impact sur le résultat après impact des dérivés de change contexte de marché.

Une variation des cours de change des devises contre euro n'a Pour gérer la structure de taux d'intérêt de sa dette nette, le Groupe d'impact en résultat que sur les passifs libellés dans une autre a recours à des instruments de couverture, essentiellement des devise que la devise fonctionnelle des sociétés les portant dans leur swaps et des options de taux. Au 31 décembre 2014, le Groupe état de situation financière et dans la mesure où ces passifs n'ont dispose d'un portefeuille de couvertures optionnelles (caps) le pas été qualifiés de couvertures d'investissement net. In fine, protégeant contre une hausse des taux courts euros. l'impact d'une variation uniforme de plus ou moins de 10% des En 2014, afin de protéger le taux des refinancements d'une partie devises contre euro génèrerait un gain ou une perte de 18 millions de sa dette, le Groupe ^a mis en place des couvertures de taux ^à

Impact sur les capitaux propres ans.

Pour les instruments financiers (dettes et dérivés) qualifiés de couvertures d'investissement net, une dépréciation de 10% des devises face à l'euro aurait un impact positif de 742 millions d'euros en capitaux propres. Cette variation est compensée par un effet de sens inverse sur l'investissement net en devises couvert.

couverture d'investissement net à la date de clôture. entre les différentes références de taux à horizon moyen terme (cinq Pour ans). La politique du Groupe est donc d'opérer une diversification le risque de change, la sensibilité correspond à une variation des variable et taux variable protégé («taux variable cappé»), la rapport au cours de clôture. répartition pouvant évoluer autour de l'équilibre en fonction du

d'euros. départ forward, 2016, ²⁰¹⁸ et 2019, sur des maturités 10, ²⁰ et ¹⁸

17.1.4.1 Instruments financiers par type de taux

La ventilation par type de taux de l'encours des dettes financières et de l'endettement net, avant et après prise en compte des instruments dérivés de couverture, est présentée dans les tableaux ci-dessous :

ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES

	31 déc. 2014		31 déc. 2013 (1)
	Avant impact des dérivés	Après impact des dérivés	Avant impact des dérivés	Après impact des dérivés
Taux variable	36%	40%	37%	38%
Taux fixe	64%	60%	63%	62%
TOTAL	100%	100%	100%	100%

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

ENDETTEMENT NET

	31 déc. 2014		31 déc. 2013 (1)
	Avant impact des dérivés	Après impact des dérivés	Avant impact des dérivés	Après impact des dérivés
Taux variable	15%	20%	17%	19%
Taux fixe	85%	80%	83%	81%
TOTAL	100%	100%	100%	100%

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

qualifiés de couverture générerait un gain de 111 millions d'euros lié l'endettement net (y compris instruments financiers dérivés de taux

Pour le risque de taux d'intérêt, la sensibilité correspond ^à une ^a contrario une perte de 104 millions d'euros. La dissymétrie de variation de la courbe de taux de plus ou moins ¹⁰⁰ points de base l'impact est liée au portefeuille d'options de taux. par rapport aux taux d'intérêt en vigueur à la date de clôture.

Impact sur le résultat après impact des dérivés

Une augmentation de ¹⁰⁰ points de base des taux d'intérêt court (identique pour toutes les devises) générerait, sur les capitaux terme (uniforme pour toutes les devises) sur le nominal de la dette propres, un gain de 627 millions d'euros lié ^à la variation de l'effet nette ^à taux variable et les jambes ^à taux variable des dérivés, aurait taux de la juste valeur des dérivés documentés en couverture de pour impact une augmentation de la charge nette d'intérêt de flux de trésorerie et d'investissement net comptabilisée dans l'état 47 millions d'euros. Une diminution de ¹⁰⁰ points de base des taux de situation financière. Une diminution de ¹⁰⁰ points de base des d'intérêt court terme aurait pour impact un allégement de la charge taux d'intérêts générerait ^a contrario une perte de 721 millions nette d'intérêt de 47 millions d'euros. d'euros.

17.1.4.2 Analyse de sensibilité au risque de taux d'intérêt Une augmentation de 100 points de base des taux d'intérêt (uniforme pour toutes les devises) appliquée aux dérivés non L'analyse de sensibilité ^a été établie sur la base de la situation de ^à la variation de juste valeur des dérivés dans le compte de résultat. d'intérêt et de change liés ^à la dette nette) ^à la date de clôture. Une diminution de 100 points de base des taux d'intérêts générerait

Impact sur les capitaux propres

Une augmentation de 100 points de base des taux d'intérêt

17.1.4.3 Couvertures du risque de change ou de taux d'intérêt

Les justes valeurs des instruments financiers dérivés (hors matières premières) aux 31 décembre 2014 et 2013 sont présentées dans le tableau ci-dessous :

	31 déc. 2014				31 déc. 2013 (1)
	Actifs Passifs		Actifs		Passifs
En millions d'euros	Non courant	Courant	Non courant	Courant	Non courant	Courant	Non courant	Courant
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette	978	165	(226)	(175)	637	157	(339)	(162)
Couverture de juste valeur	465	38	(51)	-	251	86	(192)	(38)
Couverture de flux de trésorerie	286	35	(20)	-	121	-	(97)	(1)
Dérivés non qualifiés de couverture	228	93	(155)	(175)	265	72	(51)	(124)
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments	1 038	68	(1 849)	(101)	833	28	(715)	(178)
Couverture de juste valeur	-	30	-	(30)	-	12	-	(12)
Couverture de flux de trésorerie	11	4	(938)	(35)	102	2	(343)	(15)
Couverture d'investissement net	28	-	(88)	-	118	-	(17)	-
Dérivés non qualifiés de couverture	999	35	(823)	(36)	614	14	(355)	(151)
TOTAL	2 017	233	(2 075)	(276)	1 470	185	(1 054)	(341)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

trésorerie futurs des transactions sous-jacentes. reflètent les montants pour lesquels les actifs pourraient être échangés, ou les passifs éteints à la date de clôture. Ces justes

Les justes valeurs et montants notionnels des instruments financiers dérivés de couverture du risque de change et de taux d'intérêt sont présentés ci-après :

DÉRIVÉS DE CHANGE

En millions d'euros	31 déc. 2014		31 déc. 2013 (1)
	Juste valeur	Nominal	Juste valeur	Nominal
Couverture de juste valeur	20	312	-	-
Couverture de flux de trésorerie	(23)	5 678	(204)	3 933
Couverture d'investissement net	(60)	7 210	101	6 269
Dérivés non qualifiés de couverture	(212)	12 003	88	11 167
TOTAL	(276)	25 202	(15)	21 369

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

DÉRIVÉS DE TAUX

En millions d'euros	31 déc. 2014		31 déc. 2013 (1)
	Juste valeur	Nominal	Juste valeur	Nominal
Couverture de juste valeur	432	4 088	107	4 940
Couverture de flux de trésorerie	(635)	3 578	(27)	6 363
Dérivés non qualifiés de couverture	378	26 849	195	35 949
TOTAL	175	34 515	275	47 252

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Les justes valeurs présentées ci-dessus sont de signe positif dans le comptable, bien qu'ils couvrent économiquement des engagements cas d'un actif et de signe négatif dans le cas d'un passif. en devise ainsi que des emprunts.

Le Groupe qualifie de couverture de juste valeur les instruments Couverture de juste valeur dérivés de change couvrant des engagements fermes libellés en

Les couvertures de flux de trésorerie correspondent essentiellement 16 millions d'euros. à de la couverture de flux financiers futurs en devises, ainsi qu'à de la couverture de dettes à taux variable. Couverture des flux de trésorerie

Les trésorerie est la suivante : instruments dérivés non qualifiés de couverture correspondent à des instruments qui ne peuvent être qualifiés de couverture

Au 31 décembre 2014, l'impact net des couvertures de juste valeur devises, ainsi que les opérations de variabilisation de la dette. enregistré au compte de résultat représente une perte de

Les instruments dérivés de couverture d'investissement net sont La maturité des instruments financiers dérivés de change et de taux essentiellement des swaps de devises. d'intérêt entrant dans une relation de couverture de flux de

AU 31 DÉCEMBRE 2014

							Au-delà de 5
En millions d'euros	Total	2015	2016	2017	2018	2019	ans
Juste valeur des dérivés par date de maturité	(658)	(10)	(34)	(12)	(18)	(52)	(533)

Au 31 décembre 2014, une perte de 736 millions d'euros est La part inefficace comptabilisée en résultat au titre des couvertures comptabilisée dans les capitaux propres. de flux de trésorerie représente une perte de 7 millions d'euros.

Un gain de 11 millions d'euros est reclassé de capitaux propres vers le compte de résultat en 2014.

AU 31 DÉCEMBRE 2013(1)

							Au-delà de 5
En millions d'euros	Total	2014	2015	2016	2017	2018	ans
Juste valeur des dérivés par date de maturité	(231)	(21)	(47)	(22)	(53)	15	(103)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

clientèle de masse. La part inefficace comptabilisée en résultat au titre des couvertures d'investissement net représente une perte de 2 millions d'euros. Le Groupe a défini une politique qui délègue aux branches la

17.2 Risque de contrepartie

Le Groupe est exposé, par ses activités opérationnelles et financières, aux risques de défaillance de ses contreparties (clients, dépassant un certain niveau d'engagement et selon un processus fournisseurs, partenaires, intermédiaires, banques) lorsque celles-ci simplifié de scoring appliqué aux clients commerciaux ayant un se trouvent dans l'impossibilité d'honorer leurs engagements niveau de consommation moindre. Ces processus sont fondés sur contractuels. Ce risque résulte de la combinaison d'un risque de des méthodes formalisées et cohérentes au sein du Groupe. Le paiement (non-paiement des prestations ou livraisons réalisées), de suivi des expositions consolidées est effectué par contrepartie et livraison (non-livraison de prestations ou fournitures payées) et d'un risque de remplacement des contrats défaillants (appelé exposition indicateurs de type exposition courante (risque de paiement, Mark-to-market correspondant au remplacement dans des exposition MtM). conditions différentes de celles prévues initialement).

Le risque de contrepartie lié aux activités opérationnelles est géré principales contreparties énergie du Groupe et s'assure du respect via des mécanismes standards de type garanties de tiers, accords des limites Groupe fixées pour ces contreparties. de «netting», appels de marge, via l'utilisation d'instruments de couverture dédiés, ou via le recours à des procédures de

Couverture d'investissement net prépaiements et de recouvrement adaptées, en particulier pour 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 par segment (qualité de crédit, secteur d'activité…) selon des

Le Comité Risque de Marché Énergie (CRME) assure une 17.2.1 Activités opérationnelles consolidation et un suivi trimestriel des expositions sur les

CLIENTS ET AUTRES DÉBITEURS

L'encours des créances clients et autres débiteurs dont l'échéance est dépassée est analysé ci-après :

	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 2014	857	241	507	1 605	1 249	19 624	22 478
Au 31 décembre 2013 (1)	860	268	265	1 393	1 160	19 441	21 993

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

L'antériorité des créances échues non dépréciées peut varier Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières significativement en fonction des catégories de clients auprès Dans le cas des instruments financiers dérivés relatifs aux matières desquelles les sociétés du Groupe exercent leur activité, selon qu'il premières, le risque de contrepartie correspond ^à la juste valeur III s'agisse d'entreprises privées, de particuliers ou de collectivités positive des dérivés. Lors de l'évaluation des instruments financiers publiques. Les politiques de dépréciation retenues dérivés, le facteur risque de contrepartie est intégré dans la sont déterminées, entité par entité, selon les particularités de ces détermination de la juste valeur de ces dérivés. différentes catégories de clients. Le Groupe estime par ailleurs n'être exposé à aucun risque significatif en termes de concentration de crédit.

En millions d'euros	31 déc. 2014		31 déc. 2013 (1)
	Investment Grade (4)	Total	Investment Grade (4)	Total
Exposition brute (2)	7 514	8 369	4 086	4 529
Exposition nette (3)	2 011	2 259	906	1 069
% de l'exposition crédit des contreparties «Investment Grade»	89,0%		84,7%

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Correspond à l'exposition maximale, c'est-à-dire la valeur des dérivés positionnés à l'actif du bilan (juste valeur positive).

(3) Après prise en compte des positions passives avec les mêmes contreparties (juste valeur négative), du collatéral, d'accords de compensation et d'autres techniques de rehaussement de crédit.

(4) Sont incluses dans la colonne «Investment Grade» les opérations avec des contreparties dont la notation minimale est respectivement BBB- chez Standard & Poor's, Baa3 chez Moody's, ou un équivalent chez Dun & Bradstreet. L'«Investment Grade» est également déterminé à partir d'un outil de notation interne déployé dans le Groupe et portant sur les principales contreparties.

des contrats cadres (incluant des clauses de netting) ainsi que 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 Le contrôle des risques de contreparties liés à ces activités est (credit default swap, capitalisation boursière) et de leurs surfaces financières et, d'autre assuré au sein de la Direction Financière par un Middle Office part, sur des indépendant du Trésorier Groupe. limites de risque de contrepartie.

17.2.2 Activités financières Afin de diminuer son exposition sur le risque de contrepartie, le Groupe ^a renforcé son recours ^à un cadre juridique normé basé sur Concernant ses activités financières, le Groupe ^a mis en place des contrats de collatéralisation (appels de marge).

17.2.2.1 Risque de contrepartie lié aux prêts et créances au coût amorti (hors créances clients et autres débiteurs)

PRÊTS ET CRÉANCES AU COÛT AMORTI (HORS CRÉANCES CLIENTS ET AUTRES DÉBITEURS)

L'encours des prêts et créances au coût amorti (hors créances clients et autres débiteurs) dont l'échéance est dépassée est analysé ci-après :

En millions d'euros			Actifs non dépréciés échus à la date de clôture		Actifs dépréciés
	0-6 mois		6-12 mois Au-delà d'1 an	Total	Total	Total	Total
Au 31 décembre 2014	17	9	102	129	360	3 595	4 084
Au 31 décembre 2013 (1)	28	9	98	136	317	3 121	3 574

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

L'encours des prêts et créances au coût amorti (hors créances 17.2.2.2 Risque de contrepartie lié aux activités de placement et à clients et autres débiteurs) présenté dans le tableau ci-dessus ne l'utilisation d'instruments financiers dérivés comprend pas les impacts liés aux pertes de valeur, variation de Le Groupe est exposé au risque de contrepartie sur le placement de juste valeur et application de coût amorti qui s'élèvent au total à ses excédents et au travers de l'utilisation d'instruments financiers -199 millions d'euros (contre -206 millions d'euros au 31 décembre dérivés. Dans le cas des instruments financiers à la juste valeur par 2013). L'évolution de ces éléments est présentée en Note 16.1.2 résultat, ce risque correspond à la juste valeur positive. Lors de

«Prêts et créances au coût amorti». l'évaluation des instruments financiers dérivés, le facteur risque de contrepartie est intégré dans la détermination de la juste valeur de ces dérivés.

Au 31 décembre 2014, le total des encours exposés au risque crédit est de 9 354 millions d'euros.

		31 déc. 2014				31 déc. 2013
En millions d'euros	Total	Investment (2) Grade	Sans notation (3)	Non Investment Grade (3)	Total	Investment Grade (2)	Sans notation (3)	Non Investment Grade (3)
Exposition (1)	9 354	96,0%	3,0%	1,0%	9 525	93,0%	6,0%	1,0%

(1) Après prise en compte des contrats de collatéralisation.

(2) Contreparties dont la notation minimale est BBB- chez Standard & Poors ou Baa3 chez Moody's.

(3) L'essentiel de ces deux expositions est porté par des sociétés consolidées dans lesquelles existent des participations ne donnant pas le contrôle ou par des

sociétés du Groupe opérant dans des pays émergents, où la trésorerie n'est pas centralisable et est donc placée localement.

Par ailleurs au 31 décembre 2014, aucune contrepartie ne représentait plus de 23% des placements des excédents.

Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé à un risque Les excédents portés par les véhicules centraux sont gérés dans le de manque de liquidités permettant de faire face à ses cadre d'une politique unique, et ceux ne pouvant être centralisés engagements contractuels. Aux risques inhérents à la gestion du sont investis sur des supports sélectionnés au cas par cas en besoin en fonds de roulement (BFR) viennent s'ajouter les appels de fonction des contraintes des marchés financiers locaux et de la marge requis par certaines activités de marché. solidité financière des contreparties.

Le Groupe a mis en place un comité trimestriel dont la mission est La succession des crises financières depuis 2008 et l'augmentation de piloter et suivre le risque de liquidité du Groupe. Il s'appuie pour du risque de contrepartie ont conduit le Groupe à renforcer sa ce faire sur la diversification du portefeuille de placements, les politique d'investissement avec un objectif d'extrême liquidité et de sources de financement, les projections de flux futurs en terme protection du capital investi (au 31 décembre 2014, 99% de la d'investissements et désinvestissements et des stress tests sur les trésorerie centralisée était investie en dépôts bancaires au jour le appels de marge mis en place lors de la négociation de dérivés sur jour ou en OPCVM monétaires réguliers à liquidité jour), et un suivi

Le Groupe centralise la quasi-totalité des besoins et des excédents deux types d'investissements, permettant une réactivité immédiate. de trésorerie des sociétés contrôlées, ainsi que la majorité de leurs La politique de financement du Groupe s'appuie sur les principes besoins de financement externes à moyen et long terme. La suivants : centralisation est assurée via des véhicules de financement (long centralisation des financements externes ; terme et court terme) ainsi que via des véhicules dédiés de cash

17.3 Risque de liquidité pooling du Groupe, situés en France, en Belgique ainsi qu'au Luxembourg.

matières premières, de taux et de change. quotidien des performances et des risques de contrepartie sur ces

profil de viendrait à se tarir. remboursement équilibré des dettes financières.

Le Groupe diversifie ses ressources de financement en procédant le La trésorerie, composée de la trésorerie et équivalents de trésorerie cas échéant à des émissions obligataires publiques ou privées, et des actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors dans le cadre de son programme d'Euro Medium Term Note, et à appels de marge) s'élève à 9 354 millions d'euros au des émissions de billets de trésorerie (Commercial Papers) en 31 décembre 2014 dont 76% placés dans la zone euro.

Au 31 décembre 2014, les ressources bancaires représentent 23% compatibles avec sa taille et les échéances auxquelles il doit faire de la dette brute (hors découverts bancaires, coût amorti et effet face. Le montant de ces facilités de crédit confirmées représente des dérivés), le reste étant principalement financé par le marché des 13 976 millions d'euros au 31 décembre 2014, dont 13 288 millions capitaux (dont 22 860 millions d'euros de dettes obligataires, soit d'euros de lignes disponibles. 91% des lignes de crédit disponibles

notation. de la dette brute et s'élèvent ^à 5 219 millions d'euros au conjoncturelle ou structurelle pour financer les besoins à court est consolidée sont en conformité avec les covenants et terme du Groupe en raison de leur coût attractif et de leur liquidité. déclarations figurant dans leur documentation financière. La totalité des encours est toutefois adossée à des facilités

diversification des sources de financements entre le marché bancaires confirmées afin que le Groupe puisse continuer à se bancaire et le marché des capitaux ; financer dans le cas où l'accès à cette source de financement

France et aux États-Unis. Le Groupe dispose également de facilités de crédit confirmées 63% de la dette brute). sont centralisées. Aucune de ces lignes centralisées ne contient de clause de défaut liée ^à des ratios financiers ou ^à des niveaux de Les encours d'émission de papier ^à court terme représentent 14%

III 31 décembre 2014. Ces programmes sont utilisés de manière Au 31 décembre 2014, toutes les sociétés du Groupe dont la dette

17.3.1 Flux contractuels non actualisés relatifs aux activités financières

Au 31 décembre 2014, les flux contractuels non actualisés sur l'endettement net hors coût amorti, effets des instruments financiers dérivés et appels de marge par date de maturité sont les suivants :

							Au-delà de
En millions d'euros	Total	2015	2016	2017	2018	2019	5 ans
Emprunts obligataires	22 860	1 705	2 361	2 397	1 701	933	13 763
Emprunts bancaires	6 093	1 116	1 084	998	652	225	2 019
Billets de trésorerie	5 219	5 219	-	-	-	-	-
Tirages sur facilités de crédit	688	48	11	11	10	10	598
Emprunts sur location-financement	515	92	103	56	47	170	47
Autres emprunts	1 010	458	189	206	21	41	94
Découverts bancaires et comptes courants de trésorerie	469	469	-	-	-	-	-

ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES	36 855	9 108	3 747	3 668	2 432	1 380	16 521
Actifs liés au financement	(71)	(16)	(2)	-	-	-	(53)
Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors appels de marge)	(808)	(808)	-	-	-	-	-
Trésorerie et équivalents de trésorerie	(8 546)	(8 546)	-	-	-	-	-
ENDETTEMENT NET HORS COÛT AMORTI, EFFETS DES INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS ET CASH COLLATÉRAL	27 430	(262)	3 745	3 668	2 432	1 380	16 468

AU 31 DÉCEMBRE 2014

AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)

En millions d'euros	Total	2014	2015	2016	2017	2018	Au-delà de 5 ans
ENCOURS DES DETTES FINANCIÈRES	37 695	9 131	3 043	3 199	3 924	2 825	15 574
Actifs liés au financement, Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat (hors appels de marge) et Trésorerie et équivalents de trésorerie	(9 530)	(9 453)	(1)	(2)	(1)	-	(73)
ENDETTEMENT NET HORS COÛT AMORTI, EFFETS DES INSTRUMENTS FINANCIERS DÉRIVÉS ET CASH COLLATÉRAL	28 166	(322)	3 043	3 197	3 923	2 825	15 500

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Au 31 décembre 2014, les flux contractuels d'intérêts non actualisés sur l'encours des dettes financières par date de maturité sont les suivants :

AU 31 DÉCEMBRE 2014

							Au-delà de
En millions d'euros	Total	2015	2016	2017	2018	2019	5 ans
Flux contractuels d'intérêts non actualisés sur	11 879	1 163	1 021	938	818	732	7 206
l'encours des dettes financières

AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)

							Au-delà de
En millions d'euros	Total	2014	2015	2016	2017	2018	5 ans
Flux contractuels d'intérêts non actualisés sur	12 886	1 246	1 134	1 040	965	829	7 672
l'encours des dettes financières

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Au 31 décembre 2014, les flux 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 2014

							Au-delà de
En millions d'euros	Total	2015	2016	2017	2018	2019	5 ans
Dérivés (hors matières premières)	(579)	98	(128)	(80)	(19)	(11)	(440)

AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)

							Au-delà de
En millions d'euros	Total	2014	2015	2016	2017	2018	5 ans
Dérivés (hors matières premières)	(838)	(151)	(126)	(92)	(4)	(55)	(411)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Afin de refléter au mieux la réalité économique des opérations, les flux liés aux dérivés enregistrés au passif et à l'actif présentés ci-dessus correspondent à des positions nettes.

Les facilités de crédit confirmées non utilisées ont les échéances suivantes :

AU 31 DÉCEMBRE 2014

							Au-delà de
En millions d'euros	Total	2015	2016	2017	2018	2019	5 ans
Programme de facilités de crédit confirmées	13 288	1 049	1 283	1 094	4 572	5 021	269
non utilisées

Parmi ces programmes disponibles, 5 219 millions d'euros sont affectés à la couverture des billets de trésorerie émis.

Au 31 décembre 2014, aucune contrepartie ne représentait plus de 6% des programmes de lignes de crédit confirmées non tirées.

AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)

							Au-delà de
En millions d'euros	Total	2014	2015	2016	2017	2018	5 ans
Programme de facilités de crédit confirmées	13 422	2 361	4 893	1 319	131	4 534	185
non utilisées

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

17.3.2 Flux contractuels non actualisés relatifs aux activités opérationnelles

Le tableau ci-dessous représente une analyse des flux de juste valeur non-actualisés dus et à recevoir des instruments financiers dérivés sur matières premières passifs et actifs enregistrés à la date de clôture.

RISQUE DE LIQUIDITÉ

Le Groupe présente une analyse des échéances contractuelles résiduelles pour les instruments financiers dérivés afférents aux activités de portfolio management. Les instruments financiers dérivés relatifs aux activités de trading sont réputés liquides à moins d'un an et sont présentés en courant dans l'état de situation financière.

En millions d'euros	Total	2015	2016	2017	2018	2019	Au-delà de 5 ans
Instruments financiers dérivés passifs
afférents aux activités de portfolio management	(3 159)	(2 259)	(655)	(190)	(42)	(8)	(6)
afférents aux activités de trading	(3 401)	(3 401)	-	-	-	-	-
Instruments financiers dérivés actifs
afférents aux activités de portfolio management	2 750	2 053	586	71	1	21	18
afférents aux activités de trading	5 641	5 641	-	-	-	-	-
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2014	1 832	2 035	(69)	(119)	(40)	13	12

En millions d'euros	Total	2014	2015	2016	2017	2018	Au-delà de 5 ans
Instruments financiers dérivés passifs
afférents aux activités de portfolio management	(2 819)	(1 792)	(730)	(220)	(23)	(10)	(45)
afférents aux activités de trading	(1 903)	(1 903)	-	-	-	-	-
Instruments financiers dérivés actifs
afférents aux activités de portfolio management	2 391	1 489	632	192	31	22	26
afférents aux activités de trading	2 155	2 155	-	-	-	-	-
TOTAL AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)	(176)	(51)	(97)	(28)	8	11	(19)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2.)

les principaux engagements futurs afférents aux contrats des opérationnelles du Groupe ont souscrit des contrats ^à long terme branches Global Gaz & GNL, Énergie Europe et Energy International dont certains intègrent des clauses de take-or-pay par lesquelles (exprimés en TWh). elles s'engagent ^à acheter ou vendre de manière ferme, et les tiers

17.3.3 Engagements relatifs aux contrats de vente et d'achat concernés à leur livrer ou acheter de manière ferme, des quantités de matières premières entrant dans le cadre de déterminées de gaz, d'électricité ou de vapeur ainsi que les services l'activité normale du Groupe associés. Ces contrats ont été documentés comme étant en dehors du champ d'application d'IAS 39. Le tableau ci-dessous regroupe Dans le cadre de leur activité normale, certaines sociétés

En TWh	Total au 31 déc. 2014	2015	2016-2019	Au-delà de 5 ans	Total au 31 déc. 2013 (1)
Achats fermes	(7 738)	(915)	(2 839)	(3 984)	(8 484)
Ventes fermes	1 694	493	586	615	1 602

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

fondée sur la méthode «DDM», dite de l'actualisation des dividendes le Groupe s'élèvent ^à 2 893 millions d'euros (cf. Note 16.1.1 («Discounted Dividend Method»). «Titres disponibles ^à la vente»).

est encadrée par une procédure d'investissement spécifique et fait cotés générerait une perte avant impôts d'environ l'objet d'un reporting régulier ^à la Direction Générale. 141 millions d'euros sur le résultat global du Groupe.

17.3.4 Risque sur actions Le principal titre non coté correspond à la participation de 9% détenue dans le gazoduc Nordstream dont la valorisation est Au 31 décembre 2014, les titres disponibles ^à la vente détenus par

La gestion du portefeuille d'actions cotées et non cotées du Groupe Une variation ^à la baisse de 10% des cours de bourse des titres

NOTE 18 Éléments sur capitaux propres

18.1 Informations sur le capital social et les actions propres

	Nombre d'actions		Valeurs comptables (en millions d'euros)
	Actions Total propres	En circulation	Capital social	Primes	Actions propres
AU 31 DÉCEMBRE 2012	2 412 824 089 (55 533 833)	2 357 290 256	2 413	32 207	(1 206)
Achats et ventes d'actions propres	2 990 812	2 990 812			97
AU 31 DÉCEMBRE 2013	2 412 824 089 (52 543 021)	2 360 281 068	2 413	32 207	(1 109)
Augmentation de capital	22 460 922	22 460 922	22	301
Autres variations				(3)
Achats et ventes d'actions propres	7 713 224	7 713 224			152
AU 31 DÉCEMBRE 2014	2 435 285 011 (44 829 797)	2 390 455 214	2 435	32 506	(957)

L'évolution du nombre d'actions en circulation durant l'exercice des acquisitions nettes réalisées sur le contrat de liquidité pour 2014 résulte : 0,3 million d'actions propres ;

- d'attributions gratuites d'actions. total, 22,2 millions d'actions ont été souscrites, et 0,3 million d'actions ont été attribuées gratuitement au titre de l'abondement, soit 22,5 millions d'actions portant le montant de l'augmentation de capital du 11 décembre à 324 millions d'euros. 18.1.1 Capital potentiel et instruments donnant accès à de Ce montant se répartit en une augmentation de 22 millions nouvelles actions de GDF SUEZ SA

résultaient : de ces options s'élève à 10 millions au 31 décembre 2014.

des augmentations de capital réservées aux salariés au sein du et des livraisons d'actions propres à hauteur de 3 millions plan mondial d'actionnariat salarié dénommé «LINK 2014». Au d'actions dans le cadre des plans d'options d'achat d'actions ou

d'euros de capital et 301 millions d'euros de prime d'émission ; Les instruments donnant accès ^à de nouvelles actions de des cessions nettes réalisées dans le cadre du contrat de liquidité GDF SUEZ SA sont uniquement constitués des options de pour 7 millions d'actions propres ; souscription d'actions attribuées par le Groupe ^à ses salariés et ses et des livraisons d'actions propres à hauteur de 1 million mandataires sociaux. Les plans d'options de souscription d'actions d'actions dans le cadre des plans d'options d'achat d'actions ou en vigueur au 31 décembre 2014 sont décrits dans la Note 24.1.1 d'attributions gratuites d'actions. «Historique des plans de stock-options en vigueur». Le nombre Les variations du nombre d'actions durant l'exercice 2013 maximal d'actions nouvelles pouvant être créées en cas d'exercice

Les attributions effectuées dans le cadre de plans d'actions réserve ne peut être distribuée aux actionnaires qu'en cas de gratuites et des plans d'actions de performance ainsi que les liquidation. Le montant de la réserve légale de la société GDF SUEZ attributions d'options d'achat d'actions décrites dans la Note 24 SA s'élève à 244 millions d'euros. «Paiements fondés sur des actions» seront couvertes par des Les pertes et gains actuariels cumulés part du Groupe représentent

18.1.2 Actions propres

Le Groupe dispose d'un plan de rachat d'actions propres résultant 2014 (432 millions d'euros au 31 décembre 2013). de l'autorisation conférée au Conseil d'Administration par Le produit des émissions de titres super-subordonnés nets des l'Assemblée Générale Mixte du 28 avril 2014. Le nombre maximum d'actions acquises en application de ce programme ne peut 18.2.1 Émission de titres super-subordonnés excéder 10% du capital de la société GDF SUEZ SA à la date de cette Assemblée Générale. Le montant total des acquisitions net de GDF SUEZ SA ^a effectué le 22 mai ²⁰¹⁴ une émission de titres frais ne pourra excéder 9,6 milliards d'euros tandis que le prix acquitté devra être inférieur à 40 euros par action, hors frais

propres, lesquelles sont intégralement affectées à la couverture des une tranche de 1 000 millions d'euros portant un coupon de 3% engagements du Groupe en matière d'attribution d'actions aux

Le contrat de liquidité signé avec un prestataire de service une tranche de 1 000 millions d'euros portant un coupon de d'investissement délègue ^à ce dernier un rôle d'intervention 3,875% avec une option annuelle de remboursement ^à partir de quotidienne sur le marché, à l'achat et à la vente des actions juin 2024. GDF SUEZ SA, visant ^à assurer la liquidité et ^à animer le marché du Conformément aux dispositions d'IAS 32 - Instruments financiers – titre sur les places boursières de Paris et Bruxelles. Les moyens Présentation, et compte tenu de leurs caractéristiques, ces actuels affectés ^à la mise en œuvre de ce contrat s'élèvent ^à

18.2 Autres informations sur les primes, les Groupe) compte de résultat.

Les réserves consolidées comprennent les résultats cumulés du Groupe, les réserves légales et statutaires de la société 18.2.2 Capacité distributive de GDF SUEZ SA

En application des dispositions légales françaises, 5% du résultat 38 690 millions d'euros au 31 décembre 2014 (contre net des sociétés françaises doit être affecté à la réserve légale 40 747 millions d'euros au 31 décembre 2013), dont jusqu'à ce que celle-ci représente 10% du capital social. Cette 32 506 millions d'euros au titre des primes liées au capital.

actions existantes de GDF SUEZ SA. -2 933 millions d'euros au 31 décembre 2014 (-1 301 millions d'euros au 31 décembre 2013) ; les impôts différés liés à ces pertes et gains actuariels s'élèvent à 909 millions d'euros au 31 décembre

coupons payés à leurs détenteurs s'élève à 3 564 millions d'euros.

super-subordonnés à durée indéterminée. Cette opération, qui a permis au Groupe de lever un montant équivalent ^à 2 milliards d'acquisition. d'euros, a été réalisée en deux tranches offrant un coupon moyen Au 31 décembre 2014, le Groupe détient 44,8 millions d'actions III de 3,4% :

avec une option annuelle de remboursement ^à partir de salariés et mandataires sociaux. juin 2019 ;
-

instruments sont comptabilisés en capitaux propres dans les états 150,0 millions d'euros. financiers consolidés du Groupe, pour un montant total de 1 974 millions d'euros.

Les coupons attribuables aux détenteurs de ces titres, dont 67 millions d'euros payés en 2014, sont comptabilisés en déduction réserves consolidées et les émissions des capitaux propres dans les états financiers consolidés du de titres super-subordonnés (part du Groupe ; l'économie d'impôt afférente est comptabilisée dans le

Le 3 juillet 2013, GDF SUEZ SA avait réalisé une émission de titres Les primes, les réserves consolidées et les émissions de titres super-subordonnés ^à durée indéterminée. Cette transaction, qui super-subordonnés (y compris le résultat de l'exercice) s'élèvent ^à avait permis au Groupe de lever un montant équivalent ^à 1,7 milliard 48 484 millions d'euros au 31 décembre 2014, dont 32 506 millions d'euros, avait été répartie en trois tranches offrant un coupon d'euros au titre des primes liées au capital. moyen de 4,4%.

GDF SUEZ SA, les pertes et gains actuariels cumulés nets d'impôt. La capacité distributive totale de la société GDF SUEZ SA s'élève ^à

18.2.3 Dividendes

Le tableau ci-après présente les dividendes et acomptes sur dividendes versés par GDF SUEZ SA au titre des exercices 2013 et 2014.

	Montant réparti (en millions d'euros)	Dividende net par action (en euros)
Au titre de l'exercice 2013
Acompte (payé le 20 novembre 2013)	1 959	0,83
Solde du dividende au titre de 2013 (payé le 6 mai 2014)	1 583	0,67
Au titre de l'exercice 2014
Acompte (payé le 15 octobre 2014)	1 184	0,50

La contribution additionnelle de 3%, instaurée par la loi de Finances Dividendes proposés au titre de l'exercice 2014 2012, réglée au titre des dividendes et acomptes distribués Il sera proposé ^à l'Assemblée Générale du Groupe GDF SUEZ respectivement en mai et octobre 2014 s'élève ^à 86 millions d'euros statuant sur les comptes de l'exercice clos le 31 décembre ²⁰¹⁴ de (106 millions d'euros pour les versements effectués en 2013) et est verser un dividende unitaire de 1 euro par action soit un montant

L'Assemblée Générale du 28 avril 2014 a décidé la distribution d'un circulation au 31 décembre 2014. Un acompte de 0,50 euro par dividende de 1,50 euro par action au titre de l'exercice 2013. Un action sur ce dividende a déjà été versé le 15 octobre 2014 soit acompte de 0,83 euro par action ayant été payé en numéraire le 1 184 millions d'euros. 20 novembre ²⁰¹³ pour un montant de 1 959 millions d'euros, Sous réserve d'approbation par l'Assemblée Générale, le dividende, GDF SUEZ SA ^a réglé en numéraire le 6 mai ²⁰¹⁴ le solde du net de l'acompte versé, détaché le 30 avril 2015, et n'est pas dividende de 0,67 euro par action pour un montant de reconnu en tant que passif dans les comptes au 31 décembre 1 583 millions d'euros. Par ailleurs, le Conseil d'Administration du 2014, les états financiers ^à fin ²⁰¹⁴ étant présentés avant 30 juillet ²⁰¹⁴ ^a décidé la mise en paiement le 15 octobre ²⁰¹⁴ affectation. d'un acompte sur dividende de 0,50 euro par action pour un montant total de 1 184 millions d'euros.

comptabilisée en compte de résultat. total de 2 379 millions d'euros sur la base du nombre d'actions en

18.3 Total gains et pertes recyclables reconnus en capitaux propres (part du Groupe)

Tous les éléments figurant dans le tableau ci-dessous correspondent aux pertes et gains cumulés (part du Groupe) au 31 décembre 2014 et au 31 décembre 2013, qui sont recyclables en résultat.

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Actifs financiers disponibles à la vente	462	415
Couverture d'investissement net	(197)	245
Couverture de flux de trésorerie (hors matières premières)	(904)	(203)
Couverture de flux de trésorerie (sur matières premières)	195	(40)
Impôts différés sur éléments ci-dessus	163	(47)
Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments recyclables, net d'impôt	(347)	(219)
Écarts de conversion	193	(1 353)
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES	(435)	(1 201)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

GDF SUEZ cherche à optimiser de manière continue sa structure actifs pour réduire son endettement financier net. financière par un équilibre optimal entre son endettement financier Le Groupe a comme politique de maintenir une notation de net et son EBITDA. L'objectif principal du Groupe en termes de catégorie «A» auprès des agences de notation. À cette fin, il gère sa gestion de sa structure financière est de maximiser la valeur pour les structure financière en tenant compte des éléments généralement actionnaires, de réduire le coût du capital, tout en assurant la retenus par ces agences, à savoir le profil opérationnel du Groupe, flexibilité financière nécessaire à la poursuite de son développement. sa politique financière et un ensemble de ratios financiers. Parmi Le Groupe gère sa structure financière et procède à des ceux-ci, un des ratios le plus souvent utilisé est celui qui reprend, au ajustements au regard de l'évolution des conditions économiques. numérateur, les cash flows opérationnels diminués des charges Dans ce cadre, il peut ajuster le paiement de dividendes aux financières nettes et impôts exigibles et, au dénominateur, actionnaires, rembourser une partie du capital, procéder au rachat l'endettement financier net ajusté. Les ajustements sur

18.4 Gestion du capital nouvelles actions, lancer des plans de paiement fondés sur actions, redimensionner son enveloppe d'investissements ou vendre des

d'actions propres (cf. Note 18.1.2 «Actions propres»), émettre de l'endettement financier net portent principalement sur la prise en

compte des provisions nucléaires, des provisions pour pensions En dehors des exigences légales, GDF SUEZ SA n'est sujet à non couvertes ainsi que des engagements de location simple. aucune exigence externe en termes de capitaux propres minimum.

Les objectifs, politiques et procédures de gestion sont demeurés identiques depuis plusieurs exercices.

NOTE 19 Provisions

En millions d'euros	31 déc. (1) 2013	Dotations	Reprises pour utilisation	Reprises pour excédent	Variation de périmètre	Effet de la désactualisation	Écarts de change	Autres	31 déc. 2014
Avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme	4 390	230	(317)	(5)	51	170	5	1 708	6 233
Gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire	4 239	77	(28)	-	-	203	-	-	4 491
Démantèlement des installations (2)	3 767	1	(31)	(18)	(21)	174	3	38	3 911
Reconstitution de sites	1 191	1	(22)	(29)	(9)	27	(16)	202	1 345
Litiges, réclamations et risques fiscaux	871	126	(87)	(90)	15	7	44	4	891
Autres risques	1 640	377	(392)	(40)	11	28	7	37	1 668
TOTAL PROVISIONS	16 098	813	(876)	(183)	47	609	43	1 989	18 539

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Dont 3 467 millions d'euros au 31 décembre 2014 de provisions pour démantèlement des installations nucléaires, contre 3 364 millions d'euros au 31 décembre 2013.

L'effet de désactualisation portant sur les avantages postérieurs à La colonne «Autres» se compose essentiellement des écarts l'emploi et autres avantages long terme correspond à la charge actuariels générés en 2014 sur les avantages postérieurs à l'emploi, d'intérêts sur les obligations de retraite, nette du rendement attendu lesquels sont comptabilisés en «Autres éléments du résultat global». sur les actifs de couverture.

Les flux de dotations, reprises et désactualisation présentés ci-dessus, sont ventilés de la façon suivante dans le compte de résultat :

En millions d'euros	31 déc. 2014
Résultat des activités opérationnelles	234
Autres produits et charges financiers	(609)
Impôts	13
TOTAL	(362)

L'analyse par nature des provisions et les principes applicables à leurs modalités de calcul sont exposés ci-dessous.

autres avantages long terme de production nucléaire

Se reporter à la Note 20 «Avantages postérieurs à l'emploi et autres Dans le cadre de la production d'énergie à partir d'unités nucléaires, avantages long terme». le Groupe assume des obligations de traitement de l'aval du cycle

19.1 Avantages postérieurs à l'emploi et 19.2 Obligations relatives aux installations

du combustible nucléaire et de démantèlement des centrales nucléaires.

19.2.1 Cadre légal

La loi belge du 11 avril 2003, modifiée par la loi du 25 avril 2007, attribue à Synatom, filiale du Groupe, la gestion des provisions pour le démantèlement des centrales nucléaires et pour la gestion des matières fissiles 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 considérés pour la gestion du combustible irradié : soit une gestion de ces provisions. Cette Commission émet également des avis sur basée essentiellement sur le retraitement, soit une gestion basée la révision du pourcentage maximal des fonds que Synatom peut essentiellement sur le conditionnement, sans retraitement. Le prêter aux exploitants nucléaires ainsi que sur les catégories d'actifs gouvernement belge n'a, à ce jour, pas encore arrêté sa décision dans lesquels Synatom peut investir la part des fonds qu'elle ne quant au scénario qui devra être suivi en Belgique.

Pour permettre à la Commission des provisions nucléaires de un scénario «mixte» : une partie du combustible, soit environ le remplir ses missions, conformément à la loi dont il est question quart du combustible total, est retraitée, pour réutilisation dans les ci-avant, Synatom est tenue de lui transmettre, tous les trois ans, un centrales belges, et une autre partie est évacuée directement, sans dossier décrivant les caractéristiques de base de la constitution de retraitement.

Un dossier de réévaluation trisannuelle des provisions nucléaires a coûts liés à ce scénario «mixte» : stockage sur site, transport, été transmis le 18 septembre 2013 par Synatom à la Commission retraitement par un centre approuvé, conditionnement, entreposage des provisions nucléaires qui a rendu son avis le 18 novembre et évacuation. 2013, sur base de l'avis conforme émis par l'ONDRAF (Organisme Les provisions pour aval du cycle sont déterminées sur la base des national des déchets radioactifs et des matières fissiles enrichies). principes et paramètres suivants :

Pour l'exercice 2014, les caractéristiques de base des provisions, les coûts d'entreposage comprennent essentiellement les coûts scénario industriel de gestion, programme et calendrier de mise en de construction et d'exploitation des piscines de même que les œuvre, analyses techniques détaillées (inventaires physiques et coûts d'achat des conteneurs. Ils sont principalement encourus radiologiques), estimation du montant et échéancier des dépenses, entre 2013 et 2028 ; de même que taux d'actualisation, correspondent ^à celles une partie du combustible irradié est transférée pour retraitement, approuvées par la Commission des provisions nucléaires, le Groupe les opérations de retraitement étant réalisées entre 2016 et 2026. s'étant assuré que ces hypothèses demeurent les plus adéquates. L'hypothèse retenue est la cession à des tiers du plutonium issu L'évolution des provisions en 2014 est donc essentiellement liée aux du retraitement ; éléments récurrents que sont le passage du temps (désactualisation) le combustible irradié et non retraité est conditionné entre ²⁰³⁵ et

Les provisions constituées intègrent dans leurs hypothèses conditionnement en fonction de critères d'acceptation émis par l'ONDRAF ; l'ensemble des obligations réglementaires environnementales existantes ou dont la mise en place est prévue au niveau européen, entre 2017 et 2053, les résidus du retraitement et le combustible national ou régional. Si une législation complémentaire devait être irradié conditionné seront transférés à l'ONDRAF ; introduite dans le futur, les coûts estimés servant de base aux les opérations d'évacuation en couche géologique profonde, dont calculs seraient susceptibles de varier. Le Groupe n'a toutefois pas les coûts sont estimés par l'ONDRAF, devraient se dérouler entre connaissance d'évolutions complémentaires dans la réglementation 2085 et 2095. Les principaux décaissements devraient s'étaler sur la constitution de ces provisions qui pourraient affecter de jusqu'en 2058 ;

tiers ou de propositions de tarifs émanant d'organismes risques afin de tenir compte du degré de maîtrise des techniques de indépendants ; démantèlement et de gestion du combustible. Ces marges sont estimées par le Groupe pour chaque catégorie de coût. Les marges le taux d'actualisation de 4,8% (taux réel de 2,8% et taux pour aléas relatifs à l'évacuation des déchets sont déterminées par d'inflation de 2,0%) est basé sur une analyse de l'évolution et de

Les provisions ont été établies au 31 décembre 2014 compte tenu le calcul des dotations ^à la provision est effectué sur la base d'un du cadre contractuel et légal actuel qui fixe la durée d'exploitation coût unitaire moyen pour l'ensemble des quantités utilisées des unités nucléaires ^à 50 ans pour Tihange 1 et ^à 40 ans pour les jusqu'à la fin de la période d'exploitation des centrales ; autres unités.

plusieurs unités nucléaires se traduirait par un report du calendrier des Les coûts effectivement supportés dans le futur pourraient différer opérations de démantèlement sur ces unités. Il pourrait en résulter de ceux estimés compte tenu de leur nature et de leur échéance. Le

peut prêter aux exploitants nucléaires. Le scénario retenu par la Commission des provisions nucléaires est

ces provisions. Le Groupe constitue des provisions qui couvrent l'ensemble des

-

et les dotations pour le combustible irradié au cours de l'année. 2052, ce qui nécessite la construction d'installations de
-
-
manière significative les montants provisionnés. l'engagement à terme est calculé sur base de coûts internes L'évaluation des provisions intègre des marges pour aléas et estimés et de coûts externes évalués à partir d'offres reçues de
la moyenne, historiques et prospectives, des taux de référence à l'ONDRAF et intégrées dans ses tarifs. long terme ;
-
une dotation annuelle, correspondant ^à l'effet de désactualisation ^À noter qu'une extension de la durée d'exploitation d'une ou de de la provision, est également comptabilisée.

une articulation moins optimale des tâches par rapport au montant de ces provisions pourrait également être ajusté dans le démantèlement de l'ensemble des unités du parc et un échéancier futur en fonction de l'évolution des paramètres présentés ci-dessus. plus tardif des décaissements. La contrepartie d'une révision de ces Ces paramètres sont cependant établis sur la base des informations provisions consisterait, sous certaines conditions, en un ajustement et estimations que le Groupe estime les plus adéquates ^à ce jour, et des actifs concernés ^à due concurrence. approuvées par la Commission des provisions nucléaires.

19.2.2 Provisions pour la gestion de l'aval du cycle du Plus particulièrement, le cadre réglementaire belge actuel ne définit combustible nucléaire pas les modalités de gestion des déchets nucléaires. Suite à une résolution adoptée par la Chambre des Représentants en 1993, le Après son déchargement d'un réacteur, le combustible nucléaire retraitement du combustible irradié ^a été suspendu. Le scénario irradié doit faire l'objet d'un traitement. Deux scénarii peuvent être retenu repose sur l'hypothèse que le gouvernement belge autorisera Synatom à retraiter l'uranium et qu'un accord entre la Belgique et la la valeur actuelle de l'engagement au moment de la mise en France sera conclu aux fins de permettre à Areva d'effectuer ce service constitue le montant initial de la provision avec, en

retraitement préalable, conduirait ^à une provision inférieure ^à celle industrielle ; résultant du scénario «mixte» approuvé par la Commission des

Par ailleurs, le gouvernement belge n'a pas encore pris de décision est calculée au taux retenu pour l'actualisation. quant ^à la gestion des déchets, soit en dépôt géologique profond, Les coûts effectivement supportés dans le futur pourraient différer soit en entreposage de longue durée. Conformément ^à la Directive de ceux estimés compte tenu de leur nature et de leur échéance. Le européenne, le gouvernement doit arrêter pour ²⁰¹⁵ son plan de montant de ces provisions pourrait également être ajusté dans le gestion du combustible irradié et des déchets radioactifs. futur en fonction de l'évolution des paramètres présentés ci-dessus. L'hypothèse intégrée dans le scénario retenu par la Commission Ces paramètres sont cependant établis sur la base des informations des provisions nucléaires se base sur le dépôt en couche et estimations que le Groupe estime les plus adéquates ^à ce jour, et géologique profonde, tel que préconisé dans le «plan déchets» de approuvées par la Commission des provisions nucléaires. l'ONDRAF. Il n'y a, à ce jour, pas de site qualifié en Belgique mais Par III ailleurs, le scénario retenu repose sur un plan de l'ONDRAF estime être en mesure de confirmer, ^à l'horizon 2020, la démantèlement et des calendriers qui devront être approuvés par capacité de l'argile de Boom ^à accepter les déchets issus du cycle les autorités de sûreté nucléaire. du combustible nucléaire.

Au terme de leur durée d'exploitation, les centrales nucléaires doivent 19.2.4 Sensibilité être démantelées. Les provisions constituées dans les comptes du Groupe sont destinées à couvrir tous les coûts relatifs tant à la phase Sur base des paramètres actuellement appliqués pour l'estimation de mise à l'arrêt définitif, qui concerne les opérations de des coûts et du calendrier des décaissements, une variation du taux déchargement et d'évacuation du combustible irradié de la centrale, réel d'actualisation de 10 points de base est susceptible d'entraîner qu'à la période de démantèlement proprement dite qui conduit au une modification du solde des provisions pour démantèlement et

baisse en cas d'augmentation du taux. constituées sur la base des principes et paramètres suivants :

- comme hypothèse à due concurrence des actifs correspondants. la réalisation d'un démantèlement en série des

provision pour la gestion de l'aval du cycle du combustible de l'ensemble de l'engagement. nucléaire ;
la durée d'exploitation des unités nucléaires est de 50 ans pour Tihange 1 et de 40 ans pour les autres unités ;
installations les opérations techniques de mise ^à l'arrêt définitif des installations se déroulent habituellement sur une période de
retraitement. contrepartie, un actif d'un montant identique repris dans les immobilisations corporelles concernées. Cet actif est amorti sur la Un scénario basé sur une évacuation directe des déchets, sans durée d'exploitation restante depuis la date de mise en service
une dotation annuelle ^à la provision, correspondant ^à la charge provisions nucléaires. d'intérêt sur la provision existante ^à la fin de l'année précédente,

Les unités nucléaires sur lesquelles le Groupe détient un droit de capacité 19.2.3 Provisions pour le démantèlement des sites de font également l'objet d'une provision à concurrence de la quote-part production nucléaire dans les coûts attendus de démantèlement qu'il doit supporter.

déclassement et à l'assainissement du site. traitement de l'aval du cycle du combustible nucléaire de l'ordre de 100 millions d'euros, ^à la hausse en cas de diminution du taux et ^à la Les provisions pour le démantèlement des centrales nucléaires sont

^À noter qu'une évolution propre ^à la révision de la provision pour le montant ^à décaisser ^à terme est déterminé en fonction des démantèlement n'aurait pas d'impact immédiat sur le résultat, la coûts estimés par centrale nucléaire, sur base d'une étude contrepartie consistant, sous certaines conditions, en un ajustement réalisée par un bureau d'experts indépendants et en retenant

centrales ; Il convient par ailleurs de préciser que les sensibilités, telles que un taux d'inflation de 2,0% est appliqué jusqu'à la fin du présentées ci-dessus conformément aux prescrits normatifs, sont démantèlement pour la détermination de la valeur future de mécaniques et doivent s'analyser avec toutes les précautions l'engagement ; d'usage compte tenu des nombreux autres paramètres, en partie un taux d'actualisation de 4,8% (y compris 2,0% d'inflation) est interdépendants, intégrés dans l'évaluation. En outre, la périodicité appliqué pour la détermination de la valeur actuelle de de la révision par la Commission des provisions nucléaires, telle l'engagement (NPV). Il est identique à celui retenu pour la qu'instaurée légalement, permet d'assurer une correcte évaluation

19.3 Démantèlements relatifs aux autres

3 à 4 ans. Le début de ces opérations est fonction de l'unité À l'issue de leur durée d'exploitation, certaines installations, dont concernée et du séquencement des opérations pour l'ensemble notamment les centrales classiques, les canalisations de transport, du parc. Elles sont immédiatement suivies de la phase de les conduites de distribution, les sites de stockage et les terminaux démantèlement qui s'échelonne sur une période de 9 à 13 ans ; 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.

Sur la base des estimations de la fin des réserves prouvées et d'hypothèses internes du Groupe concernant l'estimation des coûts probables de gaz, compte tenu notamment des niveaux actuels de de reconstitution et le calendrier de réalisation de ces travaux. Ainsi, production, soit 250 ans selon l'Agence Internationale de l'Énergie, le planning de reconstitution de sites sur lequel est basé le calcul de les provisions pour démantèlement des infrastructures gaz en la provision est susceptible de varier en fonction du moment où la

19.4 Reconstitution de sites

19.4.1 Activité exploration-production

19.5 Litiges et risques fiscaux 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 Ce poste comprend principalement les provisions constituées au reconstitution des sites d'exploration-production jusqu'à la fin des titre des litiges commerciaux, et des réclamations et risques fiscaux. activités opérationnelles. Cette provision est établie sur la base

France ont une valeur actuelle quasi nulle. 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.

NOTE 20 Avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages à long terme

salariale au sein de la branche des IEG. Les principaux régimes de retraite du Groupe sont commentés

Depuis le 1 vieillesse, anticipés par rapport à l'âge légal de départ à la retraite. Le montant invalidité, décès, accidents du travail et maladies professionnelles des IEG est assuré par la Caisse Nationale des de la provision est susceptible d'évoluer en fonction du poids respectif des sociétés du Groupe au sein de la branche des IEG. Industries Électriques et Gazières (CNIEG). La CNIEG est un organisme de sécurité sociale de droit privé, doté de la personnalité Les évaluations des engagements de retraites et des autres morale et placé sous la tutelle conjointe des ministres chargés de la «engagements mutualisés» sont effectuées par la CNIEG.

Les personnels salariés et retraités des IEG sont, depuis le régime spécial des IEG s'élève à 3,3 milliards d'euros contre 1 sociétés du Groupe concernées par ce régime sont GDF SUEZ SA, essentiellement liée à la baisse des taux d'actualisation.

Suite à la réforme du financement du régime spécial des IEG introduite par la Loi n° 2004-803 du 9 août 2004 et ses décrets 20.1.2 Convention de l'électricité et du gaz en Belgique d'application, les droits spécifiques (prestations du régime non En Belgique, des conventions collectives régissent les droits du couvertes par les régimes de droit commun) relatifs aux périodes personnel des sociétés du secteur de l'électricité et du gaz, soit validées au 31 décembre ²⁰⁰⁴ («droits spécifiques passés») ont été principalement Electrabel, Electrabel Customer Solutions (ECS), répartis entre les différentes entreprises des IEG. Le financement Laborelec, GDF SUEZ CC et partiellement GDF SUEZ Energy des droits spécifiques passés (droits au 31 décembre 2004) Management Trading. afférents aux activités régulées de transport et de distribution Ces conventions, applicables au personnel «barémisé» engagé («droits spécifiques passés régulés») est assuré par le prélèvement er juin 2002 et au personnel cadre engagé avant le de la Contribution Tarifaire d'Acheminement sur les prestations de er mai 1999, prévoient des avantages permettant au personnel transport et de distribution de gaz et d'électricité, et n'incombe d'atteindre, pour une carrière complète et ^y compris la pension donc plus au Groupe GDF SUEZ. Les droits spécifiques passés légale, un complément de pension de retraite égal ^à 75% du dernier (droits au 31 décembre 2004) des activités non régulées sont revenu annuel. Ces compléments sont partiellement réversibles aux financées par les entreprises des IEG dans les proportions définies ayants droit. Il s'agit de régimes ^à prestations définies. En pratique, par le décret n° 2005-322 du 5 avril 2005.

Le régime spécial des IEG est un régime légal ouvert aux nouveaux forme de capital. La plupart des obligations résultant de ces plans

20.1 Description des principaux régimes de Les droits spécifiques du régime constitués depuis le 1 er janvier 2005 sont intégralement financés par les entreprises des retraite IEG proportionnellement ^à leur poids respectif en termes de masse

ci-dessous. S'agissant d'un régime à prestations définies, le Groupe constitue une provision pour retraite au titre des droits spécifiques des agents 20.1.1 Régime spécial des Industries Électriques et Gazières des activités non régulées et des droits spécifiques acquis par les (IEG) en France agents des activités régulées ^à compter du ¹ er janvier 2005. Cette er janvier 2005, le fonctionnement du régime d'assurance provision englobe également les engagements au titre des départs

sécurité sociale et du budget. Au 31 décembre 2014, la dette actuarielle «retraite» relative au er janvier 2005, affiliés de plein droit à cette caisse. Les principales 2,5 milliards d'euros au 31 décembre 2013, l'augmentation étant

GrDF, GRTgaz, ELENGY, STORENGY, GDF SUEZ Thermique La duration de la dette actuarielle « retraite » relative au régime des France, CPCU, CNR et SHEM. IEG est de ¹⁸ ans.

avant le 1 1 ces prestations sont, pour la plupart des participants, liquidées sous entrants. de pension sont financées auprès de plusieurs fonds de pension établis pour le secteur de l'électricité et du gaz et de compagnies

d'assurances. Les plans de pension pré-financés sont alimentés par à cotisations définies. Les engagements de retraite du personnel des cotisations des salariés et des employeurs. Les cotisations des des filiales d'International Power au Royaume-Uni sont couverts employeurs sont déterminées annuellement sur la base d'une par le régime spécial des Industries des Fournisseurs d'Électricité

La dette actuarielle relative ^à ces régimes représente environ 15% régime est fermé, et un régime ^à cotisations définies ^a été mis en du total des engagements de retraite au 31 décembre 2014. La place pour les nouveaux entrants ;

Le personnel «barémisé» engagé à partir du 1 personnel cadre engagé à partir du 1 régimes à cotisations définies. Toutefois, concernant les cotisations le Brésil : Tractebel Energia a son propre fonds de pension, qui a versées depuis le 1 annuel moyen sur la carrière de 3,25% minimum, le déficit éventuel du plan (fermé) à prestations définies et le second dédié au plan à étant à la charge de l'employeur. Il en résulte que, pour la partie des cotisations définies proposé aux nouveaux entrants depuis début engagements correspondant aux cotisations versées depuis cette 2005. date, le régime doit être considéré comme un plan à prestations définies. Cependant, le régime reste comptabilisé par le Groupe comme un régime ^à cotisations définies, en l'absence notamment III postérieurs à l'emploi et autres de passif net matériel identifié. Une comparaison entre le rendement réalisé et le taux minimum garanti ^a été effectuée, et le avantages ^à long terme sous-financement constaté n'est pas significatif au 31 décembre 2014.

cotisations définies s'élève à 21 millions d'euros contre

20.1.3 Régimes multi-employeurs Avantages postérieurs ^à l'emploi :

Certaines entités du Groupe voient leur personnel affilié à des l'avantage en nature énergie ; régimes de retraite multi-employeurs. les indemnités de fin de carrière ;

Ces régimes prévoient une mutualisation des risques de telle sorte les congés exceptionnels de fin de carrière ; que le financement est assuré par un taux de cotisation déterminé les indemnités de secours immédiat ; uniformément pour toutes les sociétés affiliées, qui s'applique ^à la masse Avantages à long terme : salariale.

C'est notamment les rentes d'accidents du travail et de maladies professionnelles ; le cas aux Pays-Bas, pour la plupart des entités dont le métier rend obligatoire l'affiliation à un régime sectoriel. Ces les rentes d'incapacité temporaire et d'invalidité ; régimes sectoriels regroupent un nombre important d'employeurs, les médailles du travail. ce qui limite l'impact potentiel du défaut d'une société. En cas de Les principaux engagements sont décrits ci-après. défaut d'une société, les droits acquis sont maintenus dans un compartiment dédié. Ces droits acquis ne sont pas transférés aux 20.2.1.1 Avantage en nature énergie autres participants. Des plans de refinancement peuvent être mis en L'article 28 du statut national du personnel des Industries

comme des régimes à cotisations définies. régime d'avantage en nature énergie intitulé «tarif agent».

La charge comptabilisée en 2014 au titre de ces régimes Cet avantage recouvre la fourniture à ces agents d'électricité et de multi-employeurs s'élève à 73 millions d'euros contre 94 millions gaz à un tarif préférentiel. Les avantages dont bénéficieront les

La plupart des autres sociétés du Groupe accordent également à En vertu des accords signés avec EDF en 1951, GDF SUEZ fournit leur personnel des avantages retraite. En termes de coûts de du gaz à l'ensemble de la population active et retraitée de financement des plans de retraite dans le Groupe, ceux-ci sont GDF SUEZ et d'EDF et, réciproquement, EDF fournit de l'électricité presque équitablement répartis entre financement de plans à à la même population. GDF SUEZ prend à sa charge (ou bénéficie

Les principaux régimes de retraite hors France, Belgique et échanges d'énergie intervenant entre les deux entreprises.

définies est fermée aux nouveaux entrants, et pour la plupart, à le prix de vente de l'énergie et le tarif préférentiel accordé aux agents. l'acquisition de droits futurs. Toutes les entités proposent un plan

expertise actuarielle. (ESPS). Il s'agit d'un régime à prestations définies dont les actifs sont investis dans des fonds séparés. Depuis le 1 er juin 2008, ce

duration moyenne de ces régimes est de 11 années. l'Allemagne : les différentes filiales ont fermé leurs plans ^à er juin 2002 et le prestations définies pour les nouveaux entrants. Les entités er mai 1999 bénéficient de proposent des plans à cotisations définies ;
- er janvier 2004, la loi impose un rendement été scindé en deux compartiments : l'un poursuivant la gestion

20.2 Description des autres avantages

20.2.1 Autres avantages consentis aux personnels des IEG La charge comptabilisée en ²⁰¹⁴ au titre de ces régimes ^à (aux actifs et/ou aux inactifs)

20 millions d'euros en 2013. Les autres avantages consentis aux personnels des IEG sont les suivants :

-

place afin d'assurer l'équilibre des fonds. Électriques et Gazières prévoit que l'ensemble des agents (agents Le Groupe GDF SUEZ comptabilise ces régimes multi-employeurs actifs et inactifs, sous conditions d'ancienneté) bénéficie d'un

d'euros en 2013. agents à la retraite constituent des avantages postérieurs à l'emploi à prestations définies. La population inactive bénéficiaire du tarif 20.1.4 Autres régimes de retraite agent justifie d'au moins 15 années de service au sein des IEG.

prestations définies et financement de plans à cotisations définies. de) la soulte imputable aux agents de GDF SUEZ résultant des

Pays-Bas concernent : L'engagement énergie lié à l'avantage accordé aux salariés (actifs et le Royaume-Uni : la grande majorité des plans à prestations inactifs) au titre des périodes de retraite est évalué par différence entre La provision relative à l'avantage en nature énergie s'élève à ainsi que des médailles du travail et des régimes de prépension. À 2,8 milliards d'euros au 31 décembre 2014. La duration de l'exception de l'«allocation transitoire» (prime de fin de carrière), ces l'engagement est de 23 ans. avantages ne font pas l'objet de préfinancements.

Les agents perçoivent dès leur départ en retraite (ou leurs ayants La plupart des autres sociétés du Groupe accordent également à droit en cas de décès pendant la phase d'activité de l'agent), une leur personnel des avantages postérieurs à l'emploi (régimes de indemnité de fin de carrière progressive en fonction de leur préretraite, couverture médicale, avantages en nature…), ainsi que

20.2.1.3 Rentes d'accidents du travail et de maladies professionnelles

Les salariés des IEG bénéficient de garanties permettant la réparation des accidents du travail et des maladies professionnelles. Les prestations couvrent l'ensemble des salariés et des ayants droit 20.3.1 Montants présentés dans l'état de situation financière d'un salarié décédé suite ^à un accident du travail, ^à un accident de trajet ou ^à une maladie professionnelle. et l'état du résultat global

Le montant de l'engagement correspond ^à la valeur actuelle Conformément aux dispositions d'IAS 19, l'information présentée probable des prestations que percevront les bénéficiaires actuels dans l'état de situation financière au titre des avantages postérieurs

Les sociétés du secteur de l'électricité et du gaz accordent des différence est négative, un actif de régime est constaté dans l'état avantages après la retraite tels que le remboursement de frais de situation financière dès lors que les conditions de

20.2.1.2 Indemnités de fin de carrière 20.2.3 Autres conventions

ancienneté dans les IEG. d'autres avantages à long terme (médailles du travail et autres primes d'ancienneté…).

20.3 Plans à prestations définies

compte tenu des éventuelles reversions. ^à l'emploi et autres avantages ^à long terme correspond ^à la 20.2.2 Autres avantages consentis aux personnels du secteur différence entre la dette actuarielle (engagement brut) et la juste valeur des actifs de couverture. Lorsque cette différence est de l'électricité et du gaz en Belgique positive, une provision est enregistrée (engagement net). Lorsque la médicaux et des réductions sur les tarifs de l'électricité et du gaz 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 comptabilisés dans l'état de situation financière sont les suivantes :

En millions d'euros	Provisions	Actifs de régime	Droits à remboursement
er JANVIER 2013 (1) AU 1	(5 564)	19	159
Différence de change	38	-	-
Variations de périmètre et autres	639	(5)	-
Pertes et gains actuariels	623	9	3
Charge de l'exercice	(548)	(5)	4
Plafonnement d'actifs	(1)	-	-
Cotisations / prestations payées	423	54	1
AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)	(4 390)	72	167
Différence de change	(12)	-	-
Variations de périmètre et autres	34	(85)	-
Pertes et gains actuariels	(1 784)	22	6
Charge de l'exercice	(497)	28	6
Plafonnement d'actifs	(4)	-	-
Cotisations / prestations payées	420	5	(3)
AU 31 DÉCEMBRE 2014	(6 233)	41	176

Les données comparatives au 1 er (1) janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Les actifs de régime et les droits à remboursement sont présentés La charge de l'exercice comptabilisée dans le compte de résultat dans l'état de situation financière au sein des lignes «Autres actifs» s'élève à 469 millions d'euros en 2014 (553 millions d'euros non courants et courants. en 2013). Les composantes de cette charge de l'exercice relative

Note 20.3.4 «Composantes de la charge de l'exercice». liées à la perte de contrôle de SUEZ Environnement pour 641 millions d'euros. La zone Euro représente 94% des engagements nets du Groupe au

aux régimes à prestations définies sont présentées dans la Les «Variations de périmètre et autres» en 2013 sont principalement

31 décembre 2014 (contre 93% au 31 décembre 2013).

NOTE 20 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L'EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME

Les écarts actuariels cumulés comptabilisés dans les capitaux actuarielle générée en 2014 provient essentiellement de la baisse propres s'élèvent à 3 138 millions d'euros au 31 décembre 2014, des taux d'actualisation (cf Note 20.3.6).

Les pertes et gains actuariels nets générés sur l'exercice, qui sont Les montants des dettes actuarielles et des actifs de couverture du présentés sur une ligne distincte de l'«État du résultat global» Groupe GDF SUEZ, leur évolution au cours des exercices représentent une perte actuarielle de 1 762 millions d'euros en ²⁰¹⁴ concernés, ainsi que leur réconciliation avec les montants

contre 1 415 millions d'euros au 31 décembre 2013. 20.3.2 Évolution des engagements et des actifs de couverture

et un gain actuariel de 624 millions d'euros en 2013. La perte comptabilisés dans l'état de situation financière sont les suivants :

		31 déc. 2014			31 déc. 2013 (1)
En millions d'euros	Retraites (2)	Autres postérieurs (3) à l'emploi	avantages Avantages à long terme (4)	Total	Retraites (2)	Autres avantages Avantages postérieurs à l'emploi (3)	à long terme (4)	Total
A - VARIATION DE LA DETTE ACTUARIELLE
Dette actuarielle début de période	(6 363)	(2 383)	(531)	(9 276)	(7 700)	(2 679)	(537)	(10 916)
Coût des services rendus de la période	(229)	(32)	(40)	(301)	(278)	(45)	(42)	(365)
Charge d'intérêts sur la dette actuarielle	(251)	(88)	(16)	(355)	(252)	(90)	(16)	(357)
Cotisations versées	(13)	-	-	(13)	(15)	-	-	(15)
Modification de régime	10	1	3	14	(2)	-	-	(2)
Variations de périmètre	(85)	-	-	(85)	856	252	21	1 129
Réductions / cessations de régimes	16	-	-	16	4	2	-	6
Événements exceptionnels	(3)	(4)	-	(7)	(4)	(5)	-	(9)
Pertes et gains actuariels financiers	(941)	(1 036)	(36)	(2 014)	469	67	(9)	527
Pertes et gains actuariels démographiques	(36)	58	10	32	44	8	(2)	51
Prestations payées	361	92	47	500	357	100	54	511
Autres (dont écarts de conversion)	(47)	(2)	-	(49)	157	8	-	165
Dette actuarielle fin de période	A (7 580)	(3 393)	(564)	(11 537)	(6 363)	(2 383)	(531)	(9 276)
B - VARIATION DES ACTIFS DE COUVERTURE
Juste valeur des actifs de couverture en début de période	4 955	5	-	4 960	5 324	51	-	5 375
Produit d'intérêts des actifs de couverture	201	-	-	201	184	2	-	187
Pertes et gains actuariels financiers	195	(2)	-	193	42	2	-	44
Cotisations perçues	270	14	-	284	331	26	-	357
Variations de périmètre	36	-	-	36	(441)	(53)	-	(495)
Cessations de régimes	(12)	(1)	-	(13)	(2)	1	-	(1)
Prestations payées	(333)	(14)	-	(347)	(352)	(24)	-	(376)
Autres (dont écarts de conversion)	36	-	-	36	(131)	-	-	(131)
Juste valeur des actifs de couverture en fin de période	B 5 349	3	-	5 351	4 955	5	-	4 960
C - COUVERTURE FINANCIÈRE	A+B (2 231)	(3 391)	(564)	(6 186)	(1 408)	(2 378)	(531)	(4 316)
Plafonnement d'actifs	(6)	-	-	(6)	(1)	(1)	-	(2)
ENGAGEMENTS NETS DE RETRAITES	(2 237)	(3 391)	(564)	(6 192)	(1 409)	(2 379)	(531)	(4 318)
TOTAL PASSIF	(2 278)	(3 391)	(564)	(6 233)	(1 481)	(2 379)	(531)	(4 390)
TOTAL ACTIF	41	-	-	41	72	-	-	72

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(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.

En 2013, les variations de périmètre résultaient principalement de la perte de contrôle de SUEZ Environnement (1 136 millions d'euros sur la dette actuarielle et 495 millions d'euros sur les actifs de couverture).

20.3.3 Évolution des droits à remboursement

La juste valeur des droits à remboursement relatifs aux actifs de couverture gérés par Contassur évolue comme suit :

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Juste valeur en début d'exercice	167	159
Produit d'intérêts des placements	7	4
Pertes et gains actuariels financiers	6	3
Rendement réel	13	7
Réductions/cessations de régime	(1)	-
Cotisations employeurs	13	22
Cotisations employés	2	2
Prestations payées	(18)	(22)
JUSTE VALEUR EN FIN D'EXERCICE	176	167

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

20.3.4 Composantes de la charge de l'exercice

Les charges constatées en 2014 et 2013 au titre des retraites et engagements assimilés à prestations définies sur l'exercice se décomposent comme suit :

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Coûts des services rendus de la période	301	365
Charge d'intérêts nette	153	171
Pertes et gains actuariels (2)	27	11
Modifications de régimes	(14)	2
Profits ou pertes sur réductions, cessations, liquidations de régimes	(5)	(5)
Événements exceptionnels	7	9
TOTAL	469	553
Dont comptabilisés en résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	315	382
Dont comptabilisés en résultat financier	153	171

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

(2) Sur avantages à long terme.

déterminés par les organismes de gestion de ces fonds. financière, les actifs sont investis au travers de fonds de pensions Concernant les plans français, lorsque les actifs sont investis via une et/ou de compagnies d'assurance. La répartition entre ces grandes compagnie d'assurance, cette dernière gère le portefeuille catégories diffère pour chaque plan selon les pratiques d'investissements dans le cadre de contrats en unités de compte d'investissement propres aux pays concernés. Les stratégies ou de contrats en euros. Ces fonds diversifiés sont caractérisés par d'investissement des plans ^à prestations définies visent ^à trouver un bon équilibre entre le retour sur investissement et les risques

Les objectifs d'investissement se résument ainsi : maintenir un des plus grandes valeurs de la zone euro et hors zone euro. niveau de liquidité suffisant afin de payer les pensions de retraites ou autres paiements forfaitaires ; et, dans un cadre de risque maîtrisé, atteindre un taux de rendement à long terme rémunérant le taux d'actualisation ou, le cas échéant, un taux au moins égal aux rendements futurs demandés.

20.3.5 Politique et stratégie de couverture des engagements Lorsque les actifs sont investis au travers de fonds de pension, les allocations de couverture et comportements d'investissement sont Lorsque les plans ^à prestations définies font l'objet d'une couverture une gestion active se référant à des indices composites, adaptés à l'horizon long terme des passifs, et prenant en compte les associés. obligations gouvernementales de la zone euro ainsi que les actions

NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS NOTE 20 AVANTAGES POSTÉRIEURS À L'EMPLOI ET AUTRES AVANTAGES À LONG TERME

Dans le cas des fonds en euros, la seule obligation de la compagnie d'assurance est un taux de rendement fixe minimum. La couverture des engagements peut être analysée comme suit :

En millions d'euros	Dette actuarielle	Juste valeur des actifs de couverture	Plafonnement d'actifs	Total engagement net
Plans dont les engagements sont supérieurs aux fonds	(7 385)	4 872	(6)	(2 519)
Plans dont les fonds sont supérieurs aux engagements	(438)	479	-	41
Plans non financés	(3 714)	-	-	(3 714)
AU 31 DÉCEMBRE 2014	(11 537)	5 351	(6)	(6 191)
Plans dont les engagements sont supérieurs aux fonds	(5 414)	4 418	(1)	(997)
Plans dont les fonds sont supérieurs aux engagements	(496)	542	(1)	45
Plans non financés	(3 366)	-	-	(3 366)
AU 31 DÉCEMBRE 2013 (1)	(9 276)	4 960	(2)	(4 318)

(1) Les données comparatives au 31 décembre ²⁰¹³ ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2). III

L'allocation des catégories d'actifs de couverture en fonction des principales catégories d'actifs est la suivante :

En %	31 déc. 2014	31 déc. 2013
Actions	31	30
Obligations souveraines	20	19
Obligations privées	29	31
Actifs monétaires	9	11
Actifs immobiliers	4	3
Autres actifs	7	6
TOTAL	100	100

La part des actifs de couverture cotés sur un marché actif est de Le rendement réel des actifs de couverture des entités belges du 100% au 31 décembre 2014. Groupe en 2014 s'est élevé à environ 7% en assurance de groupe

et à 4% en fonds de pension. Le rendement réel des actifs des entités participant au régime des IEG s'est établi à 8% en 2014. L'allocation des actifs de couverture par zone géographique

d'investissement est la suivante :

En %	Europe	Amérique du Nord	Amérique Latine	Asie - Océanie	Reste du monde	Total
Actions	62	22	1	11	4	100
Obligations souveraines	75	-	24	1	-	100
Obligations privées	84	9	2	4	1	100
Actifs monétaires	86	-	4	10	-	100
Actifs immobiliers	87	4	5	3	1	100
Autres actifs	33	18	29	15	5	100

20.3.6 Hypothèses actuarielles

Les hypothèses actuarielles ont été déterminées pays par pays et société par société, en relation avec des actuaires indépendants. Les taux pondérés des principales hypothèses actuarielles sont présentés ci-après :

	Autres avantages Retraites postérieurs à l'emploi			Avantages à long terme			Total des engagements
	2014	2013	2014	2013	2014	2013	2014	2013
Taux d'actualisation	2,8%	4,1%	2,1%	3,5%	1,8%	3,5%	2,5%	3,9%
Taux d'inflation	2,0%	2,2%	1,7%	2,0%	1,8%	2,0%	1,9%	2,1%
Durée résiduelle de service	15 ans	15 ans	16 ans	15 ans	16 ans	16 ans	15 ans	15 ans

base (à taux d'actualisation inchangé) entraînerait une variation de la rendement, ^à la date de l'évaluation, des obligations émises par des dette actuarielle d'environ 14%. entreprises de premier rang, pour une échéance correspondant ^à la 20.3.6.2 Autres hypothèses duration de l'engagement.

Les taux ont été déterminés pour chaque zone monétaire (zone Les hypothèses d'augmentation des frais médicaux (inflation Euro et Royaume-Uni) ^à partir des données sur le rendement des comprise) sont de 2,7%. obligations AA (d'après Bloomberg et iBoxx), extrapolées pour les

Selon les estimations établies par le Groupe, une variation de plus ou moins 100 points de base du taux d'actualisation entraînerait une variation de la dette actuarielle d'environ 15%.

20.3.6.1 Taux d'actualisation et d'inflation Les taux d'inflation ont été déterminés pour chaque zone monétaire. Une variation du taux d'inflation de plus ou moins ¹⁰⁰ points de Le taux d'actualisation retenu est déterminé par référence au

maturités Concernant les soins médicaux, une variation d'un point des taux longues à partir du rendement des obligations d'État. de croissance aurait les impacts suivants :

En millions d'euros	Augmentation de 100 points de base	Diminution de 100 points de base
Effet sur les charges	3	(2)
Effet sur les engagements de retraite	48	(36)

20.3.7 Estimation des cotisations employeurs ^à verser en 20.4 Plans à cotisations définies 2015 au titre des plans à prestations définies

présentées dans les «Charges de personnel» au compte de résultat. 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 2014, le Groupe ^a comptabilisé une charge de 139 millions Le Groupe s'attend ^à verser, au cours de l'exercice 2015, des d'euros au titre des plans ^à cotisations définies souscrits au sein du cotisations de l'ordre de 225 millions d'euros au profit de ses Groupe (123 millions d'euros en 2013). Ces cotisations sont régimes ^à prestations définies, dont un montant de 93 millions

NOTE 21 Activité exploration-production

21.1 Immobilisations d'exploration-production

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 financière, les champs en développement (immobilisations en développement) et les champs en production (immobilisations de production), qui sont présentés en tant qu'immobilisations corporelles dans l'état de situation financière.

En millions d'euros	Licences	Immobilisations en développement	Immobilisations de production	Total
A. VALEUR BRUTE
er janvier 2013 (1) Au 1	1 066	1 125	7 837	10 028
Variations de périmètre	(19)	-	-	(19)
Acquisitions	38	596	234	868
Écarts de conversion	(33)	(95)	(454)	(581)
Autres	(9)	(183)	224	32
Au 31 décembre 2013 (1)	1 043	1 443	7 841	10 327
Variations de périmètre	-	(39)	(147)	(186)
Acquisitions	24	805	178	1 007
Cessions	-	(12)	(99)	(112)
Écarts de conversion	108	94	(216)	(15)
Autres	(69)	(885)	999	45
AU 31 DÉCEMBRE 2014	1 106	1 406	8 555	11 067
B. AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR CUMULÉS
er janvier 2013 (1) Au 1	(379)	(40)	(3 530)	(3 949)
Variations de périmètre	19	-	-	19
Amortissements et pertes de valeur	(15)	-	(687)	(702)
Écarts de conversion	9	1	171	182
Autres	5	3	(7)	-
Au 31 décembre 2013 (1)	(361)	(35)	(4 053)	(4 450)
Variations de périmètre	-	-	96	96
Amortissements et pertes de valeur	(33)	-	(920)	(953)
Écarts de conversion	(44)	(1)	62	17
Autres	-	33	(33)	-
AU 31 DÉCEMBRE 2014	(438)	(4)	(4 847)	(5 289)
C. VALEUR NETTE COMPTABLE
Au 31 décembre 2013 (1)	682	1 408	3 788	5 878
AU 31 DÉCEMBRE 2014	668	1 402	3 708	5 778

Les données comparatives au 1 er (1) janvier 2013 et au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf.Note 2).

La ligne «Acquisitions» de l'exercice 2014 comprend notamment les développements réalisés au cours de l'exercice sur les champs de Cygnus au Royaume-Uni et de Jangkrik en Indonésie. La ligne «Cessions» comprend principalement la cession d'un actif en production chez GDF SUEZ E&P Deutschland GmbH en Allemagne.

La ligne «Acquisitions» de l'exercice 2013 comprend notamment les développements réalisés au cours de l'exercice sur les champs de Cygnus au Royaume-Uni et de Gudrun en Norvège

21.2 Coûts d'exploration pré-capitalisés

Le tableau suivant présente la variation nette des coûts d'exploration pré-capitalisés :

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Valeur à l'ouverture	599	609
Coûts d'exploration de la période pré-capitalisés	162	194
Montants comptabilisés en charge de l'exercice	(278)	(142)
Autres	(53)	(62)
VALEUR A LA CLÔTURE	430	599

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf.Note 2).

Les coûts d'exploration pré-capitalisés sont présentés dans l'état de situation financière au sein de la rubrique «Autres actifs».

21.3 Flux d'investissement de la période

Les dépenses d'investissement réalisées au titre des activités d'exploration-production en 2014 et 2013 s'élèvent respectivement à 1 094 millions d'euros et 954 millions d'euros. Elles sont présentées au sein de la ligne «Investissements corporels et incorporels» du tableau de flux de trésorerie.

NOTE 22 Contrats de location-financement

22.1 Information sur les contrats de location-financement – GDF SUEZ preneur

La valeur nette comptable des immobilisations corporelles en location-financement est ventilée entre les différentes catégories d'immobilisations corporelles en fonction de leur nature.

Les principaux contrats de location-financement conclus par le Groupe concernent des centrales électriques de GDF SUEZ Energy International (essentiellement Enersur - Pérou) et des centrales de cogénération de Cofely.

Paiements minimaux futurs, valeur actualisée :

	Paiements minimaux de leasing au 31 déc. 2014		Paiements minimaux de leasing au 31 déc. 2013 (1)
En millions d'euros	Valeur non actualisée	Valeur actualisée	Valeur non actualisée	Valeur actualisée
re année Au cours de la 1	100	98	109	106
e à la 5 e année comprise De la 2	391	367	336	311
e année Au-delà de la 5	70	50	112	81
TOTAL PAIEMENTS FUTURS MINIMAUX	561	515	557	499

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf.Note 2).

La réconciliation entre les dettes de location-financement comptabilisées dans l'état de situation financière (cf. Note 16.2.1 «Dettes financières»), et les paiements minimaux non actualisés par échéance se présente de la manière suivante :

En millions d'euros	Total	re année 1	e e 2 à 5 année	e Au-delà de la 5 année
Dettes de location-financement	515	92	376	47
Effet d'actualisation des remboursements futurs de la dette et charges financières futures	46	8	15	23
PAIEMENTS FUTURS MINIMAUX NON ACTUALISÉS	561	100	391	70

22.2 Information sur les contrats de location-financement – GDF SUEZ bailleur

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 profit de l'acheteur d'énergie et de certains contrats avec des clients industriels portant sur des actifs détenus par le Groupe.

Le Groupe a ainsi comptabilisé des créances de location-financement notamment au titre des centrales de cogénération destinées à Wapda et NTDC (Uch - Pakistan), Bowin (Glow - Thaïlande), Solvay (Electrabel - Belgique) et Lanxess (Electrabel - Belgique).

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Paiements minimaux non actualisés	1 180	727
Valeur résiduelle non garantie revenant au bailleur	38	29
TOTAL INVESTISSEMENT BRUT	1 218	756
Produits financiers non acquis	192	117
INVESTISSEMENT NET (BILAN)	1 026	638
dont valeur actualisée des paiements minimaux	999	618
dont valeur résiduelle non garantie actualisée	28	20

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf.Note 2).

Les montants comptabilisés dans l'état de situation financière au titre des contrats de location-financement sont détaillés en Note 16.1.2 «Prêts et créances au coût amorti».

Les paiements minimaux futurs non actualisés à recevoir au titre des contrats de location-financement s'analysent comme suit :

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
re année Au cours de la 1	122	121
e à la 5 e année comprise De la 2	401	313
e année Au-delà de la 5	657	293
TOTAL	1 180	727

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

NOTE 23 Contrats de location simple

23.1 Information sur les contrats de location simple – GDF SUEZ preneur

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 2014 et 2013 se décomposent comme suit :

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Loyers minimaux	(905)	(1 102)
Loyers conditionnels	(18)	(26)
Revenus de sous-location	87	84
Charges de sous-location	(39)	(53)
Autres charges locatives	(206)	(247)
TOTAL	(1 081)	(1 343)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf.Note 2).

La charge nette 2013 comprenait 199 millions d'euros au titre des charges de location simple de SUEZ Environnement jusqu'au 22 juillet 2013 (cf. Note 5.7).

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. 2014	31 déc. 2013 (1)
re année Au cours de la 1	642	617
e à la 5 e année comprise De la 2	1 601	1 477
e année Au-delà de la 5	1 465	1 646
TOTAL	3 708	3 740

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf.Note 2).

23.2 Information sur les contrats de location simple – GDF SUEZ bailleur

Ces contrats relèvent essentiellement de l'interprétation IFRIC 4 de la norme IAS 17 et concernent principalement des centrales électriques exploitées par la branche Energy International.

Les revenus locatifs des exercices 2014 et 2013 se décomposent comme suit :

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Loyers minimaux	579	640
Loyers conditionnels	113	89
TOTAL	692	729

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

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. 2014	31 déc. 2013 (1)
re année Au cours de la 1	550	510
e à la 5 e année comprise De la 2	1 351	1 528
e année Au-delà de la 5	19	20
TOTAL	1 919	2 058

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

NOTE 24 Paiements fondés sur des actions

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. 2014	31 déc. 2013
Plans de stock-options	24.1	-	9
Augmentations de capital réservées aux salariés	24.2	11	-
Share Appreciation Rights (1)	24.2	-	1
Plans d'attribution d'actions gratuites/de performance	24.3	10	83
Autres plans du Groupe		1	-
TOTAL		22	93

(1) Émis dans le cadre des augmentations de capital réservées aux salariés, dans certains pays.

24.1 Plans de stock-options

En 2014, comme en 2013, le Conseil d'Administration du Groupe a décidé de ne pas attribuer de nouveau plan d'options d'achat d'actions GDF SUEZ.

Les dispositifs relatifs aux différents plans antérieurs à 2013 sont décrits dans les précédents Documents de Référence de SUEZ, puis de GDF SUEZ.

24.1.1 Historique des plans de stock-options en vigueur

Plan	Date de l'AG d'autori- sation	Point de d'exer- départ d'exer- cice des options	Prix cice ajusté (en euros)	Nombre de béné- ficiaires par plan	Nombre d'options attribuées aux membres du Comité Exécutif	Solde à lever au 31/12/2013	Levées	Annulées ou expirées	Solde à lever au 31/12/2014	Date d'expi-	Durée de vie ration restante
17/01/2007 (1)	27/04/2004	17/01/2011	36,6		2 173 1 218 000	5 672 033	-	64 174	5 607 859	16/01/2015	-
14/11/2007 (1)	04/05/2007	14/11/2011	41,8	2 107	804 000	4 411 672	-	54 097	4 357 575	13/11/2015	0,9
12/11/2008 (1)	16/07/2008	12/11/2012	32,7		3 753 2 615 000	6 075 634	-	76 570	5 999 064	11/11/2016	1,9
10/11/2009 (1)	04/05/2009	10/11/2013	29,4	4 036	-	4 960 345	-	101 620	4 858 725	09/11/2017	2,9
TOTAL					4 637 000	21 119 684	-	296 461	20 823 223
Dont :
	Plans d'options d'achat d'actions					11 035 979	-	178 190	10 857 789
	Plans de souscriptions d'actions					10 083 705	-	118 271	9 965 434

(1) Plans exerçables au 31 décembre 2014.

Le cours moyen de l'action GDF SUEZ était de 19,02 euros en 2014.

24.1.2 Suivi du nombre d'options GDF SUEZ

	Nombre d'options	Prix d'exercice moyen (en euros)
Solde au 31 décembre 2013	21 119 684	34,9
Options annulées	(296 461)	34,1
Solde au 31 décembre 2014	20 823 223	34,9

aux salariés ^à partir de la ¹¹^e

En 2014, les salariés du Groupe ont pu souscrire ^à des L'abondement était plafonné ^à 20 actions gratuites offertes par augmentations de capital GDF SUEZ réservées au sein de plans salarié pour la souscription de 50 actions. mondiaux d'actionnariat salarié dénommé «LINK 2014». Ces

aux salariés de souscrire, directement ou par l'intermédiaire d'un bourse ; d'évaluation est décrite au paragraphe 24.3.
Link Multiple : formule permettant aux salariés de souscrire, 24.2.2 Impacts comptables directement ou par l'intermédiaire d'un FCPE, un nombre structurant la formule, les salariés bénéficient d'une garantie sur 11 novembre 2014 inclus diminué de 20%, soit 14,68 euros. leur apport personnel et d'une garantie de rendement minimum ;

aux conditions suivantes :

Pour les salariés français, des actions GDF SUEZ ont été offertes Les hypothèses retenues sont les suivantes : gratuitement ^à la souscription en fonction de l'apport personnel dans taux d'intérêt sans risque à 5 ans : 0,5% ; le plan :
pour les 10 premières actions souscrites, l'abondement était de 1 action offerte pour 1 action souscrite ; taux de financement pour un salarié : 4,7% ;
à partir de coût du prêt de titres : 1,0% ; la 11^e - action souscrite, l'abondement était de 1 action offerte pour 4 actions souscrites avec, pour cette tranche, un cours à la date d'attribution : 19,45 euros ; maximum de 10 actions. spread de volatilité : 3,8%.
ces souscriptions à 329,7 millions d'euros (hors frais d'émission). l'apport personnel dans le plan :
24.2 Augmentations de capital réservées pour les 10 premières actions souscrites, l'abondement était de 1 action gratuite offerte pour 1 action souscrite ;
action souscrite, l'abondement était de 1 action gratuite offerte pour 4 actions souscrites avec, pour cette tranche, 24.2.1 Description des formules proposées par GDF SUEZ un maximum de 10 actions.

Les actions seront attribuées gratuitement aux salariés le souscriptions ont été réalisées au moyen des formules suivantes : 10 décembre 2019, sous réserve d'une condition de présence dans Link Classique : formule avec décote et abondement, permettant le Groupe GDF SUEZ le 30 septembre 2019.

FCPE, des actions à un prix décoté par rapport au cours de S'agissant d'un plan d'attribution d'actions gratuites, la méthode

d'actions à un prix décoté par rapport au cours de bourse et de Le prix de souscription du plan 2014 est défini par la moyenne des bénéficier d'un effet de levier pour compléter leur apport cours d'ouverture de l'action GDF SUEZ sur l'Eurolist de NYSE personnel. Par le biais d'un contrat d'échange avec la banque Euronext Paris durant les 20 jours de bourse du 15 octobre au

La charge comptable des plans Link Classique et Multiple Share Appreciation Rights (SAR) : programme ^à effet de levier correspond ^à la différence entre la juste valeur de l'action souscrite permettant par l'acquisition d'un titre de bénéficier d'un et le prix de souscription. La juste valeur tient compte de la multiplicateur de performance sur ce titre qui sera versé au condition d'incessibilité des titres sur une période de 5 ans, prévue salarié, en trésorerie, ^à l'expiration d'une période de 5 ans après par la législation française, ainsi que, pour le plan d'épargne à effet sa mise en place. La dette qui en résulte ^à l'égard des salariés est de levier, du gain d'opportunité implicitement supporté par couverte par des warrants. GDF SUEZ en permettant ^à ses salariés de bénéficier de conditions Par ailleurs, le plan Link Classique était assorti d'un abondement de tarification plus favorables que celles qu'ils pourraient obtenir en tant que particuliers.

spread du réseau bancaire retail : 4,2% ;

L'abondement était plafonné à 20 actions offertes par salarié. Il en résulte une charge totale de 18 millions d'euros sur l'exercice Pour tous les salariés des autres pays, des actions GDF SUEZ 2014 au titre des 22,2 millions d'actions souscrites et des ont été offertes via un plan d'attribution d'actions gratuites, 0,3 million d'actions offertes en abondement, portant le montant assorti d'une condition de présence du salarié et en fonction de final de l'augmentation de capital et des primes d'émission liées à

		Abondement
	Link classique	Link Multiple	France	Total
Montant souscrit (millions d'euros)	42	283	5	330
Nombre d'actions souscrites (millions d'actions)	2,9	19,3	0,3	22,5
Décote (€/action)	3,7	3,7	18,3
Coût d'incessibilité pour le salarié (€/action)	(5,1)	(5,1)	(5,1)
Mesure du gain d'opportunité (€/action)		0,7
COÛT POUR LE GROUPE (MILLIONS D'EUROS)	-	13	4	18

L'impact comptable des SAR, s'agissant d'instruments réglés en 31 décembre 2014, la juste valeur de la dette relative aux trésorerie, consiste à enregistrer sur la durée d'acquisition des attributions de 2010 et 2014 s'élève à 1 million d'euros. droits une dette envers le salarié par contrepartie résultat. Au

Groupe des exercices ²⁰¹⁶ et 2017. performance

Le Conseil d'Administration du 10 décembre 2014 a approuvé France), à raison de 1 action gratuite pour chacune des l'attribution de 3,4 millions d'actions de performance aux cadres 10 premières actions souscrites, puis de 1 action gratuite pour supérieurs et dirigeants du Groupe. Ce plan se décompose en deux 4 actions souscrites au delà de 10 actions souscrites, dans la limite

30 septembre 2019. d'incessibilité de deux ans des titres acquis ; et
24.3.2 Juste valeur des plans d'actions gratuites avec ou sans des actions de performance dont la période d'acquisition des droits se termine le 14 mars 2019, sans période d'incessibilité. condition de performance

Chaque tranche se compose d'instruments assortis d'une double III

une condition portant sur le Total Shareholder Return (TSR) du 2014. titre GDF SUEZ comparé à ceux des sociétés constituant l'indice Eurostoxx Utilities Eurozone, évalué pour la période entre novembre 2014 et janvier 2018 ;

24.3 Actions gratuites et actions de une condition portant sur l'évolution du résultat net récurrent part

Plan d'actions gratuites du 11 décembre 2014

24.3.1 Nouvelles attributions réalisées en 2014 Dans le cadre de l'augmentation de capital réservée aux salariés, une attribution d'actions gratuites a été réalisée au bénéfice des Plan d'actions de performance GDF SUEZ du 10 décembre ²⁰¹⁴ souscripteurs ^à la formule classique proposée ^à l'international (hors tranches : de 20 actions gratuites par bénéficiaire. Au total ce sont ainsi 125 142 actions gratuites qui ont été attribuées. L'attribution est des actions de performance dont la période d'acquisition des soumise à une condition de présence dans le Groupe GDF SUEZ le droits se termine le 14 mars 2018, suivie d'une période

Les hypothèses suivantes ont été utilisées pour déterminer la juste condition de performance : valeur unitaire des nouveaux plans attribués par GDF SUEZ en

Date d'attribution	Date d'acquisition	Fin de la période des droits d'incessibilité	Cours d'attribution	à la date Dividende attendu	Coût de financement pour le salarié	Coût d'incessibilité	Condition de performance liée au marché	Juste valeur unitaire
26 février 2014	14 mars 2016	14 mars 2018	17,6 €	1,0 €	7,8%	1,9 €	non	13,6 €
26 février 2014	14 mars 2017	14 mars 2019	17,6 €	1,0 €	7,8%	1,6 €	non	12,9 €
Juste valeur moyenne pondérée du plan du 26 février 2014								13,3 €
10 décembre 2014	14 mars 2018	14 mars 2020	19,5 €	1,0 €	7,1%	1,7 €	oui (1)	11,8 €
10 décembre 2014	14 mars 2019	14 mars 2019	19,5 €	1,0 €	7,1%	NA	oui (1)	12,7 €
Juste valeur moyenne pondérée du plan du 10 décembre 2014								12,1 €
11 décembre 2014	2019	10 décembre 10 décembre 2019	19,4 €	1,0 €	NA	NA	non	13,4 €
Juste valeur moyenne pondérée du plan du 11 décembre 2014								13,4 €

(1) Plan à double condition de performance.

24.3.3 Revue des conditions de performance interne des plans L'appréciation de la condition de performance est revue à chaque

non atteinte de conditions de performance ont concerné le plan gratuites et plan d'actions de performance sont assortis d'une d'actions de performance de janvier 2011. Il en ^a résulté un produit condition de performance interne. Lorsque cette dernière n'a pas de 40 millions d'euros. été atteinte en totalité, les volumes attribués aux salariés sont réduits conformément aux règlements des plans. Cette modification du nombre d'actions se traduit par une réduction de la charge totale des plans conformément aux dispositions d'IFRS 2.

clôture. Les réductions de volume opérées en ²⁰¹⁴ au titre de la Outre la condition de présence des salariés, certains plans d'actions

24.3.4 Plans d'actions gratuites avec ou sans condition de performance en vigueur au 31 décembre 2014 et impact sur le résultat de l'exercice

La charge enregistrée au cours de la période sur les plans en vigueur est la suivante :

			Charge de la période (en millions d'euros)
		Juste valeur
Date d'attribution	Volume attribué	(1)(en euros) unitaire	31 déc. 2014	31 déc. 2013
Plans en titres GDF SUEZ
Plans d'actions gratuites
Plan GDF SUEZ juillet 2009	3 297 014	20	-	2
Plan d'abondement Link août 2010	207 947	19	1	1
Plan GDF SUEZ juin 2011	4 173 448	20	7	18
Plan GDF SUEZ octobre 2012	6 106 463	12	16	18
Plan d'abondement Link décembre 2014	125 142	13	-	-
Plans d'actions de performance
Plan GDF SUEZ novembre 2009	1 693 840	25	-	2
Plan GDF SUEZ janvier 2011	3 426 186	18	(38)	18
Plan GDF SUEZ Trading mars 2011	57 337	23	-	-
Plan GDF SUEZ décembre 2011	2 996 920	11	10	10
Plan GDF SUEZ Trading février 2012	70 778	15	-	-
Plan GDF SUEZ décembre 2012	3 556 095	8	8	8
Plan GDF SUEZ Trading février 2013	94 764	9	-	-
Plan GDF SUEZ décembre 2013	2 801 690	8	6	-
Plan GDF SUEZ Trading février 2014	89 991	13	-	-
Plan GDF SUEZ décembre 2014	3 391 873	12	1	-
Plans en titres SUEZ Environnement				6
TOTAL			10	83

(1) Valeur moyenne pondérée le cas échéant.

NOTE 25 Transactions avec des parties liées

L'objet de la présente Note est de présenter les transactions L'État dispose d'une action spécifique destinée à préserver les

spécifique confère à l'État, et de manière pérenne, le droit de dirigeants sont présentées dans la Note 26 «Rémunération des

Les transactions avec les coentreprises et les entreprises associées Les missions de service public dans le secteur de l'énergie sont sont décrites dans la Note 4 «Participations dans les entreprises mises définies par la loi du 3 janvier 2003. en équivalence».

25.1 Relations avec l'État français et

significatives qui existent entre le Groupe et ses parties liées. intérêts essentiels de la France, relatifs à la continuité ou la sécurité d'approvisionnement dans le secteur de l'énergie. Cette action Les informations concernant les rémunérations des principaux s'opposer aux décisions de GDF SUEZ s'il considère ces décisions dirigeants». contraires aux intérêts de la France.

Un contrat de service public précisant leur mise en œuvre a été Seules les opérations significatives sont décrites ci-dessous. signé le 23 décembre 2009, confortant les missions de service public du Groupe et les conditions des évolutions tarifaires en France :

au titre de ses missions de service public, le Groupe renforce ses les sociétés participations engagements en matière de sécurité des biens et des personnes, de l'État français de solidarité et de prise en charge des clients démunis, et de développement durable et de recherche ;
25.1.1 Relations avec l'État français au titre des conditions des évolutions tarifaires en France, ce contrat s'est accompagné de la publication d'un décret qui L'État détient 33,29% du capital de GDF SUEZ ainsi que redéfinit le cadre réglementaire global de fixation et d'évolution 4 représentants sur ¹⁷ au Conseil d'Administration. 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.

Un nouveau contrat de service public entre le Groupe et l'État 25.2 Relations avec la CNIEG

Les tarifs d'acheminement sur le réseau de transport GRTgaz, sur le Électriques et Gazières) réseau de distribution de gaz en France ainsi que les tarifs d'accès

er juillet 2004, de l'opérateur terme». commun des réseaux de distribution d'électricité et de gaz, EDF Gaz de France Distribution. En application de la loi du 7 décembre 2006 relative au secteur de l'énergie qui prévoit la filialisation des réseaux de distribution de gaz naturel et d'électricité portés par les opérateurs historiques, les entités ERDF SA, filiale de qualifiés d'activités conjointes EDF SA, et GrDF SA, filiale de GDF SUEZ SA, ont été créées Les transactions avec les partenariats qualifiés d'activités conjointes III respectivement au ¹ er janvier 2007 et au 1 er janvier 2008, et opèrent au sein du Groupe ne présentent pas d'incidence significative sur dans la suite de la convention existant antérieurement entre les les états financiers au 31 décembre 2014. deux opérateurs.

français est actuellement en cours d'examen. (Caisse Nationale des Industries

aux terminaux méthaniers français sont régulés. Les relations avec la CNIEG, qui gère l'ensemble des pensions de 25.1.2 Relation avec EDF vieillesse, d'invalidité et de décès des salariés et retraités du Groupe affiliés au régime spécial des IEG, des agents d'EDF et des Gaz de France SA et EDF avaient signé le 18 avril ²⁰⁰⁵ une Entreprises Non Nationalisées (ENN) sont décrites dans la Note 20 convention définissant leurs relations concernant les activités de «Avantages postérieurs ^à l'emploi et autres avantages ^à long distribution suite ^à la création, au ¹

25.3 Transactions avec les partenariats

NOTE 26 Rémunération des dirigeants

Les réumunérations des dirigeants présentées ci-après comprennent les rémumérations des membres du Comité Exécutif et des administrateurs.

Le Comité Exécutif comporte 20 membres au 31 décembre 2014 contre 19 en 2013.

Leurs rémunérations se décomposent de la façon suivante :

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013
Avantages à court terme	25	30
Avantages postérieurs à l'emploi	4	4
Paiements fondés sur des actions	(2)	5
Indemnités de fin de contrat	7	7
TOTAL	33	46

NOTE 27 Besoin en fonds de roulement, autres actifs et autres passifs

27.1 Composition de la variation du besoin en fonds de roulement

En millions d'euros	Variation du BFR au 31 déc. 2014	Variation du BFR au 31 déc. 2013 (1)
Stocks	30	(137)
Clients et autres débiteurs	(45)	54
Fournisseurs et autres créanciers	1 125	689
Créances, dettes fiscales (hors IS) et sociales	(782)	172
Appels de marge et instruments financiers dérivés sur matières premières afférents aux activités de trading	(1 156)	(388)
Autres	(393)	(481)
TOTAL	(1 221)	(91)

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

27.2 Stocks

En millions d'euros	31 déc. 2014	31 déc. 2013 (1)
Stocks de gaz naturel, nets	2 269	2 489
Quotas de CO2, certificats verts et d'économie d'énergie, nets	411	322
Stocks de matières premières autres que le gaz et autres éléments stockés, nets	2 210	2 162
TOTAL	4 891	4 973

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

27.3 Autres actifs et autres passifs

Les autres actifs courants (10 049 millions d'euros) et les autres actifs non courants (557 millions d'euros) sont constitués principalement de créances fiscales.

Les autres passifs courants (14 370 millions d'euros) et les autres passifs non courants (1 363 millions d'euros) comprennent principalement des dettes fiscales et sociales.

NOTE 28 Litiges et concurrence

Le Groupe est engagé dans le cours normal de ses activités dans «Commission bancaire, financière et des assurances»), a été rejetée un certain nombre de litiges et procédures au titre de la le 24 décembre 2009 pour des motifs de procédure. M. Geenen concurrence avec des tiers ou avec des autorités judiciaires et/ou s'est pourvu en cassation le 2 juin 2010 contre l'arrêt du

Bruxelles. s'élève à 891 millions d'euros contre 871 millions d'euros au 31 décembre 2013. 28.1.3 La Compagnie du Vent

Les principaux litiges et arbitrages présentés ci-après sont Le 27 novembre 2007, GDF SUEZ ^a acquis 56,84% des titres de La comptabilisés en tant que passifs ou constituent, selon les cas, des

28.1 Litiges et arbitrages

Electrabel, Groupe GDF SUEZ, a engagé auprès du Centre Germa et SOPER quant à sa révocation du poste de PDG. Après International de Règlement des Différends sur les Investissements une annulation par la Cour d'Appel de Montpellier de la première (CIRDI) une procédure d'arbitrage international contre la Hongrie Assemblée Générale de La Compagnie du Vent du 27 mai 2011, pour manquement à ses obligations découlant du Traité sur la une seconde Assemblée Générale, le 3 novembre 2011, a Charte de l'énergie. Le différend porte notamment sur la résiliation finalement désigné un nouveau dirigeant proposé par GDF SUEZ. du contrat long terme d'achat d'électricité, conclu le 10 octobre Restent cependant principalement pendants : (i) le litige intenté le 1995, entre DUNAMENTI Erőm^ű (ancienne filiale du Groupe - cédée 23 août 2011, par La Compagnie du Vent devant le Tribunal de le ³⁰ juin 2014) et MVM, société contrôlée par l'État hongrois Commerce de Montpellier contre SOPER afin de condamner cette (le «Contrat DUNAMENTI»). Le 30 novembre 2012, le Tribunal dernière ^à réparer le préjudice moral subi par La Compagnie du arbitral ^a rejeté les demandes du Groupe, ^à l'exception de la Vent, pour abus de minorité, ^à hauteur de 500 000 euros, (ii) le litige demande basée sur le principe de traitement juste et équitable. La intenté le 15 février ²⁰¹² devant le Tribunal de Commerce de Paris décision de principe sur cette demande est pendante ; si le Tribunal arbitral retient une infraction par la Hongrie ^à ce principe de contractuelle et responsabilité délictuelle ^à l'occasion de sa traitement juste et équitable, la décision finale fixant le montant du révocation en tant que PDG de La Compagnie du Vent, (iii) la dédommagement sera reportée ^à 2016, après la fin initialement procédure intentée devant le Tribunal de Commerce de Montpellier, prévue du contrat long terme (2015) afin de permettre au Tribunal arbitral de juger des dits dommages (1) sur base d'une évaluation Vent et l'actuel PDG, SOPER demandant une expertise judiciaire ^à précise des coûts échoués.

À la suite de l'offre publique de reprise (OPR), lancée par SUEZ en GDF SUEZ à indemniser SOPER à hauteur d'environ 214 millions juin 2007 sur les actions de sa filiale Electrabel qu'elle ne détenait d'euros en raison de la violation alléguée de l'accord et du pacte pas encore, trois actionnaires, Deminor et deux autres fonds, ont d'associés signés en 2007 et, (v) la procédure introduite le 16 mai initié le 10 juillet 2007 une procédure devant la Cour d'Appel (CA) 2013, par SOPER devant le Tribunal de Commerce de Paris, de Bruxelles à l'encontre de SUEZ et d'Electrabel pour obtenir un demandant à ce que GDF SUEZ ne puisse exercer les bons de complément de prix. La demande a été rejetée par la Cour d'Appel souscription d'actions, aux conditions convenues dans le pacte le 1

Suite au pourvoi introduit par Deminor et consorts le 22 mai 2009, Compagnie du Vent de réaliser les niveaux de performance qui la Cour de Cassation a prononcé la cassation le 27 juin 2011. Par conditionnent leur exercice. citation du 28 décembre 2012, Deminor et consorts ont assigné S'agissant de la promesse d'achat à raison de 5% des actions de GDF SUEZ devant la Cour d'Appel de Bruxelles dans une La Compagnie du Vent détenues par SOPER, le prix des actions a composition différente, aux fins qu'elle statue sur leur demande de été fixé par un expert à l'issue de la procédure prévue complément de prix. Les plaidoiries se sont terminées le 15 octobre contractuellement. Le transfert de ces actions a été effectué le

Une demande similaire de complément de prix, introduite par procédure devant le Tribunal de Commerce de Paris pour obtenir MM. Geenen et consorts auprès de la Cour d'Appel de Bruxelles l'annulation du rapport de l'expert et la nomination d'un nouvel mais sans mise en cause d'Electrabel et de la FSMA («Autorité expert pour fixer le prix des actions. L'affaire a été portée devant le belge des services et marchés financiers», anciennement Tribunal de Commerce de Créteil.

(1) Voir aussi Note 28.2.3 «Contrats à long terme en Hongrie».

administratives (y compris fiscales). 24 décembre 2009. La Cour de Cassation a rendu, le 3 mai 2012, un arrêt prononçant la cassation de l'arrêt de la Cour d'Appel de Le montant des provisions pour litiges au 31 décembre 2014

Compagnie du Vent, SOPER (l'actionnaire d'origine) en conservant passifs éventuels ou des actifs éventuels. 43,16%. Le fondateur de la société (et propriétaire de SOPER), Jean-Michel Germa, est resté Président Directeur Général (PDG) de III La Compagnie du Vent au moment de la prise de contrôle. GDF SUEZ détient aujourd'hui 59% des titres de La Compagnie du Vent.

28.1.1 Electrabel – État de Hongrie Depuis 2011, différents litiges opposent GDF SUEZ ^à Jean-Michel

par Jean-Michel Germa contre GDF SUEZ en responsabilité par SOPER le 21 mai 2012, contre GDF SUEZ, La Compagnie du propos de certaines décisions de gestion afin d'en obtenir 28.1.2 OPR sur Electrabel réparation, (iv) la procédure intentée par SOPER, le 18 janvier ²⁰¹³ devant le Tribunal de Commerce de Paris, afin de condamner er décembre 2008. d'associés en alléguant que GDF SUEZ aurait empêché La

2014 et l'affaire a été mise en délibéré. 18 février 2013. Le 26 avril 2013, SOPER a engagé une nouvelle

Litige portant sur le décret n°2013-400 du 16 mai ²⁰¹³ modifiant le En parallèle, des procédures administratives ont été mises en œuvre décret n° 2009-1603 du 18 décembre ²⁰⁰⁹ relatif aux tarifs

L'Association nationale des opérateurs détaillants en énergie certaines sont contestées devant le Tribunal administratif. (ANODE) a introduit une requête demandant l'annulation du décret n°2013-400 du 16 mai 2013 modifiant le décret n° 2009-1603 du 28.1.7 Argentine 18 décembre ²⁰⁰⁹ relatif aux tarifs réglementés de vente du gaz Pour mémoire, SUEZ et SUEZ Environnement ont – préalablement ^à

L'ANODE soutient que le dispositif des tarifs réglementés de vente de SUEZ Environnement Company – conclu un accord portant de gaz naturel est contraire aux objectifs de la Directive 2009/73 CE transfert économique au profit de SUEZ Environnement des droits concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz et obligations liés aux participations détenues par SUEZ dans Aguas naturel, et à l'article 106 §1 du Traité sur le Fonctionnement de Argentinas (AASA) et Aguas Provinciales de Santa Fe (APSF). l'Union européenne. Le 15 décembre 2014, le Conseil d'État a

En décembre 2011, la CREG (régulateur belge des marchés du gaz Aires et de Santa Fe, ont entamé deux procédures d'arbitrage et de l'électricité) ^a approuvé la proposition tarifaire d'ELIA SYSTEM contre l'État argentin (autorité concédante), afin de faire appliquer OPERATOR (gestionnaire du réseau de transport d'électricité) pour les clauses contractuelles des contrats de concession devant le la période 2012-2015. Electrabel ^y est opposée principalement CIRDI conformément aux traités bilatéraux franco-argentins de s'agissant de deux aspects : (i) l'application de tarifs d'injection pour protection des investissements. l'utilisation du réseau et (ii) les tarifs d'injection pour les services

Une procédure en annulation de la décision de la CREG ^a été depuis le début de la concession, suite aux mesures adoptées par entamée par Electrabel devant la Cour d'Appel de Bruxelles qui, le l'Argentine après prolongation de la loi d'Urgence. Les audiences 6 février 2013, ^a annulé ex tunc et erga omnes la décision de la ont eu lieu dans le courant de l'année ²⁰⁰⁷ pour les deux CREG du 22 décembre ²⁰¹¹ dans son intégralité. Le 24 mai 2013, arbitrages. Parallèlement aux procédures CIRDI, les sociétés la CREG ^a formé un pourvoi en cassation contre l'arrêt de la Cour concessionnaires AASA et APSF ont dû entamer des procédures de

En conséquence et en l'absence de tarifs régulés, ELIA a déposé administratives locales. une nouvelle proposition tarifaire (couvrant la période ²⁰¹² ^à 2015), Toutefois, la situation financière des sociétés concessionnaires qui ^a été validée par la CREG le 16 mai 2013. Cette décision de la s'étant dégradée depuis la loi d'Urgence, APSF ^a annoncé sa mise CREG fait toutefois l'objet d'une nouvelle procédure en annulation en liquidation judiciaire lors de son Assemblée Générale du devant la Cour d'Appel de Bruxelles, introduite par Febeliec 13 janvier 2006. (association représentative des consommateurs industriels Parallèlement, AASA ^a demandé ^à bénéficier du «Concurso d'énergie) en date du 14 juin 2013. Electrabel est intervenue Preventivo (1)». Dans ce cadre, une proposition concordataire volontairement dans cette procédure afin de défendre les tarifs opérant novation du passif admissible d'AASA approuvée par les approuvés le 16 mai ²⁰¹³ et ^a déposé ses conclusions le 30 octobre 2013. L'affaire a été plaidée le 17 septembre 2014.

l'homologation, les sommes de 6,1 et 3,8 millions de dollars Tirreno Power S.p.A. (TP), société détenue ^à 50% et consolidée en américains. mise en équivalence par le Groupe. Cette mise sous séquestre se Par deux décisions datées du 30 juillet 2010, le CIRDI a reconnu la situe dans le cadre d'une enquête pénale pour infractions responsabilité de l'État argentin dans la résiliation des contrats de environnementales, risques pour la santé publique et violation de concession d'eau et d'assainissement de Buenos Aires et de Santa l'autorisation d'exploitation (IPPC). Le 14 mai 2014, TP a déposé

28.1.4 Gel des tarifs réglementés du gaz naturel en France une requête en révocation de la décision de mise sous séquestre. Cette requête a été écartée.

par le Ministère de l'Environnement (MATTM) concernant différentes réglementés de vente du gaz naturel unités de production de la centrale thermique de Vado Ligure, dont

naturel devant le Conseil d'État en juillet 2013. la fusion de SUEZ avec Gaz de France et ^à l'introduction en bourse

En janvier 2002 en Argentine, une loi d'urgence publique et de sursis ^à statuer jusqu'à ce que la Cour de Justice de l'Union réforme du régime des changes («Loi d'Urgence») ^a bloqué les européenne se prononce ^à titre préjudiciel sur ces questions. augmentations de tarifs des contrats de concession en empêchant 28.1.5 Contestation d'une décision de la CREG approuvant les l'indexation des tarifs en cas de dépréciation du peso argentin par rapport au dollar américain. En 2003, SUEZ – désormais GDF SUEZ tarifs d'injection d'ELIA – et ses coactionnaires, concessionnaires des eaux de Buenos

Ces procédures d'arbitrage CIRDI visent ^à obtenir des indemnités ancillaires. pour compenser la perte de valeur des investissements consentis d'Appel de Bruxelles du 6 février 2013. L'affaire est pendante. résiliation des contrats de concession devant les juridictions

créanciers et homologuée par le juge de la faillite le 11 avril 2008 a permis en partie le règlement du passif. La proposition prévoit un 28.1.6 Italie - Vado Ligure premier paiement de 20% du passif (2) (lors de l'homologation) et un second paiement de 20% en cas d'indemnisation par l'État ^À la suite de la publication d'articles de presse, le Tribunal de argentin. GDF SUEZ et Agbar, en tant qu'actionnaires de contrôle, Savone ^a placé sous séquestre le 11 mars 2014, sur requête du ont décidé d'aider financièrement Aguas Argentinas ^à faire face ^à ce Procureur, les unités de production au charbon VL3 et VL4 de la premier paiement et ont versé respectivement, lors de centrale thermique de Vado Ligure, appartenant ^à

Fe. La détermination définitive du montant de la réparation au titre des préjudices subis doit être fixée par des experts.

⁽¹⁾ Comparable à la procédure française de redressement judiciaire.

⁽²⁾ Environ 40 millions de dollars américains.

Un premier rapport d'expert portant sur la concession de Buenos 28.1.9 Cofely Espagne Aires ^a été remis au CIRDI en septembre 2013. Le rapport de Des collaborateurs de Cofely Espagne ont été interpellés le l'expert sur la concession de Santa Fé ^a été remis au CIRDI en 27 octobre ²⁰¹⁴ et mis en cause par la Justice espagnole dans le avril 2014. Une série d'audiences ont eu lieu fin juillet et début cadre d'une enquête portant sur une affaire d'attribution de

Fosmax LNG (1) , filiale d'ELENGY à 72,5% et de Total à 27,5%, a déposé le 17 janvier ²⁰¹² une demande d'arbitrage auprès de la de 250 millions d'euros ^à la charge des producteurs nucléaires. Cour internationale d'arbitrage de la Chambre de commerce Electrabel, Groupe GDF SUEZ, ^a contesté cette contribution devant internationale (CCI) contre le groupement d'entreprises composé de la Cour constitutionnelle, qui ^a rejeté ce recours par son arrêt du trois sociétés : SOFREGAZ, TECNIMONT SpA et SAIPEM SA 30 mars 2010. Cette contribution ^a par ailleurs été reconduite pour (ci-après «STS»). ²⁰⁰⁹(2)

Le litige porte sur la construction du terminal méthanier appartenant Electrabel s'est donc, à ce titre, acquittée au total de 2,16 milliards à Fosmax LNG, terminal destiné à décharger le gaz naturel liquide d'euros. En vertu d'un protocole d'accord signé le 22 octobre 2009 apporté par des navires, à le stocker, à le regazéifier et à l'injecter entre l'État belge et le Groupe, cette contribution n'aurait cependant

mains» conclu nucléaires. le 17 mai 2004 pour un prix forfaitaire, non révisable, incluant l'intégralité des travaux de construction et de fournitures. Le Electrabel a sollicité en septembre 2011 la restitution des délai impératif pour l'achèvement complet et l'obtention de contributions nucléaires payées de 2008 à 2011 au motif qu'elles l'ouvrage avait été fixé au 15 septembre 2008, délai assorti de devraient être considérées comme illégales et donc, indûment

STS ayant refusé d'achever une partie des travaux et ayant livré un appel le 20 mai 2014 devant la Cour d'Appel de Bruxelles. La procédure est en cours. terminal inachevé avec un retard de 18 mois, Fosmax LNG a procédé à la mise en régie en 2010 de la majeure partie des travaux Le 11 juin 2013, Electrabel a introduit devant la Cour restant à réaliser et fait appel à des entreprises extérieures pour constitutionnelle un recours en annulation partielle de la loi du

engageant une procédure arbitrale gestion des matières fissiles irradiées, et, en particulier, ses articles sous l'égide de la CCI. Fosmax LNG a déposé instaurant une contribution de 550 millions d'euros à la charge des son mémoire en demande le 19 octobre 2012. STS a déposé exploitants nucléaires au titre de l'année 2012, dont 479 millions son mémoire en défense et demandes reconventionnelles d'euros à la charge d'Electrabel. Le 17 juillet 2014, la Cour le 28 janvier 2013. Après échange des différents mémoires prévus par Constitutionnelle a rejeté le recours formé par Electrabel. la procédure, les audiences se sont déroulées du 18 au

Le Tribunal arbitral a rendu sa sentence le 13 février 2015. Aux constitutionnelle un recours en annulation partielle de la loi du termes de la sentence, STS doit payer à Fosmax LNG : (i) 48,2 26 décembre 2013 portant modification de la loi du 11 avril 2003 millions d'euros assortis d'intérêts au titre des pénalités de retard, (ii) sur les provisions de démantèlement des centrales nucléaires et la 19,1 millions d'euros au gestion des matières fissiles irradiées, et, en particulier, ses articles titre des coûts liés aux incidents, désordres et malfaçons instaurant une contribution de 481 millions d'euros à la charge des survenus sur le chantier et (iii) 1,4 million d'euros au exploitants nucléaires au titre de l'année 2013, dont 421 millions titre des avances réalisées par Fosmax LNG. Fosmax LNG doit, quant à elle, payer à STS d'euros à la charge d'Electrabel. La procédure est en cours. : (i) 87,9 millions d'euros assortis d'intérêts au titre des surcoûts correspondant aux moyens mobilisés par STS Par ailleurs, le 5 septembre 2014, Electrabel a déposé plainte entre pour achever les travaux (surcoûts relatifs à la construction du les mains de la Commission européenne concernant les terminal, à l'ingénierie et à la supervision ainsi que d'autres coûts contributions nucléaires 2008 à 2013 en tant qu'aides d'État mobilisés pour la bonne fin des travaux), (ii) 36,2 millions d'euros présumées illégales octroyées par l'État belge aux producteurs assortis d'intérêts correspondant à la restitution du montant de la d'électricité non soumis aux contributions nucléaires. La plainte, qui garantie à première demande appelée par Fosmax LNG pour a été complétée pour couvrir aussi la contribution nucléaire 2014, financer les travaux en régie et (iii) 3,9 millions d'euros assortis est en cours d'analyse par la Commission. d'intérêts correspondant ^à des factures de STS non payées par La loi du 19 décembre ²⁰¹⁴ ^a instauré une contribution nucléaire Fosmax LNG. Au total, hors intérêts, Fosmax LNG doit acquitter la de 470 millions d'euros ^à la charge des exploitants nucléaires au somme nette de 59,2 millions d'euros.

août 2014. Les procédures suivent leurs cours. marchés. Cofely Espagne a, par la suite, été mise en examen.

28.1.8 Fos Cavaou – Construction 28.1.10 Contestation des contributions nucléaires en Belgique

La loi-programme du 22 décembre 2008 impose une contribution , 2010 (3) et 2011 (4) puis doublée en 2012, 2013 et 2014. dans le réseau de transport de gaz naturel. pas dû être reconduite, mais remplacée par une contribution liée ^à III Le l'extension de la durée d'exploitation de certaines centrales terminal a été réalisé par STS en application d'un contrat «clé en

pénalités de retard. perçues par l'État belge. En avril 2014, le Tribunal de première L'exécution du contrat a été marquée par une série de difficultés. instance de Bruxelles a rejeté la demande d'Electrabel qui a interjeté

l'exécution de ceux-ci. 27 décembre 2012 portant modification de la loi du 11 avril 2003 Fosmax LNG a demandé réparation du préjudice qu'elle a subi en sur les provisions de démantèlement des centrales nucléaires et la

22 novembre 2013. Le 12 juin 2014, Electrabel a introduit devant la Cour

(1) Ex Société du Terminal Méthanier de Fos Cavaou.
(2) Loi du 23 décembre 2009.
(3) Loi du 29 décembre 2010.
(4) Loi du 8 janvier 2012.

titre de l'année 2014, dont 407 millions d'euros à la charge établis tardivement. Elle a en revanche payé une somme de

Le 26 novembre 2014, E.On Kernkraft GmbH (ci-après «E.On») a d'électricité. L'Administration de l'Énergie maintient sa position déposé une demande d'arbitrage auprès de la Cour internationale antérieure et a établi également pour 2012, 2013 et 2014 des d'arbitrage de la Chambre de commerce internationale (CCI) contre prélèvements sur 7 sites qui se montent à 67,5 millions d'euros Electrabel. E.On réclame (i) le paiement par Electrabel, d'une partie pour chaque exercice. Electrabel conteste ces prélèvements de la contribution nucléaire allemande, se montant chaque année par voie administrative et par l'introduction de approximativement à 35,9 millions d'euros plus recours auprès du Tribunal de première instance de Bruxelles. les intérêts et (ii) le remboursement de la contribution nucléaire belge payée par E.On Celui-ci a, par jugement du 24 septembre 2014 concernant le se montant approximativement à 200 millions d'euros plus les prélèvement sur sites non utilisées de 2009, ordonné la tenue d'une

28.1.12 Tihange 1 – Belgique

28.1.15 Réclamation du fisc français Le 9 décembre 2014, Greenpeace ^a introduit un recours comme en Par une proposition de rectification en date du 22 décembre 2008, référé devant le Tribunal de première instance de Bruxelles. Le recours est formulé contre l'État belge et l'Autorité Fédérale de l'Administration fiscale française a contesté le traitement fiscal de la Contrôle Nucléaire, en ce que ceux-ci n'auraient pas respecté cession sans recours de la créance de précompte opérée en 2005 certaines de par SUEZ pour un montant de 995 millions d'euros. Le 7 juillet leurs obligations au niveau international lors de la décision de prolongation de la durée de vie de la centrale de 2009, les autorités fiscales ont notifié à GDF SUEZ SA le maintien Tihange 1. Electrabel s'est de leur position, laquelle a été confirmée le 7 décembre 2011. jointe à la cause pour défendre son point

Le 13 février 2013, le Groupe, via sa filiale International Power, avait reconnaissant l'incompatibilité du précompte avec le droit cédé 80% du capital de IP Maestrale et de ses filiales à la société communautaire conformément à la position de la Cour de Justice

1999/2000/2001. Le Tribunal administratif de Cergy Pontoise ^a Consolidated Holdings Limited, Groupe GDF SUEZ, que le Ministère adopté une position identique pour les sommes réclamées par italien du développement économique avait révoqué par décret les subventions permises par la Loi dite «Maestrale» n° 488/1192. En interjeté appel de ce jugement et entend également faire appel de application du décret, les sociétés concernées doivent rembourser l'arrêt de la Cour d'Appel de Paris. les subventions déjà payées, plus intérêts, dans les 60 jours de la

GDF SUEZ et plusieurs autres contribuables français contre les subventions, ERG réclame au Groupe le remboursement des pertes principes de calcul des sommes ^à rembourser préconisés par le subies (environ 45,8 millions d'euros) et ce au titre du contrat de Conseil d'État et ^a demandé des explications ^à l'État français. cession des sociétés concernées.

28.1.16 Réclamation du fisc néerlandais 28.1.14 Réclamations du fisc belge et de l'Administration

2007, la déductibilité d'une partie des intérêts pris en charge sur le 2006 à 2011 un montant total de prélèvement sur sites non utilisés financement d'acquisitions de participations aux Pays-Bas réalisées de 356 millions d'euros. Compte tenu du jugement rendu par le en 2000. Le montant des impôts et intérêts de retard enrôlés Tribunal de première instance de Bruxelles le 17 février 2010 jusqu'au 31 décembre 2008 s'élève à 127 millions d'euros. Un concernant les prélèvements sur sites non utilisés de 2006 à 2008, recours administratif a été introduit contre ces enrôlements. qui lui est en grande partie favorable, Electrabel a introduit pour Respectivement le 22 décembre 2014 et le 28 janvier 2015, chacune des années 2009 à 2011 une déclaration pour le seul site l'administration fiscale a envoyé les enrôlements pour les exercices qu'elle considère devoir faire l'objet du prélèvement. 2009 et 2010. Les montants d'impôt et les intérêts de retard qui L'Administration a, quant à elle, maintenu sa position antérieure et a établi pour chacune de ces années des prélèvements sur 7 sites 53,6 millions d'euros pour l'exercice 2009, et à 29,6 millions d'euros (dont le site déclaré). Electrabel a contesté ces prélèvements en pour l'exercice 2010. Un recours administratif sera introduit contre premier lieu par la voie administrative et ensuite par l'introduction de ces enrôlements. Le montant total des impôts et intérêts de retard recours auprès du Tribunal de première instance de Bruxelles. En enrôlés jusqu'au 31 décembre 2010 s'élève à 210,2 millions juillet 2014, l'État belge a interjeté appel de la décision du Tribunal d'euros. de février 2010. La procédure suit son cours. Electrabel n'a pas payé les prélèvements de 2009 et 2010, considérant qu'ils ont été

d'Electrabel. 6,25 millions d'euros au titre du prélèvement 2011 sur le site déclaré. Electrabel n'a pas établi de déclaration pour 2012, 2013 et 28.1.11 Réclamation d'E.On portant sur les contributions 2014 car le seul site susceptible de faire l'objet du prélèvement ne nucléaires en Allemagne et en Belgique bénéficie plus d'un permis d'exploitation pour production intérêts. expertise pour éclairer le Tribunal sur les contraintes techniques justifiant une éventuelle inéligibilité des sites aux prélèvements.

de vue. L'affaire sera plaidée le 16 mars 2015. Concernant le contentieux précompte – objet de la cession de créance précitée – proprement dit, en 2014, la Cour Administrative 28.1.13 Éoliennes Maestrale - Italie d'Appel de Paris ^a suivi la jurisprudence du Conseil d'État en italienne ERG. de l'Union européenne, mais en réduisant très sensiblement le quantum du remboursement accordé ^à SUEZ au titre des exercices Le 5 novembre 2014, ERG ^a notifié ^à la société International Power SUEZ au titre des exercices 2002/2003 et 2004. GDF SUEZ a

notification. En parallèle, en novembre 2014, la Commission européenne a formellement reconnu le bien-fondé des arguments développés par ^À la suite de l'achat des sociétés ayant bénéficié desdites

de l'énergie L'Administration fiscale néerlandaise refuse, sur base d'une interprétation contestable d'une modification légale intervenue en L'Administration de l'énergie a réclamé à Electrabel pour les années sont réclamés au sujet de la déductibilité d'intérêts, s'élèvent à

la concurrence sur le marché du gaz naturel en France. Cette (TEGAZ), filiale du groupe Total, au titre d'un contrat conclu le décision de la Commission met fin ^à la procédure ouverte en 17 octobre ²⁰⁰⁴ et ^a réclamé une révision du prix contractuel avec mai 2008. Sous le contrôle d'un mandataire (Société Advolis) agréé effet au ¹ er mai 2011. Les négociations n'ayant pas abouti avec par la Commission européenne, la mise en œuvre des engagements TEGAZ, GDF SUEZ ^a soumis en mars ²⁰¹² le différend portant sur se poursuit. la révision du prix contractuel ^à un collège d'experts conformément 28.2.2 Compagnie Nationale du Rhône au contrat. Le 5 juin 2012, TEGAZ ^a notifié un différend quant ^à l'interprétation de certaines clauses du contrat susvisé, qui a fait Electrabel, Groupe GDF SUEZ, a été condamnée par la l'objet d'une procédure d'arbitrage selon le règlement de

Après échange des mémoires, les audiences du Tribunal Arbitral contrôle de la Compagnie Nationale du Rhône ^à la relatives ^à l'interprétation de certaines clauses du contrat se sont Commission européenne dès fin ²⁰⁰³ et pour avoir mis en œuvre déroulées du ²⁷ au ³⁰ janvier 2014. La sentence ^a été rendue le ¹³ cette prise de contrôle avant qu'elle ait été autorisée par la mai ²⁰¹⁴ et TEGAZ ^a été déboutée de l'ensemble de ses Commission européenne. Cette décision fait suite ^à la notification demandes d'interprétation du contrat, notamment celles relatives à la clause de révision de prix.

Dans le cadre du différend portant sur la révision du prix devant le Tribunal de l'Union européenne le 20 août 2009 un contractuel, la procédure d'expertise a repris. Le 7 février 2015, le recours en annulation contre la décision de la Commission Collège d'experts a donné une première suite favorable à la européenne. Dans son arrêt du 12 décembre 2012, le Tribunal a demande de révision de prix contractuelle réclamée par le Groupe rejeté dans son intégralité le recours formé contre la décision de la concernant les achats de gaz naturel intervenues entre le 1 2011 et le 31 octobre 2014 au titre du contrat de fourniture de gaz Justice de l'Union européenne contre l'arrêt du Tribunal. Ce pourvoi naturel avec TEGAZ. Le Collège d'experts a confirmé que la a été rejeté par la Cour de Justice de l'Union européenne le 3 juillet demande de révision de prix formulée par le Groupe était justifiée et 2014. La décision de la Commission européenne est donc devenue a décidé d'une nouvelle formule de prix contractuel, accordant ainsi définitive. une baisse de prix au Groupe.

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 fin ^à ces contrats et ^à récupérer les aides d'État illégales auprès des notamment d'une combinaison de réservations ^à long terme de producteurs d'électricité, le cas échéant en indemnisant les parties capacités de transport et de contrats d'importation ainsi que prenantes ^à ces contrats via un mécanisme de compensation des d'éventuels sous-investissements dans les infrastructures de

Le 22 juin 2009, la Commission européenne a fait parvenir à adopté une loi résiliant les contrats à long terme d'achat d'électricité GDF SUEZ, GRTgaz et ELENGY une évaluation préliminaire dans à partir du 31 décembre 2008 et prévoyant la récupération des laquelle elle considérait que GDF SUEZ était susceptible d'avoir aides d'État résultant de ces contrats. DUNAMENTI Erőmű a abusé de sa position dominante en verrouillant durablement l'accès introduit, le 28 avril 2009, un recours en annulation contre la aux capacités d'importation en France ce qui aurait restreint la décision de la Commission européenne du 4 juin 2008 devant le concurrence sur le marché de la fourniture de gaz naturel en Tribunal de l'Union européenne. L'audience a eu lieu le 15 mai France. Le 24 juin 2009, GDF SUEZ, GRTgaz et ELENGY ont 2013. Le Tribunal, par un arrêt du 30 avril 2014, a confirmé la proposé des engagements en réponse à l'évaluation préliminaire décision de la Commission européenne. Le 30 juin 2014, Electrabel tout en exprimant leur désaccord avec les conclusions de cette a cédé sa participation dans DUNAMENTI Erőmű, préservant

Le 9 juillet 2009, ces engagements ont été soumis à un test de en appel devant la Cour de Justice. DUNAMENTI Erőmű et marché et la Commission a ensuite informé GDF SUEZ, GRTgaz et Electrabel ont formé un pourvoi devant la Cour de Justice de l'Union ELENGY des observations des tiers. Le 21 octobre 2009, GDF européenne le 17 juillet 2014. Ce pourvoi est pendant et la Cour n'a SUEZ, GRTgaz et ELENGY ont soumis une proposition pas indiqué la date à laquelle elle rendra son arrêt. d'engagements modifiés qui ont été rendus obligatoires par une

28.1.17 Total Energie Gaz décision de la Commission européenne du 3 décembre 2009. Les engagements visent ^à faciliter les conditions d'accès et ^à accroître GDF SUEZ achète du gaz naturel auprès de Total Energie Gaz

Commission européenne par décision du 10 juin 2009 à une l'Association Française de l'Arbitrage (AFA). amende de 20 millions d'euros pour ne pas avoir notifié la prise de III 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 er mai Commission. Electrabel a formé un pourvoi devant la Cour de

28.2.3 Contrats à long terme en Hongrie

28.2 Concurrence et concentrations Dans une décision du 4 juin 2008, la Commission européenne ^a qualifié d'aides d'État illégales et incompatibles avec le Traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, les contrats à long terme 28.2.1 Procédure Accès France 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 et notamment celui entre DUNAMENTI Erőmű, ancienne filiale du Groupe, et MVM. Elle a invité la Hongrie à mettre coûts échoués. Ce mécanisme de compensation ^a été approuvé transport et d'importation. par la Commission européenne le 27 avril 2010. La Hongrie a donc dernière. toutefois les droits qui découleraient éventuellement de la procédure Le 27 avril 2010, la Commission européenne a rendu une décision moins de 0,5% de ses capacités) à un prix qui aurait mené à une approuvant le montant de l'aide d'État à charge de DUNAMENTI marge injustifiée. Aucun pourvoi n'ayant été déposé, la décision du Erőmű et le montant de ses coûts échoués («stranded costs») et lui Collège est devenue définitive. permettant de compenser le montant de l'aide d'État jugée illicite et les coûts échoués. Ce mécanisme de compensation a permis à 28.2.5 Marchés de la fourniture de gaz et d'électricité en DUNAMENTI France Erőm^ű d'échapper ^à l'obligation de remboursement de l'aide d'État jugée illicite. En 2015, soit à la date d'échéance Le 15 avril 2014, Direct Énergie a saisi l'Autorité de la concurrence initiale du contrat à long terme d'achat d'électricité de DUNAMENTI de pratiques alléguées d'abus de position dominante de GDF SUEZ Erőmű, la Hongrie recalculera le montant des coûts échoués, ce qui sur les marchés de la fourniture de gaz et d'électricité, assortie pourrait donner lieu à ce moment à une éventuelle obligation de d'une demande de mesures conservatoires. remboursement de la part de DUNAMENTI Erőmű (1) .

Par ailleurs, DUNAMENTI Erőmű et son actionnaire principal 9 juillet 2014 et l'Autorité de la concurrence a rendu sa décision le Electrabel, ont introduit, le 10 janvier 2014, un recours indemnitaire 9 septembre 2014. devant le Tribunal de l'Union européenne afin de pouvoir obtenir de L'Autorité ^a enjoint ^à GDF SUEZ, ^à titre conservatoire et dans la Commission européenne des dommages et intérêts au cas où la l'attente d'une décision au fond, d'accorder ^à ses frais aux décision du 4 juin ²⁰⁰⁸ serait annulée. Le 13 novembre 2014, le entreprises détenant une autorisation ministérielle de fourniture de Tribunal a rejeté ce recours. Electrabel et DUNAMENTI Erőmű ont gaz naturel qui en feraient la demande, un accès ^à certaines formé un pourvoi devant la Cour de Justice de l'Union européenne informations relatives aux clients aux tarifs réglementés de vente de le 23 janvier 2015. Ce pourvoi est pendant et la Cour n'a pas

ses offres de marché de gaz naturel. Le Service de la concurrence belge ^a procédé en septembre 2009 et juin 2010 à des perquisitions au sein d'entreprises actives dans le GDF SUEZ a formé un recours contre cette décision le secteur de la vente en gros d'électricité en Belgique, dont 19 septembre 2014. L'audience s'est tenue le 9 octobre 2014 et la

pour l'essentiel mais ^a réformé les points suivants : les dates au Président de la nouvelle Autorité belge de la concurrence (2) ainsi d'accès aux informations ont été décalées au 13 novembre ²⁰¹⁴ qu'à Electrabel. Le projet de décision, qui confirmait le rapport de pour les personnes morales et au 15 janvier ²⁰¹⁵ pour les l'Auditorat déposé le 7 février 2013, alléguait l'existence d'abus de personnes physiques ; les clients résidentiels ainsi que les position dominante dans le chef d'Electrabel (3) . Electrabel a personnes physiques interlocutrices professionnelles au sein des contesté formellement ces allégations dans ses observations écrites personnes morales ont dû être informées préalablement ^à la et lors d'une audience qui s'est tenue devant le Collège de la

Le Collège a rendu sa décision le 18 juillet 2014 condamnant résidentiels a été légèrement modifié afin de ne pas préjuger de Electrabel pour abus de position dominante et lui imposant une l'enquête au fond. amende de 2 millions d'euros. Le Collège a écarté la plupart des GDF SUEZ ^a déposé un pourvoi en cassation contre l'arrêt de la griefs retenus par l'Auditorat ^à l'encontre d'Electrabel. Il ^a en effet Cour d'Appel. considéré d'une part, qu'Electrabel n'avait pas suivi de stratégie de retrait de capacités et, d'autre part, qu'elle avait pleinement GDF SUEZ met actuellement en œuvre les mesures conservatoires respecté ses obligations contractuelles vis-à-vis d'Elia, gestionnaire imposées par l'Autorité afin de se conformer à sa décision et donne du réseau de transport d'électricité. Le Collège retient simplement ainsi accès aux éléments des fichiers concernés aux fournisseurs qu'Electrabel aurait, de manière marginale, offert sur le marché de alternatifs en ayant fait la demande. gros à court terme une partie minime de ses réserves (50 MW, soit

Concernant les mesures conservatoires, l'audience s'est tenue le

gaz naturel dans des conditions objectives, transparentes et non indiqué la date ^à laquelle elle rendra son arrêt. discriminatoires.

28.2.4 Enquête dans le secteur de la vente en gros En cas de non-respect de cette injonction dans les délais fixés, d'électricité en Belgique GDF SUEZ devra suspendre toute activité de commercialisation de

Electrabel, Groupe GDF SUEZ. Cour d'Appel de Paris a rendu son arrêt le 31 octobre 2014. La Cour d'Appel ^a confirmé la décision de l'Autorité de la concurrence Le 29 novembre ²⁰¹³ l'Auditorat ^a transmis un projet de décision transmission de leurs données et ont disposé de 5 jours pour s'y concurrence le 20 mai 2014. opposer. Le contenu du courrier devant être adressé aux clients

NOTE 29 Événements postérieurs à la clôture

Aucun événement significatif n'est intervenu postérieurement à la clôture des comptes arrêtés au 31 décembre 2014.

(1) Voir aussi Note 28.1.1 «Litiges et arbitrages / Electrabel – État de Hongrie».
(2) Suite à l'entrée en vigueur, le 6 septembre 2013, de la loi du 3 avril 2013 portant sur l'insertion du Livre IV et V dans le Code de droit économique, l'Autorité belge de la concurrence remplace désormais le Conseil de la concurrence.
(3) La nouvelle instance de décision de l'Autorité.

NOTE 30 Honoraires des Commissaires aux comptes et membres de leurs réseaux

En application de l'article 222-8 du règlement de l'Autorité de L'Assemblée Générale de GDF SUEZ SA du 28 avril 2014 a décidé marché financier, le tableau suivant présente les informations sur les de renouveler le mandat de Commissaires aux comptes des honoraires versés par GDF SUEZ SA, ses filiales intégrées cabinets Deloitte et EY pour une période de six années couvrant les globalement et ses activités conjointes à chacun des contrôleurs exercices 2014 à 2019. légaux chargés de contrôler les comptes annuels et consolidés du Groupe GDF SUEZ.

	EY					Deloitte				Mazars
	Montant		%		Montant		%		Montant	%
En millions d'euros	2014	2013 (1)	2014	2013 (1)	2014	2013 (1)	2014	2013 (1)	2013 (1)	2013 (1)
Audit
Commissariat aux comptes, certifications, examen des comptes individuels et consolidés
• GDF SUEZ SA	1,9	1,9	17,7%	16,3%	1,2	1,1	8,5%	6,2%	1,1	25,2%
• Filiales intégrées globalement et activités conjointes	6,8	7,8	63,6%	68,8%	11,1	14,3	76,7%	76,9%	2,6	59,7%
Autres diligences et prestations directement liées à la mission du Commissariat aux comptes
• GDF SUEZ SA	0,4	0,3	3,7%	2,7%	0,7	0,8	4,5%	4,3%	0,1	3,3%
• Filiales intégrées globalement et activités conjointes	1,0	0,6	9,3%	5,1%	0,9	1,1	6,1%	6,2%	0,5	11,5%
SOUS-TOTAL	10,1	10,6	94,4%	92,9%	13,8	17,3	95,8%	93,5%	4,4	99,7%
Autres prestations
• Fiscal	0,6	0,7	5,6%	6,0%	0,5	0,8	3,2%	4,5%	-	-
• Autres	-	0,1	-	1,0%	0,1	0,4	1,0%	2,0%	-	0,3%
SOUS-TOTAL	0,6	0,8	5,6%	7,1%	0,6	1,2	4,2%	6,5%	-	0,3%
TOTAL	10,7	11,4	100%	100%	14,4	18,5	100%	100%	4,4	100%

(1) Les données comparatives au 31 décembre 2013 ont été retraitées du fait de l'entrée en application des normes sur la consolidation (cf. Note 2).

Les honoraires au titre de 2013 comprennent les honoraires de la branche SUEZ Environnement jusqu'au 22 juillet 2013, date de la perte de contrôle de SUEZ Environnement Company par le Groupe (cf. Note 5.7).

NOTE 31 Informations relatives à l'exemption de publication de comptes annuels de certaines sociétés luxembourgeoises et néerlandaises

Certaines entités des branches Énergie Europe et Autres ne Il s'agit de : GDF SUEZ Energie Nederland NV, GDF SUEZ Energie publient pas de comptes annuels en application des dispositions Nederland Holding BV, Electrabel Nederland Retail BV, Electrabel internes de droit luxembourgeois (article 70 de la loi du United Consumers Energie BV, Epon Eemscentrale III BV, Epon 19 décembre 2002) et néerlandais (article 403 du Code civil) Eemscentrale IV BV, Epon Eemscentrale V BV, Epon Eemscentrale relatives à l'exemption de publication et de contrôle des comptes VI BV, Epon Eemscentrale VII BV, Epon Eemscentrale VIII BV, Epon annuels. International BV, Epon Power Engineering BV, GDF SUEZ Portfolio

Management BV, Electrabel Invest Luxembourg, GDF SUEZ Corp Luxembourg SARL, GDF SUEZ Treasury Management SARL et GDF SUEZ Invest International SA.

III

III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS

NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS

III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS

Nos valeurs

exigence engagement audace cohésion

Société anonyme au capital de 2 435 285 011 euros Siège social : 1, place Samuel de Champlain 92400 Courbevoie - France Tél. : +33 (0)1 44 22 00 00 SIREN : 542 107 651 RCS NANTERRE TVA FR 13 542 107 651

COMPTES CONSOLIDÉS

2014

2014 COMPTES CONSOLIDÉS

INCLUANT LE RAPPORT FINANCIER ANNUEL

gdfsuez.com

AI Terminal

ENGIE

1286_10-k_2015-02-26_d843e3fd-6473-4736-895e-f3e96948c499.pdf

2014 COMPTES CONSOLIDÉS INCLUANT LE RAPPORT FINANCIER ANNUEL

I RAPPORT D'ACTIVITÉ 1

II ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS 21

III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS 29

RAPPORT D'ACTIVITÉ

I.1 ÉVOLUTION DE L'ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT DES OPÉRATIONS I

ÉVOLUTION DE L'EBITDA

RAPPORT D'ACTIVITÉ I.1 ÉVOLUTION DE L'ACTIVITÉ ET DU RÉSULTAT DES OPÉRATIONS

I.2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE I

I.2.1 Branche Energy International

I.2.2 Branche Énergie Europe

VOLUMES VENDUS PAR LA BRANCHE

RAPPORT D'ACTIVITÉ I.2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE

CWE FRANCE

VOLUMES VENDUS PAR LE PAYS

CORRECTION CLIMATIQUE FRANCE

CWE BENELUX – ALLEMAGNE

SOUTHERN & EASTERN EUROPE

I.2.3 Branche Global Gaz & GNL

I.2.4 Branche Infrastructures

I.2.5 Branche Énergie Services

-

-

I.2.6 Autres

I.3 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT

- négatifs, partiellement compensés par des effets nets positifs liés (35,7%). au débouclement de positions dont la valeur de marché était

I.4 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT NET I

I.4.1 Marge brute d'autofinancement opérationnelle

I.4.2 Variation du besoin en fonds de roulement

I.4.3 Investissements nets des produits de cessions

En millions d'euros

I.4.4 Dividendes et mouvements sur actions propres

I.4.5 Endettement net au 31 décembre 2014

I.5 AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE

I.6 COMPTES PRO FORMA AVEC LE GROUPE SUEZ ENVIRONNEMENT I COMPANY EN ENTREPRISE MISE EN ÉQUIVALENCE

COMPTE DE RÉSULTAT AU 31 DÉCEMBRE 2013

ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE AU 31 DÉCEMBRE 2013

I.7 COMPTES SOCIAUX I

INFORMATIONS RELATIVES AUX DÉLAIS DE PAIEMENT

I.8 PERSPECTIVES

-

ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS

COMPTE DE RÉSULTAT

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL

ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE

ACTIF

PASSIF

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

ÉTAT DES FLUX DE TRÉSORERIE

III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS

NOTE 1 Référentiel et méthodes comptables

1.1.1 Normes IFRS, amendements et interprétations 1.1.2 Normes IFRS, amendements et interprétations

-

applicables de façon obligatoire en 2014 applicables en 2015 et non anticipés par le Groupe

- IFRS 9 – Instruments financiers (2) .

- Amendements IAS 19 – Avantages du personnel : Plans à 1.3.1 Estimations

1.2 Base d'évaluation et de présentation

Actifs ou groupe d'actifs destinés à être cédés la Note 10.3).

1.3 Utilisation d'estimations et

1.4 Méthodes comptables

détient le contrôle en application d'IFRS 10 ; 1.4.1 Périmètre et méthodes de consolidation

- l'investisseur a le pouvoir de décision sur les activités clés de droits de production et de réserves conformément aux clauses l'entité ; contractuelles.

- les actifs et passifs monétaires libellés en monnaies étrangères (i) la contrepartie transférée ;

Regroupements réalisés avant le 1

Regroupements réalisés après le 1

1.4.4.1 Goodwills Autres immobilisations incorporelles acquises ou produites

tiers sur un projet proposé ou de disponibilité de capacité de 1.4.8 Perte de valeur des immobilisations corporelles et transport ou de traitement sur une installation existante. incorporelles

-

Actifs financiers évalués à la juste valeur par résultat

Engagements d'achat de participations ne donnant pas le contrôle cadre de son exploitation.

1

1.4.11.3 Dérivés et comptabilité de couverture

Instruments dérivés de couverture : comptabilisation et présentation Identification et documentation des relations de couverture

-

-

1.4.17 Résultat opérationnel courant (ROC) 2013».

NOTE 2 Incidences de l'application des normes sur la consolidation sur les états financiers comparatifs 2013

I RAPPORT D'ACTIVITÉ ¹

II ÉTATS FINANCIERS CONSOLIDÉS ²¹

III NOTES AUX COMPTES CONSOLIDÉS ²⁹

Entités dans lesquelles le Groupe détient la majorité des droits suite ^à la transposition de la ³

pourrait être mené ^à son terme ou entrer en exploitation, participations mises en équivalence