ENGIE

Interim / Quarterly Report • Jul 31, 2020

RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2020

1	RÉSULTATS SEMESTRIELS ENGIE 2020 7
2	ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE 16
3	AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT 23
4	ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET 25
5	AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE 29
6	TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES 30
7	DESCRIPTION DES PRINCIPAUX RISQUES ET INCERTITUDES POUR LES 6 MOIS RESTANTS 31

COMPTE DE RÉSULTAT 33
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL 34
ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE 35
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES 37
ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE 39

Note 1	RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES 42
Note 2	AJUSTEMENT DE L'INFORMATION COMPARATIVE 47
Note 3	PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE 50
Note 4	INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE 52
Note 5	INFORMATION SECTORIELLE 56
Note 6	VENTES 60
Note 7	ACHATS ET DÉRIVÉS À CARACTÈRE OPÉRATIONNEL 62
Note 8	AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 63
Note 9	RÉSULTAT FINANCIER 65
Note 10	IMPÔTS 66
Note 11	GOODWILL ET IMMOBILISATIONS 67
Note 12	INSTRUMENTS FINANCIERS 70

RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS 75 PROVISIONS 82 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES 83 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES 84 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE 87

ENGIE - RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2020

01 RAPPORT D'ACTIVITÉ

1	RÉSULTATS SEMESTRIELS ENGIE 2020 7
2	ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE 16
3	AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT 23
4	ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET 25
5	AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE 29
6	TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES 30
7	DESCRIPTION DES PRINCIPAUX RISQUES ET INCERTITUDES POUR LES 6 MOIS RESTANTS 31

Résultats financiers ENGIE au 30 juin 2020

Des performances opérationnelles robustes malgré des conditions de marché difficiles Objectifs financiers 2020 communiqués, RNRpg attendu entre 1,7 et 1,9 milliards d'euros (1)

Faits marquants opérationnels

• Continuité des services essentiels assurée et protection de la santé et de la sécurité des salariés
• Nouvel accord de partenariat portant sur un portefeuille de 2,3 GW de capacités renouvelables aux États-Unis, 0,9 GW de capacités renouvelables mises en service
• Forte contribution de TAG et acquisition des 10% restants
• Effet négatif des températures en France (195 millions d'euros au niveau du ROC)
• Niveau d'activité des Solutions Clients revenu, à ce jour, à près de 100% après la forte baisse du 2 ème trimestre
• Bonne exécution des projets, avec 2,1 milliards d'euros d'investissements de croissance réalisés

Performance financière

• Impact significatif du COVID-19 sur les résultats du premier semestre (environ 0,85 milliard d'euros), en particulier sur les Solutions Clients et le Supply
• Infrastructures, Renouvelables et Thermique relativement résilients
• Impact de change négatif de 94 millions d'euros au niveau du ROC (2) principalement dû à la dépréciation du BRL
• Amélioration du CFFO (3) de 0,3 milliard d'euros et réduction de la dette financière nette de 0,8 milliard d'euros, maintien d'un fort niveau de liquidités à 23,5 milliards d'euros
• Réaffirmation de la politique de dividende du Groupe, telle qu'annoncée en 2019

Chiffres-clés du premier semestre 2020 (4)

En milliards d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019	Variation brute en %	Variation organique en % (1)
Chiffre d'affaires	27,4	30,2	-9,3%	-8,8%
EBITDA	4,5	5,3	-15,8%	-14,0%
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC) (2)	2,2	3,1	-30,8%	-29,3%
Résultat net récurrent part du Groupe	0,7	1,5	-50,0%	-51,9%
Résultat net, part du Groupe	0,0	2,1	(2,1)
Cash Flow From Operations (CFFO) (3)	3,0	2,7	0,3
CAPEX	3,0	5,5	(2,5)
Endettement financier net	25,1	25,9	-0,8 par rapport au 31 déc. 2019

(1) Variation organique = variation brute hors effets de change et de périmètre.

(2) Net des produits de cession dans le cadre du schéma DBSO (Develop, Build, Share & Operate) et du schéma de tax equity.

⁽¹⁾ Ces objectifs et ces indications reposent sur des hypothèses de température moyenne en France, de répercussion complète des coûts d'approvisionnement sur les tarifs régulés du gaz en France, d'absence de changement comptable significatif, d'absence de changement substantiel de réglementation ou de l'environnement macro-économique, de prix de commodités sur les conditions de marchés au 30 juin 2020, de cours de change moyens pour 2020 : €/\$ : 1,11 ; €/BRL : 5,79, d'absence d'impact significatif de cessions non encore annoncées, d'un retour continu et progressif suite aux mesures de confinement prises dans les principales zones géographiques et de l'absence de nouvelles mesures de confinement majeur prises dans les régions clés.

⁽²⁾ La nouvelle définition du Résultat Opérationnel Courant (ROC) ne tient plus compte des éléments non récurrents de la quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence.

⁽³⁾ Cash flow from operations = Free Cash Flow avant Capex de maintenance.

⁽⁴⁾ Variations vs. H1 2019.

1.1 Présentation des données opérationnelles et financières

ENGIE reste concentré sur sa simplification et la sortie de 25 pays d'ici fin 2021 : le Groupe a arrêté des développements dans certains pays et des plans spécifiques sont en cours pour les pays dont il doit se retirer. Le Groupe a également continué à rationaliser ses activités, avec par exemple, les fusions annoncées pour le début de l'année 2021 des Business Units Afrique et MESCAT, ainsi que APAC et Chine.

1.1.1. Un chiffre d'affaires de 27,4 milliards d'euros

Le chiffre d'affaires s'élève à 27,4 milliards d'euros, en baisse de 9,3% en brut et de 8,8% en organique.

La baisse brute du chiffre d'affaires comprend un effet de change négatif, principalement dû à la dépréciation du real brésilien par rapport à l'euro et, dans une moindre mesure, à la dépréciation du peso argentin par rapport à l'euro, qui n'ont été que partiellement compensées par l'appréciation du dollar américain par rapport à l'euro, et, dans une moindre mesure, à un effet périmètre net légèrement positif. Cet effet périmètre comprend diverses acquisitions dans les Solutions clients, principalement aux États-Unis et en France, partiellement compensées par les cessions de la participation de Glow en Thaïlande en mars 2019 et des activités de Supply BtoC au Royaume-Uni au début de l'année 2020.

La baisse organique du chiffre d'affaires est principalement due à la crise du COVID-19 et au climat chaud, affectant principalement les Solutions Clients et le Supply dans toutes les zones géographiques, l'expiration d'un contrat de GNL en Amérique du Nord et, dans une moindre mesure, la baisse des revenus de distribution dans les Infrastructures. Cette baisse n'a été que partiellement compensée par l'augmentation des revenus au Brésil grâce à la mise en service de la centrale thermique de Pampa Sul et du parc éolien d'Umburanas et à un niveau plus élevé de dispatch des centrales thermiques.

1.1.2. EBITDA de 4.5 milliards d'euros

L'EBITDA s'élève à 4,5 milliards d'euros, en baisse de 15,8% en brut et de 14,0% en organique.

Ces variations brutes et organiques sont globalement en ligne avec la baisse résultat opérationnel courant, à l'exception de l'augmentation des amortissements due à l'accroissement de l'actif de démantèlement résultant de la révision triennale des provisions nucléaires intervenue à la fin de l'année dernière et à l'amortissement de certains actifs de distribution de gaz en France, les amortissements n'étant pas pris en compte au niveau de l'EBITDA.

1.1.3. Résultat opérationnel courant de 2,2 milliards d'euros

Le Résultat opérationnel courant (ROC) s'est élevé à 2,2 milliards d'euros, en baisse de 30,8%, et de 29,3% en organique.

Les résultats financiers d'ENGIE ont fortement baissé au premier semestre 2020, et plus particulièrement au deuxième trimestre, en raison de la crise sans précédent liée au Covid-19, dont les effets sur le ROC s'élèvent à environ 0,85 milliards d'euros. Les activités Asset-light des Solutions Clients et le Supply BtoB ont été les plus touchées du fait d'une forte diminution des niveaux d'activité et de la consommation d'énergie. Le Thermique a maintenu une performance opérationnelle solide, les Infrastructures ont fait preuve de résilience (hors impact des températures) et le Nucléaire a bénéficié de l'amélioration des prix captés. Tout au long du premier semestre, des progrès importants ont été réalisés dans le développement du portefeuille d'actifs Renouvelables. Les températures anormalement élevées en France ont pesé sur les résultats du groupe, principalement dans les Infrastructures et le Supply. Leur impact sur le ROC s'élève à 195 millions d'euros.

Le ROC du Groupe reflète également la détérioration des taux de change, avec un effet négatif total de 94 millions d'euros, principalement dû à la dépréciation du real brésilien par rapport à l'euro. L'effet de périmètre global est négatif de 20 millions d'euros, principalement dû aux cessions de Glow en mars 2019 et des centrales à charbon en Allemagne et aux Pays-Bas, partiellement compensées par l'acquisition de TAG en juin 2019.

Performance du ROC par segment reportable

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019	Variation brute en %	Variation organique en %
France	1 239	1 610	-23.0%	-22.8%
Dont France hors Infrastructures	212	482	-56.0%	-57.1%
Dont Infrastructures France	1 027	1 128	-8.9%	-9.0%
Reste de l'Europe	168	291	-42.2%	-40.5%
Amérique Latine	696	820	-15.1%	-15.0%
Etats-Unis & Canada	1	22	-97.6%	-171.6%
Moyen-Orient, Asie & Afrique	243	378	-35.7%	-17.2%
Autres	(179)	15
TOTAL	2 169	3 135	-30.8%	-29.3%

Cf. commentaires en section 1.1.3.2 - Performance organique par segments.

Performance du ROC par Business line

			Variation brute	Variation organique
En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019	en %	en %
Solutions clients	(142)	414	-	-
Infrastructures	1 266	1 359	-6,8%	-11,4%
Renouvelables	512	559	-8,5%	+9,7%
Thermique	588	682	-13,7%	-0,5%
Nucléaire	(107)	(216)	+50,6%	-50,6%
Approvisionnement	3	340	-99,0%	-97,9%
Autres	49	(3)	-	-
TOTAL	2 169	3 135	-30,8%	-29,3%

Impacts estimés du COVID-19 par Business line :

	Estimations au niveau
En milliards d'euros	du ROC	Nature
Solutions clients	(0,49)	Perte de revenus / contrats, créances douteuses, achats spécifiques
Infrastructures	(0,04)	Baisse de volumes, réduction des coûts capitalisés, achats spécifiques
Renouvelables	(0,02)	Baisse des volumes dispatchés
Thermique	(0,02)	Baisse de la demande
Nucléaire	‐	-
		Baisse de la demande, dénouement des couvertures, baisse des services BtoC, créances
Approvisionnement	(0,24)	douteuses
Autres	(0,05)	Dépréciation de créances
TOTAL	(0,85)	Impact net des économies/ plans d'actions

Ces estimations ont été préparées conformément à une méthodologie standard appliquée à l'ensemble de nos activités, et selon un processus de supervision dédié (les pertes de revenus étant intrinsèquement sujet à davantage de jugement que l'identification des coûts spécifiques encourus). Ces estimations ne concernent que les postes d'exploitation et sont présentées nettes des économies et des plans d'action compensatoires mis en œuvre par le management. Par construction, ces estimations excluent les impacts de change et de prix des matières premières encourus dans les différentes activités du Groupe, qu'ils soient positifs ou négatifs.

1.1.3.1. Performance organique par Business Line

Solutions Clients : impact important du COVID-19 au deuxième trimestre

Le ROC des Solutions Client a considérablement diminué, à -142 millions d'euros, principalement en raison de la crise du COVID-19.

Après une augmentation de 5% au premier trimestre 2020 par rapport au premier trimestre 2019, le chiffre d'affaires des Solutions Clients a diminué de 16% au deuxième trimestre. Les activités asset-light ont été les plus touchées,

principalement en Europe mais aussi aux États-Unis. Les revenus ont diminué de manière significative dans toutes les zones géographiques pendant les périodes de confinement et les périodes de reprise progressive d'activité.

En France, ainsi que dans d'autres pays d'Europe et d'Amérique Latine, le Groupe a eu recours aux mesures de chômage partiel. Afin d'atténuer davantage l'impact sur les revenus, le Groupe s'est concentré autant que possible sur la variabilisation de ses coûts. Les coûts de sous-traitance et les charges de personnel ont été également réduits dans toutes les régions géographiques. Les autres charges d'exploitation, telles que l'énergie, les matières premières, le conseil et l'informatique ont été également été revues à la baisse. Dans l'ensemble, ENGIE a réussi à réduire ses coûts de 9% au deuxième trimestre 2020.

Le COVID-19 a pesé fortement sur les résultats de SUEZ.

En ce qui concerne les activités asset-based plus globalement, les températures élevées et les prix de l'énergie en Europe ont pesé sur les résultats de ces activités. Hormis ces effets négatifs, les réseaux de chaleur et de froid et les activités de production décentralisée ont été relativement résilients avec, par exemple, une augmentation de la capacité installée de chaleur et de froid de 2,5%.

Enfin, certains coûts de développement, notamment d'ENGIE Impact, se reflètent également dans les résultats globaux de Solutions Clients.

Infrastructures : une performance qui démontre une résilience opérationnelle et financière

Le ROC des Infrastructures s'est élevé à 1 266 millions d'euros, soit une baisse organique de 11 %.

En France, cette activité a souffert des températures anormalement élevées et de l'effet négatif du COVID-19 sur les volumes distribués, notamment au cours du deuxième trimestre, malgré l'impact positif de baisse des dépenses d'exploitation des activités de distribution et de transport pendant le confinement. Les effets volume négatifs seront toutefois compensés à moyen terme dans le cadre du mécanisme tarifaire du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP).

Les Infrastructures en Argentine et au Mexique ont souffert d'effets volume négatifs.

Enfin, la performance des Infrastructures dans le reste du monde a été impactée par des effets prix et température.

Tout au long de la crise, le Groupe a maintenu une forte performance opérationnelle des infrastructures avec des niveaux élevés de sécurité et de fiabilité.

En France, grâce à l'amélioration de la situation, l'installation de compteurs de gaz intelligents a repris.

En Amérique Latine, après l'acquisition de 90% de TAG en juin 2019, ENGIE avec son partenaire la Caisse de Dépôt et Placement du Québec, a acquis les 10% restants en juillet 2020. En outre, au début de l'année, ENGIE a conclu l'acquisition d'un projet de concession dans le nord du Brésil pour une durée de 30 ans, qui comprend la construction, l'exploitation et la maintenance d'une ligne de transport d'électricité de 1 800 km, une nouvelle sous-station et l'extension de 3 sous-stations supplémentaires.

Renouvelables : poursuite des progrès stratégiques et opérationnels malgré des résultats financiers affectés par la dépréciation du real brésilien

Le ROC des Renouvelables s'est élevé à 512 millions d'euros, soit une croissance organique de 10%. Cette croissance est principalement due à la hausse des volumes de production hydroélectrique et éolienne en France, à des conditions de vent favorables dans la plupart des pays européens partiellement compensés par des conditions hydrologiques moins favorables au Brésil.

Les mises en service en Amérique du Nord ont également contribué à cette augmentation.

Au cours du premier semestre, près de 1,2 GW de capacités éoliennes et solaires terrestres ont été ajoutées au niveau mondial, dont 0,9 GW de capacités mises en service. Au 30 juin 2020, 5,5 GW de capacités renouvelables étaient en construction.

Le 27 juillet 2020, ENGIE et ses partenaires ont finalisé la mise en service de WindFloat Atlantic, un parc éolien flottant de 25 MW au Portugal, le premier parc éolien flottant semi-submersible au monde. Cette mise en service constitue une réalisation historique pour le secteur car la technologie éolienne flottante contribue à la diversification des sources d'énergie, permet d'accéder à des zones marines inexploitées.

Le 21 juillet 2020, ENGIE et EDP Renováveis ont annoncé la création d'Ocean Winds, une joint-venture dans le secteur de l'éolien offshore flottant et fixe, contrôlée à parts égales par les deux partenaires. La nouvelle société sera le véhicule d'investissement exclusif de chacun des partenaires pour saisir les opportunités d'éolien offshore dans le monde entier. Elle vise à devenir l'un des cinq premiers opérateurs mondiaux d'éolien offshore en s'appuyant sur le potentiel de développement des deux partenaires.

Le 2 juillet 2020, ENGIE a annoncé la signature d'un accord avec Hannon Armstrong, groupe leader dans l'investissement de solutions respectueuses de l'environnement, pour la vente de 49 % de participations d'un portefeuille de 2,3 GW de capacités renouvelables. ENGIE conservera le contrôle du portefeuille et continuera d'assurer la gestion des actifs. Une fois mis en service, ce portefeuille, qui comprend 1,8 GW de projets éoliens terrestres et 0,5 GW de projets solaires photovoltaïques, marquera une avancée majeure pour l'objectif d'ENGIE de mettre en service 9 GW de capacité renouvelable supplémentaires entre 2019 et 2021. ENGIE a sécurisé près de 2 milliards de dollars US de financement par tax equity pour ce portefeuille. Ce type de financement est le schéma habituellement utilisé aux États-Unis pour soutenir le développement des projets renouvelables. Il s'agit du financement par tax equity le plus important jamais réalisé aux États-Unis, ce qui démontre le succès du développement d'ENGIE sur ce marché.

Enfin, en mars 2020, ENGIE a finalisé l'acquisition de Renvico pour renforcer sa croissance dans l'éolien terrestre en Italie et en France. Cette acquisition permet à ENGIE de doubler sa capacité éolienne terrestre installée en Italie pour atteindre plus de 300 MW.

Thermique : une performance opérationnelle robuste maintenue et impact attendu des cessions sur le ROC

Le ROC du Thermique s'est élevé à 588 millions d'euros, stable en organique.

Les activités thermiques ont fait preuve de résilience, à la fois grâce à leur profil hautement contracté et à la capture de spreads et de services ancillaires élevés, principalement en Europe.

Les effets négatifs de la crise du COVID-19 qui ont entraîné une baisse de la demande au Chili et au Pérou, et les indemnités compensatoires importantes perçues en 2019 en Amérique Latine ont été entièrement compensés par la performance des actifs thermiques en Europe, les effets positifs du rétablissement du mécanisme de rémunération des capacités au Royaume-Uni et la production plus élevée au Brésil, y compris grâce à Pampa Sul, centrale mise en service en juin 2019.

En juin 2020, la finalisation de la cession des installations Astoria Energy à New-York représente une étape supplémentaire dans la transformation d'ENGIE aux États-Unis où ENGIE était jusqu'alors plutôt un producteur merchant.

En mars 2020, ENGIE a réaffirmé sa position de leader de la production indépendante d'électricité au Moyen-Orient avec la mise en service de la centrale à gaz Fadhili (1,5 GW), une centrale de cogénération en Arabie Saoudite dans laquelle ENGIE détient une participation de 40%.

Nucléaire : une performance qui a bénéficié de l'amélioration des prix captés au premier semestre

Le ROC des activités Nucléaires est négatif à -107 millions d'euros, en amélioration organique de 51%.

Les activités nucléaires ont bénéficié d'une marge énergie plus élevée principalement grâce à un effet prix positif, et une baisse des coûts d'exploitation partiellement compensés par des amortissements plus importants.

Les travaux dans le cadre des opérations à long terme (LTO) se sont poursuivis, ceux de Doel 1 et 2 étant achevés et ceux de Tihange 1 étant en cours. Compte-tenu de ces travaux, le taux de disponibilité nucléaire pour le premier semestre 2020 s'est élevé à 66%. Le taux de disponibilité en 2021 devrait augmenter de manière significative.

Supply : une performance affectée par la baisse des volumes due au COVID-19 et au climat doux

Le ROC du Supply s'est élevé à 3 millions d'euros, soit une baisse organique de 98%.

La performance du Supply a été fortement affectée par le COVID-19 (-240 millions d'euros) en Europe et aux États-Unis en raison de la baisse de la consommation de gaz et d'électricité des clients BtoB principalement, pendant les périodes de confinement. Cette baisse brutale et inattendue de la demande a entraîné un effet volume négatif, du fait des marges correspondantes non comptabilisées, ainsi qu'un effet de prix négatif, car les couvertures afférentes aux volumes prévus ont dû être dénouées dans un contexte de prix de marché à la baisse. Les services aux clients BtoC ont également fortement baissé pendant les périodes de confinement. Les températures anormalement chaudes en France et au Benelux ont également contribué à cette forte baisse. Ces effets n'ont été que marginalement compensés par de meilleurs résultats en Roumanie et des marges BtoC en France.

Autres

Le ROC du segment «Autres» est en forte augmentation, à 49 millions d'euros.

Cette augmentation reflète principalement la contribution plus importante de GTT grâce à un bon carnet de commande ainsi que les bonnes performances de GEM (Global Energy Management) dans un contexte de forte volatilité des marchés.

1.1.3.2. Performance organique par segments

Le segment France a fait l'objet d'une baisse organique du ROC. Pour le segment France hors Infrastructures, la baisse organique est due aux impacts du COVID-19 et aux effets négatifs du climat chaud sur les activités Supply et Solutions Clients, partiellement compensés par une augmentation de la production hydroélectrique et éolienne. Pour le segment France Infrastructures, la diminution des revenus dans la distribution déjà mentionnée a été partiellement compensée par la baisse des dépenses d'exploitation dans la distribution et le transport. Le ROC est resté stable par rapport à l'année dernière dans les activités de terminaux méthaniers et de stockage où l'impact des nouveaux tarifs en vigueur depuis le 1 er avril 2020 a été compensé par de meilleures performances commerciales au Royaume-Uni et l'absence de pénalités clients comme celles enregistrées en 2019.

Le segment Reste de l'Europe a enregistré une baisse organique du ROC. Cette baisse est principalement due aux Solutions Clients au Benelux, au Royaume-Uni et en Italie notamment, impactées par la crise du COVID-19. Les activités de Supply ont également été affectées par un climat chaud et l'impact du COVID-19 qui a entraîné une baisse de la consommation des clients professionnels BtoB et BtoC, partiellement compensée par une meilleure performance du Supply en Roumanie. La contribution des Infrastructures a diminué en Roumanie du fait d'un effet climat négatif significatif, l'impact du Covid-19 et d'une révision à la baisse du tarif de distribution. Ces effets négatifs n'ont été que partiellement compensés par les activités Nucléaires qui ont bénéficié de prix captés plus élevés et de dépenses opérationnelles plus faibles, partiellement compensés par des amortissements plus élevés, par les activités Thermiques, qui ont enregistré de bonnes performances en Italie, des spreads plus élevés, ainsi qu'au Royaume Uni avec un rattrapage en 2020 lié au rétablissement du mécanisme de rémunération des capacités avec les services ancillaires, et par les activités Renouvelables, qui ont enregistré de bonnes performances grâce à des conditions de vent favorables dans la plupart des pays.

L'Amérique Latine a enregistré une baisse organique du ROC, principalement du fait de one-offs positifs enregistrés au Chili en 2019, à une baisse de la demande d'électricité et des prix des contrats long-terme au Pérou et à une diminution du volume de gaz distribué en Argentine et au Mexique. Ces impacts ont été compensés par l'effet positif de la croissance organique au Brésil avec une production thermique plus élevée compensée par une contribution plus faible des Renouvelables, principalement en raison de la baisse des prix.

Les États-Unis et le Canada ont fait l'objet d'une baisse organique du ROC, du fait de la fin d'un contrat de GNL, d'une moindre performance des activités de Supply principalement due à la crise COVID-19 et, dans une moindre mesure, un climat chaud. Cette baisse a été partiellement compensée par la contribution de quatre projets renouvelables mis en service depuis l'année dernière et par une contribution plus importante des activités Thermiques.

Le Moyen-Orient, l'Asie et l'Afrique ont fait l'objet d'une baisse organique du ROC, principalement due à l'activité Thermique, avec un effet net négatif de one-offs au Moyen-Orient, à l'expiration d'un contrat long-terme d'achat d'électricité en Turquie, ainsi qu'à des difficultés dans le Supply en Australie et en Afrique. Ces effets négatifs ont été partiellement compensés par une meilleure performance des activités Renouvelables et des Solutions Clients.

Le segment «Autres» présente une diminution significative du ROC en organique. Cette baisse est principalement due à l'impact de la crise COVID-19 chez Suez, chez Entreprises & Collectivités (aussi impacté par le climat) et au développement des nouvelles activités. Ces impacts négatifs ont été partiellement compensés par la bonne contribution de GTT mais également de GEM qui, malgré l'impact significatif du COVID-19, a bénéficié de la bonne tenue des activités de marché dans un contexte de forte volatilité.

1.1.4. Résultat net récurrent part du groupe de 0,7 milliard d'euros et Résultat net part du groupe de 0,02 milliard d'euros

Le résultat net récurrent, part du Groupe, s'élève à 0,7 milliard d'euros contre 1,5 milliard d'euros au premier semestre 2019. Cette baisse est principalement due à la baisse du résultat opérationnel courant, partiellement compensée par la baisse des impôts, alors que les frais financiers restent stables.

Le résultat net part du Groupe s'élève à 0,02 milliard d'euros, en baisse de 2,1 milliards d'euros en raison de la baisse du résultat net récurrent, de la baisse des cessions et de l'impact négatif du mark-to-market des provisions nucléaires et des dérivés financiers. Ces effets sont partiellement compensés par l'effet positif du mark-to-market des matières premières par rapport au premier semestre 2019.

1.2 Une position financière et un niveau de liquidités solides

ENGIE a porté une attention particulière au maintien d'une structure financière solide en conservant un niveau élevé de liquidités et en ayant une allocation rigoureuse des capitaux et en procédant à une réduction de dépenses d'exploitation et des frais généraux et administratifs. Le Groupe dispose de l'un des bilans les plus solides du secteur, avec 23,5 milliards d'euros de liquidités (trésorerie nette + lignes de crédit non tirées – encours de billets de trésorerie), dont 13,1 milliards d'euros de liquidités à fin juin.

Les émissions de trois tranches obligataires pour 2,5 milliards d'euros en mars 2020 et de 750 millions d'euros en juin 2020 ont encore amélioré la situation financière d'ENGIE.

L'endettement financier net s'établit à 25,1 milliards d'euros, en baisse de 0,8 milliard d'euros par rapport à fin décembre 2019. Cette baisse est principalement due (i) à la génération de cash-flow des opérations (3,0 milliards d'euros), (ii) par les effets des opérations de cession de la période (0,6 milliard d'euros, dont notamment 0,4 milliard d'euros provenant de la vente d'Astoria aux États-Unis) et (iii) à d'autres éléments (0,5 milliard d'euros - principalement liés aux effets de change partiellement compensés par les nouveaux droits d'utilisation de biens pris en location). Ces éléments sont neutralisés pour partie par (i) les investissements de la période (3,0 milliards d'euros), et par (ii) les versements de dividendes aux participations ne donnant pas le contrôle et mouvements sur actions propres (0,3 milliard d'euros).

Le cash flow des opérations (CFFO) s'établit à 3,0 milliards d'euros, soit une hausse de 0,3 milliard d'euros. Cette augmentation, malgré la baisse de l'EBITDA, s'explique par l'amélioration du besoin en fonds de roulement. Tout d'abord, avec les appels de marge sur les produits dérivés pour 0,7 milliards d'euros et, également, avec des plans d'actions d'amélioration de la variation du besoin en fonds de roulement pour 0,6 milliards d'euros.

À fin juin 2020, le ratio dette financière nette/EBITDA s'élève à 2,6x, en augmentation par rapport à fin 2019. Le coût moyen de la dette brute s'élève à 2,38 %, en baisse de 32 points de base par rapport à fin 2019, grâce à une gestion optimisée de la dette et à une légère baisse des taux d'intérêt au Brésil et, dans une moindre mesure, en Europe. En outre, la dépréciation du real brésilien a réduit la proportion de la dette à taux plus élevé par rapport à la dette libellée en euros à taux plus faible.

À fin juin 2019, le ratio dette économique nette (1)/EBITDA s'élève à 4,3x. également en augmentation par rapport à la fin 2019.

Le 24 avril 2020, S&P a abaissé sa notation crédit long terme à BBB+ et sa notation crédit court terme à A-2.

Le 5 mai 2020, Moody's a confirmé sa notation de crédit long-terme à A3 et a abaissé sa perspective de stable à négative.

1.3 Prévisions financières

Les prévisions pour l'exercice comptable clos au 31 décembre 2020 présentées ci-dessous sont basées sur des données, hypothèses et estimations considérées comme raisonnables par le Groupe à la date de publication de ce document.

Ces données et hypothèses peuvent évoluer ou être modifiées en raison d'incertitudes liées à l'environnement financier, comptable, concurrentiel, sanitaire, réglementaire et fiscal ou d'autres facteurs dont le Groupe n'a pas connaissance à la date d'enregistrement de ce document. De plus, la réalisation des prévisions nécessite le succès de la stratégie du Groupe. Par conséquent, le Groupe ne s'engage ni ne donne de garanties quant à la réalisation des prévisions énoncées dans la présente section.

Les prévisions présentées ci-dessous et hypothèses sous-jacentes ont également été établies conformément aux dispositions du Règlement délégué (UE) no 2019/980, complétant le règlement (UE) no 2017/1129, et aux recommandations de l'ESMA sur les prévisions.

Ces prévisions résultent des processus budgétaire et de plan à moyen terme décrits dans la Notes 13 des états financiers consolidés 2019 et mis à jour mi 2020 comme indiqué dans la Note 11 des états financiers consolidés condensés semestriels 2020; ils ont été établis sur une base comparable aux informations financières historiques et conformément aux méthodes comptables décrites dans les états financiers consolidés du Groupe pour l'exercice clos le 31 décembre 2019 et la période close le 30 juin 2020.

Hypothèses pour le second semestre de l'exercice 2020

• stratégie : confirmation et renforcement de l'ambition du Groupe ENGIE de compter parmi les leaders de la transition énergétique et climatique ;
• acquisitions et cessions : pas de changement significatif du périmètre de consolidation du Groupe à l'exception des acquisitions ou cessions déjà annoncées ou d'impacts explicitement indiqués dans les prévisions ci-dessous ;
• taux de change : taux annuels moyens €/USD et €/BRL de 1,11 et 5,79 respectivement ;
• disponibilité des actifs nucléaires en Belgique : en ligne avec REMIT en date du 28 juillet 2020, 62% (pour 100% de la base installée, y compris quote-part d'EDF) ;
• tarifs régulés pour le gaz naturel et l'électricité en France : répercussion complète des coûts d'approvisionnement ;
• prix des matières premières : prix basés sur les conditions de marché au 30 juin 2020 (notamment pour la production outright d'électricité en Europe avec des taux forward à 41 €/MWh en 2020) pour la partie non couverte de la production (4 % en 2020) ;
• climat : conditions climatiques normalisées en France (distribution de gaz naturel et approvisionnement d'énergie + production hydroélectrique normalisée) ;
• taux effectif d'impôt récurrent : 29% en 2020 ;
• taux d'actualisation des provisions pour avantages postérieurs à l'emploi : basé sur les conditions du marché au 30 juin 2020, celles-ci étant peu différents de celles qui prévalaient au 31 décembre 2019, telles que décrites dans la Note 20 des états financiers consolidés au 31 décembre 2019 ;
• pas de changement de politiques comptables par rapport à celles décrites dans les états financiers consolidés du Groupe pour l'exercice clos au 31 décembre 2019 et le semestre clos au 30 juin 2020 ;
• pas de changements réglementaires et macro-économiques majeurs par rapport à la situation au 30 juin 2020, et

⁽¹⁾ La dette nette économique s'établit à 41,1 milliards d'euros à fin juin 2020, stable par rapport à fin décembre 2019 ; elle intègre notamment les provisions nucléaires et les avantages postérieurs à l'emploi.

levée continue / progressive des mesures de confinement dans les principales régions géographiques où opère le Groupe, sans nouveau confinement majeur dans les régions clés.

Objectifs 2020 et perspectives à moyen terme

ENGIE s'emploie à atténuer les effets de la crise du COVID-19 et est déterminé à jouer un rôle pour permettre une relance verte forte. Alors que la crise a eu un fort impact sur le premier semestre 2020, ENGIE est pleinement préparé pour le second semestre et s'attend à ce que ses performances financières se redressent par rapport au deuxième trimestre conformément à la reprise actuelle de l'activité économique et de la demande en énergie. Dans l'hypothèse d'un retour à la normale progressif et continu, après des périodes de confinements dans les principales zones géographiques où il exerce, le Groupe prévoit un résultat net récurrent part du groupe pour 2020 entre 1,7 et 1,9 milliard d'euros. Cet objectif repose sur une fourchette indicative d'EBITDA de 9,0 à 9,2 milliards d'euros et un ROC entre 4,2 et 4,4 milliards d'euros.

ENGIE attend une forte reprise par rapport au deuxième trimestre. Dans les Solutions Clients, ENGIE s'est attaché à variabiliser les coûts et le carnet de commandes reste solide. Dans le Supply, la demande d'électricité et de gaz BtoB s'est rapidement redressée, de même que pour les services BtoC.

Pour 2020, ENGIE prévoit d'investir entre 7,5 et 8,0 milliards d'euros, dont environ 4 milliards d'euros d'investissements de croissance, environ 2,5 milliards d'euros d'investissements de maintenance et environ 1,3 milliard d'euros de financement des provisions nucléaires.

ENGIE anticipe un ratio dette nette/EBITDA économique supérieur à 4,0x pour 2020 et inférieur ou égal à 4,0x sur le long terme.

Ces prévisions à moyen terme supposent que les mesures de déconfinement se poursuivent et que de nouvelles mesures de confinement majeur n'aient pas lieu dans les principales régions géographiques du Groupe.

En ce qui concerne les perspectives à moyen terme, ENGIE entend mener une forte reprise. La neutralité carbone étant au cœur de sa stratégie, ENGIE est bien positionné pour bénéficier de nouvelles opportunités de croissance liées aux mesures gouvernementales favorisant une relance verte. Suite à une performance 2020 fortement impactée par le COVID-19, le Groupe est confiant dans l'amélioration substantielle de sa performance financière.

ENGIE bénéficie de stabilité et d'une bonne visibilité pour la majorité de ses activités. Les Infrastructures bénéficient d'une certaine clarté grâce à leurs cadres régulatoires ; les Renouvelables et la production Thermique sont principalement régis par des contrats long-terme d'achat d'électricité, et les prix de marché et spreads sont proches des niveaux d'avant crise pour les activités merchant.

Pour ce qui est des activités Asset-Light des Solutions Clients, bien qu'une certaine incertitude subsiste quant aux impacts économiques potentiels à venir du COVID-19, les niveaux d'activité se sont considérablement améliorés par rapport au deuxième trimestre et le carnet de commandes est ssolide. De même, pour la vente d'énergie Supply BtoB, alors qu'il pourrait potentiellement y avoir encore un impact sur le niveau de demande d'énergie en raison du COVID-19, ce dernier s'est sensiblement redressé par rapport au deuxième trimestre.

Ces prévisions à moyen terme supposent que les mesures de déconfinement se poursuivent et que de nouvelles mesures de confinement majeur n'aient pas lieu dans les principales régions géographiques du Groupe.

1.4 Politique de dividende

Comme précédemment communiqué lors de l'Assemblée générale du 14 mai 2020, ENGIE réaffirme son intention de rétablir le paiement d'un dividende, dans le cadre de la politique annoncée l'année dernière, soit une fourchette de 65 % à 75 % de ratio distribution sur la base du résultat net récurrent part du Groupe. Le Conseil d'Administration décidera du dividende à proposer lors de l'arrêté des comptes 2020.

2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	27 433	30 245	-9.3%	-8.8%
EBITDA	4 478	5 321	-15.8%	-14.0%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(2 309)	(2 185)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	2 169	3 135	-30.8%	-29.3%

ÉVOLUTION DU CHIFFRE D'AFFAIRES

En millions d'euros

RAPPORT D'ACTIVITÉ

2 ÉVOLUTION DES ACTIVITÉS DU GROUPE

ÉVOLUTION DE L'EBITDA

En millions d'euros

Matrice par géographies/Business Lines

	Solutions							30 juin
En millions d'euros	Clients	Infrastructures	Renouvelables	Thermique	Nucléaire	Approvisionnement	Autres	2020
France	232	1 844	220	‐	‐	138	‐	2 433
Reste de l'Europe	71	77	71	239	155	102	‐	715
Amérique Latine	12	218	391	305	‐	23	‐	948
États-Unis & Canada	2	1	49	18	‐	(12)	2	59
Moyen-Orient, Asie & Afrique	18	1	49	252	‐	(33)	‐	287
Autres	(98)	(3)	(25)	(2)	‐	(58)	221	35
TOTAL EBITDA	236	2 137	755	812	155	159	223	4 478

En millions d'euros	Solutions Clients	Infrastructures	Renouvelables	Thermique	Nucléaire	Approvisionnement	Autres	30 juin 2019
France	436	1 908	195	‐	‐	224	‐	2 763
Reste de l'Europe	251	103	61	197	17	165	‐	793
Amérique Latine	18	168	505	351	‐	27	‐	1 069
États-Unis & Canada	(14)	1	22	14	‐	10	41	74
Moyen-Orient, Asie & Afrique	10	12	51	361	‐	(8)	‐	426
Autres	67	(3)	(21)	(20)	‐	61	112	196
TOTAL EBITDA	770	2 188	812	902	17	479	153	5 321

ÉVOLUTION DU RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)

En millions d'euros

Matrice par géographies/Business Lines

	Solutions							30 juin
En millions d'euros	Clients	Infrastructures	Renouvelables	Thermique	Nucléaire	Approvisionnement	Autres	2020
France	40	1 027	104	‐	‐	68	‐	1 239
Reste de l'Europe	(45)	56	44	160	(107)	61	‐	168
Amérique Latine	(1)	185	311	179	‐	22	‐	696
États-Unis & Canada	(20)	1	34	16	‐	(33)	2	1
Moyen-Orient, Asie & Afrique	8	‐	43	236	‐	(44)	‐	243
Autres	(124)	(3)	(25)	(2)	‐	(70)	47	(179)
TOTAL ROC	(142)	1 266	512	588	(107)	3	49	2 169

En millions d'euros	Solutions Clients	Infrastructures	Renouvelables	Thermique	Nucléaire	Approvisionnement	Autres	30 juin 2019
France	246	1 129	80	‐	‐	155	‐	1 610
Reste de l'Europe	141	82	33	119	(216)	133	‐	291
Amérique Latine	4	140	414	236	‐	27	‐	820
États-Unis & Canada	(27)	1	13	8	‐	(6)	33	22
Moyen-Orient, Asie & Afrique	3	11	41	340	‐	(17)	‐	378
Autres	47	(3)	(22)	(20)	‐	49	(36)	15
TOTAL ROC	414	1 359	559	682	(216)	340	(3)	3 135

2.1 France

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	10 112	11 131	-9.2%	-11.0%
Chiffre d'affaires total (y compris opérations intra-groupe)	10 729	11 774	-8.9%
EBITDA	2 433	2 763	-11.9%	-11.8%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(1 194)	(1 153)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	1 239	1 610	-23.0%	-22.8%

2.1.1. France hors Infrastructures

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	7 284	8 161	-10.8%	-13.2%
EBITDA	590	856	-31.1%	-31.2%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(378)	(374)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	212	482	-56.0%	-57.1%

Volumes d'énergie vendus

En TWh	30 juin 2020	30 juin 2019	Variation brute en %
Ventes de gaz	43,3	51,2	-15,5%
Ventes d'électricité	21,6	20,4	+3,5%

Correction climatique France

En TWh	30 juin 2020	30 juin 2019	Variation brute en TWh
Volumes de correction climatique
(signe négatif = climat chaud, signe positif = climat froid)	(6,5)	(0,6)	(6,0)

Le chiffre d'affaires du secteur France hors Infrastructures s'établit à 7 284 millions d'euros, en baisse brute de 10,8% et de 13,2% en organique. La baisse organique s'explique principalement par l'impact de la crise du COVID-19 et par l'effet climatique défavorable sur les Solutions Clients et le Supply. Les acquisitions dans les services BtoB (notamment celles de Powerlines et Pierre Guérin) ont compensé une partie de ce recul organique.

Par rapport au premier semestre de 2019, les volumes de ventes de gaz dans le segment BtoC diminuent de 7,9 TWh – dont 6,0 TWh sont imputables à un effet température négatif, et 1,9 TWh découlent de la fin des tarifs réglementés du gaz, l'année dernière. Le portefeuille d'électricité BtoC enregistre une progression de 0,1 TWh des ventes, en ligne avec la croissance de son portefeuille de clients, tandis que les volumes vendus par France Renouvelables et ENGIE Solutions ont augmenté de 1,2 TWh.

Le résultat opérationnel courant s'établit à 212 millions d'euros, en recul brut de 56,0% et de 57,1% en organique. Cette baisse organique résulte de l'impact défavorable de la crise du COVID-19 et des températures sur le Supply et les Solutions Clients. Ces baisses ont été partiellement compensées par une augmentation de la production électrique d'origine hydraulique et éolienne.

2.1.2. Infrastructures France

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	2 828	2 969	-4.7%	-4.8%
Chiffre d'affaires total (y compris opérations intra-groupe)	3 294	3 458	-4.7%
EBITDA	1 843	1 907	-3.3%	-3.4%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(816)	(779)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	1 027	1 128	-8.9%	-9.0%

Le chiffre d'affaires du secteur Infrastructures France s'établit à 2 828 millions d'euros, en recul brut de 4,7%. Ce recul s'explique par l'activité de distribution, qui a été principalement affectée par des températures élevées records cet hiver, par le ralentissement de la construction et la baisse des volumes du fait de la crise du COVID-19. Ces effets négatifs ont été partiellement compensés par les augmentations tarifaires de 2019 sur les activités de transport et de distribution.

Le résultat opérationnel courant s'établit à 1 027 millions d'euros pour la période, en baisse de 8,9% en brut. Outre la baisse de chiffre d'affaires précitée, le résultat opérationnel courant des Infrastructures a bénéficié de la réduction des coûts dans les activités de distribution et de transport, notamment d'une diminution de la consommation d'énergie. Le résultat opérationnel courant des activités de regazéification et de stockage est resté stable par rapport à 2019, l'impact du nouveau tarif ATS2 en vigueur depuis le 1er avril en France ayant été neutralisé par une meilleure performance commerciale au Royaume-Uni et par l'absence de pénalités clients, comme en 2019.

2.2 Reste de l'Europe

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	7 690	8 712	-11,7%	-9,8%
EBITDA	715	793	-9,8%	-7,3%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(546)	(501)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	168	291	-42,2%	-40,5%

Le chiffre d'affaires du secteur Reste de l'Europe s'élève à 7 690 millions d'euros, en recul brut de 11,7%, principalement du fait des activités Supply et Solutions Clients. Compte tenu de l'impact défavorable de la cession, au début de l'année, de l'activité Supply BtoC au Royaume-Uni, le chiffre d'affaires marque une baisse organique de 9,8%.

Les activités Supply enregistrent un recul organique, en raison de la baisse des volumes due à l'effet climatique défavorable et à la baisse de la consommation liée à la crise du COVID-19. Les activités de Solutions Clients Asset-Light ont été fortement affectées, surtout en Belgique et au Royaume-Uni, par la contraction de l'activité résultant de la crise du COVID-19.

Le résultat opérationnel courant ressort à 168 millions d'euros. Ce repli brut de 123 millions d'euros, qui est principalement imputable aux Solutions Clients, au Supply et aux Infrastructures, a été en partie compensé par les activités Nucléaire et Thermique et par une légère hausse des Renouvelables.

Les Solutions Clients enregistrent une forte baisse de la contribution des activités Asset-Light, notamment au Benelux, au Royaume-Uni et en Italie, principalement sous l'effet de la crise du COVID-19. Le Supply a souffert des températures élevées et de l'impact de la crise du COVID-19, qui ont entraîné une baisse de la consommation des clients professionnels BtoB et BtoC ; ce recul a été partiellement compensé par une meilleure performance de l'activité Supply en Roumanie. La contribution des Infrastructures baisse en Roumanie du fait d'un effet climatique défavorable, de l'impact de la crise du COVID-19 et des réductions du taux de rémunération réglementé. Les activités Nucléaire ont bénéficié de marges énergie plus élevées, principalement grâce à un effet prix positif et à une baisse des charges d'exploitation, qui ont été partiellement neutralisées par la hausse des amortissements. La progression des activités Thermique, malgré la cession des activités de production à base de charbon en 2019, a été portée par les bonnes performances de l'Italie, par la hausse des marges

et, au Royaume-Uni, par le rattrapage en 2020 de la rémunération sur le marché des capacités (timing) et des services ancillaires. Les bonnes performances des activités Renouvelables ont été principalement portées par des conditions de vent favorables dans la plupart des pays.

2.3 Amérique Latine

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	2 294	2 601	-11.8%	-1.7%
EBITDA	948	1 069	-11.3%	-9.0%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(252)	(249)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	696	820	-15.1%	-15.0%

Le chiffre d'affaires du secteur Amérique Latine s'établit à 2 294 millions d'euros, en baisse de 11,8% en brut et de 1,7% en organique. Le recul brut comprend les effets de change négatifs au Brésil, dont la monnaie s'est dépréciée de 20% face à l'euro. Au Brésil, le chiffre d'affaires a progressé en organique grâce à la mise en service de la centrale thermique de Pampa Sul et de la centrale éolienne d'Umburanas, à un haut niveau de dispatch dans le Thermique, ainsi qu'aux revenus de construction provenant de Gralha Azul. En Amérique Latine, le chiffre d'affaires marque une baisse en organique, principalement du fait d'un recul des prix sans impact sur le résultat opérationnel courant de l'activité de fourniture de gaz BtoB au Mexique, à des effets prix négatifs dans l'activité Thermique au Mexique et au Chili, au tassement de l'activité de services principalement dû à l'impact de la crise du COVID-19, et à la baisse de la demande d'électricité au Pérou.

Le résultat opérationnel courant atteint 696 millions d'euros, en recul brut de 15,1% et de 15,0% en organique. La baisse brute comprend l'effet de périmètre positif lié à l'acquisition, en juin 2019, d'un réseau de transport de gaz au Brésil (TAG), neutralisé par l'important effet de change négatif au Brésil. La baisse organique s'explique principalement par un one-off positif en 2019 au Chili (indemnités compensatoires au titre de retards dans la centrale IEM), par la baisse de la demande d'électricité et des prix des contrats long-terme de vente d'électricité au Pérou, ainsi que par la diminution des volumes de gaz distribués en Argentine et au Mexique. Ces éléments ont été en partie compensés par l'impact positif de la croissance organique au Brésil avec une production plus élevée de l'activité Thermique, neutralisée par une contribution plus faible dans les énergies renouvelables principalement en raison de la baisse des prix.

2.4 États-Unis & Canada

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	2 052	2 095	-2.0%	-15.9%
EBITDA	59	74	-19.3%	-46.7%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(59)	(52)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	1	22	-97.6%	-171.6%

Le chiffre d'affaires du secteur États-Unis & Canada s'établit à 2 052 millions d'euros, en recul brut de 2,0% et en repli organique de 15,9%. Le recul brut comprend des effets de périmètre liés aux acquisitions récentes dans les Solutions Clients, notamment Conti, et des effets de change positifs. Le repli organique s'explique principalement par la contribution en 2019 d'un ancien contrat de GNL et par la baisse des activités de Supply et Asset-Light, dont l'impact est partiellement compensé par la hausse des revenus des universités américaines qui progressent.

Le résultat opérationnel courant s'élève à 1 million d'euros, en baisse de 21 millions d'euros en brut et de 37 millions d'euros en organique. La baisse brute s'explique principalement par la fin du contrat GNL précitée et par la moins bonne performance des activités Supply due à la crise du COVID-19 et, dans une moindre mesure, aux températures élevées. Cette baisse a été partiellement neutralisée par les contributions de quatre projets renouvelables mis en service depuis l'année dernière, et par une hausse de la contribution des activités Thermique.

2.5 Moyen-Orient, Asie & Afrique

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	1 158	1 532	-24.4%	-8.2%
EBITDA	287	426	-32.6%	-15.8%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(44)	(48)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	243	378	-35.7%	-17.2%

Le chiffre d'affaires du secteur Moyen-Orient, Asie & Afrique atteint 1 158 millions d'euros, ce qui représente une diminution brute de 24,4% et un recul organique de 8,2%. Ce repli brut s'explique principalement par la cession de Glow (Thaïlande) en mars 2019, par la mise sous cocon de la centrale électrique de Baymina en Turquie, par des effets de change négatifs et par une performance plus faible dans les activités du Supply, notamment en Australie. Ces impacts ont été partiellement contrebalancés par les acquisitions et le développement des systèmes solaires domestiques en Afrique (Mobisol) et en Asie (RCS Engineering à Singapour).

Les ventes d'électricité ont reculé de 8,9 TWh à 7,4 TWh, avec des volumes réduits principalement en raison de la mise sous cocon de la centrale électrique de Baymina.

Le résultat opérationnel courant s'établit à 243 millions d'euros, en recul brut de 35,7% et de 17,2% en organique. La baisse brute s'explique notamment par l'impact négatif de la cession de Glow. Le recul organique est principalement dû aux activités Thermique qui ont été affectées par des one-offs négatifs au Moyen-Orient, par la mise sous cocon de la centrale électrique de Baymina en Turquie, par les difficultés de l'activité Supply en Australie et en Afrique, ainsi que par la baisse des résultats de l'activité Infrastructures en Thaïlande à la suite du repli des cours du pétrole. Ces effets négatifs ont été en partie compensés par l'amélioration de la performance dans les Renouvelables et dans les Solutions Clients.

2.6 Autres

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019	Variation brute en %	Variation organique en %
Chiffre d'affaires	4 126	4 174	-1.2%	-1.5%
EBITDA	35	196	-82.1%	-80.3%
Dotations nettes aux amortissements/Autres	(214)	(182)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	(179)	15

Le secteur reportable Autres englobe (i) GEM, (ii) Entreprises & Collectivités (E&C), (iii) Tractebel, (iv) GTT, (v) les New business, ainsi que (vi) les activités holdings et corporate du Groupe, qui comprennent notamment les entités dédiées au financement centralisé du Groupe et la contribution des entreprises associées SUEZ et Touat B.V.

Le chiffre d'affaires de ce secteur s'élève à 4 126 millions d'euros, en recul brut de 1,2% par rapport au premier semestre 2019, principalement du fait de la diminution des ventes E&C découlant de la crise du COVID-19 et des effets climatiques. Ces impacts ont été en partie neutralisés par l'augmentation du chiffre d'affaires de GTT, dont le carnet de commande a enregistré une croissance historique.

Le résultat opérationnel courant est négatif, pour 179 millions d'euros, soit une baisse de 194 millions d'euros par rapport à 2019. Cette baisse résulte principalement des répercussions de la crise du COVID-19 sur SUEZ, E&C (également affectée par le climat) et les New business. Ces effets négatifs sont partiellement contrebalancés par une contribution positive de GTT et de GEM qui, malgré l'impact significatif de la crise du COVID-19, a bénéficié de la performance solide des activités de marché sur fond de volatilité élevée.

3 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT

			Variation brute
En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019	en %
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	2 169	3 135	-30,8%
(+) MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	(257)	(989)
(+) Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence	(112)	31
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net
des entreprises mises en équivalence	1 800	2 177	-17,3%
Pertes de valeur	(62)	(242)
Restructurations	(64)	(77)
Effets de périmètre	39	1 584
Autres éléments non récurrents	(12)	(44)
Résultat des activités opérationnelles	1 700	3 397	-50,0%
Résultat financier	(913)	(719)
Impôts sur les bénéfices	(431)	(221)
RÉSULTAT NET	356	2 457	-85,5%
Résultat net part du Groupe	24	2 084
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle	332	373

Le résultat des activités opérationnelles (RAO) s'établit à 1 700 millions d'euros, en baisse par rapport au 30 juin 2019 principalement en raison (i) d'une dégradation du résultat opérationnel courant, (ii) de moindres gains enregistrés sur des cessions d'actifs, (iii) partiellement compensés par de moindres pertes de valeur comptabilisées sur le premier semestre 2020 et (iv) de moindres pertes enregistrées au titre de la variation de la juste valeur des instruments financiers sur matières premières.

Le RAO intègre :

• des pertes de valeurs nettes de 62 millions d'euros (contre 242 millions d'euros au 30 juin 2019) portant essentiellement sur des actifs renouvelables au Chili (cf. Note 8.1) ;
• des charges de restructuration de 64 millions d'euros (contre 77 millions d'euros au 30 juin 2019) (cf. Note 8.2) ;
• des «Effets de périmètre» qui s'élèvent à +39 millions d'euros comprenant principalement le résultat relatif à la cession des participations d'ENGIE dans les sociétés Astoria 1 et 2 aux États-Unis pour +105 millions d'euros et la variation de la juste valeur du complément de prix lié à la vente des activités d'ENGIE dans le gaz naturel liquéfié (GNL) à Total pour -71 millions d'euros (contre 1 584 millions d'euros au 30 juin 2019 essentiellement liés à la cession de la participation du Groupe dans Glow) (cf. Note 8.3) ;
• des «Autres éléments non récurrents» pour un montant de -12 millions d'euros (contre -44 millions d'euros au 30 juin 2019).

Le résultat financier s'élève à -913 millions d'euros au 30 juin 2020 contre -719 millions d'euros au 30 juin 2019. Cette dégradation résulte principalement de l'impact négatif de la variation de juste valeur négative des OPCVM détenus par Synatom, le coût de la dette étant stable par rapport à l'année dernière (cf. Note 9).

La charge d'impôt au 30 juin 2020 s'établit à 431 millions d'euros (contre 221 millions d'euros au 30 juin 2019). Elle comprend un produit d'impôt de 32 millions d'euros relatif à des éléments non récurrents fiscalisés (contre 408 millions d'euros au 30 juin 2019) qui, en 2020, résultent essentiellement des pertes de MtM quasi-compensées par la cession des participations d'ENGIE dans les sociétés Astoria 1 et 2 aux États-Unis (contre des pertes de MtM comptabilisées par ENGIE SA en 2019). Le taux effectif d'impôt est en hausse (74,6% versus 9,2%), principalement en raison de la plus-value exonérée d'impôt réalisée en 2019 dans le cadre de la cession de la participation d'ENGIE dans Glow, et de l'augmentation significative en 2020 des pertes non fiscalisées comptabilisées en Belgique – ceci rapportés à une base de résultat faible. Retraité de ces éléments non récurrents, le taux effectif d'impôt courant s'établit à 37,6% au 30 juin 2020 contre 27,6% au 30 juin 2019. Cette hausse s'explique principalement par des pertes non fiscalisées, notamment en Belgique, par l'effet de la dévaluation de certaines devises fiscales par rapport à la devise fonctionnelle de

RAPPORT D'ACTIVITÉ

3 AUTRES ÉLÉMENTS DU COMPTE DE RÉSULTAT

certaines entités en Amérique du sud et au Royaume-Uni minorant les déductions fiscales par rapport aux charges comptabilisées, ainsi que par l'effet de l'abrogation de la baisse du taux normatif britannique sur les bases d'impôt différé et par l'impact d'effets one-off plus positifs en 2019 qu'en 2020 - également rapporté à une base de résultat plus faible.

Le résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle s'établit à +332 millions d'euros, contre +373 millions d'euros au 30 juin 2019. Cette variation résulte principalement de la réduction de la contribution de Glow suite à sa cession en mars 2019.

4 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

4 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

L'endettement financier net s'établit à 25,1 milliards d'euros, en baisse de 0,8 milliard d'euros par rapport à fin décembre 2019. Cette baisse est principalement due (i) à la génération de cash-flow des opérations (3,0 milliards d'euros), (ii) par les effets des opérations de cession de la période (0,6 milliard d'euros, principalement liés à la cession des participations du Groupe dans les sociétés Astoria 1 et 2 aux États-Unis pour 0,4 milliard d'euros) et (iii) à d'autres éléments (0,5 milliard d'euros - principalement liés aux effets de change partiellement compensés par les nouveaux droits d'utilisation de biens pris en location). Ces éléments sont neutralisés pour partie par (i) les investissements de la période (3,0 milliards d'euros (1)), et par (ii) les versements de dividendes aux participations ne donnant pas le contrôle et mouvements sur actions propres (0,3 milliard d'euros). À noter, en 2020, l'annulation de la distribution du dividende d'ENGIE au titre de l'exercice 2019 (soit 1,9 milliard d'euros).

Les mouvements relatifs à l'endettement financier net sont les suivants :

En millions d'euros

(1) CAPEX nets des produits de cession dans le cadre des activités DBSO.

(2) Hors produits de cession dans le cadre des activités DBSO.

Investissements financiers

Variation des placements effectués par Synatom Investissements de maintenance

⁽¹⁾ Net de l'impact des cessions dans le cadre des activités de DBSO.

RAPPORT D'ACTIVITÉ

4 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

Le ratio dette nette sur EBITDA s'établit au 30 juin 2020 à 2,63 :

En millions d'euros	30 juin 2020	31 déc. 2019
Endettement financier net	25 079	25 919
EBITDA (sur 12 mois glissants)	9 523	10 366
RATIO DETTE NETTE/EBITDA	2,63	2,50

Le ratio dette nette économique sur EBITDA s'établit au 30 juin 2020 à 4,32 :

En millions d'euros	30 juin 2020	31 déc. 2019
Dette nette économique	41 131	41 078
EBITDA (sur 12 mois glissants)	9 523	10 366
RATIO DETTE NETTE ÉCONOMIQUE/EBITDA	4,32	3,96

4.1 Cash-flow des opérations (CFFO)

Le cash flow des opérations s'établit à 3,0 milliards d'euros, soit une hausse de 0,3 milliard d'euros. Cette augmentation, malgré la baisse de l'EBITDA, s'explique par l'amélioration du besoin en fonds de roulement. Tout d'abord, avec les appels de marge sur les produits dérivés pour 0,7 milliards d'euros et, également, avec des plans d'actions d'amélioration de la variation du besoin en fonds de roulement pour 0,6 milliards d'euros.

4.2 Investissements nets

Les investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) s'élèvent à 3 041 millions d'euros et se détaillent comme suit par secteurs :

En millions d'euros

Investissements de développement (nets de DBSO)

Investissements financiers

Variation des placements effectués par Synatom

Investissements de maintenance

4 ÉVOLUTION DE L'ENDETTEMENT FINANCIER NET

Les investissements de croissance s'élèvent à 2 227 millions d'euros et se détaillent comme suit par Business Line :

(1) Net des cessions dans le cadre des activités DBSO, hors Corporate, et Synatom considéré comme faisant part des investissements de maintenance.

(2) Neutre sur l'endettement financier net du Groupe.

La matrice géographies/Business Lines se détaille comme suit :

En millions d'euros	Solutions Clients	Infrastructures	Renouvelables	Thermique	Nucléaire	Approvisionnement	Autres	30 juin 2020
France	121	779	91	‐	‐	49	‐	1 040
Reste de l'Europe	92	46	152	37	48	51	‐	427
Amérique Latine	6	209	409	48	‐	‐	‐	671
États-Unis & Canada	227	‐	459	1	‐	36	‐	723
Moyen-Orient, Asie & Afrique	11	2	(256)	(67)	‐	32	‐	(278)
Autres	43	‐	211	‐	‐	15	190	458
TOTAL CAPEX	499	1 036	1 066	20	48	183	190	3 041

En millions d'euros	Solutions Clients	Infrastructures	Renouvelables	Thermique	Nucléaire	Approvisionnement	Autres	30 juin 2019
France	234	725	284	‐	‐	74	‐	1 317
Reste de l'Europe	249	36	32	79	397	38	‐	832
Amérique Latine	21	1 570	418	194	‐	3	‐	2 206
États-Unis & Canada	70	‐	401	6	‐	30	‐	508
Moyen-Orient, Asie & Afrique	66	3	187	14	‐	28	‐	299
Autres	127	‐	50	‐	‐	22	177	376
TOTAL CAPEX	768	2 334	1 373	294	397	195	177	5 537

Les investissements nets de la période s'élèvent à 2 663 millions d'euros et comprennent :

• des investissements de croissance pour 2 227 millions d'euros (cf. ci-dessus) ;
• des investissements de maintenance bruts pour 980 millions d'euros ;
• de la diminution nette de 166 millions d'euros des placements effectués par Synatom, dont 289 millions d'euros d'investissement dans les fonds nucléaires et -455 millions d'euros de recouvrement de prêts auprès de tiers à réinvestir sur le second semestre ;
• des nouveaux droits d'utilisation d'actifs pris en location enregistrés sur la période (240 millions d'euros) ;
• des effets de périmètre de l'exercice liés aux acquisitions et aux cessions d'entités pour 62 millions d'euros ; et
• des cessions représentant un montant de 556 millions d'euros et portant principalement sur la cession des participations du Groupe dans les sociétés Astoria 1 et 2 aux États-Unis.

4.3 Dividendes et mouvements sur actions propres

Les dividendes et mouvements sur actions propres s'élèvent à 264 millions d'euros (contre 2 196 millions d'euros au 30 juin 2019). Cette évolution s'explique notamment par l'annulation de la distribution du dividende d'ENGIE au titre de l'exercice 2019 de 1,9 milliard d'euros. Au 30 juin 2020, les dividendes et mouvements sur actions propres comprennent les dividendes versés par diverses filiales à leurs participations ne donnant pas le contrôle pour 174 millions d'euros, et le paiement des coupons de la dette hybride pour 88 millions d'euros.

4.4 Endettement financier net au 30 juin 2020

Hors coût amorti mais après impact des instruments dérivés de change, l'endettement financier net est libellé à 77% en euros, 17% en dollars américains et 7% en real brésiliens au 30 juin 2020.

L'endettement financier net est libellé à 91% à taux fixe, après prise en compte des instruments financiers.

La maturité moyenne de l'endettement financier net est de 11,3 ans.

Au 30 juin 2020, le Groupe dispose d'un total de lignes de crédit confirmées non tirées de 15,7 milliards d'euros.

5 AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE

5 AUTRES POSTES DE L'ÉTAT DE SITUATION FINANCIÈRE

En millions d'euros	30 juin 2020	31 déc. 2019	Variation nette
Actifs non courants	95 680	99 297	(3 617)
Dont goodwill	18 390	18 665	(275)
Dont immobilisations corporelles et incorporelles nettes	57 597	58 996	(1 399)
Dont participations dans les entreprises mises en équivalence	8 172	9 216	(1 044)
Actifs courants	59 493	60 496	(1 003)
Dont actifs classés comme détenus en vue de la vente	1 561	468	1 093
Capitaux propres	35 574	38 037	(2 463)
Provisions	25 731	25 115	616
Dettes financières	40 693	38 544	2 149
Autres passifs	53 175	58 097	(4 922)
Dont passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente	665	92	573

Les immobilisations (corporelles et incorporelles nettes) s'établissent à 57,6 milliards d'euros, en baisse de 1,4 milliard d'euros par rapport au 31 décembre 2019. Cette variation résulte pour l'essentiel des amortissements (-2,3 milliards d'euros), des écarts de conversion (-1,4 milliard d'euros principalement liés à la forte dépréciation du réal brésilien), du classement d'actifs dans les énergies renouvelables en Inde, en France et en Italie en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» (-1,0 milliard d'euros), partiellement compensés par les acquisitions et développements de la période (+2,9 milliards d'euros) et des variations de périmètre (+0,5 milliard d'euros) (cf. Note 11).

Les goodwill s'établissent à 18,4 milliards d'euros en baisse de 0,3 milliard d'euros essentiellement à la suite de la cession des participations du Groupe dans les sociétés Astoria 1 et 2 aux États-Unis (cf. Note 11).

Les capitaux propres totaux s'établissent à 35,6 milliards d'euros, en baisse de 2,5 milliards d'euros par rapport au 31 décembre 2019. Cette diminution provient essentiellement des autres éléments du résultat global (-2,5 milliards d'euros, dont -1,3 milliard d'euros d'écarts de conversion principalement liés à la forte dépréciation du réal brésilien, -0,5 milliard d'euros de diminution de la quote-part nette d'impôt des entreprises mises en équivalence sur éléments recyclables et -0,6 milliard d'euros de pertes et gains actuariels) partiellement compensés par le résultat net de la période (+0,4 milliard d'euros).

Les provisions s'élèvent à 25,7 milliards d'euros, en hausse de 0,6 milliard d'euros par rapport au 31 décembre 2019. Cette augmentation provient principalement de la chute de la valeur des actifs de régime relatifs aux avantages au personnel, conjuguée à la baisse des taux d'actualisation par rapport au 31 décembre 2019 (cf. Note 14).

Les actifs et passifs classés sur les lignes «Actifs classés comme étant détenus en vue de la vente» et «Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente» se composent au 30 juin 2020 d'actifs dans les énergies renouvelables en Inde, au Mexique, en France et en Italie, dans le cadre du modèle DBSO (cf. Note 3).

6 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES

6 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES

Les transactions avec des parties liées décrites dans la Note 22 des Notes aux comptes des états financiers consolidés au 31 décembre 2019 n'ont pas connu d'évolution significative à fin juin 2020.

7 DESCRIPTION DES PRINCIPAUX RISQUES ET INCERTITUDES POUR LES 6 MOIS RESTANTS

7 DESCRIPTION DES PRINCIPAUX RISQUES ET INCERTITUDES POUR LES 6 MOIS RESTANTS

La section «Facteurs de risque et contrôle» (Chapitre 2) du Document d'enregistrement universel 2019 contient une description détaillée des facteurs de risque auxquels le Groupe est exposé.

L'évolution de la crise inédite du COVID-19 reste incertaine à ce stade, en dépit des mesures de pilotage et remédiation en place. Les incidences de la crise du COVID-19 sur la situation au 30 juin 2020 sont présentées dans les sections «Résultats semestriels ENGIE 2020» et «Évolution des activités du Groupe» du rapport d'activité ainsi que dans la Note 1.2 des états financiers consolidés condensés du premier semestre 2020, et ses incidences sur les perspectives du Groupe pour les prochains mois sont présentées dans la section 1.3 «Prévisions financières».

Les évolutions sur le semestre des risques liés aux instruments financiers et aux contentieux et enquêtes auxquels le Groupe est exposé, sont présentées respectivement dans les Notes 13 et 16 des états financiers consolidés condensés du premier semestre 2020.

Les risques et incertitudes relatifs à la valeur comptable des goodwill, immobilisations incorporelles et corporelles sont présentés dans la Note 11 des états financiers consolidés condensés du premier semestre 2020 et dans les Notes 13, 14 et 15 des états financiers consolidés au 31 décembre 2019.

COMPTE DE RÉSULTAT 33
ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL 34
ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE 35
ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES 37
ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE 39

COMPTE DE RÉSULTAT

COMPTE DE RÉSULTAT

En millions d'euros	Notes	30 juin 2020 (1)	30 juin 2019 (1)
CHIFFRE D'AFFAIRES	5.1 & 6	27 433	30 245
Achats et dérivés à caractère opérationnel	7	(17 606)	(20 484)
Charges de personnel		(5 858)	(5 751)
Amortissements, dépréciations et provisions		(2 281)	(2 126)
Impôts et taxes		(632)	(747)
Autres produits opérationnels		536	763
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel		1 590	1 900
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence		209	276
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des
entreprises mises en équivalence		1 800	2 177
Pertes de valeur	8.1	(62)	(242)
Restructurations	8.2	(64)	(77)
Effets de périmètre	8.3	39	1 584
Autres éléments non récurrents		(12)	(44)
RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES		1 700	3 397
Charges financières		(1 225)	(1 069)
Produits financiers		312	350
RÉSULTAT FINANCIER	9	(913)	(719)
Impôt sur les bénéfices	10	(431)	(221)
RÉSULTAT NET		356	2 457
Résultat net part du Groupe		24	2 084
Résultat net des participations ne donnant pas le contrôle		332	373
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION (EUROS) (2)		(0,03)	0,82
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE PAR ACTION DILUÉ (EUROS) (2)		(0,03)	0,82

(1) Les données présentées au 30 juin 2020 ont été établies selon la nouvelle présentation du compte de résultat adoptée par le Groupe. Les données comparatives au 30 juin 2019 ont été reclassées en conformité avec cette nouvelle présentation (cf. Note 2 «Ajustement de l'information comparative»).

(2) Conformément aux dispositions d'IAS 33 − Résultat par action, le calcul du résultat net par action et du résultat net dilué par action prend également en compte, en déduction du résultat net part du Groupe, la rémunération due aux détenteurs de titres supersubordonnés (cf. Note 12.5 «Titres super-subordonnés»).

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL

ÉTAT DU RÉSULTAT GLOBAL

En millions d'euros	Notes	30 juin 2020	30 juin 2019
RÉSULTAT NET		356	2 457
Instruments de dette	12.1	(29)	33
Couverture d'investissement net	13	34	59
Couverture de flux de trésorerie (hors matières premières)	13	(96)	(435)
Couverture de flux de trésorerie (sur matières premières)	13	(169)	(81)
Impôts différés sur éléments ci-dessus		49	192
Quote-part des entreprises mises en équivalence sur éléments recyclables, nette d'impôt		(546)	(154)
Écarts de conversion		(1 283)	(153)
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES		(2 041)	(539)
Instruments de capitaux propres	12.1	(41)	52
Pertes et gains actuariels		(583)	(1 149)
Impôts différés sur éléments ci-dessus		148	266
Quote-part des entreprises mises en équivalence sur pertes et gains actuariels, nette d'impôt		1	(29)
TOTAL ÉLÉMENTS NON RECYCLABLES		(475)	(860)
TOTAL ÉLÉMENTS RECYCLABLES ET NON RECYCLABLES		(2 516)	(1 399)
RÉSULTAT GLOBAL		(2 160)	1 058
Dont quote-part du Groupe		(2 235)	811
Dont quote-part des entreprises ne donnant pas le contrôle		75	248

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

ACTIF

En millions d'euros	Notes	30 juin 2020	31 déc. 2019
Actifs non courants
Goodwill	11	18 390	18 665
Immobilisations incorporelles nettes	11	6 979	7 038
Immobilisations corporelles nettes	11	50 619	51 958
Autres actifs financiers	12.1	6 665	7 022
Instruments financiers dérivés	12.4	3 486	4 137
Actifs de contrats	6	21	15
Participations dans les entreprises mises en équivalence		8 172	9 216
Autres actifs non courants		414	384
Actifs d'impôt différé		935	860
TOTAL ACTIFS NON COURANTS		95 680	99 297
Actifs courants
Autres actifs financiers	12.1	2 532	2 546
Instruments financiers dérivés	12.4	11 745	10 134
Créances commerciales et autres débiteurs	6	12 318	15 180
Actifs de contrats	6	7 146	7 816
Stocks	0	3 484	3 617
Autres actifs courants	0	7 426	10 216
Trésorerie et équivalents de trésorerie	12.1	13 282	10 519
Actifs classés comme détenus en vue de la vente	3.2	1 561	468
TOTAL ACTIFS COURANTS		59 493	60 496
TOTAL ACTIF		155 173	159 793

ÉTAT DE LA SITUATION FINANCIÈRE

PASSIF

En millions d'euros	Notes	30 juin 2020	31 déc. 2019
Capitaux propres part du Groupe		30 785	33 087
Participations ne donnant pas le contrôle		4 789	4 950
TOTAL CAPITAUX PROPRES		35 574	38 037
Passifs non courants
Provisions	14	23 610	22 817
Emprunts à long terme	12.2 & 12.3	31 042	30 002
Instruments financiers dérivés	12.4	4 608	5 129
Autres passifs financiers	12.1	41	38
Passifs de contrats	6	117	45
Autres passifs non courants		1 246	1 222
Passifs d'impôt différé	0	4 541	4 631
TOTAL PASSIFS NON COURANTS		65 206	63 882
Passifs courants
Provisions	14	2 121	2 298
Emprunts à court terme	12.2 & 12.3	9 651	8 543
Instruments financiers dérivés	12.4	11 844	10 446
Fournisseurs et autres créanciers	12.1	14 960	19 109
Passifs de contrats	6	4 349	4 286
Autres passifs courants	0	10 804	13 101
Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente	3.2	665	92
TOTAL PASSIFS COURANTS		54 393	57 874
TOTAL PASSIF ET CAPITAUX PROPRES		155 173	159 793

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

En millions d'euros	Nombre d'actions	Capital	Primes	Réserves conso lidées	Titres super subordon nés à durée indéter minée	Varia tions de juste valeur et autres	Écarts de conver sion	Actions propres	Capitaux propres part du Groupe	Partici pations ne donnant pas le contrôle	Total
CAPITAUX PROPRES AU
31 DÉCEMBRE 2018 (1)	2 435 285 011	2 435	32 565	(590)	3 750	(1 019)	(1 130)	(460)	35 551	5 391	40 941
Impact IFRS 16		‐	‐	(7)	‐	‐	‐	‐	(7)	(4)	(11)
CAPITAUX PROPRES AU 1 er JANVIER 2019	2 435 285 011	2 435	32 565	(597)	3 750	(1 019)	(1 130)	(460)	35 544	5 386	40 930
Résultat net				2 084					2 084	373	2 457
Autres éléments du résultat
global				(804)		(405)	(64)		(1 273)	(126)	(1 399)
RÉSULTAT GLOBAL				1 280	‐	(405)	(64)	‐	811	248	1 058
Souscriptions d'actions réservées aux salariés et rémunération sur base d'actions		‐	‐	25					25	‐	25
Annulation des titres d'autocontrôle		‐		‐				‐	‐	‐	‐
Dividendes distribués en numéraire (2)			(1 096)	(738)					(1 833)	(271)	(2 105)
Achat/vente d'actions				(34)				34	‐	‐	‐
propres Emission de titres super subordonnés à durée indéterminée (3)				(17)	1 000				983	‐	983
Reclassement en dette et remboursement de titres super-subordonnés (3)				‐	(1 000)				(1 000)		(1 000)
Coupons des titres super subordonnés				(82)					(82)		(82)
Transactions entre actionnaires				56					56	6	62
Transactions avec impacts sur les participations ne donnant pas le contrôle (4)				‐					‐	(446)	(446)
Augmentations et réductions de capital souscrites par les participations ne donnant pas le contrôle				‐					‐	(11)	(11)
Autres variations				(1)	‐	‐			(1)	8	7
CAPITAUX PROPRES AU 30 JUIN 2019	2 435 285 011	2 435	31 470	(108)	3 750	(1 424)	(1 194)	(426)	34 502	4 919	39 421

(1) Données publiées au 31 décembre 2018, non retraitées du fait de l'entrée en application de la norme IFRS 16 (cf. Note 1 «Référentiel comptable et base d'élaboration des états financiers consolidés» des états financiers consolidés au 31 décembre 2019).

(2) L'Assemblée Générale du 17 mai 2019 a décidé la distribution d'un dividende unitaire de 1,12 euro par action au titre de l'exercice 2018. Il se compose d'un dividende ordinaire de 0,75 euro par action et d'un dividende exceptionnel de 0,37 euro par action. Conformément à l'article 26.2 des statuts, une majoration de 10% du dividende, soit 0,11 euro par action, a été attribuée aux actions inscrites sous la forme nominative depuis au moins deux ans au 31 décembre 2018, et qui sont restées inscrites sans interruption sous cette forme au nom du même actionnaire jusqu'à la date de mise en paiement du dividende. Cette majoration ne peut porter, pour un seul et même actionnaire, sur un nombre de titres représentant plus de 0,5% du capital.

(3) Les opérations de la période sont commentées dans la Note 10.5 «Titres super-subordonnés» des états financiers consolidés condensés semestriels du 30 juin 2019.

(4) Concerne essentiellement la déconsolidation de Glow suite à sa cession (cf. Note 2.1 «Cessions réalisées au cours du premier semestre 2019» des états financiers consolidés condensés semestriels du 30 juin 2019.).

ÉTAT DES VARIATIONS DES CAPITAUX PROPRES

	Nombre			Réserves conso	Titres super subordon nés à durée indéter	Varia tions de juste valeur et	Écarts de conver	Actions	Capitaux propres part du	Partici pations ne donnant pas le
En millions d'euros	d'actions	Capital	Primes	lidées	minée	autres	sion	propres	Groupe	contrôle	Total
CAPITAUX PROPRES AU 31 DÉCEMBRE 2019	2 435 285 011	2 435	31 470	(1 369)	3 913	(1 961)	(1 098)	(303)	33 087	4 950	38 037
Résultat net				24	‐	‐	‐		24	332	356
Autres éléments du résultat global				(448)	‐	(682)	(1 130)		(2 259)	(257)	(2 516)
RÉSULTAT GLOBAL				(423)	‐	(682)	(1 130)		(2 235)	75	(2 160)
Souscriptions d'actions réservées aux salariés et rémunération sur base d'actions				31					31	1	32
Dividendes distribués en numéraire (1)			‐	‐					‐	(173)	(173)
Achat/vente d'actions				(47)	‐	‐	‐	46	‐	‐	‐
propres Titres super-subordonnés (2)				(88)	‐				(88)		(88)
Transactions entre actionnaires (3)				(13)					(13)	(237)	(250)
Transactions avec impacts sur les participations ne donnant pas le contrôle									‐	‐	‐
Affectation du résultat 2019 chez ENGIE SA			(178)	178					‐	‐	‐
Augmentations et réductions de capital souscrites par des participations ne donnant pas le contrôle (3)									‐	178	178
Autres variations				3					3	(4)	(1)
CAPITAUX PROPRES AU 30 JUIN 2020	2 435 285 011	2 435	31 291	(1 727)	3 913	(2 644)	(2 228)	(256)	30 785	4 789	35 574

(1) L'Assemblée Générale du 14 mai 2020 a approuvé la résolution relative à l'annulation de la distribution du dividende au titre de l'exercice 2019 proposée par le Groupe dans le contexte actuel de la crise COVID-19 (cf. Note 13.3 «Risque de liquidité»).

(2) Les opérations de la période sont commentées dans la Note 12.5 «Titres super-subordonnés» des états financiers consolidés condensés semestriels du 30 juin 2020.

(3) Le 5 février 2020, Elengy a acquis la participation (27,5%) de Total (via sa filiale Total Gaz Electricité Holding France – TGEHF) dans Fosmax LNG. L'acquisition des titres hors frais (soit 207 milllions d'euros) a été principalement financée par une augmentation de capital d'Elengy réservée à la Société d'Infrastructures Gazières (SIG) à hauteur de 185 millions d'euros.

ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE

ÉTAT DE FLUX DE TRÉSORERIE

En millions d'euros	Notes	30 juin 2020	30 juin 2019
RÉSULTAT NET		356	2 457
- Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence		(209)	(276)
+ Dividendes reçus des entreprises mises en équivalence		352	399
- Dotations nettes aux provisions, amortissements et dépréciations		2 154	2 258
- Effets de périmètre, autres éléments non récurrents		(27)	(1 570)
- MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel		257	989
- Autres éléments sans effet de trésorerie		(37)	5
- Charge d'impôt	10	431	221
- Résultat financier	9	913	719
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt		4 190	5 202
+ Impôt décaissé		(235)	(205)
Variation du besoin en fonds de roulement		(733)	(2 038)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES		3 221	2 959
Investissements corporels et incorporels	11	(2 467)	(2 996)
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis	3 & 12	(303)	(287)
Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes	3 & 12	(283)	(1 360)
Acquisitions d'instruments de capitaux propres et de dette	12	111	(646)
Cessions d'immobilisations corporelles et incorporelles	11	56	62
Perte de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie cédés	3 & 12	135	2 406
Cessions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes	3 & 12	512	2
Cessions d'instruments de capitaux propres et de dette	12	11	110
Intérêts reçus d'actifs financiers		39	44
Dividendes reçus sur instruments de capitaux propres		40	31
Variation des prêts et créances émis par le Groupe et autres	3 & 12	(227)	(124)
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS D'INVESTISSEMENT		(2 376)	(2 759)
Dividendes payés (1) (2)		(264)	(2 196)
Remboursement de dettes financières		(4 458)	(1 837)
Variation des actifs financiers détenus à des fins de placement et de financement		(278)	(528)
Intérêts financiers versés		(349)	(395)
Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie		33	46
Flux sur instruments financiers dérivés de couverture d'investissement net et soultes sur instruments financiers dérivés et sur rachats anticipés d'emprunts		(27)	(64)
Augmentation des dettes financières		7 645	4 100
Augmentation/diminution de capital		179	(20)
Émission de titres super-subordonnés à durée indéterminée		‐	‐
Achat/vente de titres d'autocontrôle		‐	‐
Changements de parts d'intérêts dans des entités contrôlées	11	(225)	‐
FLUX ISSUS DES ACTIVITÉS DE FINANCEMENT		2 257	(894)
Effet des variations de change et divers		(338)	(11)
TOTAL DES FLUX DE LA PÉRIODE		2 763	(705)
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A L'OUVERTURE		10 519	8 700
TRÉSORERIE ET ÉQUIVALENTS DE TRÉSORERIE A LA CLÔTURE		13 282	7 995

(1) L'Assemblée Générale du 14 mai 2020 a approuvé la résolution relative à l'annulation de la distribution du dividende au titre de l'exercice 2019 proposée par le Groupe dans le contexte actuel de la crise COVID-19 (cf. Note 13.3 «Risque de liquidité»).

(2) La ligne «Dividendes payés» comprend les coupons payés aux détenteurs des titres super-subordonnés à durée indéterminée pour un montant de 88 millions d'euros au 30 juin 2020 (82 millions d'euros au 30 juin 2019).

ENGIE - RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL 2020

Note 1	RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES 42
Note 2	AJUSTEMENT DE L'INFORMATION COMPARATIVE 47
Note 3	PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE 50
Note 4	INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE 52
Note 5	INFORMATION SECTORIELLE 56
Note 6	VENTES 60
Note 7	ACHATS ET DÉRIVÉS À CARACTÈRE OPÉRATIONNEL 62
Note 8	AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES 63
Note 9	RÉSULTAT FINANCIER 65
Note 10	IMPÔTS 66
Note 11	GOODWILL ET IMMOBILISATIONS 67
Note 12	INSTRUMENTS FINANCIERS 70
Note 13	RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS 75
Note 14	PROVISIONS 82
Note 15	TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES 83
Note 16	CONTENTIEUX ET ENQUÊTES 84
Note 17	ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE 87

INFORMATIONS RELATIVES AU GROUPE ENGIE

ENGIE SA, société mère du Groupe, est une Société Anonyme à Conseil d'Administration soumise aux dispositions du livre II du Code de Commerce, ainsi qu'à toutes les autres dispositions légales applicables aux sociétés commerciales françaises. Elle a été constituée le 20 novembre 2004 pour une durée de 99 ans. Elle est régie par les dispositions légales et réglementaires, en vigueur et à venir, applicables aux sociétés anonymes et par ses statuts.

Le siège du Groupe est domicilié au 1 place Samuel de Champlain – 92400 Courbevoie (France).

Les titres ENGIE sont cotés sur les Bourses de Paris, Bruxelles et Luxembourg.

En date du 30 juillet 2020, les états financiers consolidés condensés semestriels du Groupe au 30 juin 2020 ont été présentés au Conseil d'Administration qui a autorisé leur publication.

NOTE 1 RÉFÉRENTIEL ET MÉTHODES COMPTABLES

1.1 Référentiel comptable

En application du règlement européen du 19 juillet 2002 sur les normes comptables internationales (IFRS), les états financiers consolidés annuels du Groupe sont établis conformément aux IFRS publiées par l'IASB et adoptées par l'Union européenne (1). Les états financiers consolidés condensés semestriels du Groupe, établis pour la période de six mois close au 30 juin 2020, ont été préparés selon les dispositions de la norme IAS 34 – Information financière intermédiaire qui permet de présenter une sélection de notes annexes. Les états financiers consolidés condensés intermédiaires n'incluent dès lors pas toutes les notes et informations requises par les IFRS pour les états financiers consolidés annuels et doivent donc être lus conjointement avec les états financiers consolidés de l'exercice 2019, sous réserve des particularités propres à l'établissement des états financiers consolidés condensés intermédiaires décrites ci-après (cf. paragraphe 1.4).

Les principes comptables retenus pour l'élaboration des états financiers consolidés condensés intermédiaires sont identiques à ceux retenus pour l'exercice clos au 31 décembre 2019 à l'exception des évolutions normatives reprises ci-dessous au paragraphe 1.1.1.

1.1.1 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables en 2020

• Amendements IFRS 3 Regroupement d'entreprises : définition d'une entreprise.
• Amendements IAS 1 Présentation des états financiers et IAS 8 Méthodes comptables, changements d'estimations comptables et erreurs : définition de la matérialité.
• Amendements IFRS 9 Instruments Financiers ; IAS 39 Instruments Financiers : comptabilisation et évaluation ; IFRS 7 - Instruments Financiers – Informations à fournir – Réforme des taux d'intérêt de référence. Concernant ces derniers amendements, le Groupe avait opté pour leur application anticipée comme indiqué dans la Note 17.1.5.2 des états financiers consolidés au 31 décembre 2019).
• Amendements IFRS 16 Contrats de location Allègements de loyers dans le contexte COVID-19 (2) .

http://ec.europa.eu/internal\_market/accounting/ias/index.fr.htm.

⁽¹⁾ Référentiel disponible sur le site internet de la Commission européenne :

⁽²⁾ Ces amendements n'ayant pas encore été adoptés par l'Union européenne, il s'agit d'une traduction libre.

Les amendements IFRS 16 ne sont pas applicables dans les comptes condensés intermédiaires du Groupe compte tenu de leur date de publication et du calendrier d'adoption de l'Union européenne. Les autres amendements, applicables à partir de 2020, n'ont pas d'impact significatif sur ces comptes.

1.1.2 Normes IFRS, amendements ou interprétations applicables après 2020 et non anticipés par le Groupe

• IFRS 17 Contrats d'assurance (incluant amendements) (1) .
• Amendements IAS 1 Présentation des états financiers Classification des passifs en courant et non-courant (1) .
• Amendements IAS 16 Immobilisations corporelles Produits générés avant l'utilisation prévue (1) .
• Amendements IAS 37 Provisions, passifs éventuels et actifs éventuels Contrats déficitaires Coûts d'exécution des contrats (1) .
• Amélioration annuelle des IFRS Cycle 2018 2020 (1) .

Les analyses des incidences de l'application de ces normes et amendements sont en cours.

1.2 Incidences de la crise du COVID-19 sur la situation au 30 juin 2020

Les impacts de la crise du COVID-19 sur la performance opérationnelle et financière du Groupe sont présentés dans le rapport semestriel d'activité.

Dans ce contexte de crise, le Groupe a été particulièrement attentif aux traitements dans les comptes des principaux enjeux et effets de la crise sanitaire pour lesquels les principes comptables IFRS utilisés lors des clôtures précédentes ont été appliqués selon un principe de permanence des méthodes, et ce plus particulièrement sur les sujets suivants :

Pertes de valeurs sur actifs non financiers

La dépréciation éventuelle des actifs non financiers, notamment les goodwill et les titres d'entités mises en équivalence, a été examinée. Le Groupe a ainsi analysé l'existence d'indicateurs de pertes de valeur potentielles, conformément aux dispositions de la norme IAS 36 - Dépréciation d'actifs, et ce plus particulièrement pour les activités les plus impactées par la crise du COVID-19. Le cas échéant, un test de dépréciation a été réalisé afin de comparer la valeur comptable et la valeur recouvrable des unités génératrices de trésorerie concernées (cf. Note 8.1 «Pertes de valeur» et Note 11 «Goodwill et immobilisations»).

Pertes de valeur sur actifs financiers : risque de contrepartie et pertes de crédit attendues

La crise du COVID-19 implique un risque de crédit potentiellement accru et peut donc affecter le montant à comptabiliser au titre des pertes de crédit attendues. Le Groupe a dès lors renforcé le suivi des encaissements et du risque de défaillance de ses contreparties (cf. Note 13 «Risques liés aux instruments financiers»).

Actifs et passifs financiers : évaluation à la juste valeur

La crise a entraîné une forte volatilité des marchés financiers, affectant ainsi les instruments détenus par le Groupe et évalués à la juste valeur. La juste valeur de ces instruments intègre les données qui reflètent la manière dont les acteurs de marché prendraient en compte les effets de la crise du COVID-19, notamment les incertitudes inhérentes à la situation créée par cette crise (cf. Note 12 «Instruments financiers»).

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

Risque de liquidité et de marché

Le risque de liquidité ainsi que l'évolution des marchés des taux d'intérêts, des matières premières et des taux de change ont été suivis attentivement et ont fait l'objet d'une information mise à jour sur la base des données disponibles au 30 juin 2020 (cf. Note 13 «Risques liés aux instruments financiers»).

Actifs d'impôt différé

Les positions d'actifs d'impôt différé ont été revues afin de s'assurer de leur caractère recouvrable au travers des résultats taxables futurs. En outre, le Groupe a effectué un suivi des changements législatifs, des révisions des taux d'imposition ou des autres mesures fiscales prises en réponse à la crise (cf. Note 10 «Impôts»).

Provisions

Certaines activités ayant été plus impactées par la crise du COVID-19, le Groupe a passé en revue l'existence d'obligations actuelles devant donner lieu à la comptabilisation de provisions, notamment d'éventuelles provisions pour contrats déficitaires (cf. Note 14 «Provisions»).

Indicateurs de performance et classement des effets de la crise du COVID-19 au sein du compte de résultat Le Groupe n'a pas procédé à un ajustement de ses indicateurs de performance, ni inclus de nouveaux indicateurs afin de décrire les impacts de la crise du COVID-19 (cf. Note 4 «Indicateurs financiers utilisés dans la communication financière»). Les charges directement liées à cette crise sont toutes classées, selon leur nature, dans le résultat opérationnel courant conformément aux recommandations formulées à l'occasion de cette crise qui impacte avant tout le chiffre d'affaires et ce, indépendamment de la pratique du Groupe qui consiste à présenter en-dessous du résultat opérationnel courant les éléments à caractère inhabituel, anormal, peu fréquent et significatif.

Evénements postérieurs à la clôture

Compte tenu des incertitudes liées à la crise sanitaire et de l'environnement en mutation, une attention particulière a été portée au traitement des informations survenues entre le 30 juin 2020 et l'approbation des comptes par le Conseil d'Administration (cf. Note 17 «Evénements postérieurs à la date de clôture»).

1.3 Utilisation d'estimations et du jugement

L'évolution de l'environnement économique et financier prégnant au premier semestre compte tenu de la crise du COVID-19 a conduit le Groupe à renforcer les procédures de suivi des risques, notamment dans l'évaluation des instruments financiers et les tests de perte de valeur. Cet environnement et la volatilité importante des marchés ont été pris en considération par le Groupe dans les estimations utilisées entre autres pour les tests de perte de valeur et les calculs des provisions.

Les estimations comptables sont réalisées dans un contexte qui reste sensible aux évolutions des marchés de l'énergie et dont les conséquences rendent difficiles l'appréhension des perspectives économiques à moyen terme.

1.3.1 Estimations

La préparation des états financiers nécessite l'utilisation d'estimations et d'hypothèses pour la détermination de la valeur des actifs et des passifs, l'évaluation des aléas positifs et négatifs à la date de clôture, ainsi que les produits et charges de l'exercice.

En raison des incertitudes inhérentes à tout processus d'évaluation, le Groupe révise ses estimations sur la base d'informations régulièrement mises à jour. Il est possible que les résultats futurs des opérations concernées diffèrent de ces estimations.

Les estimations significatives réalisées par le Groupe pour l'établissement des états financiers au 30 juin 2020 portent principalement sur :

• l'évaluation de la valeur recouvrable des goodwill, des immobilisations corporelles et incorporelles et, dans le contexte de la crise du COVID-19, la prise en compte des incertitudes relatives à l'estimation de ces valeurs recouvrables et la sensibilité de celles-ci aux changements possibles des hypothèses clés (cf. Note 8.1 «Pertes de valeur» et Note 11 «Goodwill et immobilisations» pour plus de détails) ;
• l'évaluation à la juste valeur des actifs et passifs financiers et, dans le contexte de la crise du COVID-19, la prise en compte des incertitudes dans les hypothèses clés retenues, notamment la détermination des flux de trésorerie futurs (cf. Note 12 «Instruments financiers» pour plus de détails) ;
• 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 pour litiges ainsi que les engagements de retraite et assimilés ;
• l'évaluation à la juste valeur des actifs acquis et des passifs repris dans le cadre d'un regroupement d'entreprises ;
• le chiffre d'affaires réalisé et non relevé, dit «en compteur» dont les modèles ont été impactés par les changements de comportement de consommation de certains clients ;
• l'évaluation des déficits fiscaux reportables activés en tenant compte le cas échéant, dans le contexte de la crise du COVID-19, des révisions et des projections de résultat taxable.

Des informations complémentaires sur le contenu de ces estimations, sont présentées dans les Notes ad hoc des états financiers consolidés annuels au 31 décembre 2019.

1.3.2 Jugement

Outre l'utilisation d'estimations, la Direction du Groupe a fait usage de jugement pour définir le traitement comptable adéquat de certaines activités et transactions notamment lorsque les normes et interprétations IFRS en vigueur ne traitent pas de manière précise des problématiques comptables concernées.

En particulier, le Groupe a exercé son jugement pour :

• l'évaluation de la nature du contrôle ;
• déterminer si les accords contiennent des contrats de location ;
• la comptabilisation dans le chiffre d'affaires des coûts d'acheminement facturés aux clients ;
• l'identification des obligations de performance des contrats de ventes ;
• les regroupements de secteurs opérationnels à effectuer pour la présentation des secteurs reportables, de même que la détermination des «activités normales», au regard d'IFRS 9, des contrats d'achat et de vente d'éléments non financiers (électricité, gaz, etc.).

Dans le contexte de la crise du COVID-19, le Groupe a également exercé son jugement pour l'appréciation :

• de l'existence d'un événement déclencheur menant éventuellement à une perte de valeur sur goodwill, immobilisations corporelles ou incorporelles ;
• des pertes de crédit attendues, notamment pour la mise à jour des probabilités de défaut et des autres paramètres dans un contexte d'incertitude ;

• des impacts sur les risques relatifs aux instruments financiers, notamment le risque de liquidité ainsi que l'évolution des marchés des taux d'intérêts, des matières premières et des taux de change ;

• des conséquences en matière de couverture, notamment quant au maintien du caractère hautement probable de l'élément couvert ;

• de l'application des droits et obligations exécutoires liés aux contrats clients, notamment en matière de probabilités d'encaissements futurs, ainsi que d'évaluation du chiffre d'affaires à l'avancement.

Conformément à IAS 1, le Groupe présente séparément dans l'état de la situation financière les actifs courants et non courants de même que les passifs courants et non courants. Au regard de la majorité des activités du Groupe, il a été considéré que le critère à retenir pour cette classification est le délai de réalisation de l'actif ou de règlement du passif : en courant si ce délai est inférieur à 12 mois et en non courant s'il est supérieur à 12 mois.

1.4 Particularités propres à l'établissement des états financiers intermédiaires

1.4.1 Saisonnalité des activités

Les activités du Groupe sont, par nature, des activités saisonnières mais les variations climatiques ont des effets plus importants que la saisonnalité sur les différents indicateurs d'activité et de résultat opérationnel. En conséquence, les résultats intermédiaires au 30 juin 2020 ne sont pas nécessairement indicatifs de ceux pouvant être attendus pour l'ensemble de l'exercice 2020.

1.4.2 Impôt sur les bénéfices

Dans le cadre des arrêtés intermédiaires, la charge d'impôt (courante et différée) est calculée pour chaque entité fiscale en appliquant au résultat taxable de la période, hors élément exceptionnel significatif, le taux effectif moyen annuel estimé pour l'année en cours. Les éventuels éléments exceptionnels significatifs de la période sont comptabilisés avec leur charge d'impôt réelle.

1.4.3 Retraites

Le coût des retraites pour une période intermédiaire est calculé sur la base des évaluations actuarielles réalisées à la fin de l'exercice précédent. Ces évaluations sont le cas échéant ajustées pour tenir compte des réductions, liquidations ou autres événements non récurrents importants survenus lors du semestre. Par ailleurs, les montants comptabilisés dans l'état de la situation financière au titre des régimes à prestations définies sont le cas échéant ajustés afin de tenir compte des évolutions significatives ayant affecté le rendement des obligations émises par des entreprises de premier rang de la zone concernée (référence utilisée pour la détermination des taux d'actualisation), ainsi que la valeur et le rendement réel des actifs de couverture.

NOTE 2 AJUSTEMENT DE L'INFORMATION COMPARATIVE

NOTE 2 AJUSTEMENT DE L'INFORMATION COMPARATIVE

Dans sa décision de mars 2019, l'IFRS Interpretation Committee (IFRIC) a conclu que, compte tenu des caractéristiques d'un contrat portant sur l'achat ou la vente d'éléments non financiers, qualifié de dérivé au sens d'IFRS 9, et qui est réglé par une livraison physique, un tel contrat doit être comptabilisé sur la même ligne du compte de résultat, tant pour les variations de sa juste valeur, que pour les effets au moment de son dénouement physique.

Le Groupe est concerné par cette décision s'agissant des instruments financiers dérivés sur matières premières, électricité et gaz notamment, qu'il utilise à des fins de couvertures économiques mais qui ne sont pas qualifiés comme tels au sens des IFRS.

La pratique du Groupe consistait jusqu'alors à présenter la variation de juste valeur (mark-to-market ou MtM) des dérivés sur commodités, non qualifiés de négoce ou de couverture comptable au sens des IFRS, en-dessous de l'agrégat du «Résultat opérationnel courant après quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence». Au moment de leur dénouement physique, les gains ou pertes étaient reclassés en résultat opérationnel, dans la même rubrique que l'élément économiquement couvert, permettant de présenter la performance opérationnelle des transactions concernées à leur cours couvert.

Suite à la décision de l'IFRIC, le Groupe a adapté, à compter de la clôture du 31 décembre 2019, sa pratique comptable sans impact sur le résultat net, les capitaux propres ou l'indicateur de résultat opérationnel courant utilisé dans le dialogue de gestion et la communication financière. Le Groupe présente donc désormais les résultats latents au titre des instruments concernés, vendeurs ou acheteurs, sur la même ligne que les résultats réalisés lors de leur dénouement physique, dans la rubrique «Achats et dérivés à caractère opérationnel» au sein de l'agrégat désormais nommé «Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence». Ainsi :

• la rubrique MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel, précédemment présentée au sein du «Résultat des activités opérationnelles», est désormais intégrée au sein de la rubrique «Achats et dérivés à caractère opérationnel» ;
• les transactions de ventes de commodités donnant lieu à livraison physique et utilisées à des fins de couvertures économiques, entrant dans le champ d'IFRS 9 et précédemment présentées au sein du «Chiffre d'affaires sur autres contrats», sont désormais également présentées en déduction de la rubrique «Achats et dérivés à caractère opérationnel».

L'indicateur de gestion de la performance (ROC), qui est défini comme hors MtM opérationnel, est désormais calculé et réconcilié avec le «Résultat opérationnel courant y compris quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence» dans la Note 4 «Indicateurs financiers utilisés dans la communication financière».

Le Groupe a également décidé d'améliorer la présentation par nature des autres rubriques du «Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence», sans impact sur le total de cet agrégat.

NOTE 2 AJUSTEMENT DE L'INFORMATION COMPARATIVE

La réconciliation entre l'ancienne et la nouvelle présentation du compte de résultat au 30 juin 2019 est présentée cidessous :

	30 juin 2019 ancienne	MtM	Transactions de ventes de	Impôts et	Autres	30 juin 2019 nouvelle
En millions d'euros	présentation	opérationnel (1)	commodités (2)	taxes (3)	charges (4)	présentation
Chiffre d'affaires sur contrats commerciaux	30 106	‐	(372)	‐	‐	29 734	Chiffre d'affaires sur contrats commerciaux
Chiffre d'affaires sur autres contrats	2 872	‐	(2 361)	‐	‐	511	Chiffre d'affaires sur autres contrats
CHIFFRE D'AFFAIRES	32 978	‐	(2 733)	‐	‐	30 245	CHIFFRE D'AFFAIRES
							Achats et dérivés à
Achats	(17 574)	(989)	2 733	238	(4 892)	(20 484)	caractère opérationnel
Charges de personnel	(5 751)	‐	‐	‐	‐	(5 751)	Charges de personnel
Amortissements, dépréciations et provisions	(2 126)	‐	‐	‐	‐	(2 126)	Amortissements, dépréciations et provisions
Impôts et taxes	‐	‐	‐	(747)	‐	(747)	Impôts et taxes
Autres charges opérationnelles	(5 479)	‐	‐	509	4 969	‐	Autres charges opérationnelles
Autres produits opérationnels	841	‐	‐	‐	(77)	763	Autres produits opérationnels
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT	2 890	(989)	‐	‐	‐	1 900	Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	276	‐	‐	‐	‐	276	Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT APRÈS QUOTE PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	3 166	(989)	‐	‐	‐	2 177	Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote part du résultat net des entreprises mises en équivalence
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	(989)	989	‐	‐	‐	‐
Pertes de valeur	(242)	‐	‐	‐	‐	(242)	Pertes de valeur
Restructurations	(77)	‐	‐	‐	‐	(77)	Restructurations
Effets de périmètre	1 584	‐	‐	‐	‐	1 584	Effets de périmètre
Autres éléments non récurrents	(44)	‐	‐	‐	‐	(44)	Autres éléments non récurrents
RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES	3 397	‐	‐	‐	‐	3 397	RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES

(1) Reclassement en «Achats» du résultat latent (mark-to-market) sur dérivés non qualifiés de trading.

(2) Reclassement en «Achats» du résultat réalisé sur contrats physiques de matières premières non qualifiés de contrats IFRS 15.

(3) Comptabilisation sur une seule ligne dédiée des effets d'impôts et taxes d'exploitation (hors cotisations sociales présentées au sein des charges de personnel et hors impôt sur les résultats présenté sur la ligne dédiée).

(4) Reclassement des autres charges opérationnelles en fonction de leur nature.

Le chiffre d'affaires sans adaptation de la pratique comptable suite à la décision de l'IFRIC se serait établi à 29 166 millions d'euros au 30 juin 2020.

Par ailleurs, à compter du 1er janvier 2020, afin d'être cohérent avec les définitions de l'EBITDA et du Résultat net récurrent part du Groupe, et conformément aux principes comptables d'ENGIE, le Groupe a revu sa définition de l'indicateur de gestion de la performance Résultat opérationnel courant (ROC) en excluant de ce dernier la part non récurrente du résultat net des entités mises en équivalence.

NOTE 2 AJUSTEMENT DE L'INFORMATION COMPARATIVE

La réconciliation entre l'ancienne et la nouvelle définition du Résultat opérationnel courant (ROC) au 30 juin 2019 est présentée ci-dessous :

		Part non
		récurrente de la
		quote-part du
		résultat net des
		entreprises mises	30 juin 2019
En millions d'euros	30 juin 2019 publié	en équivalence	retraité
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	3 166	(31)	3 135

La réconciliation entre le «Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence» au compte de résultat et l'indicateur de gestion «Résultat opérationnel courant» cidessus, est présentée dans la Note 4 «Indicateurs financiers présentés dans la communication financière».

NOTE 3 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE

NOTE 3 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE

3.1 Cessions réalisées au cours du premier semestre 2020

Dans le cadre de la présentation de sa stratégie 2019-2021, le Groupe a annoncé, le 28 février 2019, un programme de cession d'actifs de 6 milliards d'euros visant notamment à poursuivre sa transformation.

Les incidences des principales cessions et accords de cessions du premier semestre de l'exercice sur l'endettement financier net du Groupe, hors cessions partielles dans le cadre des activités DBSO (1), sont présentées dans le tableau ciaprès :

En millions d'euros	Prix de cession	Réduction de l'endettement financier net
Cession des participations dans les sociétés Astoria - États-Unis	386	386
Autres opérations de cession individuellement non significatives	170	228
TOTAL	556	614

Les cessions complémentaires en cours de finalisation au 30 juin 2020 sont présentées dans la Note 3.2 «Actifs destinés à être cédés».

3.1.1 Cession des participations d'ENGIE dans les sociétés Astoria 1 et 2 (États-Unis)

Le 18 juin 2020, le Groupe a finalisé la cession de ses participations respectives de 44,8% et de 27,5% dans les centrales à gaz d'Astoria 1 et Astoria 2 à un consortium. Cette transaction fait suite à un premier contrat signé entre ENGIE et le consortium en janvier 2020.

Les effets de cette transaction se sont traduits par une réduction de l'endettement financier net du Groupe de 386 millions d'euros. Le résultat de cession avant impôts s'établit à 105 millions d'euros au 30 juin 2020.

3.2 Actifs destinés à être cédés

Au 30 juin 2020, le total des «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» et le total des «Passifs directement liés à des actifs classés comme détenus en vue de la vente» s'élèvent respectivement à 1 561 et 665 millions d'euros.

En millions d'euros	30 juin 2020	31 déc. 2019
Immobilisations corporelles et incorporelles nettes	1 263	378
Autres actifs	298	90
TOTAL ACTIFS CLASSÉS COMME DÉTENUS EN VUE DE LA VENTE	1 561	468
Dettes financières	452	26
Autres passifs	213	65
TOTAL PASSIFS DIRECTEMENT LIÉS À DES ACTIFS CLASSÉS COMME DÉTENUS EN VUE DE LA
VENTE	665	92

Les actifs classés en tant qu'«Actifs destinés à être cédés» au 31 décembre 2019 relatifs à des actifs de production de gaz vert en exploitation en France ont été cédés au cours du premier semestre 2020 (cf. Note 3.1 «Cessions réalisées au cours du premier semestre 2020»).

Les actifs classés en tant qu'«Actifs destinés à être cédés» au 30 juin 2020 se rapportent à des actifs dans les énergies renouvelables en Inde, au Mexique (dont la vente demeure hautement probable mais reste conditionnée à diverses

⁽¹⁾ Develop, Build, Share and Operate, modèle utilisé dans les énergies renouvelables et reposant sur la rotation continue des capitaux employés.

NOTE 3 PRINCIPALES VARIATIONS DE PÉRIMÈTRE

approbations administratives), en France et en Italie. La finalisation de ces transactions est attendue au deuxième semestre 2020. Compte tenu des plus-values de cession attendues, aucun ajustement de valeur n'a été comptabilisé.

3.3 Acquisitions et prises de participations réalisées au cours du premier semestre 2020

L'ensemble des acquisitions réalisées au premier semestre 2020 a un impact sur l'endettement financier net de 1,3 milliard d'euros.

ENGIE et Meridiam, son partenaire à parts égales dans la société, ont finalisé la transaction devant leur permettre d'exploiter durant 50 ans une concession consentie par l'Université de l'Iowa (UI) en matière d'efficacité énergétique, de gestion de l'eau et plus globalement de durabilité. La société, dont le contrôle est partagé entre les partenaires, a également émis des actions de préférence détenues par Hannon Armstrong. ENGIE consolide sa participation par mise en équivalence.

ENGIE a également finalisé l'acquisition de Renvico, société active dans le domaine des énergies renouvelables et spécialisée dans la gestion de parcs éoliens.

Diverses autres acquisitions et prises de participations ont également été réalisées au cours du premier semestre 2020 avec notamment les acquisitions des intérêts minoritaires du terminal méthanier Fosmax en France et d'une concession dans le transport d'électricité au Brésil.

Par ailleurs, le Groupe et ses partenaires de consortium, Crédit Agricole Assurances et Mirova (une filiale de Natixis Investment Managers), poursuivent la finalisation de l'acquisition auprès d'EDP, annoncée en 2019, du deuxième plus grand portefeuille hydroélectrique du Portugal. ENGIE détient 40% du consortium, tandis que Crédit Agricole Assurances et Mirova, via des fonds gérés, en détiennent respectivement 35% et 25%. L'impact sur la dette nette d'ENGIE devrait s'élever à environ 650 millions d'euros. La participation sera consolidée par mise en équivalence. Le closing de la transaction est attendu dans le courant du second semestre 2020.

NOTE 4 INDICATEURS FINANCIERS UTILISÉS DANS LA COMMUNICATION FINANCIÈRE

L'objet de cette note consiste à présenter les principaux indicateurs financiers non-GAAP utilisés par le Groupe ainsi que leur réconciliation avec les agrégats des états financiers consolidés IFRS.

4.1 EBITDA

La réconciliation entre l'EBITDA et le résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence est la suivante :

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence	1 800	2 177
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel	257	989
Dotations nettes aux amortissements et autres	2 282	2 161
Paiements fondés sur des actions (IFRS 2)	28	25
Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence	112	(31)
EBITDA	4 478	5 321

4.2 Résultat opérationnel courant (ROC)

La réconciliation entre le Résultat opérationnel courant (ROC) et le résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence est la suivante :

En millions d'euros	30 juin 2020 (1)	30 juin 2019 (2)
Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des
entreprises mises en équivalence	1 800	2 177
MtM sur instruments financiers à caracatère opérationnel	257	989
Quote-part non récurrente du résultat net des entreprises mises en équivalence	112	(31)
RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	2 169	3 135

(1) Les données présentées au 30 juin 2020 ont été établies selon la nouvelle présentation du compte de résultat adoptée par le Groupe. Les données comparatives au 30 juin 2019 ont été reclassées en conformité avec cette nouvelle présentation (cf. Note 2 «Ajustement de l'information comparative»).

(2) Les données au 30 juin 2019 ont été retraitées afin de tenir compte du changement de définition du ROC qui exclut désormais la part non récurrente du résultat net des entités mises en équivalence (cf. Note 2 «Ajustement de l'information comparative»).

4.3 Résultat net récurrent part du Groupe

Le résultat net récurrent part du Groupe est un indicateur financier utilisé par le Groupe dans sa communication financière afin de présenter un résultat net part du Groupe ajusté des éléments présentant un caractère inhabituel, anormal ou peu fréquent.

Cet indicateur financier exclut ainsi :

• l'ensemble des agrégats compris entre le «Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quotepart du résultat net des entreprises mises en équivalence» et le «Résultat des activités opérationnelles» (RAO) à savoir les rubriques de «Pertes de valeur», «Restructurations», «Effets de périmètre» et «Autres éléments non récurrents». Ces rubriques sont définies dans la Note 9 «Autres éléments du résultat des activités opérationnelles» des états financiers consolidés au 31 décembre 2019 ;
• le MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel ;
• les composantes suivantes du résultat financier : l'effet des opérations de restructuration de la dette financière, les soultes réglées sur dénouement anticipé d'instruments financiers dérivés nettes de l'extourne de la juste valeur de ces dérivés débouclés par anticipation, les variations de juste valeur des instruments dérivés qui ne sont pas qualifiés de couverture selon IFRS 9 – Instruments financiers, ainsi que la part inefficace des instruments financiers dérivés qualifiés de couverture ;
• les effets impôts relatifs aux éléments décrits ci-dessus, déterminés en utilisant le taux d'impôt normatif applicable à l'entité fiscale concernée ;
• la quote-part de résultat non récurrent comprise dans la rubrique «Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence». Les éléments éligibles à cet ajustement 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	30 juin 2020	30 juin 2019
RÉSULTAT NET PART DU GROUPE		24	2 084
Résultat net attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle		332	373
RÉSULTAT NET		356	2 457
Rubriques du passage entre le «Résultat opérationnel courant y compris MtM opérationnel et quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence» et le «RAO»		100	(1 220)
Pertes de valeur	8.1	62	242
Restructurations	8.2	64	77
Effets de périmètre	8.3	(39)	(1 584)
Autres éléments non récurrents		12	44
Autres éléments retraités		635	662
MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel		257	989
Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur	9	(1)	2
Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements anticipés d'instruments financiers dérivés	9	16	‐
Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture et inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de flux de trésorerie	9	149	146
Résultat non récurrent des instruments de dette et des instruments de capitaux propres	9	134	(36)
Autres effets impôts retraités		(32)	(408)
Part non récurrente de la quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence		112	(31)
RÉSULTAT NET RÉCURRENT		1 091	1 898
Résultat net récurrent attribuable aux participations ne donnant pas le contrôle		345	407
RÉSULTAT NET RÉCURRENT PART DU GROUPE		746	1 491

4.4 Capitaux engagés industriels

La réconciliation entre les capitaux engagés industriels et les rubriques de l'état de la situation financière est la suivante :

30 juin 2020	31 déc. 2019
57 597	58 996
18 390	18 665
(7 563)	(7 650)
1 583	1 737
8 172	9 216
(154)	(154)
12 318	15 180
(2 118)	(2 023)
3 484	3 617
7 167	7 831
7 840	10 601
(3 606)	(3 771)
(787)	(571)
(25 731)	(25 115)
3 935	3 507
(14 960)	(19 109)
2 625	1 996
(4 466)	(4 330)
(12 038)	(14 298)
51 689	54 325

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

(2) Les appels de marges inclus dans les rubriques «Créances commerciales et autres débiteurs» et «Fournisseurs et autres créanciers» correspondent aux avances reçues ou versées dans le cadre des contrats de collatéralisation mis en place aux fins de gestion du risque de contrepartie relatif aux transactions sur matières premières.

4.5 Cash flow des opérations (CFFO)

La réconciliation entre le cash flow des opérations (CFFO) et les rubriques de l'état de flux de trésorerie est la suivante :

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019
Marge brute d'autofinancement avant résultat financier et impôt	4 190	5 202
Impôt décaissé	(235)	(205)
Variation du besoin en fonds de roulement	(733)	(2 038)
Intérêts reçus d'actifs financiers	39	44
Dividendes reçus sur instruments de capitaux propres	40	31
Intérêts financiers versés	(349)	(395)
Intérêts financiers reçus sur trésorerie et équivalents de trésorerie	33	46
CASH FLOW DES OPÉRATIONS (CFFO)	2 984	2 685

4.6 Investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX)

La réconciliation entre les investissements corporels, incorporels et financiers (CAPEX) et les rubriques de l'état des flux de trésorerie se détaille comme suit :

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019
Investissements corporels et incorporels	2 467	2 996
Prise de contrôle sur des filiales nette de la trésorerie et équivalents de trésorerie acquis	303	287
(+) Trésorerie et équivalents de trésorerie acquis	36	138
Acquisitions de participations dans les entreprises mises en équivalence et activités conjointes	283	1 360
Acquisitions d'instruments de capitaux propres et de dette	(111)	646
Variation des prêts et créances émis par l'entreprise et autres	227	124
(+) Autres	(1)	4
Changements de parts d'intérêts dans les entités contrôlées	225	‐
(+) Paiements reçus au titre de cessions de participations ne donnant pas le contrôle	‐	‐
(-) Impact des cessions réalisées dans le cadre des activités DBSO (1)	(387)	(19)
TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)	3 041	5 537

(1) Develop, Build, Share & Operate.

4.7 Endettement financier net

La réconciliation entre l'endettement financier net et les rubriques de l'état de la situation financière est la suivante :

En millions d'euros	Notes	30 juin 2020	31 déc. 2019
(+) Emprunts à long terme	12.2 & 12.3	31 042	30 002
(+) Emprunts à court terme	12.2 & 12.3	9 651	8 543
(+) Instruments financiers passifs	12.4	16 452	15 575
(-) Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières et autres éléments		(16 085)	(15 350)
(-) Autres actifs financiers	12.1	(9 197)	(9 568)
(+) Prêts et créances au coût amorti non compris dans l'endettement financier net		4 621	4 870
(+) Instruments de capitaux propres à la juste valeur		1 310	1 297
(+) Instruments de dette à la juste valeur non compris dans l'endettement financier net		1 505	1 899
(-) Trésorerie et équivalents de trésorerie	12.1	(13 282)	(10 519)
(-) Instruments financiers actifs	12.4	(15 231)	(14 272)
(+) Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières et autres éléments		14 291	13 443
ENDETTEMENT FINANCIER NET	12.3	25 079	25 919

4.8 Dette nette économique

La dette nette économique s'établit comme suit :

En millions d'euros	Notes	30 juin 2020	31 déc. 2019
ENDETTEMENT FINANCIER NET	12.3	25 079	25 919
Provisions pour gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire		7 793	7 611
Provisions pour démantèlement des installations		7 354	7 329
Provisions pour reconstitution de sites		233	237
Avantages postérieurs à l'emploi - Retraites		2 915	2 427
(-) Sociétés régulées d'infrastructures		(182)	(93)
Avantages postérieurs à l'emploi - Droits à remboursement		(160)	(160)
Avantages postérieurs à l'emploi - Autres avantages		5 104	5 001
(-) Sociétés régulées d'infrastructures		(3 198)	(3 080)
Impôts différés actifs sur engagements de retraite et assimilés		(1 788)	(1 635)
(-) Sociétés régulées d'infrastructures		813	759
Actifs de couverture des provisions nucléaires, stock d'uranium et créance Electrabel envers EDF Belgium		(2 831)	(3 236)
DETTE NETTE ÉCONOMIQUE		41 131	41 078

NOTE 5 INFORMATION SECTORIELLE

5.1 Secteurs opérationnels et secteurs reportables

ENGIE est organisé en vingt quatre Business Units (BUs) ou secteurs opérationnels, constitués pour la plupart à l'échelle d'un pays ou d'un groupe de pays et de quatre Global Business Lines (GBLs) : Solutions Clients, Infrastructures, Renouvelables et Thermique auxquelles s'ajoutent les activités de l'approvisionnement et du nucléaire pour constituer les six grandes familles d'activités du Groupe, ou Business Lines (BLs).

Conformément aux dispositions d'IFRS 8, ces secteurs opérationnels font l'objet de regroupements permettant au Groupe de présenter une information sectorielle organisée autour de sept secteurs reportables.

Les secteurs reportables au 30 juin 2020 sont inchangés : France hors Infrastructures, Infrastructures France, Reste de l'Europe, Amérique Latine, États-Unis & Canada, Moyen-Orient, Asie & Afrique et Autres et sont décrits dans la Note 6 «Information sectorielle» des états financiers consolidés au 31 décembre 2019. Les données présentées au 30 juin 2019 tiennent compte de changements mineurs engendrés par des réorganisations (réallocation d'ENGIE Impact et des projets d'éoliennes en mer vers le secteur autres).

La variété des métiers du Groupe et de leur localisation géographique entraîne une grande diversité de situations et de natures de clientèles (industries, collectivités locales et particuliers). De ce fait, aucun client externe du Groupe ne représente à lui seul 10% ou plus du chiffre d'affaires consolidé du Groupe.

5.1.1 Indicateurs clés par secteur reportable

CHIFFRE D'AFFAIRES

		30 juin 2020 (1)			30 juin 2019 (1)
En millions d'euros	Hors Groupe	Groupe	Total	Hors Groupe	Groupe	Total
France hors Infrastructures	7 284	151	7 435	8 161	155	8 317
Infrastructures France	2 828	466	3 294	2 969	488	3 458
Total France	10 112	617	10 729	11 131	644	11 774
Reste de l'Europe	7 690	963	8 653	8 712	723	9 435
Amérique Latine	2 294	‐	2 294	2 601	‐	2 601
États-Unis & Canada	2 052	1	2 053	2 095	1	2 096
Moyen-Orient, Asie & Afrique	1 158	‐	1 158	1 532	1	1 533
Autres	4 126	2 365	6 491	4 174	3 422	7 597
Élimination des transactions internes		(3 947)	(3 947)		(4 791)	(4 791)
TOTAL CHIFFRE D'AFFAIRES	27 433	‐	27 433	30 245	‐	30 245

(1) Les données présentées au 30 juin 2020 ont été établies selon la nouvelle présentation du compte de résultat adoptée par le Groupe. Les données comparatives au 30 juin 2019 ont été reclassées en conformité avec cette nouvelle présentation (cf. Note 2 «Ajustement de l'information comparative»).

EBITDA

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019
France hors Infrastructures	590	856
Infrastructures France	1 843	1 907
Total France	2 433	2 763
Reste de l'Europe	715	793
Amérique Latine	948	1 069
États-Unis & Canada	59	74
Moyen-Orient, Asie & Afrique	287	426
Autres	35	196
TOTAL EBITDA	4 478	5 321

DOTATIONS AUX AMORTISSEMENTS

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019
France hors Infrastructures	(373)	(370)
Infrastructures France	(816)	(779)
Total France	(1 189)	(1 149)
Reste de l'Europe	(541)	(497)
Amérique Latine	(251)	(248)
États-Unis & Canada	(58)	(51)
Moyen-Orient, Asie & Afrique	(42)	(46)
Autres	(200)	(170)
TOTAL DOTATIONS AUX AMORTISSEMENTS	(2 282)	(2 161)

QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019
France hors Infrastructures	21	7
Infrastructures France	3	4
Total France	24	12
Reste de l'Europe	70	37
Amérique Latine	96	(12)
États-Unis & Canada	35	22
Moyen-Orient, Asie & Afrique	153	149
Autres	(169)	69
Dont quote-part de résultat de SUEZ	(182)	73
TOTAL QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN ÉQUIVALENCE	209	276

Les contributions des entreprises associées et des coentreprises dans la quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence s'élèvent respectivement à 10 millions d'euros et 199 millions d'euros au 30 juin 2020 (contre 186 millions d'euros et 90 millions d'euros au 30 juin 2019).

RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019 (1)
France hors Infrastructures	212	482
Infrastructures France	1 027	1 128
Total France	1 239	1 610
Reste de l'Europe	168	291
Amérique Latine	696	820
États-Unis & Canada	1	22
Moyen-Orient, Asie & Afrique	243	378
Autres	(179)	15
TOTAL RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	2 169	3 135

(1) Les données au 30 juin 2019 ont été retraitées afin de tenir compte du changement de définition du ROC qui exclut désormais la part non récurrente du résultat net des entités mises en équivalence (cf. Note 2 «Ajustement de l'information comparative»).

CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS

En millions d'euros	30 juin 2020	31 déc. 2019
France hors Infrastructures	7 528	7 157
Infrastructures France	19 658	20 172
Total France	27 186	27 329
Reste de l'Europe	1 006	1 805
Amérique Latine	9 733	11 462
États-Unis & Canada	4 016	3 550
Moyen-Orient, Asie & Afrique	3 210	3 633
Autres	6 535	6 546
Dont valeur de mise en équivalence de SUEZ	1 762	2 027
TOTAL CAPITAUX ENGAGÉS INDUSTRIELS	51 685	54 325

INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019
France hors Infrastructures	254	558
Infrastructures France	787	759
Total France	1 040	1 317
Reste de l'Europe	427	832
Amérique Latine	671	2 206
États-Unis & Canada	723	508
Moyen-Orient, Asie & Afrique	(278)	299
Autres	458	376
TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)	3 041	5 537

5.2 Information par Business Line

EBITDA

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019
Solutions Clients	236	770
Infrastructures	2 137	2 188
Renouvelables	755	812
Thermique	812	902
Nucléaire	155	17
Approvisionnement	159	479
Autres	223	153
TOTAL EBITDA	4 478	5 321

RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019 (1)
Solutions Clients	(142)	414
Infrastructures	1 266	1 359
Renouvelables	512	559
Thermique	588	682
Nucléaire	(107)	(216)
Approvisionnement	3	340
Autres	49	(3)
TOTAL RÉSULTAT OPÉRATIONNEL COURANT (ROC)	2 169	3 135

(1) Les données au 30 juin 2019 ont été retraitées afin de tenir compte du changement de définition du ROC qui exclut désormais la part non récurrente du résultat net des entités mises en équivalence (cf. Note 2 «Ajustement de l'information comparative»).

INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019
Solutions Clients	499	768
Infrastructures	1 036	2 334
Renouvelables	1 066	1 373
Thermique	20	294
Nucléaire	48	397
Approvisionnement	183	195
Autres	190	177
TOTAL INVESTISSEMENTS CORPORELS, INCORPORELS ET FINANCIERS (CAPEX)	3 041	5 537

5.3 Indicateurs clés par zone géographique

Les indicateurs ci-dessous sont ventilés :

• par zone de commercialisation 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	30 juin 2020	30 juin 2019 (1)	30 juin 2020	31 déc. 2019 (1)
France	10 930	12 833	31 505	31 831
Belgique	2 576	3 105	(6 237)	(6 008)
Autres Union européenne	4 943	5 114	5 636	5 764
Autres pays d'Europe	2 092	2 329	2 806	3 066
Amérique du Nord	2 688	2 382	4 893	4 419
Asie, Moyen-Orient et Océanie	1 879	1 988	2 951	3 361
Amérique du Sud	2 064	2 330	9 182	10 920
Afrique	259	164	950	971
TOTAL	27 433	30 245	51 685	54 325

(1) Les données comparatives 2019 ont été reclassées suite à la ratification de l'accord de retrait actant la sortie du Royaume-Uni de l'Union européenne le 31 janvier 2020.

NOTE 6 VENTES

NOTE 6 VENTES

6.1 Chiffre d'affaires

Le chiffre d'affaires sur contrats commerciaux est relatif aux contrats entrant dans le champ de la norme IFRS 15 (cf. Note 7 «Ventes» des états financiers consolidés au 31 décembre 2019).

Le chiffre d'affaires réalisé sur des opérations hors du champ d'application d'IFRS 15 est présenté dans la colonne «Autres» et comprend les revenus des locations et des concessions, de même que, le cas échéant, la composante financière des prestations opérationnelles.

La ventilation du chiffre d'affaires selon ses différents principes de comptabilisation se présente comme suit :

	Ventes de	Ventes d'électricité et autres	Ventes de services liés aux	Constructions, installations, O&M, FM et autres
En millions d'euros	gaz	énergies	infrastructures	services	Autres	30 juin 2020
France hors Infrastructures	1 488	2 142	95	3 557	2	7 284
Infrastructures France	6	‐	2 733	83	6	2 828
Total France	1 494	2 142	2 828	3 641	8	10 112
Reste de l'Europe	1 606	2 726	167	3 160	32	7 690
Amérique Latine	182	1 648	147	267	50	2 294
États-Unis & Canada	91	1 330	‐	629	1	2 052
Moyen-Orient, Asie & Afrique	179	444	16	469	49	1 158
Autres	1 473	1 612	52	639	350	4 126
TOTAL CHIFFRE D'AFFAIRES	5 026	9 902	3 209	8 805	491	27 433

En millions d'euros	Ventes de gaz	Ventes d'électricité et autres énergies	Ventes de services liés aux infrastructures	Constructions, installations, O&M, FM et autres services	Autres	30 juin 2019 (1)
France hors Infrastructures	1 974	2 254	78	3 852	3	8 161
Infrastructures France	26	‐	2 825	110	8	2 969
Total France	2 000	2 254	2 903	3 962	11	11 131
Reste de l'Europe	1 891	3 134	174	3 465	48	8 712
Amérique Latine	288	1 881	162	212	57	2 601
États-Unis & Canada	343	1 232	1	518	2	2 095
Moyen-Orient, Asie & Afrique	215	807	7	456	46	1 532
Autres	1 873	1 382	79	494	347	4 174
TOTAL CHIFFRE D'AFFAIRES	6 611	10 689	3 328	9 106	511	30 245

(1) Les données présentées au 30 juin 2020 ont été établies selon la nouvelle présentation du compte de résultat adoptée par le Groupe. Les données comparatives au 30 juin 2019 ont été reclassées en conformité avec cette nouvelle présentation (cf. Note 2 «Ajustement de l'information comparative»).

NOTE 6 VENTES

6.2 Créances commerciales et autres débiteurs, actifs et passifs de contrats

6.2.1 Créances commerciales et autres débiteurs, actifs de contrats

En millions d'euros	30 juin 2020	31 déc. 2019
Créances commerciales et autres débiteurs	12 318	15 180
Dont IFRS 15	6 632	7 385
Dont non-IFRS15	5 686	7 795
Actifs de contrats	7 167	7 831
Produits à recevoir et factures à établir	6 489	6 783
Gaz et électricité en compteur (1)	678	1 048

(1) Net d'acompte.

Les actifs de contrat incluent notamment des produits à recevoir et factures à établir ainsi que le gaz et l'électricité livrés non relevés et non facturés dits «gaz et électricité en compteur».

6.2.2 Passifs de contrats

	30 juin 2020				31 déc. 2019
En millions d'euros	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Passifs de contrats	117	4 349	4 466	45	4 286	4 330
Avances et acomptes reçus	85	2 097	2 182	11	2 190	2 201
Produits constatés d'avance	32	2 252	2 284	34	2 096	2 129

Les passifs de contrats incluent les avances et acomptes reçus et des produits constatés d'avance.

NOTE 7 ACHATS ET DÉRIVÉS À CARACTÈRE OPÉRATIONNEL

NOTE 7 ACHATS ET DÉRIVÉS À CARACTÈRE OPÉRATIONNEL

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019 (1)
Achats, et autres charges et produits sur dérivés opérationnels non qualifiés de trading (2)	(12 747)	(15 592)
Achats de services et autres (3)	(4 859)	(4 892)
ACHATS ET DÉRIVÉS À CARACTÈRE OPÉRATIONNEL	(17 606)	(20 484)

(1) Les données présentées au 30 juin 2020 ont été établies selon la nouvelle présentation du compte de résultat adoptée par le Groupe. Les données comparatives au 30 juin 2019 ont été reclassées en conformité avec cette nouvelle présentation (cf. Note 2 «Ajustement de l'information comparative»).

(2) Dont une charge nette au 30 juin 2020 de 257 millions d'euros au titre du MtM sur instruments financiers à caractère opérationnel (contre une charge nette de 989 millions d'euros au 30 juin 2019).

(3) Dont 87 millions d'euros de charges de location relatives à des contrats à court terme et contrats portant sur des actifs de faible valeur comptabilisées selon IFRS 16 au 30 juin 2020 (contre 139 millions d'euros au 30 juin 2019).

NOTE 8 AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES

NOTE 8 AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES

8.1 Pertes de valeur

En millions d'euros	Notes	30 juin 2020	30 juin 2019
Pertes de valeur :
Goodwill	11.1	(2)	(116)
Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles	11	(55)	(129)
Participations dans les entreprises mises en équivalence et provisions s'y rattachant		(7)	‐
TOTAL DES PERTES DE VALEUR D'ACTIFS		(64)	(245)
Reprises de pertes de valeur :
Immobilisations corporelles et autres immobilisations incorporelles		2	3
TOTAL DES REPRISES DE PERTES DE VALEUR		2	3
TOTAL		(62)	(242)

Au-delà des tests de perte de valeur annuels systématiques relatifs aux goodwill et aux immobilisations incorporelles non amortissables réalisés au second semestre, le Groupe procède à des tests ponctuels en cas d'indice de perte de valeur portant sur un goodwill, une immobilisation corporelle ou incorporelle, une participation dans une entreprise mise en équivalence ou un actif financier.

La crise du COVID-19 emportant des conséquences qui constituent des indices de pertes de valeur potentielles (notamment la baisse des prix de l'énergie, de l'activité dans le BtoB, du marché boursier), le Groupe a procédé à la revue des actifs fortement sensibles à des variations à court terme des conditions de marché ou dont la marge était faible lors des tests précédents (cf. Note 11 «Goodwill et Immobilisations»).

8.1.1 Pertes de valeur comptabilisées au cours du premier semestre

Les pertes de valeur nettes comptabilisées au 30 juin 2020 s'élèvent à 62 millions d'euros et portent essentiellement sur des actifs renouvelables au Chili pour 35 millions d'euros.

Les pertes de valeur nettes comptabilisées au 30 juin 2019 s'élevaient à 242 millions d'euros et portaient essentiellement sur :

• la cession en cours de plusieurs centrales au charbon en Allemagne et aux Pays-Bas pour 140 millions d'euros, principalement imputé sur l'intégralité du goodwill alloué aux «actifs destinés à être cédés» (108 millions d'euros) ;
• des actifs de production d'électricité d'origine thermique en Amérique Latine pour 81 millions d'euros, suite aux engagements d'arrêt anticipé de ces unités.

8.2 Restructurations

Les charges de restructurations, d'un montant total de 64 millions d'euros au 30 juin 2020 (contre 77 millions d'euros au 30 juin 2019) comprennent essentiellement des frais de personnel, et autres charges de restructuration.

8.3 Effets de périmètre

Au 30 juin 2020, les effets de périmètre s'élèvent à 39 millions d'euros et comprennent principalement un résultat de 105 millions d'euros relatif à la cession des participations du Groupe dans les sociétés Astoria 1 et 2 et un résultat de -71 millions d'euros lié à la variation de la juste valeur du complément de prix lié à la vente des activités d'ENGIE dans le gaz naturel liquéfié (GNL) à Total.

NOTE 8 AUTRES ÉLÉMENTS DU RÉSULTAT DES ACTIVITÉS OPÉRATIONNELLES

Au 30 juin 2019, les effets de périmètre s'élevaient à 1 584 millions d'euros et comprenaient principalement un résultat de 1 580 millions d'euros relatif à la cession de Glow dont 143 millions d'euros au titre du recyclage en compte de résultat des éléments comptabilisés dans l'état du résultat global (écarts de conversion pour 351 millions d'euros et couvertures pour -208 millions d'euros).

NOTE 9 RÉSULTAT FINANCIER

NOTE 9 RÉSULTAT FINANCIER

En millions d'euros	Charges	Produits	30 juin 2020	Charges	Produits	30 juin 2019
Charges d'intérêts de la dette brute et des couvertures	(446)	-	(446)	(474)	-	(474)
Résultat de change sur dettes financières et couvertures	(8)	‐	(8)	‐	20	20
Inefficacité sur instruments dérivés qualifiés de couverture de juste valeur	‐	1	1	(2)	‐	(2)
Résultat sur trésorerie et équivalents de trésorerie, et instruments liquides de dette destinés aux placements de trésorerie	-	33	33	-	46	46
Coûts d'emprunts capitalisés	55	-	55	72	-	72
Coût de la dette	(399)	34	(365)	(404)	65	(339)
Coût des dettes de location (2)	(24)	‐	(24)	(22)	‐	(22)
Soultes décaissées lors du débouclage de swaps	‐	-	‐	‐	-	‐
Extourne de la juste valeur négative de ces dérivés débouclés par anticipation	‐	‐	‐	‐	‐	‐
Résultat sur opérations de refinancement anticipé	(16)	‐	(16)	‐	‐	‐
Résultat des opérations de restructuration de la dette et de dénouements anticipés d'instruments financiers dérivés	(16)	‐	(16)	‐	‐	‐
Charges d'intérêts nets sur les avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages à long terme	(43)	‐	(43)	(61)	‐	(61)
Désactualisation des autres provisions à long terme	(268)	‐	(268)	(280)	‐	(280)
Variation de juste valeur des instruments dérivés non qualifiés de couverture, résultat des déqualifications et inefficacité de couvertures
économiques sur autres éléments financiers	(148)	‐	(148)	(146)	‐	(146)
Résultat des instruments de dette et des instruments de capitaux propres	(162)	39	(123)	(5)	76	71
Produits d'intérêts sur prêts et créances au coût amorti	‐	109	109	‐	70	70
Autres	(165)	130	(35)	(152)	139	(13)
Autres produits et charges financiers	(787)	278	(509)	(643)	285	(358)
RÉSULTAT FINANCIER	(1 225)	312	(913)	(1 069)	350	(719)

Le coût de la dette reste stable par rapport au 30 juin 2019.

Le résultat des instruments de dette et de capitaux propres d'un montant de -123 millions d'euros comprend principalement la variation de juste valeur négative des OPCVM détenus par Synatom pour -147 millions d'euros et un résultat de cession de +14 millions d'euros sur le portefeuille obligataire (cf. Note 12.1.1 «Instruments de dette à la juste valeur»).

NOTE 10 IMPÔTS

NOTE 10 IMPÔTS

En millions d'euros	30 juin 2020	30 juin 2019
Résultat net (A)	356	2 457
Charge totale d'impôt sur les bénéfices comptabilisée en résultat (B)	(431)	(221)
Quote-part du résultat net des entreprises mises en équivalence (C)	209	276
RÉSULTAT AVANT IMPÔT ET QUOTE-PART DU RÉSULTAT NET DES ENTREPRISES MISES EN
ÉQUIVALENCE (A)-(B)-(C)=(D)	577	2 402
TAUX EFFECTIF D'IMPÔT (B)/(D)	74,6%	9,2%

Le taux effectif d'impôt de 75% au 30 juin 2020 s'explique par des pertes non fiscalisées, notamment en Belgique, par l'effet de la dévaluation de certaines devises fiscales par rapport à la devise fonctionnelle d'entités en Amérique Latine et au Royaume-Uni minorant les déductions fiscales par rapport aux charges comptabilisées, par l'effet de l'abrogation de la baisse du taux normatif britannique sur les bases d'impôt différé et par d'autres one-off divers défavorables – ceci rapporté à une faible base de résultat.

Le taux effectif d'impôt de 9% au 30 juin 2019 s'expliquait principalement par la plus-value de cession de Glow non fiscalisée.

Le Groupe n'a pas enregistré d'impacts significatifs au titre de changements législatifs et mesures fiscales prises en réponse à la crise du COVID-19, ni au titre de la mise à jour des prévisions de moyen et long terme sous-tendant la valeur recouvrable des actifs d'impôt différé.

NOTE 11 GOODWILL ET IMMOBILISATIONS

NOTE 11 GOODWILL ET IMMOBILISATIONS

		Immobilisations	Immobilisations
En millions d'euros	Goodwill	incorporelles	corporelles
VALEUR BRUTE
Au 31 décembre 2019	27 824	18 684	101 478
Acquisitions et constructions d'immobilisations	‐	479	2 383
Cessions d'immobilisations et mises au rebut	‐	(45)	(296)
Variations de périmètre	(51)	72	500
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente»	(38)	(1)	(1 117)
Autres variations	1	8	(67)
Écarts de conversion	(191)	(167)	(1 870)
AU 30 JUIN 2020	27 545	19 031	101 010
AMORTISSEMENTS ET PERTES DE VALEUR
Au 31 décembre 2019	(9 159)	(11 646)	(49 520)
Dotations aux amortissements	‐	(479)	(1 803)
Pertes de valeur	(2)	(13)	(42)
Cessions d'immobilisations et mises au rebut	‐	41	210
Variations de périmètre	‐	(9)	(63)
Transfert en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente»	‐	‐	137
Autres variations	‐	8	9
Écarts de conversion	6	45	681
AU 30 JUIN 2020	(9 155)	(12 053)	(50 391)
VALEUR NETTE COMPTABLE
Au 31 décembre 2019	18 665	7 038	51 958
AU 30 JUIN 2020	18 390	6 979	50 619

Au premier semestre 2020, la diminution nette des postes «Goodwill», «Immobilisations corporelles» et «Immobilisations incorporelles» s'explique essentiellement par :

• des amortissements pour un total de -2 282 millions d'euros ;
• la forte dépréciation du real brésilien pour -1 447 millions d'euros ;
• le classement en «Actifs classés comme détenus en vue de la vente» d'installations solaires en Inde, d'installations solaires et éoliennes au Mexique et d'actifs dans les énergies renouvelables en France et en Italie pour -1 019 millions d'euros ;
• des pertes de valeurs s'élevant à 57 millions d'euros portant essentiellement sur des actifs éoliens au Chili (cf. Note 8.1 «Pertes de valeurs») ;

partiellement compensée par :

• des investissements de maintenance et de développement pour un total de 2 622 millions d'euros concernant principalement des constructions et des développements de champs éoliens et solaires aux États-Unis et en Amérique Latine, ainsi que des extensions de réseaux de transport et de distribution dans le secteur Infrastructures France ; et
• des variations de périmètre pour 449 millions d'euros résultant principalement d'acquisitions effectuées dans le secteur des énergies renouvelables en France et en Italie pour 495 millions d'euros et dans le secteur des infrastructures au Brésil pour 52 millions d'euros, partiellement compensée par la diminution des goodwill pour 145 millions d'euros suite à la cession des participations du Groupe dans les sociétés Astoria 1 et 2 aux États-Unis.

NOTE 11 GOODWILL ET IMMOBILISATIONS

11.1 Goodwill

En millions d'euros	Secteur reportable	30 juin 2020
UGT SIGNIFICATIVES
GRDF	Infrastructures France Reste de l'Europe France hors Infrastructures Reste de l'Europe France hors Infrastructures Reste de l'Europe France hors Infrastructures Reste de l'Europe Infrastructures France États-Unis & Canada Reste de l'Europe
Nucléaire		2 942
ENGIE Solutions		1 465
Benelux		1 243
France Renouvelables		1 196
Royaume-Uni		1 036
AUTRES UGT IMPORTANTES
France BtoC		1 046
Europe du Nord, du Sud et de l'Est		847
GRTgaz		614
Amérique du Nord		596
Génération Europe		521
AUTRES UGT		2 875
TOTAL		18 390

Au cours du premier semestre 2020, certains ajustements d'organisation du Groupe ont eu lieu :

• le regroupement des UGT France BtoB et France Réseaux, maintenant réunies dans la nouvelle UGT ENGIE Solutions ;
• la subdivision de la BU Benelux qui a entrainé la création de trois UGT distinctes : Nucléaire (production d'électricité à partir de son parc de centrales nucléaires en Belgique ainsi que des droits de tirage sur les centrales de Chooz B et Tricastin en France), Renouvelables et Benelux (activités de services à l'énergie, de commercialisation d'électricité et de gaz) ;
• la réallocation des parts de goodwill des UGT Amérique du Nord et Tractebel relatives à ENGIE Impact vers UGT Impact.

Les goodwill du Groupe font l'objet d'un test de valeur au moins une fois par an mais également en cas d'indice de perte de valeur. Bien que les goodwill représentent des valeurs à long terme, la conjoncture actuelle dégradée par la crise du COVID-19 emporte des conséquences qui constituent des indices de pertes de valeur potentielles : notamment la baisse des prix de l'énergie, de l'activité dans le BtoB ou des marchés boursiers.

Le Groupe n'a pas relevé de risque de dépréciation des goodwill attachés aux activités peu exposées à des variations à court terme des conditions de marché : c'est notamment le cas pour la génération thermique en Europe, les infrastructures régulées ou les activités peu capitalistiques et sans goodwill significatif telles que les activités historiques de solutions clients ou la commercialisation d'énergie.

En revanche, des analyses plus détaillées ont été réalisées sur nos actifs de génération merchant outright tels que les centrales nucléaires ou les centrales hydroélectriques, et sur certaines UGT ayant connu une forte croissance externe récente (Amérique du Nord notamment). Ces analyses ont été mises en œuvre à partir des données observées au premier semestre 2020, en particulier les prix forward de l'énergie, et la mise à jour des plans à moyen terme telle que prévue dans les processus du Groupe et basée sur certaines hypothèses relatives à l'horizon et au profil de sortie de crise.

Aucune perte de valeur significative n'a été enregistrée au 30 juin 2020. En revanche, en ce qui concerne les activités nucléaires du Groupe, les niveaux actuels des prix forward de l'électricité, bien qu'en redressement sur le second trimestre 2020, restent inférieurs à ceux de fin 2019, ayant pour conséquence l'effacement de l'excédent de la valeur recouvrable par rapport à la valeur comptable au 30 juin 2020.

À ce titre une diminution du prix de l'électricité de 10 €/MWh sur l'ensemble de l'horizon de la production électrique d'origine nucléaire se traduirait par une perte de valeur de l'ordre de 2 milliards d'euros. Inversement, l'augmentation du prix de l'électricité de 10 €/MWh, aurait un impact positif de 2 milliards d'euros sur l'excédent de la valeur recouvrable de l'UGT goodwill par rapport à la valeur comptable.

Une augmentation de 50 points de base des taux d'actualisation se traduirait par une perte de valeur de l'ordre de 0,3 milliard d'euros pour l'UGT goodwill Nucléaire. Inversement, la diminution de 50 points de base des taux

NOTE 11 GOODWILL ET IMMOBILISATIONS

d'actualisation, aurait un impact positif de 0,3 milliard d'euros sur l'excédent de la valeur recouvrable de l'UGT goodwill par rapport à la valeur comptable.

Concernant l'horizon de production d'énergie nucléaire en Belgique, dont les hypothèses sous-tendant les prévisions du Groupe restent inchangées depuis le 31 décembre 2019 :

• la disparition de toute composante nucléaire dans le portefeuille en 2025 à l'issue des 50 années d'exploitation de Tihange 1, Doel 1, Doel 2 et des 40 années d'exploitation des unités de seconde génération aurait un impact fortement détériorant sur le résultat du test, le risque de dépréciation s'élevant alors à environ 1,9 milliard d'euros ;
• en cas de prolongation de 10 ans de la durée de la moitié du parc des réacteurs de seconde génération, suivie de la disparition de toute composante nucléaire, le risque de dépréciation s'élèverait à 1,0 milliard d'euros.

NOTE 12 INSTRUMENTS FINANCIERS

12.1 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 :

			30 Juin 2020			31 déc. 2019
En millions d'euros	Notes	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Autres actifs financiers	12.1	6 665	2 532	9 196	7 021	2 546	9 567
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres		961	‐	961	921	‐	921
Instruments de capitaux propres à la juste valeur par résultat		348	‐	348	377	‐	377
Instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres		1 076	89	1 165	1 072	77	1 149
Instruments de dette à la juste valeur par résultat		478	426	904	871	397	1 268
Prêts et créances au coût amorti (1)		3 801	2 017	5 818	3 782	2 072	5 854
Créances commerciales et autres débiteurs	6.2	‐	12 318	12 318	‐	15 180	15 180
Actifs de contrats	6.2	21	7 146	7 167	15	7 816	7 831
Trésorerie et équivalents de trésorerie		‐	13 282	13 282	‐	10 519	10 519
Instruments financiers dérivés	12.4	3 486	11 745	15 231	4 137	10 134	14 272
TOTAL		10 172	47 023	57 194	11 174	46 194	57 368

(1) Les prêts et créances au coût amorti comprennent notamment le prêt relatif au financement du projet de gazoduc Nord Stream 2 d'un nominal de 279 millions d'euros (avant prise en compte des intérêts capitalisés et de pertes de valeurs attendues) pour la première tranche et de 485 millions d'euros pour la seconde tranche, soit un montant total de 914 millions d'euros y compris intérêts capitalisés .

12.1.1 Autres actifs financiers

La variation des instruments de capitaux propres et de dette à la juste valeur entre le 31 décembre 2019 et le 30 juin 2020 est présentée ci-après :

Instruments de capitaux propres à la juste valeur

	Instruments de capitaux propres à la juste valeur par	Instruments de capitaux propres à la juste valeur
En millions d'euros	capitaux propres	par résultat	Total
AU 31 DECEMBRE 2019	921	377	1 297
Acquisitions	129	25	154
Cessions	(49)	(4)	(53)
Variations de juste valeur	(41)	‐	(41)
Variations de périmètre, change et divers	2	(49)	(47)
AU 30 JUIN 2020	961	348	1 310
Dividendes	21	3	24

Les instruments de capitaux propres détenus par le Groupe s'élèvent à 1 310 millions d'euros au 30 juin 2020 dont 235 millions d'euros d'instruments côtés.

Ils comprennent notamment la participation minoritaire du Groupe dans Nord Stream AG pour un montant de 485 millions d'euros.

Instruments de dette à la juste valeur

	Instruments de dette à la juste valeur par	Instruments liquides de dette destinés au placement de la trésorerie à la juste valeur par capitaux	Instruments de dette à la juste valeur par	Instruments liquides de dette destinés au placement de la trésorerie à la juste valeur
En millions d'euros	capitaux propres	propres	résultat	par résultat	Total
AU 31 DECEMBRE 2019	1 138	11	761	507	2 417
Acquisitions	473	‐	163	88	724
Cessions	(439)	(4)	(419)	(38)	(901)
Variations de juste valeur	(18)	‐	(147)	(5)	(170)
Variations de périmètre, change et divers	‐	4	(6)	‐	(1)
AU 30 JUIN 2020	1 153	11	352	552	2 069

Les instruments de dette à la juste valeur comprennent au 30 juin 2020 les obligations et OPCVM détenus par Synatom pour 1 457 millions d'euros et des instruments liquides venant en réduction l'endettement financier net pour 563 millions d'euros (respectivement 1 846 millions d'euros et 518 millions d'euros au 31 décembre 2019).

Évolution des portefeuilles détenus par Synatom

Dans le contexte actuel de crise sur les marchés financiers, les différents gestionnaires d'investissement des portefeuilles détenus par Synatom, ont été amenés - afin d'en limiter les risques et comme prévu par les dispositifs du Groupe - à vendre une partie :

• du portefeuille d'actions (comptabilisé en instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres). Conformément aux dispositions d'IFRS 9, la plus-value de cession a été reconnue en capitaux propres et reclassée vers les autres réserves pour un montant de 10 millions d'euros ;
• ainsi que du portefeuille obligataire (comptabilisé en instruments de dette à la juste valeur par capitaux propres). Les opérations de cession réalisées au cours du premier semestre ont généré un reclassement des gains précédemment comptabilisés en capitaux propres de 14 millions d'euros vers le résultat financier non récurrent.

Par ailleurs, les OPCVM comptabilisés en instruments de dette à la juste valeur par résultat et les instruments de capitaux propres à la juste valeur par capitaux propres ont généré une variation de juste valeur négative sur la période de -195 millions d'euros comptabilisée, respectivement, pour -147 millions d'euros en résultat financier non-récurrent, et pour -48 millions d'euros en capitaux propres.

12.1.2 Trésorerie et équivalents de trésorerie

Le poste de «Trésorerie et équivalents de trésorerie» s'élève à 13 282 millions d'euros au 30 juin 2020 contre 10 519 millions d'euros au 31 décembre 2019.

Ce poste comprend les fonds levés dans le cadre de l'émission des «obligations vertes» (cf. chapitre 5 du Document d'enregistrement universel) et non encore alloués à des projets éligibles.

Il comprend également un montant de disponibilités soumises à restriction de 87 millions d'euros au 30 juin 2020 contre 86 millions d'euros au 31 décembre 2019. Ces disponibilités soumises à restriction sont constituées notamment de 54 millions d'euros de disponibilités réservées à la couverture du paiement d'engagements financiers dans le cadre de financements de projets de certaines filiales.

Le résultat enregistré sur le poste de «Trésorerie et équivalents de trésorerie» au 30 juin 2020 s'établit à 36 millions d'euros contre 42 millions d'euros au 30 juin 2019.

12.2 Passifs financiers

Les différents passifs financiers au 30 juin 2020 ainsi que la ventilation entre leur part non courante et courante sont présentés dans le tableau ci-après :

		30 juin 2020 31 déc. 2019
En millions d'euros	Notes	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Emprunts		31 042	9 651	40 693	30 002	8 543	38 544
Fournisseurs et autres créanciers	12.2	‐	14 960	14 960	‐	19 109	19 109
Passifs de contrats	6.2	117	4 349	4 466	45	4 286	4 330
Instruments financiers dérivés	12.4	4 608	11 844	16 452	5 129	10 446	15 575
Autres passifs financiers		41	‐	41	38	‐	38
TOTAL		35 809	40 803	76 612	35 213	42 383	77 596

12.3 Endettement financier net

12.3.1 Endettement financier net par nature

			30 juin 2020			31 déc. 2019
		Non			Non
En millions d'euros		courant	Courant	Total	courant	Courant	Total
Emprunts	Emprunts obligataires	25 001	1 690	26 690	23 262	2 753	26 015
	Emprunts bancaires	3 655	812	4 468	4 229	1 063	5 292
	Titres négociables à court terme		5 258	5 258		3 233	3 233
	Dettes de location	1 912	518	2 430	1 935	578	2 512
	Autres emprunts (1)	474	677	1 152	576	668	1 244
	Découverts bancaires et comptes courants de
	trésorerie		696	696		247	247
	TOTAL EMPRUNTS	31 042	9 651	40 693	30 002	8 543	38 544
Autres actifs financiers	Autres actifs financiers venant en réduction de
	l'endettement financier net (2)	(181)	(1 578)	(1 760)	(213)	(1 289)	(1 502)
Trésorerie et équivalents de
trésorerie	Trésorerie et équivalents de trésorerie		(13 282)	(13 282)		(10 519)	(10 519)
Instruments financiers
dérivés	Instruments financiers dérivés relatifs à la dette (3)	(428)	(144)	(573)	(521)	(83)	(604)
ENDETTEMENT FINANCIER NET		30 433	(5 354)	25 079	29 267	(3 348)	25 919

(1) Ce poste comprend la revalorisation de la composante taux des dettes dans le cadre d'une stratégie de couverture de juste valeur.

(2) Comprend notamment les actifs liés au financement, les instruments liquides de dette destinés aux placements de trésorerie et les appels de marge sur dérivés de couverture de la dette positionnés à l'actif.

(3) Il s'agit de la composante taux de la juste valeur des instruments dérivés rentrant dans une relation de couverture de juste valeur de la dette ; ainsi que des composantes change et intérêts courus non échus de la juste valeur de l'ensemble des instruments dérivés relatifs à la dette, qualifiés ou non de couverture.

La juste valeur des emprunts (hors dettes de location) s'élève au 30 juin 2020 à 40 957 millions d'euros, pour une valeur comptable de 37 370 millions d'euros.

Les produits et charges financiers relatifs à la dette financière sont présentés dans la Note 9 «Résultat financier».

12.3.2 Description des principaux événements de la période

12.3.2.1 Incidence des variations de périmètre et des variations de change sur l'évolution de l'endettement financier net

Au cours du 1er semestre 2020, les variations de change se sont traduites par une diminution de l'endettement financier net de 667 millions d'euros, dont 602 millions d'euros sur le real brésilien et 34 millions d'euros sur la livre sterling.

Les variations de périmètre (y compris effet cash des acquisitions et cessions) ont généré une augmentation nette de 265 millions d'euros de l'endettement financier net. Cette évolution provient pour l'essentiel des éléments suivants :

• des acquisitions réalisées sur le semestre qui se traduisent par une augmentation de l'endettement financier net de 1 339 millions d'euros portant principalement sur la création, à parts égales avec Meridiam, de la société permettant d'exploiter la concession consentie par l'Université de l'Iowa en matière d'efficacité énergétique et de gestion de l'eau aux États-Unis, l'acquisition de Renvico, active dans le domaine des énergies renouvelables en France et en Italie, ainsi que l'acquisition d'intérêts minoritaires dans un terminal méthanier en France et d'une concession dans le transport d'électricité au Brésil (cf. Note 3.3 «Acquisitions réalisées au cours du premier semestre 2020») ;
• des cessions d'actifs réalisées sur la période qui se traduisent par une réduction de l'endettement financier net de 614 millions d'euros, incluant notamment la cession des participations d'ENGIE dans les sociétés Astoria 1 et 2 aux États-Unis (cf. Note 3.1 «Cessions réalisées au cours du premier semestre 2020») ;
• du classement en «Activités destinées à être cédées» d'actifs renouvelables en Inde, en France et en Italie se traduisant par une réduction de l'endettement financier net de 460 millions d'euros (cf. Note 3.2 «Actifs destinés à être cédés»).

12.3.2.2 Opérations de financement et de refinancement

Le Groupe a effectué les principales opérations suivantes au cours du premier semestre 2020 :

• le 21 janvier 2020, ENGIE SA a procédé au remboursement d'un emprunt obligataire d'un montant total de 824 millions d'euros :
• une tranche de 400 millions d'euros portant un coupon de 2,5% arrivé à échéance,
• une tranche de 424 millions d'euros portant un coupon de 3,125% arrivé à échéance ;
• le 27 mars 2020, ENGIE SA a procédé à une émission obligataire d'un montant total de 2,5 milliards d'euros :
• une tranche de 1 000 millions d'euros portant un coupon de 1,375% et arrivant à échéance en mars 2025,
• une tranche de 750 millions d'euros, émission obligataire verte, portant un coupon de 1,75% et arrivant à échéance en mars 2028,
• une tranche de 750 millions d'euros, émission obligataire verte, portant un coupon de 2,125% et arrivant à échéance en mars 2032 ;
• ENGIE SA a procédé à des tirages sur des lignes bilatérales pour un montant total de 885 millions d'euros pour une durée d'un mois :
• le 20 mars pour 300 millions d'euros,
• le 23 mars pour 200 millions d'euros,
• le 30 mars pour 385 millions d'euros ;
• le 16 avril 2020, ENGIE SA a procédé au remboursement à l'échéance d'un emprunt obligataire d'un montant de 200 millions d'euros, portant un coupon variable EURIBOR 3 mois plus une marge de 0,58% ;
• le 19 mai 2020, ENGIE SA a procédé au remboursement à l'échéance d'un emprunt obligataire vert d'un montant de 1,2 milliard d'euros, portant un coupon de 1,375% ;
• le 11 juin 2020, ENGIE SA a procédé à une émission obligataire d'un montant total de 750 millions d'euros, portant un coupon de 0,375% et arrivant à échéance en juin 2027 ;

• le 28 janvier 2020, ENGIE Energia Chile a procédé à un refinancement :

• émission obligataire de 500 millions de dollars américains (453 millions d'euros), portant un coupon de 3,4% et arrivant à échéance en janvier 2030,

• remboursement de l'emprunt obligataire de 400 millions de dollars américains (363 millions d'euros) portant coupon de 5,625% et arrivant à échéance en janvier 2021,
• remboursement de deux emprunts bancaires d'un montant total de 80 millions dollars américains (72 millions d'euros) et arrivant à échéance en juin 2020.

12.4 Instruments financiers dérivés

Les instruments financiers dérivés à l'actif et au passif sont évalués à la juste valeur et s'analysent comme suit :

			30 juin 2020						31 déc. 2019
		Actifs		Passifs			Actifs			Passifs
En millions d'euros	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total	Non courant	Courant	Total
Instruments financiers dérivés relatifs à la dette	765	175	939	337	30	367	705	124	829	183	41	225
Instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières	1 556	11 531	13 086	1 803	11 778	13 581	2 484	9 993	12 476	3 011	10 360	13 371
Instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments (1)	1 165	40	1 205	2 468	35	2 504	949	17	966	1 934	45	1 980
TOTAL	3 486	11 745	15 231	4 608	11 844	16 452	4 137	10 134	14 272	5 129	10 446	15 575

(1) Les instruments financiers dérivés relatifs aux autres éléments comprennent principalement la composante taux des instruments dérivés de couverture (non qualifiés de couverture ou qualifiés de couverture de flux de trésorerie), qui sont exclus de l'agrégat endettement financier net, ainsi que les instruments de couverture d'investissement net.

12.4.1 Classification des instruments financiers et juste valeur par niveau

Au cours du premier semestre 2020, le Groupe n'a procédé à aucun changement significatif de classification d'instruments financiers et n'a constaté aucun transfert significatif entre différents niveaux de juste valeur.

12.5 Titres super-subordonnés

Le groupe a mis en paiement des coupons d'intérêts pour un montant de 88 millions d'euros.

Conformément aux dispositions d'IAS 32 - Instruments financiers – Présentation, et compte tenu de leurs caractéristiques, ces instruments sont comptabilisés en capitaux propres dans les états financiers consolidés du Groupe.

NOTE 13 RISQUES LIÉS AUX INSTRUMENTS FINANCIERS

Le Groupe utilise principalement des dérivés pour couvrir son exposition aux risques de marché. La gestion des risques financiers est présentée dans le chapitre 2 «Facteurs de risque et contrôle» du Document d'enregistrement universel 2019.

13.1 Risques de marché

13.1.1 Risques de marché sur matières premières

13.1.1.1 Activités de portfolio management

Les sensibilités du portefeuille d'instruments financiers dérivés sur matières premières utilisés dans le cadre des activités de portfolio management au 30 juin 2020 sont présentées dans le tableau ci-après. Elles ne sont pas représentatives des évolutions futures du résultat et des capitaux propres du Groupe dans la mesure, notamment, où elles ne comprennent pas les sensibilités des contrats d'achat et de vente de matières premières sous-jacents.

Analyse de sensibilité (1)

		30 juin 2020			31 déc. 2019
En millions d'euros	Variations de prix	Impact sur le résultat avant impôts	Impact sur les autres éléments du résultat global avant impôts	Impact sur le résultat avant impôts	Impact sur les autres éléments du résultat global avant impôts
Produits pétroliers	+10 \$US/bbl	45	270	40	234
Gaz naturel	+3 €/MWh	342	535	225	471
Electricité	+5 €/MWh	32	(40)	82	(47)
Charbon	+10 \$US/ton	(4)	1	(2)	‐
Droits d'émission de gaz à effet de serre	+2 €/ton	(73)	1	(89)	19
EUR/USD	+10%	13	(73)	(25)	(99)
EUR/GBP	+10%	(1)	(4)	33	‐

(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.

La crise du COVID-19 a considérablement accru la volatilité des marchés financiers. Cette volatilité s'est traduite par une baisse des prix des matières premières, ce qui a contribué à des variations importantes de la juste valeur de nos instruments financiers, impactant le compte de résultat (cf. Note 7 «Achats et dérivés à caractère opérationnels») ainsi que les autres éléments du résultat global du Groupe (cf. «Etat du résultat global»).

La crise du COVID-19, n'a pas eu d'impacts majeurs sur la sensibilité des autres éléments du résultat global. Aucun impact significatif en termes d'inefficacité ou de déqualification de certaines couvertures qualifiées de couverture de flux de trésorerie n'a été constaté à la clôture.

13.1.1.2 Activités de trading

La quantification du risque de marché des activités de trading par la Value at Risk (VaR) fournit une mesure du risque, tous marchés et produits confondus. La VaR représente la perte potentielle maximale sur la valeur d'un portefeuille compte tenu d'un horizon de détention et d'un intervalle de confiance. La VaR ne constitue pas une indication des résultats attendus mais fait l'objet d'un backtesting régulier.

Le Groupe utilise un horizon de détention de 1 jour et un intervalle de confiance de 99% pour le calcul de la VaR. Ce dispositif est complété par un scénario de stress tests, conformément aux exigences de la réglementation bancaire.

La VaR présentée ci-après correspond aux VaR globales des entités de trading du Groupe.

Value at Risk

En millions d'euros	30 juin 2020	2020 moyenne (1)	Maximum 2020 (2)	Minimum 2020 (2)	2019 moyenne (1)
Activités de trading	11	10	18	4	14
(1) Moyenne des VaR quotidiennes.

(2) Maximum et minimum observés des VaR quotidiennes en 2020.

13.1.2 Risque de change et de taux d'intérêt

13.1.2.1 Risque de change

Instruments financiers par devise

La ventilation par devise de l'encours des emprunts et de l'endettement financier net, avant et après prise en compte des instruments dérivés de couverture, est présentée dans les tableaux ci-dessous :

Analyse de sensibilité au risque de change

L'analyse de sensibilité du compte de résultat financier au risque de change (hors impact de conversion du résultat des entités étrangères) a été établie sur la base de l'ensemble des instruments financiers gérés par la trésorerie et présentant un risque de change (y compris les instruments financiers dérivés).

L'analyse de sensibilité des capitaux propres au risque de change a été établie sur la base de l'ensemble des instruments financiers qualifiés de couverture d'investissement net à la date de clôture.

Pour le risque de change, la sensibilité correspond à une variation des cours de change des devises contre l'euro de plus ou moins 10% par rapport au cours de clôture.

	30 juin 2020
	Impact sur le résultat		Impact sur les capitaux propres
En millions d'euros	+10% (1)	-10% (1)	+10% (1)
Expositions libellées dans une autre devise que la devise fonctionnelle des sociétés les portant dans leurs états de situation financière (2)	3	(3)	NA
Instruments financiers (dettes et dérivés) qualifiés de couvertures d'investissement net (3)	NA	NA	177

(1) +(-)10% : dépréciation (appréciation) de 10% de l'ensemble des devises face à l'euro.

(2) Hors dérivés qualifiés de couvertures d'investissement net.

(3) Cette variation est compensée par un effet de sens inverse sur l'investissement net en devises couvert.

13.1.2.2 Risque de taux d'intérêt

Instruments financiers par type de taux

La ventilation par type de taux de l'encours des emprunts et de l'endettement financier net, avant et après prise en compte des instruments dérivés de couverture, est présentée dans les tableaux ci-dessous :

Analyse de sensibilité au risque de taux d'intérêt

L'analyse de sensibilité a été établie sur la base de la situation de l'endettement net (y compris instruments financiers dérivés de taux d'intérêt et de change liés à la dette nette) à la date de clôture.

Pour le risque de taux d'intérêt, la sensibilité correspond à une variation de la courbe de taux de plus ou moins 100 points de base par rapport aux taux d'intérêt en vigueur à la date de clôture.

	30 juin 2020
	Impact sur le résultat		Impact sur les capitaux propres
En millions d'euros	+100 points de base	-100 points de base	+100 points de base	-100 points de base
Charge nette d'intérêts sur le nominal de la dette nette à taux variable et les jambes à taux variable des dérivés	(9)	9	NA	NA
Variation de juste valeur des dérivés non qualifiés de couverture	60	(78)	NA	NA
Variation de juste valeur des dérivés de couverture de flux de trésorerie	NA	NA	547	(689)

13.1.2.3 Couvertures du risque de change ou de taux d'intérêt

La crise du COVID-19 n'a pas conduit le Groupe à revoir sa politique de gestion du risque de change et de taux d'intérêt décrite dans la Note 17 «Risques liés aux instruments financiers» des états financiers consolidés au 31 décembre 2019.

Au 30 juin 2020, aucun impact significatif en termes d'inefficacité ou de déqualification de certaines couvertures n'a été constaté à la clôture.

13.2 Risque de contrepartie

13.2.1 Risque de contrepartie lié à l'utilisation d'instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières

Dans le cas des instruments financiers dérivés relatifs aux matières premières, le risque de contrepartie découle de la juste valeur positive des dérivés. Le risque de contrepartie est pris en compte lors du calcul de la juste valeur de ces instruments dérivés.

	30 juin 2020		31 déc. 2019
	Investment		Investment
En millions d'euros	Grade (1)	Total	Grade (1)	Total
Exposition brute (2)	9 971	13 079	9 849	12 466
Exposition nette (3)	3 495	4 496	3 501	4 422
% de l'exposition crédit des contreparties «Investment Grade»	77,7%		79,2%

(1) Sont incluses dans la colonne «Investment Grade» les opérations avec des contreparties dont la notation minimale est respectivement BBB- chez Standard & Poor's, Baa3 chez Moody's, ou un équivalent chez Dun & Bradstreet. L'«Investment Grade» est également déterminé à partir d'un outil de notation interne déployé dans le Groupe et portant sur les principales contreparties.

(2) Correspond à l'exposition maximale, c'est-à-dire la valeur des dérivés positionnés à l'actif du bilan (juste valeur positive).

(3) Après prise en compte des positions passives avec les mêmes contreparties (juste valeur négative), du collatéral, d'accords de compensation et d'autres techniques de rehaussement de crédit.

La crise du COVID-19 n'a pas modifié l'exposition du Groupe en raison de la qualité de crédit, maintenue à date, de ses contreparties.

13.2.2 Risque de contrepartie lié aux activités de placement et à l'utilisation d'instruments financiers dérivés

		30 juin 2020				31 déc. 2019
				Non				Non
		Investment	Sans	Investment		Investment	Sans	Investment
En millions d'euros	Total	Grade (1)	notation (2)	Grade (2)	Total	Grade (1)	notation (2)	Grade (2)
Exposition	13 389	86,9%	5,3%	7,8%	10 686	85,7%	4,7%	9,6%

(1) Contreparties dont la notation minimale est BBB- chez Standard & Poor's ou Baa3 chez Moody's.

(2) L'essentiel de ces deux expositions est porté par des sociétés consolidées dans lesquelles existent des participations ne donnant pas le contrôle ou par des sociétés du Groupe opérant dans des pays émergents, où la trésorerie n'est pas centralisable et est donc placée localement.

Lors de la crise du COVID-19, le Groupe a mis en œuvre un pilotage renforcé du suivi quotidien de ses expositions. À date, cette crise n'a pas impacté significativement la qualité de crédit de ses contreparties bancaires.

Au 30 juin 2020, le Crédit Agricole Corporate and Investment Bank (CACIB) est la principale contrepartie du Groupe et représente 23% des excédents. Il s'agit principalement d'un risque de dépositaire.

13.2.3 Pertes de valeurs attendues sur créances commerciales et autres débiteurs, actifs de contrat et sur prêts et créances au coût amorti

Dans le cadre de la gestion de la crise du COVID-19, le Groupe a renforcé le suivi des encaissements et du risque de défaillance dans ses activités BtoB et BtoC, ainsi que d'une éventuelle dégradation de la note de contreparties souveraines (Bahreïn, Pakistan, Brésil, Russie). À ce stade, l'impact sur les indicateurs opérationnels du Groupe n'a pas été significatif.

Créances commerciales et autres débiteurs, actifs de contrat

		30 juin 2020			31 déc. 2019
En millions d'euros	Brut (1)	Pertes de valeur attendues	Net	Brut (1)	Pertes de valeur attendues	Net
Créances commerciales et autres
débiteurs	11 377	(1 161)	10 216	14 313	(1 097)	13 216
Actifs de contrats	7 184	(17)	7 167	7 848	(17)	7 831
TOTAL	18 561	(1 177)	17 383	22 162	(1 114)	21 047

(1) Le total des encours comprend les impacts liés à la TVA ou à tout autre élément non sujet au risque de crédit.

Au 30 juin 2020, le Groupe n'a pas reconnu de pertes de valeur attendues significatives au compte de résultat.

Prêts et créances au coût amorti

En millions d'euros	30 juin 2020	31 déc. 2019
Brut (1)	4 606	4 870
Pertes de valeur attendues	(219)	(139)
TOTAL	4 387	4 731

(1) Le total des encours comprend les impacts liés à la TVA ou à tout autre élément non sujet au risque de crédit.

Au 30 juin 2020, le Groupe n'a pas reconnu de pertes de valeur attendues significatives au compte de résultat.

13.3 Risque de liquidité

Dans le cadre de son exploitation, le Groupe est exposé à un risque de manque de liquidités permettant de faire face à ses engagements contractuels. Aux risques inhérents à la gestion du besoin en fonds de roulement (BFR) viennent s'ajouter les appels de marge requis par certaines activités de marché.

Lors de la crise du COVID-19, le Groupe a mis en œuvre un pilotage spécifique afin de sécuriser sa liquidité. Il s'appuie, d'une part sur un suivi accru de la trésorerie centralisée et de la liquidité centrale communiqué régulièrement à la Direction Générale et au Conseil d'Administration et d'autre part sur des stress test ayant vocation à apprécier la résistance du Groupe en matière de liquidité.

Dans ce contexte, le Groupe a également pris plusieurs actions comprenant :

• un encours des titres négociables à court terme en France et aux Etats-Unis proche de 5 milliards d'euros, en bénéficiant des mesures offertes par la BCE pour lutter contre la pandémie (PEPP (11) CSPP (12)) pour 900 millions d'euros ;
• le tirage sur des lignes de crédit bilatérales pour 885 millions d'euros en mars pour une durée de 1 mois en couverture de la baisse de liquidité du marché des titres négociables à court terme ;
• une émission obligataire d'un montant total de 2,5 milliards d'euros le 27 mars 2020 ;
• la signature le 11 mai 2020 d'une ligne de crédit syndiquée pour un montant de 2,5 milliards d'euros d'une durée de 12 mois et reconductible pour 2 périodes de 6 mois.

En complément de ces mesures, le Groupe a décidé (i) de proposer l'annulation de la distribution du dividende au titre de l'exercice 2019 – cette résolution a été approuvée par l'Assemblée Générale Mixte du 14 mai 2020 – et (ii) de revoir le calendrier de certains projets d'investissements (ajustements, reports, …).

⁽¹¹⁾ Pandemic Emergency Purchase Programme.

⁽¹²⁾ Corporate Sector Purchase Programme.

Diversification des sources de financement et liquidité

En millions d'euros

• (1) Net des titres négociables à court terme.
• (2) Trésorerie composée de la trésorerie et équivalents de trésorerie, des autres actifs financiers venant en réduction de l'endettement financier net, net des découverts bancaires et comptes courants de trésorerie, 76% placés en zone euro.

Au 30 juin 2020, toutes les sociétés du Groupe dont la dette est consolidée sont en conformité avec les covenants et déclarations figurant dans leur documentation financière, à l'exception de quelques entités non significatives pour lesquelles des actions de mise en conformité sont en cours de mise en place. Aucune des lignes de crédit disponibles centralisées ne contient de clause de défaut liée à des ratios financiers ou à des niveaux de notation.

13.3.1 Flux contractuels non actualisés relatifs aux activités financières

Flux contractuels non actualisés sur l'encours des emprunts par date de maturité

En millions d'euros	2020	2021	2022	2023	2024	Au-delà de 5 ans	Total au 30 juin 2020	Total au 31 déc. 2019
Emprunts obligataires	512	1 414	2 631	2 570	1 140	18 423	26 690	26 015
Emprunts bancaires	416	480	628	454	329	2 162	4 468	5 292
Titres négociables à court terme	4 244	1 014	‐	‐	‐	‐	5 258	3 233
Dettes de location	263	450	269	229	209	892	2 430	2 512
Autres emprunts	14	23	150	18	6	47	259	261
Découverts bancaires et comptes courants de trésorerie	696	‐	‐	‐	‐	‐	696	247

Les autres actifs financiers et trésorerie et équivalents de trésorerie venant en réduction de l'endettement financier net ont une liquidité inférieure à 1 an.

Facilités de crédit confirmées non utilisées

Au 30 juin 2020, les facilités de crédit confirmées non utilisées ont les échéances suivantes :

En millions d'euros	2020	2021	2022	2023	2024	Au-delà de 5 ans	Total au 30 juin 2020	Total au 31 déc. 2019
Programme de facilités de crédit confirmées non utilisées	819	3 245	5 841	464	4 995	291	15 655	13 019

Parmi ces programmes disponibles, 5 258 millions d'euros sont affectés à la couverture des titres négociables à court terme émis.

Au 30 juin 2020, aucune contrepartie ne représentait plus de 7% des programmes de lignes de crédit confirmées non tirées.

NOTE 14 PROVISIONS

NOTE 14 PROVISIONS

En millions d'euros	Avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme	Gestion de l'aval du cycle du combustible nucléaire	Démantèlement des installations (1) et Remise en état de sites	Autres risques	Total
AU 31 DÉCEMBRE 2019	7 481	7 611	7 566	2 458	25 115
Dotations	173	72	‐	154	399
Reprises pour utilisation	(148)	(12)	(48)	(336)	(545)
Reprises pour excédent	(1)	‐	‐	(7)	(7)
Variation de périmètre	1	‐	12	14	27
Effet de la désactualisation	44	123	92	7	265
Écarts de change	(28)	‐	(18)	(19)	(65)
Autres	566	‐	(15)	(9)	542
AU 30 JUIN 2020	8 087	7 793	7 587	2 263	25 731
Non courant	7 941	7 670	7 570	428	23 610
Courant	146	123	17	1 835	2 121

(1) Dont 6 647 millions d'euros de provisions pour démantèlement des installations nucléaires, contre 6 573 millions d'euros au 31 décembre 2019.

L'analyse par nature des provisions et les principes applicables à leurs modalités de calcul sont décrits dans les états financiers consolidés au 31 décembre 2019.

L'effet de la désactualisation portant sur les avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme correspond à la charge d'intérêts sur la dette actuarielle, nette des produits d'intérêts des actifs de couverture.

La ligne «Autres» se compose essentiellement des écarts actuariels générés en 2020 sur les avantages postérieurs à l'emploi, lesquels sont comptabilisés en «Autres éléments du résultat global», ainsi que des provisions constatées en contrepartie d'un actif de démantèlement ou de remise en état de site.

Par ailleurs, dans le contexte de la crise du COVID-19, le Groupe n'a pas enregistré de provisions significatives pour contrats déficitaires.

14.1 Avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme

Le taux d'actualisation retenu pour valoriser les engagements de retraites et assimilés est déterminé par référence au rendement, à la date de l'évaluation, des obligations émises par des entreprises de premier rang, pour une échéance correspondant à la duration de l'engagement. Les taux sont déterminés, pour chaque zone monétaire (zone Euro et Royaume-Uni) à partir des données sur le rendement des obligations AA (d'après Bloomberg et iBoxx) extrapolées pour les maturités longues à partir du rendement des obligations d'État.

Au 30 juin 2020, la chute de la valeur des actifs de régime, conjuguée à la baisse des taux d'actualisation par rapport au 31 décembre 2019, se traduit par une augmentation de 606 millions d'euros des provisions pour avantages postérieurs à l'emploi et autres avantages long terme.

NOTE 15 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES

NOTE 15 TRANSACTIONS AVEC DES PARTIES LIÉES

Les transactions avec des parties liées décrites dans la Note 22 des Notes aux comptes des états financiers consolidés au 31 décembre 2019 n'ont pas connu d'évolution significative à fin juin 2020.

NOTE 16 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES

NOTE 16 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES

Le Groupe est engagé dans le cours normal de ses activités dans un certain nombre de litiges et procédures au titre de la concurrence avec des tiers ou avec des autorités judiciaires et/ou administratives (y compris fiscales).

Les contentieux et enquêtes sont détaillés dans la Note 25 des états financiers consolidés annuels au 31 décembre 2019. Ceux qui ont connu une évolution au cours du premier semestre 2020 sont présentés ci-après.

16.1 France hors Infrastructures

16.1.1 Précompte

Par une proposition de rectification en date du 22 décembre 2008, l'Administration fiscale française a contesté le traitement fiscal de la cession sans recours de la créance de précompte opérée en 2005 par SUEZ (désormais ENGIE) pour un montant de 995 millions d'euros (créance afférente aux montants de précompte payés au titre des exercices 1999 à 2003). Le Tribunal Administratif de Montreuil a rendu un jugement favorable à ENGIE en avril 2019 ce qui a conduit l'Administration fiscale à interjeter appel devant la Cour Administrative de Versailles en mai 2019. Des échanges de mémoire entre les parties sont en cours.

Concernant le contentieux précompte proprement dit, le 1er février 2016, le Conseil d'État a refusé l'admission du pourvoi en cassation pour les demandes de remboursement de précompte afférent aux exercices 1999/2000/2001. Le 23 juin 2020, la Cour Administrative d'Appel de Versailles a donné raison à ENGIE eu égard aux demandes de remboursement relatives aux exercices 2002 et 2003 mais a rejeté celle afférente à l'exercice 2004. Compte tenu de la cession des créances de précompte 2002/2003, les sommes seront restituées à l'établissement bancaire cessionnaire.

Par ailleurs, suite à une plainte d'ENGIE et de plusieurs groupes français, le 28 avril 2016, la Commission européenne a envoyé un avis motivé à la France dans le cadre d'une procédure d'infraction considérant que le Conseil d'État ne respectait pas le droit de l'Union européenne dans les décisions rendues au titre des litiges précompte, tels que ceux d'ENGIE. La France ne s'étant pas mise en conformité, la Commission a saisi, le 10 juillet 2017, la Cour de Justice de l'Union européenne pour manquement de la France. Le 4 octobre 2018, la Cour de Justice de l'Union Européenne a donné partiellement raison à la Commission européenne. La France doit désormais revoir sa méthodologie pour déterminer le quantum des remboursements de précompte dans les affaires définitivement jugées et celles encore en cours devant les juridictions.

16.2 Infrastructures France

16.2.1 Commissionnement

Le 30 juin 2020, deux protocoles d'accord ont été signés respectivement par GRDF avec Total Direct Energie et ENI afin de mettre fin à l'ensemble des contentieux existant entre GRDF, Total Direct Energie et ENI à savoir :

• le pourvoi devant la Cour de Cassation contre l'arrêt de la Cour d'appel de Paris du 2 juin 2016 relatif à la prise en compte par le gestionnaire du réseau de distribution (GRD) du risque des impayés des clients finaux correspondant à la part acheminement des contrats et de la rémunération par le GRD des prestations de gestion de la clientèle réalisées par les fournisseurs pour son compte (Total Direct Energie, ENI et GRDF) ;
• le recours devant la Cour d'appel de Paris contre la décision du Comité de règlement des différends et des sanctions de la CRE (CoRDiS) du 2 juin 2018 fixant le niveau de rémunération des prestations de gestion de la clientèle réalisées par les fournisseurs pour le compte du GRD (Total Direct Energie, ENI et GRDF) et le pourvoi devant la Cour de Cassation contre l'arrêt partiel rendu par la Cour d'appel le 23 janvier 2020 ;
• le recours devant la Cour d'appel de Paris du jugement du Tribunal de Commerce de Paris du 28 janvier 2019 ayant condamné GRDF pour abus de position dominante (Total Direct Energie et GRDF) ;

NOTE 16 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES

• le recours devant la Cour d'appel de Paris contre la décision du CoRDiS du 2 juillet 2019 rejetant la demande d'ENI à être rémunérée pour les prestations de gestion de la clientèle réalisées pour la période antérieure au 2 juin 2016 (ENI et GRDF) ;
• l'instruction en cours par le Tribunal de Commerce de Paris suite à l'assignation par ENI de GRDF pour abus de position dominante ;
• les recours déposés par Total Direct Energie et ENI contre (i) les délibérations de la CRE fixant la rémunération des prestations de gestion de la clientèle réalisées par les fournisseurs à compter du 1er janvier 2018 (n° 2017- 237 et n° 2018-012), (ii) la délibération de la CRE portant modification des tarifs d'acheminement antérieurs en vue d'intégrer la rémunération des prestations de gestion de la clientèle pour la période antérieure au 1er janvier 2018 (n° 2017-238) et (iii) la délibération de la CRE approuvant le Contrat Distributeur-Fournisseur de Gaz (CDG-F), anciennement contrat d'acheminement sur le réseau de distribution (n° 2018-249).

Les impacts financiers associés à ces protocoles ont été entièrement intégrés dans les comptes arrêtés au 30 juin 2020.

16.2.2 Ouverture d'une enquête sur le mécanisme de régulation du stockage de gaz naturel en France

Le 29 février 2020, la Commission Européenne a annoncé l'ouverture d'une enquête approfondie en matière d'aide d'état sur le dispositif de régulation du stockage mis en place au 1er janvier 2018 pour assurer la sécurité d'approvisionnement en gaz en France. Storengy a transmis tous les éléments nécessaires à la Commission pour faire valoir ses analyses, dans le cadre de l'enquête qu'elle mène en vue de formuler une décision finale.

L'ouverture de cette procédure ne préjuge en rien de l'issue de l'enquête, dont on ne peut pas évaluer le dénouement à ce stade.

16.3 Benelux

16.3.1 Prolongation de l'exploitation des unités nucléaires

Différentes associations ont introduit des recours à l'encontre des lois et décisions administratives ayant permis l'extension de la durée d'exploitation des unités de Doel 1 et 2 et de Tihange 1, devant la Cour constitutionnelle, le Conseil d'État et les tribunaux ordinaires. Par arrêt du 12 juin 2018, la Cour d'appel de Bruxelles a rejeté les demandes de Greenpeace. Greenpeace a introduit un pourvoi en cassation. Ce pourvoi a été rejeté par un arrêt de la Cour de cassation du 9 janvier 2020 de sorte que l'arrêt de la Cour d'appel de Bruxelles du 12 juin 2018 est devenu définitif. En ce qui concerne le recours devant la Cour constitutionnelle, celle-ci, le 22 juin 2017, a renvoyé l'affaire à la Cour de Justice de l'Union Européenne (CJUE) pour questions préjudicielles. La CJUE, dans son arrêt du 29 juillet 2019, a considéré que la loi belge prolongeant la durée d'exploitation des unités de Doel 1 et 2 (Loi de Prolongation Doel 1 et 2) a été adoptée sans procéder aux évaluations environnementales préalables requises mais qu'il est possible de maintenir provisoirement les effets de la loi de prolongation en cas de menace grave et réelle de rupture de l'approvisionnement en électricité et pour la durée strictement nécessaire à une régularisation. Dans son arrêt du 5 mars 2020, la Cour constitutionnelle a annulé la Loi de Prolongation Doel 1 et 2 tout en maintenant ses effets jusqu'à l'adoption par le législateur d'une nouvelle loi précédée des évaluations préalables requises et comprenant une participation du public et une consultation transfrontalière, au plus tard jusqu'au 31 décembre 2022. Le recours devant le Conseil d'État est, par ailleurs, toujours pendant.

Par ailleurs, des collectivités territoriales et des associations agissent également contre l'autorisation de redémarrage de l'unité de Tihange 2. Le 9 novembre 2018, le Conseil d'État a rejeté le recours en annulation intenté par certaines collectivités territoriales allemandes. Une procédure au civil est toujours en cours devant le tribunal de première instance de Bruxelles.

NOTE 16 CONTENTIEUX ET ENQUÊTES

16.4 Europe (hors France et Benelux)

16.4.1 Espagne – Punica

Dans le cadre de l'affaire Punica (enquête portant sur une affaire d'attribution de marchés), douze collaborateurs de Cofely España ainsi que la société elle-même ont été mis en examen par le juge d'instruction en charge de l'affaire. L'instruction pénale est en cours ; le délai de clôture de l'instruction, qui avait été fixé au 6 juin 2020, est actuellement suspendu suite aux mesures prises pour faire face à la pandémie COVID-19.

NOTE 17 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE

NOTE 17 ÉVÉNEMENTS POSTÉRIEURS À LA CLÔTURE

Signature d'un accord avec Hannon Armstrong pour la vente d'une participation de 49% dans un portefeuille de 2,3 GW d'énergies renouvelables aux États-Unis

Le 2 juillet 2020, le Groupe a annoncé la signature d'un accord avec Hannon Armstrong, groupe américain leader dans l'investissement en solutions respectueuses de l'environnement, pour la vente d'une participation de 49% dans un portefeuille de 2,3 GW d'énergies renouvelables aux États-Unis.

Cet accord comprend la vente immédiate d'une participation de 49% dans 663 MW de projets éoliens en service, le reste des projets (1,6 GW dont 0,5 GW de projets solaires), actuellement en construction, n'étant transférés qu'au moment de leur mise en service. L'impact de cette transaction sur la dette nette du Groupe, pour l'ensemble du portefeuille, devrait s'élever à environ -0,5 milliard d'euros. ENGIE continuera de consolider ces actifs par intégration globale et à en assurer la gestion.

Acquisition en consortium d'une participation de 10% dans Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG) au Brésil

Le 20 juillet 2020, le Groupe et la Caisse de dépôt et placement du Québec (CDPQ) ont acquis la participation de 10% que Petrobras détenait encore dans Transportadora Associada de Gás S.A. (TAG), en complétant ainsi l'acquisition de 90% déjà réalisée en 2019. Le pourcentage de contrôle d'ENGIE dans TAG est dorénavant de 65% (dont 32,5% détenus par ENGIE Brasil Energia), CDPQ détenant les 35% résiduels. ENGIE dispose alors d'un pourcentage d'intérêt net de 54,8% dans TAG et continue d'exercer un contrôle conjoint avec CDPQ; la participation du Groupe dans TAG demeurera ainsi comptabilisée par la méthode de mise en équivalence.

L'impact de cette transaction sur la dette nette du Groupe au second semestre 2020 devrait s'élever à environ 0,1 milliard d'euros.

04 DÉCLARATION DU RESPONSABLE DU RAPPORT FINANCIER SEMESTRIEL

Personne responsable du Rapport Financier Semestriel

Claire Waysand, Directeur Général.

Attestation du responsable du Rapport Financier Semestriel

«J'atteste que, à ma connaissance, les comptes condensés du premier semestre de l'exercice 2020 sont établis conformément aux normes comptables applicables et donnent une image fidèle du patrimoine, de la situation financière et du résultat de la Société et de l'ensemble des entreprises comprises dans la consolidation, et que le rapport semestriel d'activité présente un tableau fidèle des événements importants survenus pendant les six premiers mois de l'exercice, de leur incidence sur les comptes semestriels, des principales transactions entre parties liées, et qu'il décrit les principaux risques et les principales incertitudes auxquels le Groupe est exposé pour les six mois restants de l'exercice.»

Courbevoie, le 30 juillet 2020

Le Directeur Général

Claire Waysand

05 RAPPORT DES COMMISSAIRES AUX COMPTES SUR L'INFORMATION FINANCIÈRE SEMESTRIELLE

Aux Actionnaires,

En exécution de la mission qui nous a été confiée par votre Assemblée générale et en application de l'article L. 451-1-2 III du Code monétaire et financier, nous avons procédé à :

• l'examen limité des comptes semestriels consolidés condensés de la société ENGIE, relatifs à la période du 1 er janvier au 30 juin 2020, tels qu'ils sont joints au présent rapport ;
• la vérification des informations données dans le rapport semestriel d'activité.

Ces comptes semestriels consolidés condensés ont été établis sous la responsabilité de votre Conseil d'administration le 30 juillet 2020 sur la base des éléments disponibles à cette date dans un contexte évolutif de crise liée au COVID-19 et de difficultés à appréhender ses incidences et les perspectives d'avenir. Il nous appartient, sur la base de notre examen limité, d'exprimer notre conclusion sur ces comptes.

1. Conclusion sur les comptes

Nous avons effectué notre examen limité selon les normes d'exercice professionnel applicables en France. Un examen limité consiste essentiellement à s'entretenir avec les membres de la direction en charge des aspects comptables et financiers et à mettre en œuvre des procédures analytiques. Ces travaux sont moins étendus que ceux requis pour un audit effectué selon les normes d'exercice professionnel applicables en France. En conséquence, l'assurance que les comptes, pris dans leur ensemble, ne comportent pas d'anomalies significatives obtenue dans le cadre d'un examen limité est une assurance modérée, moins élevée que celle obtenue dans le cadre d'un audit.

Sur la base de notre examen limité, nous n'avons pas relevé d'anomalies significatives de nature à remettre en cause la conformité des comptes semestriels consolidés condensés avec la norme IAS 34 – norme du référentiel IFRS tel qu'adopté dans l'Union européenne relative à l'information financière intermédiaire.

2. Vérification spécifique

Nous avons également procédé à la vérification des informations données dans le rapport semestriel d'activité établi le 30 juillet 2020 commentant les comptes semestriels consolidés condensés sur lesquels a porté notre examen limité.

Nous n'avons pas d'observation à formuler sur leur sincérité et leur concordance avec les comptes semestriels consolidés condensés.

Paris-la Défense, le 31 juillet 2020

Les Commissaires aux Comptes

DELOITTE & ASSOCIES ERNST & YOUNG et Autres

Olivier Broissand Patrick E. Suissa Charles-Emmanuel Chosson Stéphane Pédron

ENGIE : SA au capital de 2 435 285 011 euros RCS Nanterre 542 107 651 Siège Social : 1, place Samuel de Champlain, 92400 Courbevoie T +33 (1) 41 20 10 00 - F +33 (1) 41 20 10 10

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