“La raison d’être d’ENGIE, c’est d’agir pour accélérer la transition vers une économie neutre en carbone, par des solutions plus sobres en énergie et plus respectueuses de l’environnement. Cette raison d’être rassemble l’entreprise, ses salariés, ses clients et ses actionnaires et concilie performance économique et impact positif sur les personnes et la planète. L’action d’ENGIE s’apprécie dans sa globalité et dans la durée”.

ENGIE est un leader européen et mondial 1 dans les domaines de la production d’énergie renouvelable, des infrastructures énergétiques centralisées et décentralisées, et des services associés, la production d’électricité bas carbone et la fourniture de gaz et d’électricité :

Le site internet du Groupe est : www.engie.com. Toutes les informations disponibles sur ce site ne font pas partie du présent Document d’enregistrement universel.

La Société résulte de la fusion-absorption de SUEZ par Gaz de France par décisions des Assemblées Générales Mixtes des actionnaires de Gaz de France et de SUEZ en date du 16 juillet 2008, laquelle fusion a pris effet le 22 juillet 2008.

Gaz de France a été créé en 1946 initialement sous la forme d’un EPIC (Établissement public à caractère industriel et commercial). La loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité, du gaz et aux entreprises électriques et gazières, portant modification de la loi n° 46-628 du 8 avril 1946, l’a transformé en société anonyme pour une durée de 99 ans.

Le 7 juillet 2005, le capital de Gaz de France a été ouvert par voie d’introduction en bourse. La première cotation de l’action de la Société, a eu lieu le 7 juillet 2005.

La loi n° 2004-803 du 9 août 2004, telle que modifiée par la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006 relative au secteur de l’énergie et le décret n° 2007-1784 du 19 décembre 2007 ont autorisé le transfert de la Société du secteur public au secteur privé. Le 22 juillet 2008, Gaz de France a absorbé SUEZ par voie de fusion-absorption, ce qui a entraîné le transfert au secteur privé de la majorité du capital de la Société. La nouvelle Société a adopté la raison sociale GDF SUEZ.

SUEZ résultait de la fusion de la Compagnie de SUEZ et de la Lyonnaise des Eaux intervenue en 1997. SUEZ était devenu un groupe international industriel et de services et avait pour mission de répondre aux besoins essentiels dans l’électricité, le gaz, les services à l’énergie et à l’industrie, l’eau et la propreté.

Le contexte de dérégulation des marchés européens de l’énergie au début des années 1990 a favorisé le développement à l’international des deux sociétés Gaz de France et SUEZ, qui ont progressivement étendu leurs activités hors de leurs marchés historiques respectifs, tant en Europe qu’à l’international.

Ainsi GDF SUEZ a conclu le 3 février 2011 une opération de rapprochement avec International Power. En 2012, elle a confirmé sa stratégie d’acteur mondial de l’énergie en finalisant le 29 juin l’acquisition des titres détenus par les actionnaires minoritaires d’International Power.

Le 29 juillet 2015, l’Assemblée Générale Extraordinaire des actionnaires a approuvé le changement de dénomination sociale de la Société et a adopté comme nouvelle dénomination sociale “ENGIE”.

Le pacte d’actionnaires de SUEZ Environnement Company est arrivé à échéance le 22 juillet 2013 et n’a pas été renouvelé. Le contrat de coopération et de fonctions partagées et l’accord de financement entre la Société et SUEZ Environnement Company ont également pris fin. La Société est passée d’une consolidation globale à une mise en équivalence des activités de SUEZ Environnement Company dans ses comptes.

Les deux sociétés ont signé début mars 2016 un contrat prévoyant l’apport par ENGIE à SUEZ de l’intégralité du capital de la société SUEZ IP, qui était propriétaire d’un ensemble de droits de propriété intellectuelle lié notamment à la marque SUEZ. Le 5 octobre 2020, ENGIE a cédé à Veolia la majeure partie de sa participation dans SUEZ, soit 29,9% du capital. Le 18 janvier 2022, ENGIE a apporté sa participation résiduelle dans SUEZ, soit 1,8%, à l’offre publique d’achat initiée par le Groupe VEOLIA.

Le 14 mai 2020, L’Assemblée Générale a approuvé l’introduction dans les statuts de la raison d’être de la Société : “La raison d’être d’ENGIE, c’est d’agir pour accélérer la transition vers une économie neutre en carbone, par des solutions plus sobres en énergie et plus respectueuses de l’environnement. Cette raison d’être rassemble l’entreprise, ses salariés, ses clients et ses actionnaires et concilie performance économique et impact positif sur les personnes et la planète. L’action d’ENGIE s’apprécie dans sa globalité et dans la durée”.

Le 4 octobre 2022, ENGIE a finalisé la cession au groupe Bouygues, d’EQUANS, entité opérationnelle en charge des services multi-techniques, ce qui constitue une étape majeure dans la mise en œuvre du plan stratégique du Groupe.

En 2022, dans un contexte de crise énergétique inédit en Europe, le Groupe a fait face à ses responsabilités - notamment en matière de sécurité d’approvisionnement et de fonctionnement de ses infrastructures et moyens de production - tout en progressant dans la mise en œuvre de sa feuille de route stratégique élaborée en mai 2021. Cette feuille de route lui permet d’accélérer, pour devenir un Groupe industriel plus intégré, leader de la transition énergétique.

En 2022, le Groupe a poursuivi le renforcement de son caractère industriel intégré, autour des GBU et entités métiers, ainsi que le recentrage stratégique engagé en 2020, sur la base de la feuille de route stratégique de mai 2021.

Suite notamment aux cessions en 2022 d’EQUANS (services multi-techniques) au groupe Bouygues et d’ENDEL (maintenance industrielle et services à l’énergie) au groupe Altrad, ENGIE concentre désormais son développement sur les énergies renouvelables (électriques et gaz) et  les infrastructures décentralisées pour décarboner nos clients. L’objectif du Groupe a également été de réduire son empreinte géographique afin d’augmenter encore davantage son focus et de renforcer plus avant sa présence dans ses pays clefs. L’objectif fixé a été d’atteindre moins de 30 géographies en 2023. L’année 2022 a permis de concrétiser la sortie de 4 pays supplémentaires (sortie de 18 pays en 2021) outre les sorties de 7 pays opérées dans le cadre de la cession d’EQUANS, ce qui porte à 31 le nombre de pays du Groupe fin 2022. Les moyens financiers dégagés par ces opérations de cession permettent de réaliser un programme ambitieux d’investissement pour accélérer dans les activités ciblées.

Dans la lignée de la raison d’être adoptée en 2020, le Groupe a pour ambition d’être un leader de la transition énergétique neutre en carbone. Porté par l’accélération de la décarbonation et la demande en énergie bas carbone, ENGIE est très bien positionné pour accélérer et répondre à la demande des citoyens, des élus et des industriels. Fort de sa capacité à mobiliser des vecteurs énergétiques complémentaires au service de la transition, le Groupe dispose de compétences clés sur toute la chaîne de valeur, depuis la production, transport, distribution et service jusqu’au consommateur final. Son modèle intégré, ses positions fortes dans les énergies renouvelables, les infrastructures centralisées comme les infrastructures décentralisées, lui permettent de créer les synergies indispensables à la conduite de programmes de décarbonation ambitieux à destination de ses clients.
Il peut mobiliser en outre ses capacités transverses en structuration financière, conception et conduite de projet, ainsi que ses plateformes digitales mondiales au bénéfice des deux leviers de la transition : un approvisionnement en énergie plus
verte et un usage plus efficace et intelligent de l’énergie.

Ainsi, ENGIE a fixé son objectif de neutralité carbone à l’horizon 2045, sur les scopes 1, 2 et 35. Il ambitionne de diviser par deux l’intensité carbone de l’énergie qu’il produit entre 2017 et 2030, et d’éviter l’émission de 45 millions de tonnes de CO2 par ses clients. Des budgets carbone sont assignés à chaque activité du Groupe. La sortie du charbon a été fixée pour 2025 en Europe et 2027 à l’échelle mondiale, en privilégiant la fermeture et la reconversion des centrales, et en accompagnant les acteurs dans leur plan de transition. Les plans d’actions de performance, dont bénéficient notamment les cadres dirigeants, sont pour partie conditionnés à l’atteinte d’objectifs carbone.

A côté des efforts d’efficacité énergétique et de sobriété, et d’électrification d’un certain nombre d’usages, le développement des gaz renouvelables (hydrogène bas carbone, biométhane, méthane de synthèse) et de la chaleur, indispensables pour des usages industriels et de mobilité lourde notamment,  est nécessaire à la réussite de la transition énergétique. En matière de gaz verts, ENGIE dispose de compétences lui permettant de développer des positions sur l’ensemble de la chaîne de valeur : production, infrastructures, écosystèmes de mobilité, achat et vente. Le Groupe vise pour 2030 la mise en service de 4 GW de capacité de production d’hydrogène et une production de 10 TWh par an de biométhane. Il pourra s’appuyer sur les synergies entre ses activités et le soutien des plans d’investissements français et européen.

L’engagement du Groupe pour la transition énergétique se décline via des objectifs stratégiques par métier, qui mettent l’accent sur l’excellence opérationnelle et le savoir-faire industriel :

L’amélioration des performances internes est un axe clé de la nouvelle feuille de route stratégique, pour soutenir durablement la croissance du Groupe.

Un plan a ainsi été établi pour la période 2021-2023 avec pour objectif 600 millions d’euros d’économie. Des cibles ont été attribuées aux GBU, fonctions support et hubs régionaux. Ce plan s’appuie sur divers leviers : (i) l’excellence opérationnelle, (ii) le redressement d’entités en pertes et la réduction des frais généraux. A fin 2022, ENGIE affiche des économies cumulées de l’ordre de 500 millions d’euros et devrait être en mesure d’atteindre l’objectif du plan à fin 2023.

Une amélioration continue menant à environ 0,2 milliard d’euros de contribution nette supplémentaire à l’EBIT par an est prévue au titre du plan 2023-2025.

La réussite d’ENGIE s’appuie sur les femmes et les hommes qui composent le Groupe et qui représentent son premier levier de performance. Le Groupe doit pouvoir s’appuyer à tout moment sur les compétences adaptées à l’évolution de ses besoins. Pour cela, la fonction ressources humaines a un rôle majeur :

Être un acteur majeur de la transition énergétique exige de comprendre et de maîtriser les nouvelles tendances, technologies et business models. Les activités de Recherche & Innovation (R&I) d’ENGIE sont au service d’une ambition : développer et intégrer des outils et des solutions innovants, susceptibles de faire la différence, afin de conserver la position de leader du Groupe. Grâce à ses compétences, ENGIE dispose d’une capacité à identifier, expérimenter, déployer les solutions qui vont rendre la transition énergétique possible. Ses travaux s’exercent dans des domaines en lien avec la stratégie du Groupe, choisis en étroite collaboration avec les entités opérationnelles, en agissant simultanément sur tous les horizons de temps, en orchestrant différents moyens d’intervention et en combinant expertise interne, partenariats et collaborations.

Une nouvelle organisation de la R&I, simplifiée et rationnalisée, a été mise en place au 1er janvier 2022, afin de conférer un avantage concurrentiel sur les sujets stratégiques du Groupe. Dans ce cadre, six modèles d’activités complémentaires ont été définis et regroupés sous une direction unique au sein d’ENGIE R&I :

À fin 2022, les équipes d’ENGIE R&I comptent plus de 600 collaborateurs.

L’alignement des priorités R&I avec les objectifs stratégiques et les ambitions de croissance du Groupe est assuré par une gouvernance dédiée, reposant sur un dialogue continu entre les entités et les GBU. Les priorités R&I 2022 incluent notamment les systèmes d’énergie renouvelable (solaire photovoltaïque, éolien terrestre et éolien en mer), la production et l’utilisation de gaz verts (hydrogène, biométhane) ou le développement d’infrastructures énergétiques décentralisées (chauffage et froid urbains, énergie solaire décentralisée, villes à faible émission de carbone et mobilité).

Les équipes de recherche travaillent dans les Labs du CRIGEN, de Cylergie, de Laborelec ou du Lab Singapour sur tous les aspects de l’identification, du test et du développement de nouvelles technologies, aidant ainsi la performance et la différenciation des différents métiers du Groupe. Les centres et équipes de recherche peuvent également fournir l’expertise et l’assistance technique nécessaires pour les opérations clés dans les entités business et les projets d’innovation (par exemple, les projets de l’Innovation Fund européen, du pacte vert pour l’Europe et les appels d’offres majeurs). Ils fournissent une vision technologique à moyen et long terme qui éclaire les choix du Groupe.

En 2022, les dépenses de recherche et de développement technologique du Groupe se sont élevées à 135 millions d’euros.

Trois inaugurations pour la Recherche peuvent notamment être mentionnées pour 2022 :

ENGIE R&I mène un travail collaboratif avec des partenaires externes, industriels et académiques. Ces échanges d’expertise permettent à la fois d’aider ENGIE à porter à maturité de nouvelles technologies et offres aux clients, et aussi d’explorer et approfondir des thématiques de plus long terme. Ainsi, ENGIE R&I travaille avec des partenaires externes, universités, PME et start-ups, sur un portefeuille d’une centaine de projets collaboratifs. Parmi ces partenariats, ENGIE R&I collabore en particulier avec NREL, le CEA et EnergyVille.

ENGIE R&I participe à des projets de recherche européens ainsi qu’à des projets cofinancés par les pouvoirs publics français et belges. A titre d’exemple, ENGIE est partenaire de plus de 60 projets de recherche du programme HORIZON de la Commission européenne. Le Groupe est membre de plusieurs chaires académiques cofinancées par l’ANR, de la chaire énergie et Prospérité avec l’Institut Louis Bachelier, école Polytechnique, ENSAE ainsi que du Centre Interdisciplinaire Energy4Climate (E4C) de l’Institut Polytechnique de Paris. ENGIE a également signé un partenariat avec le Singapore Institute of Technology (SIT).

Depuis 2009, ENGIE est assisté par un conseil scientifique qui rassemble neuf personnalités scientifiques de rang mondial couvrant les grandes disciplines en rapport avec les activités du Groupe.

Incubation a défini une démarche orientée client/besoin pour développer, en étroite collaboration avec les GBU, de nouvelles offres et de nouveaux business, pour se différencier sur leurs marchés actuels et futurs. De nouveaux relais de croissance sont créés à travers deux axes :

•un Acceleration studio : où l’on conçoit, teste et prototype de nouvelles offres de services, en s’assurant de l’orientation client et de l’impact commercial pour ENGIE ;

•un start-up studio : où l’on crée des start-ups pour servir de nouveaux segments de marché, ouvrir de nouvelles opportunités commerciales, ou tester de nouveaux modèles d’affaires innovants et des solutions attractives, tout en limitant l’exposition au risque.

Depuis sa création en 2014, ENGIE Ventures a investi plus de 200 millions d’euros dans une cinquantaine de start-ups. En 2022, les investissements dans 13 start-ups innovantes (dont cinq nouvelles). Ils ont porté sur les secteurs prioritaires de développement du Groupe tels que des outils technologiques de e-fuels, de production d’hydrogène, d’optimisation de réseaux de froid, mais également de software d’optimisation de production renouvelable, ou pour générer de la flexibilité électrique, ou encore des digital twins. ENGIE Ventures a également investi dans un projet réplicable de production d’acier vert à partir d’hydrogène vert. Près de 200 start-ups pertinentes ont pu être identifiées en 2022.

L’objectif principal recherché de ces investissements est l’identification de technologies et modèles d’affaires émergents sur les métiers d’ENGIE, ainsi qu’un accès privilégié à ces innovations via des partenariats spécifiques, dans la recherche d’un retour sur investissement équilibré.

Le portefeuille de participations directes d’ENGIE Ventures est aujourd’hui composé de 25 start-ups actives, dont la liste est disponible sur www.engieventures.com. La stratégie d’investissement dans d’autres fonds externes n’est plus privilégiée depuis 2019.

écosystèmes & Expertises a pour mission de développer la culture de l’innovation dans le Groupe et de s’assurer du développement des talents R&I. à ce titre, la Direction anime la communauté des innovateurs du Groupe et favorise l’émergence des innovations internes. écosystèmes & Expertises favorise également le développement de l’innovation grâce à des partenariats tels que, par exemple, l’European Institute of Innovation and Technologies Innonergy, qui permettent la mise en relation avec des start-ups ciblées capables d’enrichir les offres du Groupe ou de résoudre des problématiques.

Deux évènements clés peuvent être mentionnés pour 2022 :

ENGIE a ajouté 3,9 GW de capacités renouvelables en 2022, dont 1,8 GW d’énergie éolienne terrestre, 1,2 GW d’énergie solaire et 1,0 GW d’énergie éolienne en mer, ce qui porte la capacité installée renouvelable totale à 100% à environ 38 GW à fin 2022. Par géographie, les 3,9 GW sont répartis entre l’Europe pour 2,6 GW (principalement au Royaume-Uni, en Espagne et en France), les États-Unis pour 0,8 GW et l’Amérique latine pour 0,4 GW. Le Groupe est en bonne voie pour atteindre son objectif de 4 GW de capacité additionnelle en moyenne chaque année et ce, jusqu’en 2025. L’ambition du Groupe est soutenue par un pipeline de 80 GW à fin décembre 2022, en hausse de 14 GW par rapport à décembre 2021.

Ocean Winds, la joint-venture d’ENGIE et d’EDPR dédiée à l’éolien en mer, poursuit sa forte croissance. En décembre 2022, Ocean Winds a remporté une zone pour un site d’éolien en mer flottant d’une capacité de 2 GW en Californie.

En 2022, le Groupe a soutenu ses clients dans leurs efforts de décarbonation avec la signature de 2 GW de contrats d’achat d’électricité verts (PPA).

Energy Solutions a remporté des contrats majeurs dans les réseaux urbains de chaleur et de froid, et dans la mobilité verte en 2022, dont 12 000 points de recharge de véhicules électriques, principalement en Belgique et à Singapour. Au cours de l’année 2022, 1 GW environ de capacité nette installée a été ajoutée dans les infrastructures énergétiques distribuées.

Au Brésil, l’intégration des activités d’exploitation-maintenance de TAG a été accomplie avec succès et les deux lignes de transport d’électricité, Gralha Azul et Novo Estado, sont maintenant sur le point d’être entièrement finalisées.

ENGIE continue sa progression dans le domaine des gaz renouvelables : 492 unités de production de biométhane, représentant une capacité de production annuelle pouvant atteindre 8,3 TWh, sont raccordées aux réseaux d’ENGIE en France. En ce qui concerne l’hydrogène, la Commission européenne a approuvé une aide publique pouvant atteindre 5 milliards d’euros. Dans ce cadre, les cinq projets qu’ENGIE a présenté en Belgique, en France, aux Pays-Bas et en Espagne, ont tous été retenus. 

L’objectif du plan de cession d’au moins 11 milliards d’euros à fin 2023 est atteint avec 11 milliards d’euros désormais conclus ou signés, EQUANS étant le principal contributeur.

Sur le plan du recentrage géographique, le Groupe opèrera dans 31 pays, contre 70 pays en 2018, une fois tous les accords de sortie déjà engagés signés. ENGIE est sorti de sept pays dans le cadre de la cession d’EQUANS et prévoit de ramener sa présence géographique à moins de 30 pays d’ici 2023.

Les investissements au cours de l’exercice 2022 se sont élevés à 7,9 milliards d’euros, dont 5,5 milliards d’euros d’investissements de croissance. 58% de ces investissements ont été consacrés aux Renouvelables, 20% aux Infrastructures et 13% aux activités d’Energy Solutions, en ligne avec les priorités stratégiques d’ENGIE.

Dans un contexte de forte inflation, ENGIE a maintenu sa dynamique d’amélioration de la performance et est en passe d’atteindre son objectif à trois ans, avec une contribution nette
de l’EBIT en 2022 de 0,4 milliard d’euros. 

Conformément au plan de sortie du nucléaire en Belgique, le réacteur Doel 3 a été arrêté en septembre 2022 et le réacteur Tihange 2 a été arrêté en février 2023.

En janvier 2023, ENGIE et le gouvernement fédéral belge ont fixé un cadre pour l’extension des réacteurs nucléaires Doel 4 et Tihange 3, en signant l’accord Heads of Terms and Commencement of LTO Studies qui s’appuie sur la lettre d’intention signée le 21 juillet 2022, dont l’objectif est de prolonger la durée de vie opérationnelle des deux réacteurs de dix ans, pour une capacité de production totale de 2 GW.

Cet accord de principe précise certaines modalités dont la création d’une structure juridique dédiée aux deux unités nucléaires prolongées détenues à parité par l’État belge et ENGIE. Il définit le cadre d’un plafonnement des coûts futurs de gestion des déchets nucléaires et il détermine un ensemble de garanties pour assurer la bonne exécution des engagements de l’exploitant nucléaire. Par cet accord, les deux parties confirment leur objectif de mettre en œuvre leurs meilleurs efforts pour redémarrer en novembre 2026 les unités nucléaires de Doel 4 et Tihange 3.

Par ailleurs, en décembre 2022, ENGIE a été informé de la décision de la CPN concernant la réévaluation triennale des provisions pour le démantèlement des centrales nucléaires belges et la gestion de l’aval du cycle du combustible usé. La CPN entend augmenter fortement les provisions de 3,3 milliards d’euros, dont une augmentation de 2,9 milliards d’euros pour celles portées par Synatom et de 0,4 milliard pour celles portées par Electrabel. L’augmentation des provisions proposées par ENGIE était de 0,9 milliard d’euros, par rapport aux 2,9 milliards d’euros proposés par la CPN. ENGIE considère cette hausse de 2,9 milliards d’euros injustifiée et a soumis une proposition ajustée à la CPN.

En décembre 2022, les gouvernements belge et français, les deux pays européens où ENGIE produit le plus d’électricité, ont adopté de nouvelles mesures législatives pour limiter la rente inframarginale liée au prix de l’électricité.

En Belgique, un plafonnement des revenus issus de la production d’électricité des technologies inframarginales a été mis en œuvre de manière rétroactive du 1er août 2022 au 30 juin 2023. Une éventuelle prolongation de ce plafonnement devra être évaluée en avril prochain. Les actifs nucléaires d’ENGIE, détenus et exploités à travers sa filiale Electrabel, sont concernés par cette mesure : les revenus normatifs supérieurs à 130 euros/MWh sont soumis au nouveau prélèvement incluant un mécanisme limitant une potentielle double imposition avec les taxes nucléaires existantes.

En France, la loi de finances pour 2023 prévoit un plafonnement des recettes issues de la production d’électricité des technologies inframarginales sur une période de 18 mois (du 1er juillet 2022 au 31 décembre 2023). Le plafond varie de 40 euros/MWh à 175 euros/MWh en fonction de la technologie de la production d’électricité. Les recettes excédentaires sont soumises à un taux d’imposition de 90%. Le Groupe ENGIE est principalement impacté au titre de ses droits de tirage sur deux centrales nucléaires d’EDF (Chooz B et Tricastin, 1,2 GW, 9 TWh de production annuelle en considérant un taux de disponibilité de 85%) soumises à un plafond de 90 euros/MWh et ses centrales à gaz (capacité de 1,4 GW) soumises à un plafond de 40 euros/MWh sur le clean spark spread.

En Italie, le gouvernement a promulgué une "contribution extraordinaire de solidarité" sur les sociétés du secteur de l’énergie. Cette dernière est calculée sur une variation de la base taxable à la TVA entre octobre 2021 et avril 2022 par rapport à la même durée un an plus tôt à un taux de 25%. ENGIE a été significativement et négativement impacté en raison d’une méthodologie mal conçue, non représentative des revenus excédentaires sur la période.

L’impact global des taxes exceptionnelles en Europe est proche de 0,9 milliard d’euros en 2022, dont 85% en EBIT et 15% en impôt sur les sociétés.

En tant que propriétaire, opérateur d’infrastructures gazières et fournisseur de gaz, ENGIE joue un rôle essentiel en Europe.

En France, ses activités d’Infrastructures ont affiché un taux d’utilisation record avec des terminaux méthaniers ayant fonctionné pratiquement à pleine capacité, un doublement des volumes d’acheminement de GRTgaz avec notamment un inversement des volumes acheminés de la France vers l’Allemagne et des stockages de gaz remplis à 81% au
31 décembre 2022 contre 53% 1 an auparavant.

En 2022, ENGIE a contribué à hauteur de 1,1 milliard d’euros aux mécanismes existants de partage des bénéfices pour le nucléaire en Belgique (cadre fiscal spécifique) et l’hydroélectricité en France (CNR).

ENGIE s’est engagé à soutenir le pouvoir d’achat de ses clients avec la mise en place d’une mesure de soutien de 90 millions d’euros pour ses clients particuliers les plus précaires, et d’un fonds de 60 millions d’euros pour ses clients industriels et tertiaires affectés par la hausse des prix de l’énergie. ENGIE a également lancé une plateforme de suivi et de pilotage de la consommation d’énergie permettant à ses clients particuliers et aux PME de réaliser des économies l’énergie.

En France, ENGIE a augmenté la contribution de son fonds de roulement au mécanisme de bouclier tarifaire incluant désormais les Très Petites Entreprises (TPE) ainsi que les clients particuliers sous offre de marché. La plupart des contrats de gaz et d’électricité BtoC d’ENGIE bénéficient d’une protection contre la hausse des prix par le biais du bouclier tarifaire ou à travers de prix fixes valables pendant toute la durée du contrat.

Le Groupe soutient la mise en place de tarifs sociaux en Belgique ainsi qu’un mécanisme de plafonnement des prix en Roumanie et au Chili. De plus, le Groupe s’emploie, aux côtés des autorités locales, à fournir un soutien par le biais de facilités de paiement. L’impact global des mesures de paiement différé dans le monde entier est proche de 1,0 milliard d’euros. ENGIE est plus que jamais mobilisé auprès de ses clients pour améliorer leur efficacité énergétique, et ainsi réduire leurs factures d’énergie et leur permettre d’atteindre leurs objectifs de décarbonation.

ENGIE a reconnu l’engagement de ses employés à travers le monde en leur versant une prime exceptionnelle de 1 500 euros, dans un contexte de forte inflation et d’un environnement sans précédent.

En 2022, les émissions de gaz à effet de serre provenant de la production d’énergie ont été réduites de 60 millions de tonnes, une baisse de 44% par rapport à 2017, en ligne avec l’objectif de 43 millions de tonnes d’ici 2030. Les résultats de 2022 ont été positivement impactés par les conditions météorologiques et un taux d’utilisation plus faible de nos centrales à gaz à cycle combiné.

ENGIE a également augmenté la part des énergies renouvelables dans son portefeuille, passant de 34% à fin 2021 à 38% à fin 2022, avec l’ajout de 3,9 GW de capacité renouvelables au cours de l’année.

ENGIE continue sa progression dans la sortie du charbon avec la signature en septembre 2022 de la cession de Pampa Sul au Brésil et de la fermeture de Tocopilla au Chili, qui représentaient une capacité installée totale de 0,6 GW. Le Groupe s’est engagé à sortir de tous les actifs charbon en Europe d’ici 2025 et du monde d’ici 2027, comprenant la production charbon pour les réseaux urbains de chaleur et froid. A fin 2022, le charbon représentait 2,6% du portefeuille de production d’électricité centralisée d’ENGIE.

Sur les enjeux de diversité, ENGIE comptait 30% de femmes au sein du management à fin 2022. Le Groupe met en œuvre des plans d’actions afin d’atteindre son objectif de parité managériale de 40% à 60% entre les hommes et les femmes.

En 2022, le Groupe ENGIE et ses sous-traitants ont malheureusement déploré plusieurs accidents graves du travail, dont quatre mortels dans le périmètre ENGIE ainsi que cinq accidents mortels sur le périmètre EQUANS. Une réponse coordonnée à l’échelle du Groupe et un plan d’actions complet continuent d’être implémentés par les équipes dirigeantes d’ENGIE afin de réévaluer toutes les normes et procédures de sécurité pour l’ensemble de ses activités et de ses géographies. L’objectif est de répondre aux standards les plus élevés pour le Groupe et ses sous-traitants.

ENGIE s’attache à proposer un dividende croissant et pérenne à ses actionnaires.

Le Conseil d’administration réaffirme ainsi la politique de dividende du Groupe visant à distribuer 65 à 75% du résultat net récurrent part du Groupe et incluant un dividende plancher de 0,65 euro par action pour la période de 2023 à 2025.

Pour l’année 2022, le Conseil d’administration propose de distribuer 65% du résultat net récurrent part du Groupe, représentant un dividende de 1,40 euro par action. Cette proposition sera soumise à l’approbation des actionnaires lors de l’Assemblée Générale du 26 avril 2023.

Lors de la présentation de ses résultats financiers 2022, ENGIE a mis à jour ses objectifs financiers pour la période 2023-2025 (voir Section 6.1).

L’avancée du plan stratégique pose les bases solides qui permettront à ENGIE d’atteindre la neutralité carbone tout en continuant à croître à long terme.

Le Groupe prévoit à moyen terme une croissance principalement portée par les investissements dans les Renouvelables et par l’amélioration des performances d’Energy Solutions, ainsi qu’une contribution stable des Infrastructures. GEMS permettra de renforcer le modèle intégré en garantissant la sécurité d’approvisionnement en énergie, l’optimisation et la gestion des risques pour ENGIE et ses clients. En raison de l’arrêt progressif des centrales d’ici 2025 en Belgique, la contribution nucléaire a été exclue de l’indication de l’EBIT.

Hypothèses de prix des commodités en Europe retenues dans la guidance pour les volumes merchant non couvert : les prix retenus pour la guidance 2023-2025 sont basés sur la moyenne des prix à terme en Europe au 31 décembre 2022.

Ainsi, entre 2023 et 2025, ENGIE prévoit :

ENGIE continue de viser une notation de crédit “strong investment grade” et un ratio de dette nette économique sur EBITDA inférieur ou égal à 4,0x.

ENGIE prévoit des investissements de croissance de 22 à 25 milliards d’euros en 2023-25, soit une augmentation de 50% par rapport à 2021-23. 40% de ces investissements sont déjà engagés. Ces investissements devraient être répartis de la manière suivante : 55 à 65% pour les énergies renouvelables, 10 à 15% pour les réseaux et 10 à 15% pour Energy Solutions. Environ 10% seront consacrés à la montée en puissance des gaz renouvelables et des batteries. L’allocation du capital est basée sur une discipline stricte respectant des critères financiers et ESG stricts. La contribution des nouvelles capacités mises en service à l’EBIT 2023-25 devrait s’élever à 1,5 milliard d’euros. Le retour sur capitaux employés moyens hors nucléaire devrait bénéficier de cette méthode sélective pour stimuler la création de valeur : le retour sur capitaux employés moyens du Groupe hors nucléaire devrait passer de 6% en 2021 à un niveau compris entre 7 et 9% de manière durable.

Les investissements de maintenance devraient atteindre de
7 à 8 milliards d’euros en 2023-25, dont 50% devraient être alloués aux activités d’infrastructure régulées.

Par ailleurs, environ 9 milliards d’euros seront consacrés au financement des provisions nucléaires belges sur la période 2023-2025.

ENGIE poursuivra ses efforts en matière d’efficacité à travers une maîtrise importante de ses frais généraux et administratifs, en améliorant l’efficacité des fonctions support et en redressant les activités les moins performantes. Le Groupe vise un impact positif de ces mesures sur l’EBIT à hauteur de 600 millions d’euros en 2023-25.

La performance en matière de Responsabilité Sociétale d’Entreprise (RSE) constitue un élément essentiel de la performance globale du Groupe. Elle s’appuie sur des engagements et une politique RSE au niveau du Groupe (voir Section 1.5.1), complétés par des politiques sectorielles, des plans d’action avec des objectifs RSE datés et chiffrés (voir Section 1.5.2). Elle fait l’objet d’évaluations externes sollicitées ou non de la part des principales agences de notations RSE (voir Section 1.5.3).

La Déclaration de performance extra-financière (DPEF) du Groupe détaille la gouvernance de la politique RSE, ses résultats, les enjeux matériels et les principaux risques RSE liés aux activités du Groupe (voir Chapitre 3).

En 2022, le Groupe a fait voter lors de son Assemblée Générale du 21 avril une résolution Say-on-Climate approuvant son plan climat vers la neutralité 2045 et a réalisé son deuxième exercice de calcul des taux d’éligibilité et d’alignement de ses activités au sens de la taxonomie européenne dont les résultats sont présentés à la Section 3.1.5.

La RSE est au cœur de la raison d’être du Groupe, qui est d’accélérer la transition vers une économie neutre en carbone, conciliant performance économique et impact positif sur les personnes et la planète.  Cette raison d’être, inscrite dans ses statuts par l’Assemblée Générale en mai 2022, guide l’élaboration de la stratégie de l’entreprise par :

ENGIE a publié en 2014, sa première politique RSE (remise à jour en 2020), et en 2016, s’était fixé six objectifs RSE à horizon 2020. Les travaux ont permis de définir un nouvel ensemble de 19 objectifs RSE à l’horizon 2030.

Les engagements et les politiques RSE sont systématiquement validés par le Comité Exécutif (Comex) du Groupe et le Comité pour l’Éthique, l’Environnement et le Développement Durable (CEEDD). Ces engagements témoignent de l’engagement de l’entreprise dans la transition énergétique et reflètent d’une part le respect par l’entreprise de ses obligations légales et règlementaires dans les différents domaines de la RSE mais également sa volonté de contribuer positivement, d’anticiper et de maîtriser du mieux possible les impacts de ses activités sur sa sphère d’influence. Les engagements et les politiques RSE visent ainsi à créer de la valeur pour l’ensemble des parties prenantes.

Tous ces objectifs s’inscrivent pleinement dans le cadre des 17 Objectifs de Développement Durable à l’horizon 2030 fixés par les Nations Unies. Ces 19 Objectifs RSE 2030 traduisent également l’accélération de la stratégie du Groupe votée en juillet 2020. Ils reflètent également les enjeux de la matrice de matérialité du Groupe remise à jour en décembre 2020 à l’issue d’un processus de consultation des parties prenantes et du management (voir Section 3.3).

Le changement climatique constitue aujourd’hui le défi environnemental majeur pour nos sociétés en général. Pour le relever, le Groupe s’est engagé dans :

ENGIE intègre ainsi un prix du carbone interne dans son processus de décisions sur les investissements majeurs relevant du Comité des Investissements Groupe. Ce dispositif est complémentaire des budgets carbone alloués aux entités afin de respecter la cible 2030 du Groupe en matière d’émissions de GES.

Par ailleurs, le Groupe prend en compte neuf critères RSE pour ses grands projets d’investissement évalués par des analyses de risques. Ces critères portent notamment sur les points suivants : l’éthique, les émissions de GES, l’impact social, les ressources humaines, la gestion environnementale des écosystèmes, la concertation avec les parties prenantes, les achats durables ainsi que la santé et la sécurité du personnel.

Enfin, une partie de plus en plus significative des investissements du Groupe est financée avec succès par des obligations vertes attestant de la reconnaissance de leur caractère durable par le marché (voir Section 5.3).

En 2020, le Groupe s’est fixé 19 objectifs ambitieux à horizon 2030 pour matérialiser ses engagements RSE. Ces objectifs ont été révisés en 2022 et sont désormais au nombre de 21 objectifs, les deux objectifs supplémentaires étant liés à la certification SBTi well below 2°C obtenu en février 2023.

Ces 21 objectifs se répartissent en 17 objectifs suivis par le CEEDD et quatre autres objectifs opérationnels.

Parmi les 17 objectifs suivis par le CEEDD, huit objectifs clés font l’objet d’une publication ci-dessous sur trois ans. Leurs résultats 2021 et 2022 sont présentés hors EQUANS alors que les résultats 2020 comprennent encore EQUANS.

Inspirés par la raison d’être du Groupe, tous ces objectifs s’inscrivent dans une démarche d’amélioration continue pour répondre à une attente croissante de ses différentes parties prenantes attachées à la maîtrise des risques RSE et à l’alignement de la performance de l’entreprise avec des objectifs nationaux ou internationaux de développement durable.

Les émissions de GES de la production d’énergie en 2022 (60 Mt CO2 éq.) sont en forte diminution par rapport à 2021 (65 Mt CO2 éq.). Elles se décomposent en 28 Mt pour les émissions des actifs contrôlés (scope 1) et 32 Mt pour celles des actifs mis en équivalence (scope 3). Le plein effet de la sortie de l’actif charbon Jorge Lacerda au Brésil est pris en compte en 2022.

Les émissions de GES liés à l’usage des produits vendus (scope 3) s’élèvent à 61 Mt CO2 éq., en diminution par rapport à 2021 (65 Mt CO2 éq.) du fait de la diminution des ventes de gaz en raison d’un climat plus chaud en 2022 qu’en 2021.

La part des capacités renouvelables du Groupe s’établit à 38% en amélioration par rapport à 2021 (34%) du fait de la stratégie de développement des capacités renouvelables qui ont augmenté de +4 GW en 2022. Cette progression est conforme aux engagements publics du Groupe en matière de nouvelles capacités renouvelables.

Les émissions de CO2 évitées pour les clients grâce aux offres et services du Groupe en 2022 (28 Mt CO2 éq. évitées) sont en augmentation par rapport à 2021 (27 Mt CO2 éq). Cette augmentation est portée par la hausse des achats/reventes d’énergie verte et par la hausse de la production d’énergie issue des infrastructures décentralisées (installations sur site ou réseau de chaleur ou de froid).

Le taux de décarbonation des top 250 fournisseurs préférentiels atteint 23% en 2021 en progression par rapport à 2021. Cette amélioration résulte du plan d’actions mis en place sur ces fournisseurs préférentiels pour les inciter à s’engager dans une démarche d’alignement ou de certification SBT. Le Groupe continue également à accompagner l’ensemble de ses fournisseurs préférentiels dans leur chemin de décarbonation au-delà des top 250 fournisseurs préférentiels.

Le taux de fréquence total des accidents de travail avec arrêt (incluant les sous-traitants sur sites à accès contrôlé) atteint 2,0 en amélioration par rapport à 2021 (2,5 hors EQUANS). Pour mémoire, la sortie d’EQUANS en 2022 a conduit le Groupe à adopter un objectif plus ambitieux pour 2030 à 2,3 (2,9 précédemment).

Le taux de femmes dans le management s’établit à 29,9%, en progression de 1 point par rapport à 2021 (28,9% hors EQUANS). Cette amélioration résulte de la poursuite des effets du programme fifty-fifty, dédié à la transformation culturelle du Groupe pour accueillir et retenir les talents féminins et ainsi accélérer et soutenir la promotion de la parité Femmes-Hommes.

L’indicateur d’équité femmes/hommes, qui était précédemment l’index EgaPro, a été remplacé en 2022 par l’indicateur d’équité salariale qui mesure l’écart de rémunération entre les femmes et les hommes. La cible 2030 est fixée à un écart maximal de 2% au niveau Groupe. Cet indicateur s’inscrit dans la continuité de l’index EgaPro et traduit une ambition renforcée en passant à un indicateur international plus lisible. Le résultat 2022 s’élève à 1,73% et dépasse les prévisions. Il est porté par les résultats en France (40% de l’effectif du Groupe). Compte tenu de la mise en place du suivi de cet indicateur en 2022, la cible 2030 pourra faire l’objet d’une révision en 2023.

Les indicateurs sociaux (voir Section 3.4), environnementaux (voir Section 3.5) et sociétaux du Groupe (voir Section 3.6) sont en grande partie vérifiés par un organisme tiers indépendant (voir Section 3.10).

ENGIE a vu sa performance RSE de nouveau reconnue en 2022 par l’agence de notation S&P Global avec la note de 81/100 inchangée par rapport à 2021. Le Groupe confirme son appartenance à l’indice Dow Jones Sustainability Index (DJSI) World.

Le Groupe a été évalué A1 avec la note de 70/100 en 2022 par l’agence de notation Moody’s ESG (ex VE-VigeoEiris) en progression de 2 points par rapport à 2021. Avec cette note, le Groupe est présent dans les quatre indices liés à cette notation à savoir Euronext VigeoEiris World 120, Europe 120, Euro 120 et France 20.

En 2022, l’agence de notation Sustainalytics a évalué le risque RSE du Groupe comme médium, comme en 2021 avec une note de 29,2 (légère dégradation vs 28,5 en 2021).

L’agence de notation MSCI a amélioré la note du Groupe en 2022 désormais noté AA ainsi que son scoring qui atteint 6,5/10 le référençant dans ses indices MSCI EMU ESG et Europe ESG.

L’agence de notation ECOVADIS a évalué le Groupe en 2021 avec la note de 77/100.

Enfin comme chaque année, ENGIE répond également au questionnaire Climat du CDP (ex-Carbon Disclosure Project). En 2022, avec une note A-, le Groupe reste dans la liste des leaders en matière de stratégie et d’actions en faveur de la lutte contre le changement climatique. En matière de protection de la ressource en eau, le Groupe a reçu la note B suite à sa réponse au questionnaire CDP Eau. Enfin le Groupe a obtenu la note B consacrant ses efforts en matière de gestion durable de la ressource bois suite à sa réponse au questionnaire CDP Forêts.

En conclusion, le Groupe affiche une amélioration sur le panel des 5 agences prises comme référence (S&P Global, Moody’s ESG, MSCI, Sustainalytics et CDP Climat) et globalement de très bonnes notations RSE avec des performances bien supérieures aux moyennes des secteurs de notation de ces agences.

La mission de la GBU Renouvelables est de développer, construire, financer, exploiter et maintenir des actifs de production d’électricité renouvelable en ligne avec la raison d’être d’ENGIE : agir pour accélérer la transition vers une économie neutre en carbone. Pour ce faire, la GBU concentre son expertise industrielle, financière et de gestion de l’énergie sur cinq technologies principales :

La GBU Renouvelables est organisée autour de quatre régions opérationnelles : Europe, Amérique du Nord, Amérique du Sud et AMEA (Asie, Moyen-Orient et Afrique) ; trois départements de support opérationnel : Business Developement ; Performance opérationnelle ; Ingénierie et projets ; appuyée par trois fonctions support : Juridique et éthique ; Finance et stratégie ; Ressources humaines, communication et RSE. Les activités d’éolien en mer d’ENGIE sont gérées exclusivement par Ocean Winds, une joint-venture avec EDP Renovàveis, et sont coordonnées par la région Europe.

La GBU déploie une stratégie de développement industriel solide basée sur les axes suivants :

En France, ENGIE est le 1er producteur dʼénergie éolienne terrestre et solaire photovoltaïque centralisée6, et occupe également la 2e place dans lʼhydroélectricité. La GBU vise à renforcer le leadership du Groupe dans le domaine de lʼéolien terrestre et à accélérer considérablement la croissance dans le solaire photovoltaïque. Elle se positionne principalement sur les appels dʼoffres publics et contribue à lʼémergence des appels dʼoffres dʼentreprise (corporate PPA). Elle développe actuellement le plus grand projet d’énergie solaire photovoltaïque et de stockage par batterie en Europe continentale (projet Horizeo de 1 GW) pour soutenir ce marché en croissance. En 2022, ENGIE a mis en service près de 350 MW de nouvelles capacités photovoltaïques et éoliennes en France, a fait l’acquisition, auprès d’Ostwind, de 174 MW d’actifs éoliens opérationnels.

Le périmètre dʼactivités en France comprend trois filiales détenues par ENGIE, que ce soit exclusivement ou en partenariat :

La Programmation Pluriannuelle de l’Énergie (PPE), publiée en avril 2020, qui contient un calendrier d’appels d’offres et un objectif pour l’éolien en mer et le solaire photovoltaïque (en particulier au sol), doit être mise à jour en 2023.

Le cahier des charges des appels d’offres de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) prévoit de nouvelles dispositions, relatives notamment au bilan carbone et à lʼappropriation sociale des actifs renouvelables.

La loi de finances pour 2021 a prévu la possibilité dʼune renégociation des mécanismes de soutien public pour les installations photovoltaïques. La renégociation de ces mécanismes est toujours en cours, sur la base d’une réglementation d’octobre 2021, et devrait durer jusqu’au début de 2023 : la réduction finale du prix sera décidée par la CRE et les ministres français chargés de l’énergie et du budget à la fin du processus de sauvegarde.

L’impact financier a été atténué par l’activation d’une clause de sauvegarde qui permet de revoir la viabilité économique des actifs concernés.

Le conflit entre la Russie et l’Ukraine et la crise énergétique qui en a résulté ont par ailleurs conduit à plusieurs changements réglementaires pour soutenir le développement des énergies renouvelables :

Enfin, la loi relative à l’accélération de la production d’énergies renouvelable a été adoptée en Janvier  2023. La loi entend faciliter l’installation d’énergies renouvelables pour permettre de rattraper le retard pris dans ce domaine.

En plus de sa position de leader en France, le Groupe vise à accélérer ses activités dans le reste de lʼEurope en développant un solide portefeuille de projets, avec des maturités différentes et dans des géographies ciblées.

Fin 2022 en Europe (hors France), le Groupe exploite 1,9 GW dʼénergie hydroélectrique (principalement dans la péninsule ibérique), 3,5 GW dʼéolien terrestre (principalement en Espagne, au Portugal et en Belgique), et 0,3 GW de solaire photovoltaïque (principalement en Espagne et en Italie). En 2022, ENGIE a mis en service près de 185 MW de capacités renouvelables en Europe (hors France et Ocean Winds), principalement en Italie, en Belgique et en Espagne. Le Groupe a également finalisé le rachat avec Crédit Agricole Assurances d’Eolia Renovables, l’un des plus grands producteurs d’énergie renouvelable en Espagne, avec 899 MW d’actifs opérationnels et 1.2 GW de projets en développement.

En matière de production dʼhydroélectricité, ENGIE, en partenariat avec Crédit Agricole Assurances et Mirova, jouit dʼune position solide au Portugal avec un portefeuille d’installations hydrauliques de 1,7 GW dans le nord-est du pays. Le Groupe est également présent en Espagne avec un portefeuille de petites centrales hydroélectriques (pour un total de 65 MW) et en Allemagne où il exploite la centrale hydraulique de Pfreimd (pompage turbinage de 137 MW et au fil de l’eau de 5 MW).

Le Groupe exploite 3,5 GW dʼactifs éolien terrestre fin 2022, principalement en Espagne (1,4 GW), en Belgique (545 MW, position de numéro un), au Portugal (489 MW, via TrustWind, une joint-venture à 50-50 avec Marubeni), en Italie (338 MW), en Norvège (208 MW), en Allemagne (165 MW), en Pologne (138 MW) et en Roumanie (98 MW).

Le Groupe possède également 324 MW dʼactifs solaires photovoltaïques, principalement en Espagne (124 MW), en Italie (96 MW), aux Pays-Bas (41 MW), en Pologne (40 MW), en
Roumanie et au Royaume-Uni.

Ocean Winds (OW) est une joint-venture à 50-50, détenue et créée en 2019 par EDP Renovàveis et ENGIE, combinant les portefeuilles de projets existants et en développement des deux sociétés dans le secteur de l’éolien offshore (fixe et flottant), principalement en Europe, aux États-Unis et dans certaines régions d’Asie. Fin 2022, la joint-venture exploite 1 464 MW, dont Moray East (952 MW au Royaume-Uni), mis en service cette année, Seamade (487 MW en Belgique) et WindFloat Atlantic (25 MW au Portugal). La joint-venture compte de nombreux projets en développement dont 8 GW de volumes sécurisés aux enchères cette année aux Etats-Unis et en Ecosse.

L’Amérique du Nord est un marché prioritaire pour la croissance dʼENGIE dans le domaine des énergies renouvelables, avec une grande partie des actifs sous contrat avec des entreprises clientes par le biais de contrats de corporate PPA. En 2022, le Groupe a ainsi signé 409 MW de corporate PPA aux États-Unis.

Fin 2022, le portefeuille d’actifs en exploitation dʼENGIE était composé de 3,6 GW d’éolien terrestre (2,9 GW aux États-Unis, et 0,7 GW au Canada) et de 1 GW de solaire aux États-Unis. La grande majorité de ce portefeuille opérationnel se situe sur cinq marchés : ERCOT (Electric Reliability Council of Texas), SPP (Southwest Power Pool), PJM (Pennsylvania, New Jersey, Maryland) et MISO (Midcontinent Independent System Operator) aux États-Unis et dans l’Ontario au Canada. En 2022, ENGIE a mis en service 760 MW (408 MW d’éolien, 352 MW de solaire), et a racheté 12 GW de projets solaires et batteries en développement.

La loi sur la réduction de l’inflation (Inflation Reduction Act, IRA) adoptée aux États-Unis le 16 août dernier, génère un potentiel d’investissement estimé à 370 milliards de dollars américains (350 milliards d’euros) dans les énergies renouvelables au cours des dix prochaines années. L’IRA prévoit des crédits d’impôt fédéraux afin d’inciter à investir dans des technologies d’énergie renouvelable et à lutter contre le changement climatique par la séquestration du carbone, la production de carburants renouvelables et l’installation de moyens de production d’équipement  d’énergie renouvelable. La série de mesures comprend plus de 60 milliards de dollars américains (57 milliards d’euros) pour soutenir la “fabrication d’énergie propre sur le littoral des États-Unis”. Cette loi devrait doubler le rythme de croissance du développement des énergies renouvelables.

Deux des cinq principaux marchés dʼENGIE se trouvent en Amérique du Sud (Brésil et Chili), où le Groupe détient des positions fortes avec 12,1 GW d’hydroélectricité (principalement au Brésil), 1,9 GW dʼéolien terrestre et 1,4 GW dʼénergie solaire photovoltaïque. En 2022, 308 MW de nouvelles capacités de production d’électricité renouvelable ont été mises en services par le Groupe en Amérique du Sud, principalement au Chili.

Au Brésil, ENGIE exploite 11,8 GW dʼhydroélectricité, 1,3 GW dʼéolien terrestre et 0,3 GW de solaire photovoltaïque.

ENGIE Brasil Participações Ltda (EBP, filiale d’ENGIE à 100%) détient 68,71% du capital d’ENGIE Brasil Energia EBE (EBE), qui est responsable des activités de production centralisée et de transport d’électricité. EBP détient 40% des parts dans Energia Sustentavel do Brasil Participações S.A., qui possède la centrale hydroélectrique de Jirau (3 750 MW). ENGIE a renforcé sa présence dans l’État Rio Grande do Norte, où il exploite un actif de production photovoltaïque depuis 2017, avec le développement dans la municipalité dʼAssú dʼun portefeuille de projets d’environ 0.8 GW.

Au Chili, par le biais de sa filiale détenue à 60% ENGIE Energia Chile (EECL), ENGIE compte 783 MW de capacité renouvelable, dont 45 MW de production hydroélectrique, 438 MW de solaire photovoltaïque 300 MW d’éolien terrestre. En 2022, ENGIE a mis en service 232 MW de projets solaires et a acquis, dans la province de Chiloe, 101 MW d’actifs éoliens opérationnels aux côtés de 151 MW de projets éoliens en développement.

Au Mexique, le Groupe exploite 874 MW (698 MW de solaire photovoltaïque, 145 MW dʼéolien terrestre et 31 MW de batteries).

Au Pérou, par l’intermédiaire d’ENGIE Energia Peru (détenue à 61,77% par ENGIE), ENGIE exploite 255 MW de production dʼénergie hydraulique et 41 MW de solaire photovoltaïque. ENGIE construit actuellement le plus grand parc éolien du pays : le projet Punta Lomitas (260 MW), reprenant le contrat de vente d’énergie de la centrale à charbon d’Ilo21 qui cessera
de fonctionner (Section 1.6.4.2.2 Amériques).

ENGIE exploite 2,3 GW de capacités dans la région, dont 1,2 GW dʼénergie solaire PV et 1,1 GW dʼénergie éolienne terrestre.

En Inde, ENGIE détient un portefeuille d’environ 1.1 GW en capacité dʼénergie renouvelable, dont 806 MW en énergie solaire photovoltaïque et 268 MW d’éolien terrestre. En 2022, le Groupe a sécurisé 400 MW de nouveaux projets solaires dans le cadre d’un appel d’offres organisé par l’État du Gujarat.

ENGIE exploite également d’autres parcs éoliens terrestres situés au Maroc (Tarfaya, 316 MW en partenariat avec Nareva), en Égypte (Ras Ghareb, 263 MW, en partenariat avec Orascom), en Australie (Wilogoleche 119 MW et Canunda, 46 MW, en partenariat avec Mitsui/ICG), en Afrique du Sud (West Coast One, 94 MW) et en Mongolie (55 MW). En 2022, le Group a accéléré son développement en Egypte avec la mise en construction d’un parc éolien de 500 MW et la signature d’un protocole d’accord pour développer un projet éolien de 3 GW.

ENGIE exploite également des actifs solaires en Afrique du Sud, dont 200 MW de solaire concentré et 18 MW de photovoltaïque, au Sénégal (Kahone, 60 MW dʼénergie solaire photovoltaïque) et plus récemment en Malaisie avec la mise en service d’un parc de 100 MW.

La GBU Infrastructures 7 est en charge, notamment au travers de filiales indépendantes, du développement, de l’exploitation et de la maintenance des infrastructures gaz (réseaux de distribution et de transport, stockage et terminaux GNL) et des réseaux électriques, ainsi que de la production de biométhane, en France comme à l’international. ENGIE est le 1er opérateur d’infrastructures gazières en Europe. Ces infrastructures et leur décarbonation sont un enjeu central de la transition énergétique. Le gaz naturel, relayé par le biométhane ou le méthane de synthèse puis à plus long terme par l’hydrogène, est un vecteur clé pour permettre cette transition, en se substituant au charbon, beaucoup plus polluant, et en assurant la flexibilité et la sécurité globale des systèmes énergétiques intégrés. Quant aux réseaux électriques, ils sont indissociables du développement des énergies renouvelables qu’il faut connecter et distribuer, et des nouveaux usages tels que la mobilité électrique.

La stratégie poursuivie peut se résumer en cinq points :

Au-delà de cette feuille de route stratégique, les missions de la GBU Infrastructures sont aussi de :

Du fait de la nature des actifs de transport et distribution et du caractère régulé de leurs marchés, il n’y a pas ou peu de concurrence entre les différents acteurs. En Europe, principal marché d’ENGIE, les principaux gestionnaires de réseaux sont EDF, National Grid, Enel et E.ON avec une exposition majoritairement aux réseaux d’électricité.

Le modèle d’affaires est presque intégralement régulé (incertitude quant au modèle qui sera retenu pour les développements d’infrastructures à l’hydrogène); un régulateur national indépendant établissant un mode de rémunération des réseaux avec des formules dont les paramètres sont revus
tous les quatre ou cinq ans généralement.

Le marché du biométhane reste local et fragmenté avec un grand nombre d’acteurs (développeurs locaux, entreprises spécialisées dans la productions de biométhane, entreprises de l’industrie pétrolière et gazière, Utilities). Parmi eux, des leaders sont en train d’émerger mais ils construisent leur développement sur des marchés locaux Archaea Energy aux USA, Malucelli au Brésil, SGN au Royaume Uni.

GRDF, filiale indépendante d’ENGIE, assure en France le développement, l’exploitation et la maintenance de réseaux de distribution (201 000 km de réseaux) et achemine le gaz au profit des consommateurs. GRDF a pour mission d’offrir un accès non-discriminatoire au réseau à tous les fournisseurs de gaz naturel ainsi qu’aux producteurs de biométhane. Son projet d’entreprise comprend trois orientations : (i) viser l’excellence opérationnelle dans l’exercice de ses métiers ; (ii) faire du gaz une énergie d’avenir en démontrant sa pertinence dans le mix énergétique et (iii) construire avec tous les métiers un modèle d’entreprise responsable, plus ouverte et collaborative.

L’activité de distribution présente des spécificités liées à son caractère de service public local. Chaque collectivité alimentée en gaz naturel confie à un distributeur agréé, par voie de concession, l’exploitation du service public de la distribution de gaz sur son territoire. Les concessions sont conclues ou renouvelées sur la base d’un modèle de contrat établi conjointement entre les Fédérations représentatives des Collectivités Concédantes (FNCCR, AFU) et GRDF. Les autorités concédantes exercent ensuite des contrôles sur la bonne exécution des obligations résultant de ces contrats de concession. En 2022, un nouveau modèle de contrat de concession a été adopté par la FNCCR, France Urbaine et GRDF. Il entérine plusieurs grandes évolutions : au-delà des enjeux liés à la sécurité et à la modernisation du réseau, il met l’accent sur une adaptation accrue aux enjeux du territoire au service de la transition énergétique locale ; un pilotage et un contrôle précis des décisions d’investissement (le SDI/PPI) ; la mise en place d’indicateurs de qualité de service, avec des pénalités pour GRDF en cas de non-réalisation des engagements. Plus d’une centaine de nouveaux contrats ont été signés avec de grandes villes, métropoles ou syndicats d’énergies sur la base de ce nouveau modèle. Ces contrats de longue durée - jusqu’à 30 ans - témoignent de la valeur reconnue par les collectivités du réseau gazier dans la transition énergétique à long terme.

Les ouvrages de distribution appartiennent aux collectivités, alors même qu’ils sont construits et financés par GRDF. GRDF concessionnaire en a l’usage exclusif. Le Code de l’énergie reconnaît des zones de desserte exclusives aux concessionnaires historiques que sont GRDF et les
22 entreprises locales de distribution (ELD). Titulaires d’un monopole de distribution, ils sont les seuls opérateurs avec lesquels les collectivités territoriales concédantes peuvent renouveler leurs concessions. La résiliation anticipée de la concession est strictement encadrée quant à ses motifs (limitativement énumérés) et quant à sa date (la moitié de la durée devant être écoulée). Elle est soumise à un préavis de deux ans et donne lieu à indemnisation du concessionnaire par l’autorité concédante.

Hors des zones de desserte exclusives de GRDF et des ELD, les communes non desservies en gaz naturel ont la possibilité de confier la distribution publique de gaz à l’opérateur agréé de leur choix après une procédure de mise en concurrence.

Hormis ce cas particulier des délégations de service public attribuées récemment après mise en concurrence, un tarif fixé par la CRE (Commission de Régulation de l’Énergie) rémunère l’activité de GRDF. Le tarif en vigueur actuellement dit “ATRD6” s’applique depuis le 1er juillet 2020 pour une durée de quatre ans, sur la zone de desserte exclusive de GRDF. Il prend en considération l’ensemble des projets structurants que GRDF doit mener sur la période tels que la fin du projet de déploiement des compteurs communicants en 2023 et le projet Changement de gaz de conversion de gaz B en gaz H du Nord de la France, deux grands projets industriels dont le déploiement se déroule selon les attendus.

En 2022, plus de 10 millions de compteurs communicants ont été posés. Le projet de conversion du gaz à bas pouvoir calorifique dit gaz “B”, originaire principalement des Pays-Bas, au gaz à haut pouvoir calorifique majoritairement répandu en France, s’est par ailleurs poursuivi avec succès en 2022. Au-delà de l’importante dynamique d’intégration du biométhane dans les réseaux, GRDF a également déployé son programme de R&D pour préparer l’intégration dans le réseau des nouveaux gaz renouvelables (hydrogène par mélange, méthanation ou réseaux dédiés ; pyro-gazéification ; gazéification hydrothermale).

La Commission de régulation de l’énergie a porté à 4,10% – réel avant impôts – le taux de rémunération de la base d’actif régulé de GRDF pour 2020-2023. La CRE décide une fois par an des évolutions de tarif nécessaire pour l’adapter justement au contexte.  Après une légère baisse de -0,4% au 1er juillet 2020, le tarif a augmenté de 0,7% au 1er juillet 2021 et a baissé de 0,81% depuis le 1er juillet 2022.

GRTgaz est une filiale indépendante d’ENGIE, détenue par ENGIE, SIG et ses salariés à hauteur respectivement de 60,8%, 38,6% et 0,6% du capital.

GRTgaz assure, sur la plus grande part du territoire français, le développement, l’exploitation et la maintenance d’un réseau de transport de gaz constitué de plus de 32 000 km de canalisations enterrées et de 26 stations de compression. Cette infrastructure permet d’acheminer le gaz entre fournisseurs, producteurs de biométhane et consommateurs (distributeurs ou industriels directement raccordés au réseau de transport). GRTgaz opère son réseau de façon sécurisée et optimisée et commercialise des services de transport aux utilisateurs du réseau ; il assure des missions de service public pour garantir la continuité d’alimentation des consommateurs, et permettre une meilleure intégration des marchés européens du gaz.

GRTgaz avec ses filiales Elengy, opérateur de trois terminaux méthaniers en France et GRTgaz Deutschland, opérateur du réseau de transport MEGAL en Allemagne, joue un rôle clé sur la scène européenne des infrastructures gazières.

L’activité de GRTgaz en France est largement encadrée : tout d’abord, comme le prévoit le Code de l’énergie, la construction et l’exploitation des canalisations de transport de gaz naturel sont soumises à une autorisation nominative et incessible délivrée par l’autorité administrative. En outre, les activités de GRTgaz s’exercent dans un cadre général visant à garantir l’indépendance du gestionnaire de réseau vis-à-vis des activités de production et de fourniture de gaz naturel, cadre formalisé par une certification délivrée par la CRE dans sa délibération du 26 janvier 2012, renouvelée le 6 juillet 2017. Enfin, l’activité commerciale de GRTgaz s’exerce dans un cadre régulé qui garantit une relative stabilité des revenus de l’entreprise, ceux-ci provenant essentiellement de la vente de capacités de transport annuelles et pluriannuelles à un tarif fixé par la CRE de façon à couvrir ses charges et à assurer une rentabilité fixée du capital investi. Ainsi, par délibération du 20 janvier 2020, la CRE a défini la méthodologie et fixé les tarifs d’utilisation des réseaux de transport en France dit “ATRT7” applicables pour 2020-2023. Dans ce cadre et en application de la méthodologie et des hypothèses d’inflation retenues, l’évolution du tarif de transport de gaz applicable au 1er avril 2022 (ATRT7) s’établit à -0,33% sur le réseau principal et -0,68% sur le réseau régional (délibération de la CRE du 16 décembre 2021) par rapport au tarif s’appliquant depuis le 1er avril 2021. Cette délibération ne modifie pas celle du 1er avril 2020 qui avait fixé à 4,25% – réel avant impôts – le taux de rémunération de la base d’actif régulé de GRTgaz pour 2020-2023.

GRTgaz, acteur de la transition énergétique, investit dans des solutions innovantes pour favoriser le développement, l’injection dans les réseaux et les usages des gaz renouvelables et bas carbone (biométhane et hydrogène), contribuant ainsi à
l’atteinte de la neutralité carbone.

GRTgaz contribue à l’émergence du vecteur énergétique hydrogène en développement des projets d’infrastructure de transport d’hydrogène au niveau des bassins de production et de consommation d’hydrogène les plus dynamiques : Dunkerque (projet Dhune), Sarre (projet MosaHyc), Alsace (projet Rhyn), Marseille, etc.

L’année 2022 a été marquée par la forte diminution des imports de gaz russe en Europe, qui a entraîné une augmentation importante des importations de GNL en compensation. Les flux qui provenaient auparavant des pays situés à l’Est de la France ont fortement diminué, voire se sont inversés, la France devenant par moment exportatrice de gaz vers l’Est, notamment vers l’Allemagne.

Cette évolution a été permise par le réseau de GRTgaz, renforcé significativement ces 10 dernières années, et par l’optimisation de son utilisation, qui a autorisé l’accroissement de l’injection de gaz en provenance des terminaux méthaniers sur le réseau, et les exportations en sortie vers l’Allemagne. GRTgaz a en outre lancé des travaux pour raccorder un FSRU (terminal méthanier flottant) au Havre en un an. En complément, la production de biométhane a continué de s’accroître, atteignant une capacité d’injection de 8,4 TWh/an au 3ème trimestre 2022. Ces évolutions renforcent la sécurité d’approvisionnement et la solidarité gazière européenne.

L’année 2022 est également marquée par une baisse des consommations de gaz en France, notamment dans l’industrie (du fait des prix élevés du gaz), et dans le résidentiel (du fait de températures plus élevées que les températures de référence, limitant les besoins de chauffage). Les recettes de GRTgaz étant constituées essentiellement de ventes de capacités de transport, elles sont peu sensibles aux variations de court terme des volumes effectivement consommés en France.

Enfin, l’année 2022 a été marquée par le lancement d’un projet d’hydrogénoduc européen. Dans le cadre du sommet UE-Méditerranée qui se tenait à Alicante le 9 décembre 2022, le Président de la République Emmanuel Macron et ses homologues espagnol, Pedro Sanchez, et portugais, Antonio Costa, ainsi que la présidente de la Commission européenne Ursula von der Leyen, ont annoncé le lancement du projet H2Med (ex BarMar), un projet de pipeline destiné au transport d’hydrogène renouvelable de la péninsule ibérique vers la France et le reste de l’Europe. Outre un pipeline sous-marin entre l’Espagne et la France, ce projet comprendra une interconnexion entre la ville espagnole de Zamora (nord-ouest) et la ville portugaise de Celorico da Beira (nord-est). Avec l’adhésion de l’Allemagne annoncé le 22 janvier 2023 par le chancelier Olaf Scholz, l’hydrogénoduc sera finalement étendu jusqu’en Allemagne. H2MED. pourra acheminer chaque année deux millions de tonnes d’hydrogène, soit 10% des besoins estimés en hydrogène de l’Union européenne.  Le projet est estimé à 2,5 milliards d’euro et sera opérationnel en 2030. Dans ce cadre, GRTgaz a signé un protocole d’accord (Memorundum of Understanding) avec le gestionnaire du réseau de transport de gaz espagnol Enagás, le gestionnaire de réseaux de transport de gaz français Teréga et le gestionnaire du réseau de transport de gaz portugais REN. Cet accord formalise l’engagement de ces opérateurs à collaborer de manière coordonnée au développement conjoint de H2MED.

Les terminaux méthaniers sont des installations portuaires permettant la réception ainsi que la regazéification du gaz naturel liquéfié (GNL). Depuis 2012, Elengy a développé des services complémentaires comme le rechargement de méthaniers, le transbordement entre navires ou le chargement de citernes routières de GNL.

Elengy est l’un des principaux opérateurs européens de terminaux méthaniers et exploite trois terminaux méthaniers en France. Au 31 décembre 2022, les installations exploitées par Elengy ont une capacité de regazéification totale de 21,5 milliards de m3 (Gm3) de gaz par an.

L’année 2022 a été marquée par une activité record avec 20 milliards de m3 effectivement déchargés sur les terminaux d’Elengy.

Depuis le début de la crise, les terminaux méthaniers français sont exploités au maximum de leurs capacités et une procédure commerciale spécifique de souscription de capacités supplémentaires a été menée sur le terminal de Fos-Cavaou : +11 TWh en 2022, +13 TWh en 2023 et +30 TWh en 2024. Cette vente a été rendue possible grâce au dégoulottage technique et réglementaire du terminal. Des investissements pourraient permettre d’augmenter les capacités de regazéification de nos terminaux.

En 2017, GRTgaz, filiale indépendante d’ENGIE, a acquis Elengy. En 2020, Elengy a acquis les parts de TotalEnergies dans leur filiale commune Fosmax LNG. Elengy est dorénavant propriétaire à 100% de ses trois terminaux.

Le terminal de Fos Tonkin, mis en service en 1972, est situé sur la côte méditerranéenne et reçoit du GNL provenant principalement d’Algérie. Son appontement peut accueillir des navires transportant jusqu’à 75 000 m3 de GNL et son réservoir a une capacité totale de 80 000 m3. Sa capacité commerciale est réduite à 1,5 Gm3 par an depuis le 1er janvier 2021.

Le terminal de Montoir-de-Bretagne, mis en service en 1980, est situé sur la côte atlantique et reçoit du GNL provenant de sources variées. Il dispose d’une capacité de regazéification de 10 Gm3 de gaz par an, de trois réservoirs d’une capacité totale de 360 000 m3 de GNL. Ces capacités sont complétées par deux appontements pouvant accueillir des navires transportant jusqu’à 260 000 m3 de GNL (Qmax) et permettant
une activité importante de transbordements.

Le terminal de Fos Cavaou, mis en service commercial en 2010 a dorénavant une capacité de regazéification de 10 Gm3 de gaz par an. Il dispose d’un appontement pouvant accueillir les navires de taille Qmax et de trois réservoirs d’une capacité totale de 330 000 m3 de GNL. Les premières opérations de chargement de micro-méthaniers ont débuté en décembre 2021.

Des travaux sont en cours pour augmenter la capacité de chargement de citernes sur les terminaux de Montoir et Fos Cavaou.

Les terminaux méthaniers sont accessibles à tous les fournisseurs de GNL. L’accès à la regazéification est régulé. Le tarif en cours, dit tarif “ATTM6”, a été fixé par la délibération de la CRE du 6 janvier 2021 et s’applique depuis le 1er avril 2021.

Les services de transbordement et de chargement de micro-méthaniers et de citernes GNL sont non régulés.

Un nouvel arrêté préfectoral de mars 2022 autorise une optimisation des prélèvements d’eau du terminal de Fos Cavaou et permet de l’exploiter dorénavant avec une capacité commerciale augmentée à 10 Gm3/an.

Avec Storengy, le Groupe est leader du stockage souterrain de gaz naturel en Europe, doté d’une capacité nette de stockage de 12,2 milliards de m3.

En France, Storengy SA exploite 14 installations de stockage souterrain. Neuf stockages en nappe aquifère (pour un volume utile total de 9 milliards de m3), quatre stockages en cavités salines (1 milliard de m3) et un stockage en gisement déplété (80 millions de m3). Trois de ces sites sont en exploitation réduite selon des modalités réglementaires précises (880 millions de m3).

Après une mise en exploitation réduite en 2012, Storengy a redémarré le site de Trois-Fontaines-l’Abbaye en janvier 2023. Le redémarrage des installations déjà existantes permettra le soutirage d’une partie du gaz encore présent dans le réservoir du site de stockage. Les recettes issues de la vente de ce gaz contribueront au démantèlement ou à la reconversion du site à l’issue de son exploitation, dans une dizaine d’années. Ce redémarrage s’intègre dans un projet global de réhabilitation complète du site en concertation avec les acteurs locaux (administration, pouvoirs publics, collectivités, associations, riverains). La première étape, qui débutera en 2023, pour une dizaine d’années, permettra de soutirer une partie du gaz naturel encore présent dans le sous-sol, soit environ 8 TWh, l’équivalent de la consommation de la communauté d’agglomération Saint-Dizier, Der & Blaise pendant 20 ans.

En Allemagne, Storengy Deutschland GmbH, détient et exploite six stockages (1,7 milliard de m3 ; trois sites salins et trois sites déplétés), et opère un septième stockage pour compte de tiers.

Au Royaume-Uni, Storengy UK Ltd, exploite le stockage en cavités salines de Stublach (400 millions de m3). Avec ses 20 cavités, ce stockage est le plus grand en activité au Royaume-Uni (le stockage de Rough, plus grand stockage de gaz au Royaume-Uni, étant toujours en attente de réouverture en réponse aux problématiques de sécurité d’approvisionnement liées à la crise russo-ukrainienne).

En Europe, Storengy prépare également la conversion des actifs de stockage aux gaz renouvelables (biométhane, méthane de synthèse, hydrogène) afin de valoriser le stockage de gaz dans un marché décarboné. A ce titre, Storengy développe les projets HyPSTER (1 MW d’électrolyse et 3t – jusqu’à 44t – de stockage H2 à horizon 2026) sur son site d’Etrez et GeoH2 (2000t de stockage H2 à horizon 2027) sur son site de Manosque. D’autres projets sont à l’étude sur les sites anglais et allemands de Storengy, deux marchés avec des ambitions importantes sur le développement de l’hydrogène et des infrastructures associées.

Storengy se positionne aujourd’hui comme un acteur incontournable de la production de biométhane par méthanisation en France à travers sa filiale ENGIE BIOZ (26 unités en exploitation – 549 GWh/an, 10 sites en construction). Le développement de cette activité se fait notamment en accord avec les nouvelles dispositions tarifaires pour l’injection dans les réseaux de gaz naturel, l’évolution des dispositifs de garanties d’origine du biométhane ainsi que la mise en place du système de certificats de production de biogaz.

D’autres projets de méthanisation sont à différents stades de développement dans d’autres pays européens (Royaume-Uni, Allemagne, Pays Bas, Belgique, Pologne).

Storengy se positionne également sur la production de méthane de synthèse via la méthanation au travers du projet pilote Méthycentre, en cours de construction et qui entrera en service au 1er trimestre 2023, mais également de projets commerciaux (Pau Lescar, dans le cadre d’un groupement mené par SUEZ).

En plus des projets de stockage d’hydrogène, Storengy s’engage enfin dans le développement du marché de la production d’H2 naturel afin de développer un approvisionnement en H2 bas carbone et compétitif. Ce gaz est généré en permanence dans les profondeurs de la Terre et pourrait être exploité au travers de forages. Storengy a lancé en 2022 une campagne de mesure d’émissions d’H2 naturel utilisant la technologie propriétaire d’ENGIE afin d’identifier des zones à haut potentiel pour le développement de ce marché.

En partenariat avec d’autres entités du Groupe, Storengy a développé, au cours des années passées, plusieurs projets de réseaux de chaleur et de froid à l’échelle des villes et des territoires en France. Néanmoins, suite à une réorientation stratégique de ses activités, Storengy a cessé en 2022 de développer de nouvelles capacités de production par géothermie, ces développements étant menés par d’autres entités du Groupe.

En Allemagne, Storengy est actionnaire à 100% du bureau d’ingénierie geoEnergieKonzept, spécialisé sur la géothermie faible profondeur. La société travaille en prestation de service pour le compte d’autres entités du Groupe en Allemagne ainsi que pour des clients externes.

Le règlement stockage adopté par le Conseil européen le
27 juin 2022 vise principalement à s’assurer que les stockages de gaz seront à des niveaux de remplissage importants en Europe avant le 1er novembre (80% pour l’hiver 2022-2023, 90% pour les hivers suivants).

Au niveau national, la loi pouvoir d’achat du 6 août 2022 – dans son Titre 3 souveraineté énergétique – confie aux opérateurs de stockages la mission de constituer des stocks dits de sécurité pour atteindre l’objectif minimum de remplissage à atteindre avant le début de l’hiver, tel que fixé par le Ministre chargé de l’énergie.

Cette nouvelle réglementation renforce la réglementation sur le stockage en vigueur en France depuis 2018 qui impose notamment aux fournisseurs détenteurs de capacités de stockage de les remplir a minima à 85%.

Deux arrêtés publiés en septembre 2022 cherchent à accroître la production de biométhane en France :

Un décret a également été publié le 25 avril 2022 relatif au dispositif de certificats de production de biogaz (CPB). Celui-ci précise en particulier le dispositif d’obligation d’incorporation de biométhane pour les fournisseurs de gaz. Les CPB, dont certaines modalités sont toujours attendues par la filière, constituent un nouveau mécanisme qui permettra de relancer le développement de nouveaux projets.

ENGIE est devenu l’un des acteurs majeurs dans le secteur des infrastructures énergétiques en Amérique du Sud.

Au Chili, ENGIE détient une participation de 59,99% dans ENGIE Energía Chile (EECL). Cette société opère 2 413 km de lignes de transport d’électricité et 24 sous-stations, avec 24 km supplémentaires de lignes de transport et 10 sous-stations en construction. EECL détient également 50% de Transmisora Electrica del Norte (TEN). Cette société exploite 1 204 km de lignes de transport et quatre sous-stations, qui interconnectent les réseaux électriques du nord et du centre du Chili. En 2022, EECL a remporté l’appel d’offres pour la construction de la sous-station de Totihue. Dans le secteur gazier, ENGIE détient une participation de 63% dans GNL Mejillones, un terminal de regazéification de GNL d’une capacité de 5,5 Mm3/jour situé dans le nord du Chili, et de 100% dans les sociétés ENGIE Gas Chile et ENGIE Stream Solutions Chile, qui assurent la commercialisation du gaz naturel par des conduites de distribution et du GNL par camions. En outre, sa filiale EECL détient 100% de Gasoducto NorAndino, un pipeline gazier d’environ 1 000 kilomètres entre l’Argentine et le Chili.

Au Mexique, ENGIE exploite huit sociétés de distribution locales fournissant du gaz naturel à près de 664 200 clients via un réseau de 13 964 km et trois sociétés de transport de gaz exploitant environ 1 311 km de pipelines. En décembre 2021, le contrat de transport avec le principal client du gazoduc Mayakan qui avait 96% de la capacité contractée jusqu’en 2025, a été étendu à l’horizon 2050 pour le même volume. 

En Argentine, ENGIE a vendu en octobre 2022 sa participation de 70% dans Litoral Gas, une entreprise de distribution de gaz comptant plus de 740 000 clients et exploitant 13 350 km de réseaux, ainsi que sa participation de 70,8% dans Energy Consulting Services (ECS), une société de vente en électricité et
en gaz et de conseil en énergie.

Au Pérou, ENGIE détient une participation de 62% dans ENGIE Energia Péru, à travers laquelle, il opère plus de 900 km de lignes de transport d’électricité.

Au Brésil, ENGIE a fait son entrée dans le secteur du transport d’électricité en décembre 2017. ENGIE Brazil Energia (EBE) a remporté une vente aux enchères pour le projet Gralha Azul, comportant 1 000 km de lignes de transport électrique et cinq sous-stations électriques dans l’État de Paraná dans le sud du pays. En janvier 2020, ENGIE a acquis les projets Novo Estado auprès de Sterlite, concessionnaire chargé de la construction, de l’exploitation et de l’entretien de 1 800 km de lignes de transmission dans les États de Pará et de Tocantins, y compris la construction d’une nouvelle sous-station et la modernisation de trois sous-stations existantes dans les deux États. Le projet Gralha Azul est entièrement opérationnel depuis juillet 2022, et le projet Novo Estado, étant déjà 50% en opération depuis septembre 2022, le sera complètement d’ici février 2023. En 2022, EBE a remporté le projet Gavião Real, dans l’Etat de Para, pour la construction d’une nouvelle sous-station
230/138 kV et une ligne de transmission de 1.5 km, pour un investissement total de 18 millions d’euros.

Dans le domaine des infrastructures de pipelines de gaz naturel, ENGIE a conclu l’acquisition de 100% des actifs de TAG en 2020. Cette acquisition s’est faite via le consortium constitué du groupe ENGIE à hauteur de 65% et de la Caisse de dépôt et placement du Québec (CDPQ) pour les 35% restants. TAG est une des principales sociétés de transport de gaz naturel sur le marché régulé au Brésil avec un réseau de gazoducs d’environ 4 500 km en opération et 100 km en construction, soit environ 45% de l’ensemble des infrastructures gazières du pays. TAG compte 11 installations de compression de gaz, 14 points de réception de gaz (dont deux terminaux méthaniers en opération et un troisième en construction) et 90 points de livraison de gaz en opération et deux en construction. TAG transporte du gaz naturel vers 10 distributeurs de gaz (LDC), raffineries, usines d’engrais et centrales électriques. En 2022 TAG a signé :

En mars 2022, TAG a inauguré son centre de supervision et contrôle à Rio de Janeiro.

Enfin, ESOM, la société constituée par ENGIE pour assurer la maintenance des 4,5 milliers de km du réseau TAG est pleinement opérationnelle depuis juillet 2022.

Aux États-Unis, ENGIE continue à gérer le port GNL Neptune, situé au large des côtes de Boston, Massachusetts. Neptune a obtenu une nouvelle prolongation de trois ans de la suspension de son statut d’exploitation, qui expirera désormais en juin 2025. Le statut de suspension profite à ENGIE en réduisant les coûts d’exploitation annuels, car certaines activités ne sont pas requises pendant la suspension.

Au Canada, ENGIE détient une participation de 40% dans Intragaz, une société qui possède et exploite deux sites de stockage souterrain de gaz naturel dans des réservoirs déplétés de la région du Québec, avec une capacité totale de 157 millions de mètres cubes. Une expansion est en cours de développement en vue d’augmenter le débit de soutirage de 25%, avec une mise en service prévue avant la fin de l’année 2023. Le tarif d’Intragaz qui expirait en fin 2023 a été renouvelé sans impacts significatifs sur le taux de rendement, avec une méthode allégée pour ajuster le taux de rendement d’Intragaz en fonction de l’évolution de celui d’Énergir durant la période 2023 2032. ENGIE a cédé à ENERGIR sa participation début janvier 2023.

Au Chili, la Commission nationale de l’énergie a publié en 2022 son rapport technique définitif sur la procédure d’examen quadriennal des tarifs pour le transport régulé couvrant la période 2020-2023. Les résultats ont été révisés et validés par un panel d’experts défini par la réglementation chilienne. La date de publication du décret sur ces tarifs de transport 2020-2023 n’a toujours pas été précisée, car le ministère de l’énergie a retiré le décret du processus, demandant au régulateur de faire des corrections, ce qui a été fait au cours de la troisième semaine de janvier 2023.

Brésil :

ENGIE est présent dans le domaine des infrastructures gazières en Roumanie via Distrigaz Sud Retele, filiale à 99,99% d’ENGIE Romania, elle-même détenue à 50.99% par le groupe ENGIE. Distrigaz Sud Retele est le principal distributeur de gaz naturel du pays. Il couvre la moitié sud de la Roumanie et exploite un réseau de distribution de 21 104 km fin 2021, servant deux millions de points de livraison.

Le Groupe est aussi actif dans le stockage de gaz naturel en Roumanie à travers sa filiale Depomures, détenue à 59%. Elle exploite un stockage de 3 TWh, soit 10% de la capacité de stockage de gaz naturel du pays.

En Allemagne, ENGIE détient une participation de 31,575% dans GASAG, la société de distribution de gaz de Berlin. Elle couvre également, via ses filiales, la région du Brandebourg. GASAG est active dans la commercialisation d’énergie et les services énergétiques.

En dehors d’Europe, le Groupe conserve une veille sur de potentiels projets dans des infrastructures gazières dans des géographies où cela permettrait d’améliorer la trajectoire de décarbonation.

Energy Solutions est l’un des leaders mondiaux8 sur le marché des infrastructures énergétiques décentralisées et des services associés. Elle a pour ambition d’accompagner les clients villes, collectivités, industries et tertiaires, dans leur trajectoire de décarbonation. Pour cela, la GBU offre un ensemble de solutions permettant d’agir sur trois leviers : le verdissement du mix énergétique, l’efficacité et la sobriété énergétique.

Ces solutions  sont réparties en trois  catégories : les réseaux locaux d’énergie, la production d’énergie sur site et les services de gestion et de performance énergétique. 

Les réseaux locaux d’énergie conçus à l’échelle de quartier, de ville ou de métropole, permettent de produire et délivrer une énergie finale (chaleur, vapeur, froid, électricité) à un grand nombre d’utilisateurs en optimisant l’usage des énergies vertueuses disponibles sur le territoire (biomasse, géothermie, solaire thermique, etc.), tout en développant des technologies de haute efficacité énergétique.

La GBU propose aux collectivités la création, le développement, la modernisation et l’exploitation de ces infrastructures via des modèles d’affaire asset-based, sur les périmètre suivants :

La combinaison de ces solutions permet de proposer des offres globales de décarbonation de villes, campus ou autres ensembles territoriaux.

La production d’énergie sur site repose sur des infrastructures permettant de produire à l’échelle d’un site (industriel ou tertiaire) l’énergie finale nécessaire à son fonctionnement (chaleur, froid, électricité, vapeur, air-comprimé, etc.).

La GBU propose aux clients industrie et tertiaire la création, le développement, la modernisation et l’exploitation de ces infrastructures via des modèles d’affaire asset-based, permettant en particulier  :

Les services de gestion et de performance énergétique regroupent une large gamme de prestations permettant d’accompagner les clients dans les phases de conception de leur trajectoire de décarbonisation ainsi que dans la phase d’exécution.

La GBU propose :

La GBU est organisée autour de cinq régions opérationnelles : France (deux entités), Europe, Asie & Moyen-Orient, Amériques, complétées par deux entités spécialisées sur le conseil (ENGIE Impact) et l’ingénierie (Tractebel).

Les équipes centrales apportent :

On retrouve principalement deux typologies d’acteurs intervenant sur l’une ou l’autre des activités d’Energy Solutions :

L’activité en France est portée sous la marque commerciale ENGIE Solutions, dédiée aux services BtoB. Elle s’adresse à l’ensemble des segments : pour les villes et collectivités, les secteurs industrie et tertiaire.

ENGIE Solutions est leader en France, à Monaco et en Outre-mer des infrastructures décentralisées d’énergie bas carbone et des services énergétiques associés, avec une base de 16 000 clients.

Les 16 000 collaborateurs sont répartis sur l’ensemble du territoire français, en métropole comme en Outre-mer.

Le développement des réseaux de chaleur urbain s’est poursuivi en 2022 dans une démarche de décarbonation :

En ce qui concerne les solutions de mobilités durables, l’année 2022 a été celle du développement de projets de bornes de recharge :

ENGIE Solutions poursuit l’accompagnement de ses clients vers la transition énergétique et leur décarbonation, notamment dans le secteur industriel :

En ce qui concerne les services de gestion et performance énergétique, le développement s’est poursuivi par la conclusion de Contrats de Performance Energétique, avec notamment :

Enfin, ENGIE Solutions continue de développer la production locale d’énergies renouvelables pour ses clients, notamment dans le solaire photovoltaïque grâce à sa filiale Réservoir Sun. La centrale photovoltaïque déployée sur les infrastructures de l’Olympique Lyonnais à OL Vallée, a été inaugurée en décembre 2022. A terme, ce parc photovoltaïque bâti sur un équipement sportif d’une surface d’environ 50 000 m² (soit l’équivalent de sept terrains de football) produira 12 GWh annuellement d’électricité locale et décarbonée, correspondant
à la consommation énergétique annuelle de 2 700 foyers.

ENGIE Impact est une entité spécialisée dans le conseil en décarbonation aux grands acteurs économiques, notamment les villes et territoires et les groupes industriels ou tertiaires. Elle les aide, dans le cadre de leurs ambitions en termes de décarbonation de leur activité, à définir une stratégie, les moyens nécessaires à sa mise en œuvre et les outils permettant d’en suivre l’exécution. ENGIE Impact accompagne plus de 1 400 clients dans le monde, parmi lesquels un quart du Fortune500. En 2022, ENGIE Impact a renforcé son partenariat avec Forvia, en signant un nouveau contrat permettant le déploiement dans plus de 14 pays de solutions de production solaire sur les sites industriels de Forvia.

Tractebel est reconnu comme une société d’ingénierie de premier plan dans les domaines de l’énergie, du nucléaire, de l’eau et des infrastructures. Elle accompagne ses clients, publics et privés, dans leur transition vers la neutralité carbone.

Tractebel, avec 5 000 collaborateurs, est active dans 30 pays principalement.

Dans le secteur de l’énergie, Tractebel met son expertise et ses compétences au service de clients internes et externes au groupe ENGIE. Celles-ci couvrent les étapes de la conception, la planification, le développement et la supervision de la construction de projets.

En 2022, Tractebel est notamment intervenu sur des projets :

Tractebel est également en charge de la conception, de la gestion et du pilotage de la construction d’un projet de renforcement d’un des corridors Nord-Sud du réseau électrique allemand.

Tractebel continue de faire bénéficier de grands opérateurs de son expertise et ses compétences acquises dans le domaine de l’énergie nucléaire. Tractebel déploie ainsi ses services auprès d’acteurs comme EDF en France et ESKOM en Afrique du Sud, en complément d’ENGIE en Belgique. Tractebel participe par ailleurs au développement du projet de construction d’ANGRA 3 au Brésil, ainsi que de nouveaux réacteurs sur les sites d’Hinkley Point et de Sizewell (Angleterre). Elle participe aussi à des projets d’envergure dans le domaine des réacteurs de recherche (PALLAS, Pays-Bas), des réacteurs expérimentaux (ITER, France), sur les infrastructures de défense et de gestion de déchets nucléaires, ainsi que dans le domaine des petits réacteurs nucléaires modulaires (SMR).

Dans le secteur de l’eau, Tractebel intervient sur des barrages et projets hydroélectriques de toute taille, des systèmes d’irrigation, d’alimentation, d’assainissement et de distribution d’eau, ainsi que des infrastructures maritimes ou fluviales et de protection de côtes en lien avec le changement climatique. Tractebel réalise les études pour la Station de Transfert d’Énergie par Pompage (STEP) de Snowy 2.0 (Australie) et l’augmentation de capacité de Coo (Belgique). Elle intervient également sur des projets d’assainissement comme le projet Uharakhand (Inde).

Dans le secteur des infrastructures urbaines, Tractebel contribue à l’ingénierie de bâtiments, d’infrastructures de transport terrestre, et de villes, avec pour ambition d’accélérer le développement d’offres intégrées, visant à décarboner quartiers et territoires.

À l’aide du BIM (Building Information Modeling, ou maquette numérique du bâtiment) et d’outils de modélisation et de simulation, Tractebel participe à différents projets d’infrastructures de transport collectif et de mobilité en Belgique, Allemagne, Inde, Chili et pour le projet du Grand Paris Express (France). Les équipes sont leader dans la conception de bâtiments à basse consommation d’énergie en Belgique et ont remporté cette année un Award au MIPIM (“Marché International des Professionnels de l’Immobilier”) pour la conception de l’Hôpital de Liège (Belgique). Enfin, les équipes interviennent comme experts afin de développer la stratégie bas carbone de Springfield City Group et de Monash University (Australie).

La GBU dispose de positions de premier plan dans les réseaux de chaleur dans le nord de l’Italie et est l’un des principaux acteurs de l’éclairage public, avec plus de 600 000 points d’éclairage sous gestion. La GBU fournit par ailleurs, avec sa position de leader sur le marché, des solutions d’efficacité énergétique et des solutions d’utilités sur site aux entreprises et clients publics.

En 2022, la GBU a remporté plusieurs contrats de gestion de l’éclairage public, notamment pour les communes d’Aoste, Assisi et Fiumicino dans le cadre de l’extension de contrats de partenariat public-privé.

La GBU est un acteur important du marché des utilités sur site au travers de contrats long-terme avec ses clients industriels ou tertiaires. Elle participe activement à l’installation, à l’exploitation et à la maintenance de solutions d’efficacité énergétique et détient des expertises spécifiques, notamment en réfrigération. Enfin, la GBU détient depuis plusieurs décennies des participations dans plusieurs Stadtwerke – i.e. des entreprises locales de production et de distribution d’énergie – faisant d’ENGIE en Allemagne un acteur bien ancré dans les territoires.

En 2022, la GBU a mis en service une centrale de cogénération dans la ville de Saarbrücken, lui permettant de sortir du charbon qui était utilisé jusqu’alors au sein de la Stadtwerke.

La GBU est active dans les services d’installation et de maintenance, dans la fourniture de solutions d’efficacité énergétique et dans les utilités sur site. Elle est un acteur des villes via plusieurs réseaux de chaleur urbains, notamment à Barcelone.

En 2022, elle a développé de nouveaux projets innovants tels que le développement d’une centrale solaire à concentration pour un acteur majeur du secteur agroalimentaire.

La GBU distribue le chauffage et la climatisation de la ville de Lisbonne par l’intermédiaire de sa filiale Climaespaço et fournit des services d’exploitation et de maintenance et des solutions d’efficacité énergétique. Elle a développé en 2022 un portefeuille de projets solaires ainsi qu’un projet d’utilité sur site pour un acteur industriel.

La GBU est un acteur majeur des réseaux de chaleur urbains. Elle fournit également des services d’installation, d’exploitation et de maintenance. La GBU développe activement des activités d’utilités sur site et du solaire décentralisé au sein de ces deux pays.

Dans le cadre de sa stratégie de sortie du charbon, la GBU a mis en service en 2022 une unité de cogénération au gaz naturel et converti deux chaudières fonctionnant au charbon pour décarboner le réseau de chauffage urbain de la ville polonaise de Słupsk.

En 2022, la GBU a remporté plusieurs contrats pour développer et mettre en œuvre des projets solaires photovoltaïques avec des clients industriels et tertiaires slovaques.

La GBU est un acteur significatif du solaire décentralisé à travers la co-entreprise Sun4Business avec le groupe Orka.

En 2022, elle a également remporté un appel d’offre majeur de concession sur la mobilité électrique en Flandres avec
5 600 points de recharge à installer.

La GBU développe ses activités en solaire décentralisé et en 2022, elle signé un contrat en tiers investissement de 8,6MWp
avec Saint-Gobain.

La GBU intervient dans les solutions d’efficacité énergétique, en particulier pour le secteur public – gouvernements locaux, écoles, hôpitaux – et développe depuis plusieurs années des partenariats majeurs notamment pour les universités. La GBU poursuit son développement dans les solutions de solaire décentralisé avec 340 MW installé en 2022.

La GBU intervient dans le développement et la mise en œuvre de solutions intégrées axées sur la réduction des coûts et l’amélioration des infrastructures pour les entreprises et les villes. Ses activités comprennent notamment l’efficacité énergétique, la gestion de l’énergie, ainsi que l’éclairage public. En 2022, elle a remporté un des plus importants partenariats public-privé en matière d’éclairage public au Brésil dans la ville de Curitiba avec 160 000 points lumineux à moderniser, un déploiement partiel du contrôle intelligent et la maintenance et l’exploitation des actifs.

ENGIE détient une participation de 40% dans la société Tabreed (National Central Cooling Company PJSC), leader dans les pays du CCG des réseaux urbains de froid. L’entreprise distribue l’équivalent d’un million de tonnes de froid. Tabreed a connu plusieurs succès commerciaux depuis 2020 avec l’acquisition des réseaux de froid de Downtown à Dubaï et les centrales froid de Masdar (EAU).

La GBU propose également des services d’exploitation et de maintenance et d’utilités sur site à des industriels dans la région.

La GBU dispose de solides capacités dans la maintenance technique, l’efficacité énergétique et les systèmes urbains de refroidissement pour fournir des offres clés en main à faible émission de carbone.

La GBU poursuit la construction de projets majeurs développés ces dernières années, notamment un système intégré de réseau de froid urbain avec Jurong Town Corporation (JTC) pour le quartier digital de Punggol à Singapour, ainsi que des projets d’utilités sur site pour plusieurs acteurs industriels.

En 2022, la GBU a remporté un nouvel appel d’offre pour l’installation de 4 500 bornes de recharges à Singapour, en partenariat avec ComfortDelGro.

La GBU FlexGen & Retail regroupe les activités de :

Ces activités partagent le même défi – mais aussi la même opportunité – lié à la réduction des émissions de CO2.

La GBU contribue au développement du Groupe et à la préparation de l’avenir en générant près du quart de l’EBITDA. Elle apporte une expertise industrielle et un savoir-faire dans le digital. En plus d’équilibrer l’exposition financière du Groupe au travers des activités Retail, les activités de la GBU FlexGen & Retail permettent de compenser l’intermittence des énergies renouvelables grâce à l’apport de flexibilité amont (production thermique flexible et stockage d’électricité) et de flexibilité aval (effacement ou déplacement de la consommation des clients BtoC). Elles apportent également des solutions pour décarboner l’industrie avec l’hydrogène bas carbone. Le rôle de la GBU est donc clé dans la transition énergétique.

Dans la production thermique d’électricité, le top 10 (hors Chine) est principalement constitué d’acteurs européens (ENGIE, Enel, Fortum, RWE, etc.) et asiatiques (KEPCO, Marubeni, TCWA, Mitsui). Ces 10 principaux acteurs représentent une capacité totale thermique de 300 GW (c.17% ENGIE). A fin 2021, ces acteurs avaient 24 GW de projets sécurisés de nouvelles centrales de production dans le monde, dont 83% en gaz et 17% en charbon, portés principalement par les acteurs asiatiques.

Dans le stockage par batteries, environ 8,5 GW de capacités sont installés ou en développement avancé à fin 2021 pour les principaux acteurs européens, tirées principalement par les utilities (ENEL, ENGIE et EDF), suivies par les développeurs renouvelables (NEOEN, Eunice, Eren, etc.) et les fonds d’investissement.

Dans la production d’hydrogène bas carbone, on observe une forte concentration des projets en Europe et en Australie (90% du total annoncé) avec une mise en service attendue plus rapide des projets européens (horizon 2030 au plus tard) et la création de consortiums visant à réduire les coûts de production. A horizon 2030, ENGIE, Air Liquide, Orsted, EDF et Iberdrola visent chacun à minima 3 GW de capacité d’électrolyse installées.

Le marché en Europe accélère sa transition vers une production d’énergie moins intensive en carbone. Le marché de l’énergie européen, orienté par des évolutions réglementaires européennes et nationales, se caractérise par un programme à court et moyen terme de fermeture important des sources de production au charbon, couplé d’une sortie du nucléaire en Allemagne. Les centrales au gaz naturel ont un rôle clé à jouer aujourd’hui en offrant la flexibilité nécessaire sur les marchés de l’énergie, à côté de solutions naissantes telles que les batteries. Différents mécanismes de rémunérations en faveur des producteurs d’électricité (mécanisme de rémunération de capacité, réserve stratégique etc.) se mettent en place à l’initiative des gouvernements (Belgique, Italie, France, Royaume-Uni). Ces mécanismes permettent aux capacités existantes de rester opérationnelles.

En Europe, ENGIE gère un portefeuille d’actifs de production thermique d’une puissance installée de 19,5 GW dans sept pays européens (France, Belgique, Pays-Bas, Italie, Royaume–Uni, Portugal, et Espagne), qui comprend ses propres centrales et des actifs décentralisés chez des clients. La répartition de la puissance installée par technologie est la suivante : gaz (14,6 GW), stockage d’énergie par pompage  turbinage (3,3 GW), biomasse et autres (1,3 GW).

En complément, en Europe, ENGIE offre à de gros sites industriels des solutions en matière de fourniture d’énergie, d’exploitation et/ou de maintenance. Elle s’appuie sur la proximité avec ses clients et ses références solides pour les aider à relever les défis de la transition énergétique.

Suite à la promulgation du Green Deal Européen, la Commission européenne a proposé d’accélérer la réduction d’émission de CO2 d’ici 2030. Différents pays européens ont engagé la sortie de la production d’électricité à partir du charbon. Ces tendances marquées incitent à accélérer l’étude des solutions de décarbonation de leurs actifs, tandis que des mécanismes de rémunération des capacités électriques voient également le jour pour assurer la sécurité d’approvisionnement.

En Amérique du Nord, ENGIE possède et exploite la centrale électrique à cycle combiné au gaz naturel de West Windsor de 126 MW, située en Ontario, au Canada. West Windsor est entièrement sous contrat avec l’Ontario Independent Electricity System Operator. En outre, ENGIE détient une participation de 35% dans EcoElectrica, une centrale électrique à cycle combiné au gaz naturel de 534 MW située à Porto Rico et qui comprend un réservoir de stockage de GNL de 160 000 mètres cubes et des installations de déchargement. EcoElectrica dessert l’île dans le cadre d’un accord à long terme avec PREPA - Puerto Rico Electric Power Authority.

Au Brésil, ENGIE Brasil Energia (EBE), filiale du Groupe, exploite une centrale à charbon de 317 MW à Pampa Sul dont la vente a été signée en septembre 2022 (l’opération devrait être finalisée au cours du premier semestre 2023).

Au Pérou, ENGIE, via ENGIE Energía Perú, exploite ChilcaUno et ChilcaDos, deux centrales électriques à cycle combiné alimentées au gaz naturel situées à proximité de la capitale Lima, ainsi que les centrales électriques à cycle ouvert Peaky et Nodo Energetico (gaz naturel/diesel), toutes deux situées dans la ville d’Ilo, au sud du Pérou. Au total, ces centrales représentent 2 081 MW. En 2022, ENGIE a exploité également la centrale au charbon d’Ilo21, qui a été mise hors service le 31 décembre 2022 dans le cadre de la stratégie de décarbonation d’ENGIE au Pérou .

Au Chili, ENGIE, via ENGIE Energía Chile, dispose d’une large infrastructure thermique dans le nord du Chili. Le Groupe a exploité à Tocopilla deux centrales au charbon de 266 MW, qui ont été retirées du service le 30 septembre 2022, et exploite un cycle combiné au gaz naturel de 355 MW. En complément, il possède à Mejillones un cycle combiné au gaz naturel de 237 MW, deux centrales au charbon de 110 MW chacune qui seront retirées du service en 2025, une centrale au charbon de 348 MW qui pourrait être convertie au gaz naturel en 2025 et deux centrales à lit fluidisé au charbon de 362 MW qui pourraient être converties à la biomasse en 2025. Outre ces actifs de génération, un gazoduc de 1 081 km est exploité pour fournir le gaz au cycle combiné et importer du gaz argentin lorsque celui-ci est disponible. Enfin 54 MW de turbines à gaz et moteurs diesels font partie du parc de génération d´EECL. Deux ports historiquement conçus pour importer le charbon des centrales thermiques présentent une opportunité de reconversion pour une activité d’importation ou d’exportation (minerais de cuivre par exemple).

Au Mexique, ENGIE Mexico exploite deux centrales de cogénération à gaz représentant une capacité combinée de près de 301 MW.

À Singapour, ENGIE détient une participation de 30% dans Senoko Energy, qui exploite un portefeuille d’actifs de production d’énergie d’une capacité combinée de 2 565 MW. Senoko est présent sur le marché de la vente de détail d’électricité aux segments BtoB et BtoC, ce dernier étant ouvert depuis le 1er mai 2019.

Dans les pays du Conseil de Coopération du Golfe, ENGIE intervient en tant que développeur, propriétaire et exploitant d’actifs. ENGIE vend l’électricité et l’eau produites dans le cadre de contrats publics d’achat d’électricité et d’eau à long terme. ENGIE est un des premiers développeurs et opérateurs privés d’électricité et d’eau dans la région. Les capacités de production électriques totales de 29 GW desservent plus de 40 millions de personnes (en Arabie Saoudite, aux Emirats arabes unis, à Oman, au Bahreïn, au Qatar et au Koweit). Les installations de dessalement en exploitation ou en construction produisent près de 4,4 millions de m3 d’eau/jour. En 2022, ENGIE a gagné le contrat de Mirfa 2 à Abu Dhabi avec une capacité de 545 000m3 d’eau par jour.

Au Pakistan, ENGIE détient à 100% deux centrales au gaz à cycle combiné (CGCC) pour une capacité totale de 931 MW. L’électricité produite est vendue dans le cadre de contrats d’achat d’électricité à long terme aux entreprises de distribution.

En Afrique, ENGIE détient une participation minoritaire en Afrique du Sud dans deux centrales diesel dites “de pointe” à cycle ouvert pour une capacité totale de 1 003 MW et une participation minoritaire au Maroc dans la centrale à charbon de Safi avec une capacité de production totale de 1 250 MW. ENGIE a aussi gagné l’appel d’offre pour l’usine de dessalement (113 000 m3/jour) associée à un parc éolien (72 MW) de Dakhla. Le premier projet hydrogène (Rhyno) visant à alimenter un camion d’Anglo American en hydrogène vert est maintenant en phase finale de commissioning.

En Australie, ENGIE détient plusieurs participations majoritaires de centrales au gaz pour une capacité totale de 857 MW et a démarré la construction du projet de production d’hydrogène Yuri qui associe une ferme solaire, des batteries et un électrolyseur pour alimenter Yara en hydrogène vert.

L’activité de fourniture d’Énergie se concentre sur la France, la Belgique, l’Italie, la Roumanie, les Pays-Bas et l’Australie. ENGIE s’adresse à la fois aux clients particuliers et aux petits clients professionnels. L’activité repose sur la fourniture de contrats d’énergie (gaz et électricité) et la vente de services de
décarbonation.

Sur tous les marchés où ENGIE opère, l’ambition est d’être un leader de la fourniture d’énergie et des solutions de transition énergétique.

Pour cela, les priorités sont de commercialiser :

ENGIE détient un portefeuille de presque 20 millions de contrats d’énergie (à fin 2022 19,8 millions) et poursuit la croissance de ses contrats de services (2,9 millions de contrats services à fin septembre 2022, idem fin 2021). En France, ENGIE reste leader de la vente de gaz et 1er challenger en électricité. En Belgique, le Groupe est numéro un en gaz comme en électricité et en Roumanie leader sur la fourniture de gaz. Sur le marché des services de décarbonation aux clients particuliers et aux petits clients professionnels, le Groupe déploie de nombreuses solutions qui en font un acteur de référence et contribuent à sa croissance.

Les ventes de contrats d’électricité verte ont continué à progresser pour atteindre 66% à fin 2022 (6 millions) des contrats d’électricité gérés par ENGIE.

Afin d’accompagner ses clients dans la crise actuelle inédite des prix de l’énergie, ENGIE a mis en place plusieurs initiatives fortes dans l’ensemble des pays, notamment :

Les services de décarbonation progressent également malgré une pénurie d’équipements et des allongements des délais d’approvisionnement sur un marché mondial en forte demande et porteur de développement : en France, +122% de vente de toitures solaires et +260% de bornes pour véhicules électriques installées, en Belgique, + 35% de ventes de bornes.

En parallèle, ENGIE a renforcé la pénétration d’offres lancées en 2021 permettant à ses clients de consommer moins et mieux : “Mon pilotage gaz” (France) qui permet de piloter ses consommations en fonction d’une consigne de budget, “Mon pilotage élec” (France) qui permet de piloter à partir d’une consigne de température, offre de pilotage de stockage pour optimiser l’autoconsommation solaire (Belgique), offres de recharge en itinérance du véhicule électrique (Belgique, France), installation de photovoltaïque (Italie, Roumanie), effacement comportemental (Australie), etc.

La France a obtenu en 2022 de la part du transporteur d’électricité RTE la certification lui permettant de contribuer, avec ses clients particuliers, à l’équilibrage en temps réel de la production et de la consommation d’électricité au niveau européen.

En France, ENGIE fournit 2,3 millions de clients BtoC en gaz aux tarifs réglementés dont la loi prévoit l’échéance fin juin 2023. Des boucliers et amortisseurs tarifaires ont été mis en place tant pour le gaz que pour l’électricité.

Dans d’autres pays (Roumanie, Italie), des mesures gouvernementales ont été également mises en place pour atténuer les hausses des prix pour les clients (gel des tarifs, baisse de la TVA) ou bien encore une extension des bénéficiaires du tarif social de l’énergie (Belgique).

ENGIE Energy Access développe des solutions solaires hors réseau innovantes pour les foyers, les services publics et les entreprises, permettant aux clients d’accéder à une énergie propre et abordable. Les systèmes solaires domestiques et les mini-réseaux favorisent le développement économique, en permettant une utilisation productive de l’électricité et en créant des opportunités commerciales pour les entrepreneurs des communautés rurales.

ENGIE Energy Access est la première entreprise hors réseau d’Afrique avec une présence dans neuf pays (Bénin, Côte d’Ivoire, Kenya, Mozambique, Nigeria, Ouganda, Rwanda, Tanzanie et Zambie), plus d’1,3 million de clients et plus de 6,5 millions de personnes.

L’hydrogène est un vecteur énergétique clé de la transition, dans lequel ENGIE souhaite développer des positions fortes sur l’ensemble de la chaîne de valeur : production, infrastructures, mobilité et négoce d’hydrogène.

En Europe, le Groupe bénéficie de son portefeuille de clients industriels et de collectivités locales (GBU Energy Solutions) ainsi que d’importantes capacités de production d’énergie renouvelable et du savoir-faire commercial de GEMS.

En France, le Groupe se développe autour des infrastructures de transport (GRTgaz) et de stockage (Storengy) existantes qui sont au cœur de la future dorsale hydrogène européenne.

À l’international, il développe en priorité des projets dans les pays à faible coût de renouvelables et où le Groupe a des positions fortes, en particulier ceux où les politiques publiques encouragent le développement de l’hydrogène, dans le but d’accompagner la transition énergétique de ses clients et de développer des projets de fuels verts à grande échelle.

La GBU FlexGen & Retail assure le rôle de coordination de l’ensemble des activités hydrogène du Groupe qui sont développées dans les différentes GBU en fonction de leurs expertises relatives.

Production d’hydrogène bas carbone à grande échelle : ENGIE a une approche globale et progressive en développant des projets d’envergure avec des clients industriels dans les zones géographiques les plus favorables. Le Groupe conçoit des modèles d’offres réplicables pour les segments ciblés. Un certain nombre de projets à grande échelle sont en cours de développement avec des acteurs clés, tels que Yara en Australie, Enaex au Chili, Gasunie aux Pays-Bas, TotalEnergies en France, Masdar et OCI aux Émirats arabes unis. La plupart de ces projets pourront, à terme, conduire à la mise en œuvre de projets de grande envergure (à l’échelle du GW).

En Europe, ENGIE vise les industries difficiles à décarboner autrement. L’électrification n’est en effet pas possible ou économiquement viable dans certains secteurs, pour lesquels le vecteur hydrogène est une solution, en particulier la sidérurgie, le raffinage (conventionnel ou bio), la production de e-molécules (ammoniac , méthanol, kérosène de synthèse,..).

Hors-Europe, ENGIE se concentre sur les géographies à faibles coûts des renouvelables comme les États-Unis, l’Australie, le Chili, le Brésil, le Maroc et les Émirats arabes unis. Les industries minières forment également des écosystèmes favorables dans lesquels l’hydrogène bas carbone sera compétitif à plus court terme pour un usage de mobilité industrielle lourde, par exemple en Afrique du Sud.

ENGIE a ainsi annoncé en septembre 2022 la décision finale d’investissement sur la première phase (10 MW) de son projet de production d’hydrogène vert pour l’usine d’ammoniac de Yara en Australie occidentale (Pilbara). ENGIE a par ailleurs signé en 2021 une alliance stratégique avec Masdar, acteur majeur des renouvelables, visant à horizon 2030 de co-développer 2 GW de projets d’hydrogène bas carbone aux Émirats arabes unis pour 5 milliards de dollars américains (4,8 millards d'euros) d’investissement total, Cette alliance s’est traduite début 2022 par un accord signé par les deux partenaires avec Fertiglobe (filiale de OCI et ADNOC à 58% et 42% respectivement) pour étudier la faisabilité d’une installation de 200 MW d’électrolyse, fournissant de l’hydrogène pour la production d’ammoniac vert par Fertiglobe à partir de 2025.

Enfin, la signature d’un Memorandum of Understanding entre ENGIE et le sidérurgiste sud-coréen POSCO, visant au développement conjoint de projets d’hydrogène vert au Moyen-Orient, en Australie, et en Amérique latine, a pour but de soutenir la décarbonation de la production d’acier.

ENGIE s’est fixé pour objectif d’atteindre 0,6 GW de capacité d’électrolyse en 2025, et 4 GW en 2030.

Mobilité : ENGIE, via la GBU Energy Solutions est un des premiers acteurs en France du développement des écosystèmes territoriaux de l’hydrogène pour les usages de la mobilité et de l’industrie. Elle finance, conçoit et exploite des systèmes décentralisés de production d’hydrogène par électrolyse et des stations de recharge à destination des opérateurs publics et privés des transports.

ENGIE a installé trois stations hydrogène en 2022 en France, et vise plus de 100 stations de recharge en hydrogène en 2030.

ENGIE et Alstom ont par ailleurs annoncé en avril un partenariat pour mettre en œuvre des solutions de logistique et de ravitaillement en hydrogène bas carbone d’un système de pile à combustible pour le fret ferroviaire, alimentant des locomotives électriques sur des portions de réseau non électrifiées. Nestlé Waters sera la première entreprise à bénéficier de cette solution, dès 2025.

Infrastructures : L’adaptation et la conversion de ses infrastructures au développement de l’hydrogène est une priorité pour le Groupe. GRTgaz est fortement impliqué dans le développement d’une dorsale européenne de l’hydrogène avec de premiers projets concrets comme le projet MosaHYc et le projet RHYn lancé en 2022. A plus long terme, GRTgaz est associé au H2MED, hydrogénoduc reliant le Portugal et l’Espagne à la France et l’Allemagne (Section 1.6.2.2.2.). Storengy développe un service de stockage souterrain d’hydrogène, en cherchant à coupler site de production et de stockage afin de permettre une fourniture fiable et flexible d’hydrogène (projets HyPSTER et HyGreen). L’objectif du Groupe est d’atteindre 170 km de réseau de transport d’hydrogène en 2025 et 700 km en 2030, ainsi que de disposer de 270 GWh de stockage en 2025, et 1 TWh en 2030 (Section 1.6.2.2.2 “GRTgaz” et Section 1.6.2.2.4 “Storengy”).

Négoce d’hydrogène : GEMS ambitionne de développer une position de leader sur le marché de gros de l’hydrogène, en développant un portefeuille d’approvisionnement diversifié, de la vente avec services adaptés aux besoins de chaque client et la fourniture en électricité et gaz des sites de production d’hydrogène.

En matière d’innovation, ENGIE soutient l’investissement dans le développement des technologies de l’hydrogène. Le Groupe a également développé une technologie propriétaire pour identifier les zones de forte production d’hydrogène naturel, bas carbone et compétitif, que Storengy ambitionne d’exploiter au travers de forages. ENGIE a également inauguré en 2022 son H2 Lab, centre de recherche et d’innovation dédié à l’hydrogène bas carbone, doté de moyens d’essais sur toute
la chaîne de valeur de l’H2, de la production à l’utilisation.

Évolutions réglementaires

Dans le cadre de sa trajectoire de neutralité carbone, l’Union européenne souhaite massivement développer la production d’hydrogène bas carbone avec un objectif ambitieux de 40 GW de capacité d’électrolyse en Europe en 2030. Cet objectif a été réhaussé avec le plan RePowerEU, suite à l’invasion de l’Ukraine par la Russie et la décision de l’UE de réduire au maximum la dépendance au gaz naturel russe, qui vise la production de 10 Mt H2 par an sur le sol européen et l’import de 10 Mt H2 supplémentaires. Des cibles contraignantes de consommation et de limitation d’émissions de gaz à effet de serre ont été fixées dans l’industrie dans le cadre du package européen Fit for 55, et sont en discussion pour la mobilité lourde dans le cadre des initiatives ReFuel EU. Ces évolutions sont positives et démontrent une volonté politique renforcée mais doivent encore être concrétisées. ENGIE œuvre pour réduire les freins en place au développement des projets et faire évoluer le cadre réglementaire.

L’entité opérationnelle Nucléaire est dédiée à la gestion opérationnelle des sept réacteurs nucléaires en Belgique, ainsi que des droits détenus dans deux centrales d’EDF en France.

L’entité opérationnelle est structurée autour des priorités suivantes :

Par ailleurs, le Groupe ENGIE est entré en discussion avec le gouvernement belge sur la perspective d’une éventuelle prolongation des réacteurs nucléaires de Doel 4 et Tihange 3. Une lettre d’intention entre les parties a été signée en juillet 2022, confirmée et enrichie par un accord de principes non engageant en janvier 2023. Ces documents prévoient des accords de principes étendus pour le 15 mars et un accord engageant pour juin 2023.

La sûreté nucléaire est au cœur de ces priorités. Le dispositif de sûreté nucléaire en place fait l’objet d’un renforcement continu, en étroite collaboration avec les autorités de sûreté nucléaire.

Les implantations de l’entité en Belgique sont réparties à Doel, Tihange, et Bruxelles. Electrabel exploite et opère, dans le respect des normes de sécurité et sûreté nucléaire les plus strictes, les centrales nucléaires de Doel et de Tihange. Ces centrales représentent en 2022 une capacité installée totale en Belgique de 5 943 MWe (dont 897 MWe en partenariat avec le groupe EDF). Depuis le 23 septembre 2022, la centrale de Doel 3 (1006 MW) a été mise définitivement à l’arrêt. De plus, le Groupe possède 1 118 MWe de droits dans les centrales de Tricastin et de Chooz B en France.

Le cadre juridique en place prévoit la sortie progressive de l’exploitation des centrales nucléaires en Belgique entre 2022 et 2025. Par décision du 18 mars 2022, le Gouvernement belge a décidé de prendre les mesures nécessaires en vue de prolonger de dix ans la durée de vie de Doel 4 et Tihange 3. Une lettre d’intention non contraignante a été signée entre le Gouvernement belge et le Groupe en juillet 2022. Les discussions sont en cours en vue de parvenir à un accord engageant d’ici juin 2023. Le cadre juridique définit par ailleurs, entre autres, les paramètres économiques sous-tendant l’extension de la durée de vie de Tihange 1, Doel 1 et Doel 2 jusqu’en 2025, ainsi que le mécanisme de calcul de la contribution nucléaire que doit payer Electrabel (projet de loi relative au plafond sur les recettes issues du marché des producteurs d’électricité en cours).

Le Groupe assume des obligations, résultant de l’application de la loi belge du 11 avril 2003 modifiée par la loi du 12 juillet 2022, relatives aux provisions constituées pour le démantèlement des centrales nucléaires et la gestion du combustible nucléaire irradié. La loi du 12 juillet 2022 prévoit notamment le financement complet des provisions nucléaires d’ici 2030 et un renforcement du contrôle de la Commission des provisions nucléaires sur certaines décisions relatives au capital d’Electrabel et à Synatom. À la suite de la révision triennale des provisions nucléaires conduite en 2022 sous l’autorité de la Commission des provisions nucléaires, les scénarios techniques pour la gestion de l’aval du cycle du combustible nucléaire ont été revus.

Les taux d’actualisation des provisions nucléaires s’établissent à respectivement 3% pour les provisions pour l’aval du cycle du combustible nucléaire et 2,5% pour les provisions pour démantèlement des sites de production nucléaire, avec un taux d’inflation inchangé à 2%. Les provisions nucléaires s’élèvent à ce jour à 19 milliards d’euros. Le prochain exercice de révision est prévu pour 2025.

Avec des bureaux dans 15 pays et huit plateformes de trading, l’entité GEMS opère dans le monde entier. Elle fournit des solutions en matière d’énergie et de gestion de l’énergie afin d’accompagner ENGIE et ses clients dans leur transition vers une économie neutre en carbone. GEMS a deux principales missions :

Outre sa situation de leader sur les marchés européens de gros du gaz naturel et de l’électricité, GEMS vise à développer la même position de leader dans les gaz renouvelables et bas carbone (biométhane, hydrogène). Plus largement, l’entité poursuit le plan de croissance ambitieux de son portefeuille de gestion en énergies vertes, qui comprend les énergies renouvelables, les énergies à faibles émissions de carbone et le gaz vert, la biomasse durable, les garanties d’origine et les certificats verts. À cet égard, GEMS développe la gestion des accords d’achat d’énergies renouvelables à long terme, les “PPA verts”.

En raison du conflit en Ukraine, en 2022 le Groupe a diversifié ses sources d’approvisionnement afin de renforcer, à court terme, la sécurité d’approvisionnement. Ceci passe notamment par de nouveaux achats de gaz (non-russes) et de Gaz Naturel
Liquéfié (GNL).

Les activités de GEMS sont réparties autour de quatre grands domaines d’expertise.

Approvisionnement en énergie : GEMS propose des solutions d’approvisionnement en gaz naturel, en gaz verts et bas carbone (biométhane, hydrogène), en électricité, en GNL et en biomasse, ainsi que des accords d’achat d’énergies renouvelables à des clients professionnels et à d’importants clients industriels, ainsi qu’aux autres entités commerciales d’ENGIE.

Services de gestion des actifs et de flexibilité : en ce qui concerne la gestion des actifs d’énergie, GEMS assure la répartition et l’optimisation des actifs de production d’énergie d’ENGIE ainsi que des actifs de tiers. S’agissant de la gestion des actifs gaziers, GEMS gère l’approvisionnement en amont, le transport et la capacité de stockage du gaz et valorise et optimise la flexibilité des actifs sur les marchés.

Gestion des risques et accès au marché : GEMS gère les risques du portefeuille énergétique physique et financier grâce à des stratégies de couverture sur mesure, un accès compétitif au marché et une expertise de premier ordre.

Solutions d’énergies vertes et bas carbone : grâce à sa position de leader sur le marché et à l’innovation, GEMS propose des solutions personnalisées pour aider ses clients à atteindre leurs objectifs Environnementaux, Sociaux et de Gouvernance (ESG) (garanties d’origine, traçabilité de l’énergie, compensations, efficacité énergétique). L’entité développe également les activités suivantes : achat et vente de biométhane, d’hydrogène renouvelable et bas carbone pour développer un portefeuille d’approvisionnement diversifié et des services adaptés à chaque client ; approvisionnement en électricité et en gaz des sites de production d’hydrogène, ainsi que leur optimisation.

En 2022, ENGIE a conclu de nouveaux contrats et lancé différents partenariats, notamment :

Le modèle d’affaires du Groupe est présenté en Section 3.2.

Le Groupe détient en propriété ou en location un nombre important d’immobilisations industrielles à travers le monde. De nombreuses activités du Groupe impliquent l’exploitation de très grandes usines dont le Groupe ne détient toutefois pas toujours l’entière propriété.

Au 31 décembre 2022, le Groupe exploite des centrales électriques, des terminaux méthaniers et des stockages dans plus de 31 pays.

Le Groupe a défini une politique de management global des risques (Enterprise Risk Management – “ERM”), dont les principes sont cohérents avec les standards professionnels (ISO 31000, Federation of European Risk Management Associations notamment) ; celle-ci explicite l’ambition d’ENGIE de “maîtriser ses risques pour assurer sa performance”.

Le système de management global des risques du Groupe est d’application dans les activités et entités contrôlées du Groupe, dans le respect des règles de gouvernance qui s’imposent à chaque entité.

Cette politique préconise une prise de risques à un niveau raisonnable au plan juridique, acceptable par l’opinion et supportable économiquement. Elle précise que tout manager est un Risk Manager. Les Comités de Direction des entités du Groupe sont, en principe, les instances où sont décidées les actions à entreprendre pour gérer les risques, sauf lorsqu’un Comité des Risques est créé spécifiquement comme pour le risque de marché.

Le Directeur du Management des Risques s’assure de l’efficacité du dispositif de gestion des risques. Il anime les Chief Risk Officers désignés dans chacune des entités opérationnelles et Fonctions Corporate. Ces derniers évaluent l’exposition globale aux risques de l’entité ou de la Fonction et
s’assurent de la mise en œuvre des plans de traitement.

L’analyse des risques et le pilotage des plans d’actions sont réalisés en collaboration avec toutes les filières du Groupe.

Chaque année, le processus ERM du Groupe débute par la revue des risques en Comité Exécutif (Comex). Une campagne ERM est ensuite lancée dans tout le Groupe, en indiquant les orientations à prendre en compte pour la gestion des risques durant l’année. Elle met notamment l’accent sur des risques prioritaires coordonnés chacun par un membre du Comex et qui feront l’objet d’un suivi particulier par l’un des Comités permanents du Conseil (voir Section 4.1.2.4 “Les comités”). Elle débouche sur une nouvelle revue des risques du Groupe présentée en Comex puis en Comité d’Audit, qui après examen porte un avis sur l’efficacité du système de management des risques, dont il fait rapport au Conseil d’Administration.

La connaissance des risques provenant de la remontée d’informations des entités opérationnelles et des directions fonctionnelles est complétée par des entretiens avec les dirigeants et par une analyse des publications des analystes externes et des événements majeurs.

Afin de faire face à la survenance de tous les types de crise et minimiser leurs impacts, ENGIE dispose d’un dispositif global de gestion de crise. Le Groupe est ainsi doté d’un dispositif d’alerte et de remontée des incidents majeurs. L’analyse de la crise est réalisée par une personne de permanence au niveau local qui peut, en cas de besoin, déclencher une cellule de crise au plus près du terrain. Les décisions pour gérer la crise sont prises au niveau approprié de l’organisation selon le principe de subsidiarité.

Des plans de continuité des activités sont établis et mis à jour pour les scénarios de crise identifiés par le Groupe et ses entités.

Pour tester la robustesse de l’organisation et s’ancrer dans une boucle d’amélioration continue, les entités réalisent, a minima, un exercice de crise par an sur un périmètre fonctionnel et géographique cohérent avec les exigences réglementaires. Des formations complémentaires sont également dispensées pour les parties prenantes internes. Un bilan annuel est réalisé pour tirer les enseignements et engager les actions d’amélioration identifiées, en lien et partage avec l’ensemble des entités.

Ce dispositif ne peut toutefois permettre d’exclure le risque que les activités et les opérations du Groupe puissent être perturbées en situation de crise. De même, ce dispositif ne permet pas d’assurer l’absence d’impact sur les tiers ou sur l’environnement.

Le Département Management des Risques et Assurances d’ENGIE est chargé de l’élaboration, de la mise en place et de la gestion des programmes d’assurances dans les domaines de la protection du patrimoine (dommages matériels et pertes de bénéfices) et des personnes, des recours de tiers (responsabilité civile), des assurances automobiles et de la prévention.

Pour chacun de ces domaines :

Il ne peut être exclu que, dans certains cas, le Groupe soit obligé de verser des indemnités importantes non couvertes par le programme d’assurances en place ou d’engager des dépenses très significatives non remboursées ou insuffisamment remboursées par ses assureurs. En matière de responsabilité civile et de risques environnementaux, bien que le Groupe ait souscrit des assurances de premier plan, il ne peut être exclu que la responsabilité du Groupe soit recherchée au-delà des plafonds garantis ou pour des faits non couverts (notamment du fait des exclusions communément pratiquées par le marché de l’assurance).

Un programme couvre la responsabilité civile des mandataires sociaux et dirigeants d’ENGIE, de ses filiales et des représentants du Groupe au sein de ses participations.

Un programme responsabilité civile générale (y compris atteinte à l’environnement) est souscrit au bénéfice de l’ensemble des filiales pour un montant total de 645 millions d’euros. Ce programme intervient en majorité au premier euro, ou en excédent des couvertures sous-jacentes souscrites par certaines entités (en général d’une capacité de 50 millions de dollars américains, correspondant à 48 millions d'euros).

Electrabel, en sa qualité d’exploitant d’unités nucléaires sur les sites de Doel et Tihange, voit sa responsabilité civile régie par les conventions de Paris et Bruxelles (dont les protocoles d’amendement de 2004 sont entrés en vigueur au 1er janvier 2022), visant l’indemnisation des victimes et la création d’une solidarité entre pays signataires, ainsi que par la loi belge du 22 juillet 1985 (modifiée par les lois du 29 juin 2014 et du 7 décembre 2016).

Cette responsabilité incombe exclusivement à l’exploitant dont l’installation serait à l’origine de l’accident nucléaire. En contrepartie de cette responsabilité strictement objective, le montant de l’indemnisation est plafonné par accident à 1,2 milliard d’euros. Au-delà de ce plafond, un mécanisme d’indemnisation complémentaire a été mis en place par les États signataires des conventions.

Le programme d’assurance responsabilité civile nucléaire souscrit par Electrabel au 1er janvier 2023 auprès du marché de l’assurance est conforme aux conventions de Paris et Bruxelles révisées et à la loi nationale belge précitée qui fait obligation à l’exploitant de fournir une garantie financière ou de souscrire une assurance de responsabilité civile à hauteur de 1,2 milliard d’euros.

Les entités du Groupe bénéficient d’assurances de dommages couvrant les installations en propre, louées ou confiées, à l’exception des canalisations de réseaux de transport et distribution de gaz et des réseaux de chaleur en France. Les principaux programmes prévoient des garanties formulées soit en valeur de remplacement à neuf, soit sur base de limites contractuelles d’intervention par sinistre, fixées en fonction de scénarios majeurs estimés selon les règles du marché des assurances et des offres disponibles (coût et capacité).

L’assurance des pertes d’exploitation et frais supplémentaires d’exploitation est souscrite en fonction de chaque analyse des risques en tenant compte notamment des plans de secours existants.

Les projets de construction font l’objet d’une garantie “tous risques chantier” souscrite par le maître d’ouvrage, le maître d’œuvre ou l’entreprise principale.

Conformément à la législation en vigueur et aux accords d’entreprise, des programmes de protection du personnel contre les risques d’accidents et frais médicaux sont élaborés au niveau des entités opérationnelles.

Le Groupe est sensible à des facteurs de risques conjoncturels et structurels qui impactent le secteur de l’énergie. L’ensemble de ces risques est analysé et mesuré dans le cadre des processus stratégiques et de planification qui permettent au Groupe d’anticiper certaines évolutions de l’environnement externe et de s’y préparer. L’organisation et la feuille de route de la recherche et de l’innovation du Groupe contribuent également à répondre aux évolutions stratégiques (voir Section 1.3 “Recherche, technologies, et innovation”).

Par rapport à la Section 2.2.1 Risques politiques et réglementaires du Document d’enregistrement universel 2021, différents risques ne sont plus traités dans la présente Section :